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时间：2024-06-06 23:50:01来源：互联网
“存下来”，以市场化方式调度新型储能电站。随着电力现货市场的建设提速，价格信号更加清晰，各类储能的盈利空间将得到拓宽，进而能够积极主动地参与市场进行削峰填谷，促进电力系统平衡。新型储能近年来装机成长迅猛，但仍面临利用率较低、盈利方式受限等问题。2023年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达3139万千瓦/6687万千瓦时，较2022年底增长超过260%。2024年4月2日，国家能源局发布《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，提出“到2027年，电力系统调节能力显著提升，抽水蓄能电站投运规模达到8000万千瓦以上”“保障新型储能市场化发展的政策体系基本建成”；5月29日国务院印发的《2024—2025年节能降碳行动方案》也将新型储能十四五装机目标由30GW上调至40GW。此次《通知》明确将开展对各类储能设施、灵活性改造等一系列调节性能的评估认定，有助于合理布局，科学安排投产时序。我们建议关注抽蓄电站的规划建设、源侧强制配储向灵活配储模式的转变、用户侧分布式储能配置，以及新型储能技术多元协调发展等领域。
“消耗掉”，充分调动需求侧资源。需求侧响应是为保持电力系统的实时供需平衡，虚拟电厂、可控负荷、分布式电源等需求侧主体，在接收到电网端发出诱导性减少负荷的直接补偿通知或电力价格上涨信号后，改变其固有的用电习惯，减少或者推移某时段的用电负荷进而实现电网平衡稳定的响应行为。随着电力现货市场价格发现机制的逐步完善，充电桩、虚拟电厂、可控负荷、分布式电源等用户侧资源能够有效地参与市场近乎实时地平衡负荷波动，并获得收益。2024年初国家发改委等发布《关于加强新能源汽车与电网融合互动的实施意见》，动力电池作为可控负荷或移动储能的灵活性调节能力将逐步得到发挥。5月国家发改委修订印发的《电力市场运行基本规则（试行）》也明确将各类新型经营主体（含储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等）纳入电力市场成员。我们预计，后续政策层面将侧重对需求侧资源参与市场机制的明确和规范，以及适宜新型经营主体发挥调节功能的电力现货交易体系的建设。
▍风险因素：
双碳战略推进不及预期；电力市场改革进展不及预期；新能源消纳政策推进不及预期；宏观因素引致电能需求不及预期。
▍投资策略：
1）电力基建：《通知》着重强调加快推进新能源配套电网项目建设，并公布一系列已投产和已开工电网端基建项目，拓宽新能源消纳范围，提升省间互济和资源共享能力。建议关注特高压、输配电设备等领域。
2）调节性资源：《通知》提出积极推进系统调节能力提升和网源协调发展。预计电力系统调节能力需求将逐步清晰，各类调节资源建设将优先受益。建议关注煤电灵活性改造、新型储能、虚拟电厂、车网互动、负荷聚合商等。
3）电力IT：《通知》强调加快电力现货市场建设，进一步推动新能源参与电力市场。我们预计后续各省、省间、区域电力现货市场建设节奏将显著提速，并优先利好电力IT板块。建议关注电力交易系统、电力大数据相关领域。
