强制配储是当前我国储能发展的重要驱动力，储能政策已在边际改善新能源配储成本压力。
强制配储是我国当前储能发展的重要驱动力，配储仍将是新能源企业的成本项。储能逐步成为刚需，在用户电价上涨受到 较多制约的情况下，我们认为强制配储政策是要求新能源逐步承担与传统电源相近的调节责任，相关企业负担更多系统调 节成本。尽管受到煤价上涨和供需形势趋紧影响，我国多地电价出现上涨，但平抑电价较快上涨对于各地政府降低工商业 经营成本和优化营商环境具有重要意义，我们认为相应储能成本疏导到用户侧将需要时间。
当前储能政策已在边际改善新能源配储成本，重点是鼓励独立储能发展和拓宽储能收益渠道。相较于过去新能源场站自建 小规模储能，当前政策趋向引导发展较大单体规模的独立储能电站，以发挥规模效应和便于电网集中统一调度。相应地， 各地政策引导赋予储能独立市场地位，不断破除储能参与辅助服务市场、现货市场等机制障碍，拓宽了储能收益渠道，并 取消了储能充电的输配电价、政策基金及附加等额外成本。不过新能源共享租赁独立储能仍是强制配储政策的变体，以山 东为代表的实践中，新能源企业租赁储能但不能分享其使用权和收益，共享储能仍是新能源企业成本项。
储能发展关键在于“新能源+储能”综合收益率
电力容量成本回收机制有望加速推进，电化学储能预计受益但短中期力度渐进提升。此处所指电力容量成本回收机制对应 电源侧，主要用于解决利用率较低的发电资源因收入不足退出、致使电力系统发电容量不足的问题。我们认为，从我国国 情看，当前电力容量成本回收机制预计更多聚焦在解决火电企业可持续经营问题上，同时也为火电逐步由主体电源转变为 调节性电源提供支撑机制。在用户侧电价上涨受限的条件下，有限的补偿资金预计更多倾斜火电，储能受益预计是个渐进 过程。从山东实践看，用户侧的容量补偿电价提供资金来源，相应资金主要用于补偿火电，储能的容量补偿收益仅为火电 的1/6。
预计独立储能纳入输配电价的规模有限，且电网替代性储能纳入输配电价也会审慎推进。此处所指独立储能为起调峰调频 作用的电化学储能，预计独立储能近中期较难大规模获得抽水蓄能同等的容量电价政策支持，我们判断的逻辑核心在于， 一是电化学储能仍需进一步降本；二是输配电价机制更适宜便于成本监审的成熟技术；三是电价受限下输配电价可疏导成 本规模也有限。此外，尽管电网替代性储能纳入输配电价顺理成章，但由于电网替代性储能成本监审和作用评估的复杂性， 为避免盲目低效投资，我们认为相关政策推进的力度和进度将较为审慎，预计沿用先试点再逐步推广模式；同时这类储能 的单体规模短期不会较大，常见规模预计为5-15MW。
“新能源+储能”的综合收益率是储能加速发展的关键。储能相关政策呈现边际渐进式改善趋势，有望不断降低新能源强制配储成本，但储能加速发展不一定在于储能单独盈利能力，而是主要在于“新能源+储能”的综合收益率能否满足发电企业 的投资回报要求。 新能源上游价格下行和储能收入增加是“新能源+储能”的综合收益率提升的主要方式。随着光伏上游原材料价格下行带来 组件成本下降，以及储能政策边际改善带来储能收入增加，“新能源+储能”的综合收益率有望不断改善，强制配储政策执 行刚性预计不断增强，且配储比例和时长也将逐步提高，国内储能相应将迎来加速增长。
电力现货市场为储能提供日内价差套利空间，现货市场正从试点走向全国。电力现货市场可形成小时及更小时间尺度价格， 短时价格变动有利于体现电化学储能日内调节价值。相较偏向行政化的调峰市场，现货市场可一定程度减少政策干预，提 供更为稳定的收益预期。2022年11月，国家能源局发布了《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》《电力现货市场监管 办法（征求意见稿）》，面向社会公开征求意见，这两份文件的出台意味着电力现货市场从试点向全国推广再进一步。
电力辅助服务市场化丰富了储能收益来源，辅助服务新规正从全国总方针走向各地区细化落地。电化学储能凭借灵活性高、 响应速度快、环境资源约束小等优势，在电力辅助服务中具有较大应用空间。我国辅助服务市场化程度相对有限，2021年 12月国家能源局印发的“两个细则”从全国层面进一步明确了辅助服务市场化的方向，提出在现阶段以调峰辅助服务市场 化交易为主的基础上，持续推动调频、备用、转动惯量、爬坡等品种以市场竞争方式确定辅助服务提供主体，有望丰富储 能收益来源。此后，南方能监局、西北能监局等各机构进一步细化了辅助服务在所属地区的落地细则。
容量机制可保障储能合理收益，发电侧容量补偿机制有望在更多地方拓展试点。容量收入是实现调节资源固定成本回收的 有效手段，我们认为电化学储能作为调节资源，一般更适宜在发电侧容量补偿机制中获取报酬。我国华北、山东、西北等 地区正开展容量市场建设，目前山东已将储能纳入到了容量机制覆盖范围，西北也正考虑将储能纳入容量市场。从实践看， 目前发电侧容量补偿主要针对顶峰容量和调峰容量。我们认为，从近期看容量机制的核心关注点仍在火电上，但有望惠及 储能，改善储能收益。
用户电价承受力是各地电力体制改革的核心关切，如何分摊调节服务成本会呈现较大区域差异。我国之前主要通过发电侧 单边承担整个系统辅助服务成本，尤其是火电机组，该方式限制了我国辅助服务市场空间。尽管2021年12月国家能源局印 发的“两个细则”提出建立用户参与的分担共享机制，但疏导辅助服务到用户侧可能难以避免引起用户电价上涨。由于我 国各地用户电价承受能力存在很大差别，辅助服务中的用户分摊比例预计也将相应存在较大地域差异。相较而言，经济相 对发达、第三产业比重相对较高的省份有望更大比例向用户分担，而欠发达地区分摊到用户比例受到更大限制。
北方地区预计可能将更多调节成本疏导到新能源侧，储能可能相应逐步由强制政策推动转变为市场化机制驱动。我国北方 地区的新能源资源较为丰富，随着西北风光大基地建设不断推进，对电化学储能等系统调节资源的需求也相对更为迫切。 但我国西北区域经济发展相对滞后，对电价上涨承受力相对较弱，预计调节成本疏导到用户侧的比例受到制约。从甘肃省 级政策到西北区域政策导向看，西北地区调节成本预计将更多疏导到新能源侧，将有利于扩大西北调节服务市场空间，增 厚各类调节资源收益。我们认为，随着未来新能源不断降本，不少北方地区可能趋向疏导更多调节成本到新能源侧，并不 断扩大调节服务市场空间。相应地，储能政策可能由行政化的强制配储政策推动转向市场化的机制驱动。
