6月7日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，《通知》中对于新型储能参与电力市场的独立身份、交易及价格机制、调度运行机制等多项关键问题予以明确。
一般而言，电网需要保持发电量与用电量的实时动态平衡。火力发电的可控性较高，而风电、光伏等清洁能源的发电量具有不稳定性，无法与用电需求及时匹配，随着风光等清洁能源占比的逐渐提高，我国电力系统面临的调度压力也越来越大。
因此，发展储能已经成为提高清洁能源占比的必要手段。在需求激增和政策利好的双重刺激下，5月份以来，万得储能指数涨幅超30%，龙头派能科技近两月涨幅高达100%。
券商观点
1、国联证券
核心观点：储能市场化机制日趋完善，国内市场大有可为。（强大于市，维持）
1）《通知》定义了独立储能身份，鼓励储能主体灵活参与市场，对于全国储能行业产生实际的积极影响。
2）《通知》中鼓励独立储能参与电网调峰，明确独立储能电站向电网送电时，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，降低了储能项目的成本，盈利能力增加。
3）在辅助服务市场，《通知》强调按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的原则，由相关发电侧并网主体、电力用户合理分摊成本。
4）据工信部数据，21年我国储能型锂电池产量为32GWh；而22年1-4月储能电池产量超过19.5GWh，已经达到21全年的61%左右，行业高速发展的确定性较强。
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2、光大证券
核心观点：政策持续助力新型储能发展，独立储能充电不再承担输配电价。（买入，维持）
1）新型储能可作为独立储能参与电力市场，优化了原有的盈利模式。以山东省为例，在现货市场中，新能源配建储能收益模式仅局限于租赁费，而独立储能可以通过现货市场节点电价差、租赁费及容量电价三方面获得收益。
2）独立储能充电不再承担输配电价，进一步提升独立储能电站经济性。此前，独立储能电站充电时需缴纳输配电价和政府性基金及附加。以北京市为例，2021年，大工业用电（110KV）的输配电价为0.1594元/度，政府性基金及附加为0.0272元/度，合计为0.1866元/度。此后独立储能在实际运营过程中，将节省约0.2元/度的成本，这将进一步提升独立储能电站经济性，进而加速独立储能的建设进程。
3）《通知》中提出：各地要根据电力供需实际情况，适度拉大峰谷价差，为用户侧储能发展创造空间。根据各地实际情况，鼓励进一步拉大电力中长期市场、现货市场上下限价格，引导用户侧主动配置新型储能，增加用户侧储能获取收益渠道。鼓励用户采用储能技术减少自身高峰用电需求，减少接入电力系统的增容投资。
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3、国融证券
核心观点：承新能源东风，储能迎来爆发。（看好）
1）可再生能源发电峰谷发电量变化大、难以控制，随着风光发电占比提高，对电网冲击会变大，对电网在输配、调控等方面要求更高。全球范围内新能源发电渗透率提升大势所趋，新能源发展创造了储能的需求。
2）储能应用场景多样：除了改进电网和传输技术，发展储能技术必不可少，储能应用场景包括：（1）发电侧，对于配套新型储能的发电项目，可在竞争性配置、项目核准、并网时序、系统调度、保障小时利用数等方面给与一定的倾斜；（2）用户侧，进行各种“储能+应用场景”的探索和创新，探索多种商业模式；（3）电网侧，推动储能合理布局，建立电网侧独立电价机制，提高风光电站配储比例
3）储能预计十年有20倍增长空间，行业有望保持高增。根据CNESA的保守预计，2021年累计装机规模为5790.8MW，电化学储能累计规模2021-2025年复合增长率为57.4%，市场呈现稳步增长的趋势；乐观场景下，2021 年市场累计规模达6614.8MW，再创新高，2024年和2025年累计规模分别可达32.7GW和55.9GW，2021-2025年复合增速为 84.5%。
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4、德邦证券
核心观点：能源革命驱动储能需求增加，锂电储能正成为行业主流技术路线。（优大于市）
1）当前，全球能源系统正在从传统的火力发电转变为以再生能源为主的能源结构。但现有的电网消纳能力有限，高比例间歇性可再生能源并网，不仅会对现有电网稳定性造成冲击，而且还有可能导致弃风、弃光率回升。
2）如若对电网配置储能，不仅可以降低弃风、弃光率，更能平抑新能源波动，跟踪计划出力，并参与系统调峰调频，增强电网的稳定性。而在所有的储能形式中，以磷酸铁锂为代表的锂电储能技术，相较于其他储能技术优势显著，目前正成为新增储能的主要装机力量。
3）目前，从国家到地方现已出台一系列指导意见与扶持政策，国家级指导文件更是明确强调：到2025年，新型储能要从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达30GW以上。预计到2025年，我国电力系统锂电储能新增装机有望达到 64.1GWh，5年CAGR为 87%，十四五期间合计市场空间约2300亿元。
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