推荐标的：中闽能源、国投电力、文山电力行业观点：完善新型储能机制以促进行业发展，储能电站盈利能力有望提升月7日，国家发改委、国家能源局发布《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》，进一步明确新型储能市场定位，建立完善相关市场机制、价格机制和运行机制，提升新型储能利用水平，引导行业健康发展。通知主要内容为：新型储能可作为独立储能参与电力市场；鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场；加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰；充分发挥独立储能技术优势提供辅助服务；优化储能调度运行机制；进一步支持用户侧储能发展；进一步支持用户侧储能发展；建立电网侧储能价格机制；修订完善相关政策规则；加强技术支持、组织领导，做好监督管理。
明确独立储能的定义，为新型储能市场化发展奠定了基础。通知提出具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目，可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场。
推动独立储能参与电力市场进行调峰调频及辅助服务，并研究独立储能的容量电价机制。新型储能具有响应快、配置灵活、建设周期短等优势，可在电力运行中发挥顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动等多种作用。因此本次通知提出加快推动独立储能参与中长期市场和现货市场，鼓励独立储能签订顶峰时段和低谷时段市场合约，发挥移峰填谷和顶峰发电作用。鼓励储能提供有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务等辅助服务，以及在电网事故时提供快速有功响应服务。此外通知还提出研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制，同步建立辅助服务和容量电价补偿机制并向用户传导。我们认为储能的盈利模式将从较单一的电网调峰服务扩大至赚取节点电价峰谷价差、获取容量电费、新能源增发电量收益分享等，在电能量市场、辅助市场和租赁市场均可发挥作用，对现货价格的预测将决定其参与电力现货市场的盈利水平。
提出两个配套储能发展方向，提升配套储能项目效益。由于各地出台的新能源强配储能政策，目前有大量新能源配套储能项目建成，但大部分作用是仅为本电站提供类似无功补偿的服务。为了更好发挥配套储能作用，提升其效益，本次通知提出了两个配套储能发展方向：1）鼓励配套储能与所配建的其他类型电源联合并视为一个整体，按照现有相关规则参与电力市场。鼓励新能源场站和配建储能联合参与市场，保障新能源高效消纳利用。随着市场建设逐步成熟，鼓励探索同一储能主体可以按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同时参与的市场模式。2）鼓励以配建形式存在的新型储能项目（涉及风光水火储多能互补一体化项目的储能除外），通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时，可选择转为独立储能项目。目前现有的发电侧储能多为强制配套，没有明确盈利模式，电网侧的调峰辅助市场服务的盈利水平有限。我们认为新能源运营商可以根据自身情况，灵活选择配套储能使用方式，从而更好发挥配套储能作用，提升电站整体收益。
明确独立储能成本疏导机制，显著降低部分独立储能电站充电成本。本次通知提出，独立储能的辅助服务费用按照“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。对于电网侧储能，研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动电站参与电力市场；探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。对于用户侧储能，各地要根据电力供需实际情况，适度拉大峰谷价差，进一步拉大电力中长期市场、现货市场上下限价格，为新型储能发展提供空间，引导用户侧主动配置新型储能。此外通知提出独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。根据电网头条数据，2018年我国销售电价中，上网电价、输配电价（含线损）、政府基金及附加、和增值税分别约占49%、33%、4%和14%。本次政策实施后，部分独立储能电站充电价格有望下降近四成，成本显著下降。
投资建议：新型储能电站由于其自身特点，是新型电力系统的重要组成部分，未来十年有望进入高速发展期。本次通知明确了独立储能的定义及新型储能市场定位，建立完善相关市场机制、价格机制和运行机制，解决了行业面临的许多难点，有望进一步促进行业持续快速发展。推荐标的：文山电力，相关标的：苏文电能、林洋能源。
风险提示：宏观经济下滑、疫情反复、电价下滑、燃料成本上涨超预期。
装机增速不及预期。
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