电力电气设备：独立市场定位初步确立 储能市场化开启

      行业近况
近日，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》1，旨在明确新型储能市场定位，通过市场机制、价格机制和运行机制三方面共同提升储能利用水平、保障合理收益。我们认为《通知》有望引导配建储能向独立储能转化，明确了电网替代储能的成本回收机制，并指明用户侧储能发展方向。
评论
明确独立储能的定位，提出长期的市场化成本传导机制。《通知》提出新型储能项目可通过技术改造满足要求后转为独立储能(多能互补项目除外)。
此外，配建新型储能还可以选择与所属电源联合、作为同一主体参与电力市场，也可按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同时参与。
多措并举增强表前储能的收益：1)明确独立储能电站充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，降低独立储能削峰填谷成本，提升独立储能收益。以山东110kV大工业电价为例，我们测算充电减免输配电价和政府性基金及附加可降低储能充电成本约0.17 元/kWh；2)明确储能辅助服务费用应由发电侧并网主体和电力用户合理分摊，加强成本传导；3)再次提出建立电网侧独立储能电站容量电价机制，将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收，传导电网建设储能成本。
我们认为，《通知》有望在不同程度上提振各储能应用场景的需求，储能的市场化发展即将开启。1)电源侧：光伏电站配储成本得以疏导，电站IRR水平提升，国内地面电站装机有望加快，带动电源侧储能需求提速；2)电网侧：电网替代型储能设施成本纳入输配电价回收，电网侧储能投资或具备一定经济性，市场需求有望打开；3)用户侧：峰谷价差和电价上下限持续拉大，提升储能经济性，创造用户侧储能发展空间，引导主动配置新型储能、减少自身高峰用电需求及电力系统增容投资。
　　风险
政策落地不及预期，上游原材料成本持续走高。
文章来源：中金公司

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