双碳目标下新能源装机规模持续扩张，储能成必要环节
双碳目标下新能源装机维持高增速，装机规模占比不断提升，给电网带来较大考验，储能成为新型电力系统下的必要环节。但传统抽水蓄能受制于自然条件约束及响应速度较慢问题，难以完全满足新能源装机规模快速扩张下的调峰调频需求。以电化学为主的新型储能近年来取得快速发展，截至2021底，国内电化学储能装机规模为5.12GW，2014-2021年CAGR达69.0%。
源网侧：收益机制亟待探索，共享独立储能或为最优模式
火储联合调频：火储发展初期受补偿政策影响，广东、内蒙、山西等区域收益水平显著，发展优势明显，但该市场目前总体资金池相对有限，伴随电站规模快速扩张，总体资金池将被迅速瓜分，早期发展较快区域开始趋于饱和，补偿标准表现出降低趋势。在此背景下，火储联合调频市场开始向其他区域拓展，据储能与电力市场统计，2021年，新增项目（规划、建设、投运）涵盖广东、江苏、浙江、福建等15个省市，涉及近40个项目。
新能源+储能：多个省份提出明确新能源配储要求（比例多在5%-20%之间），推动储能产业规模快速扩张，但“繁荣发展”背后，由于其缺乏明确调用及收益机制，发电侧自建储能压力较大。
独立储能：新型储能产业“探索初期”将过，规范化与市场化加速推进。而独立储能电站一方面更加贴合政策导向，相比于依附于发电侧的商业模式，独立储能电站规范性与主体性更强；另一方面，在辅助服务市场逐渐向独立储能放开的背景下，独立储能电站有望满足发电侧、电网侧等多方需求，通过参与调峰、调频等电力辅助服务及容量租赁来扩宽收益渠道，从而有效解决经济性难题。同时，独立储能电站参与电力现货市场交易确定性逐渐增强，市场化机制有望打破资金盘掣肘，进一步提高项目收益水平。根据测算，在综合考虑现货市场交易+容量租赁的情况下，山东独立储能电站项目全投资IRR达13.01%，资本金IRR达26.50%，收益率可观，已具备较强的投资价值。
用户侧：需求响应机制必要性凸显，峰谷价差拉大为储能提供套利空间
伴随我国分时电价政策加速推进，目前已有29个省份实施了不同的分时电价机制，峰谷电价价差不断拉大，从而为用户侧储能提供了客观的套利空间。根据测算，当平均价差达到0.39元/KWh时可实现盈亏平衡，当平均价差达到0.6元/KWh时，其全投资IRR达11.57%，资本金IRR达23.30%，因此从当前各地区峰谷价差情况来看，用户侧储能已具备一定的经济性与投资价值。
投资建议：新型储能商业模式逐渐明朗，共享独立储能电站收益可观，规模放量在即。一方面，双碳目标下，新能源装机维持高增速，装机规模占比不断提升，给电网带来较大考验。在此背景下，国家级储能相关政策频繁出台，对新型储能产业做出一系列顶层战略规划，明确到2025年30GW的发展目标，并推动其规范化与市场化发展；另一方面，在近年来对储能商业模式的持续探索下，其收入渠道不断拓展，盈利能力显著提高，同时伴随政策端补偿机制等的陆续推出，储能经济性有望持续改善。具体标的方面，建议关注【万里扬】【林洋能源】【三峡能源】【文山电力】【宝光股份】【南网科技】等
风险提示：储能上游设备涨价，相关政策出台及落地不及预期，储能电站收益渠道拓展不及预期，现货市场下电费价差不及预期，测算假设存在误差等
