【长江电新】国内储能：商业模式与经济性拐点，政策预期积极，继续推荐！
国内储能此前在板块的投资排序靠后，主要是存在价格机制不清晰、产业链盈利较差等痛点，但今年国内储能呈现积极的变化，爆发拐点愈发临近，我们继续积极推荐“从零到一”的投资机会：
1、国内储能今年的积极变化，首先体现在需求的快速增长，2021年国内储能装机约4GWh，2022年产业积极推动项目落地，1-8月中标量已达9.6GWh，预计全年落地的项目将超过12GWh，需求增长已明显提速。但更重要的是支撑国内储能增长的商业模式已有根本性变化，此前参与的主体是电源侧配储，储能利用率极低，仅作为可再生能源并网的“路条”，因而也导致了劣币驱逐良币；但今年招标的项目有近70%是独立储能，形成了有效的商业模式，其收益来源点包括：1）可再生能源为获取并网条件，支付的容量租赁费；2）地方政策给予的容量补偿收益；3）现货市场交易的价差收益；4）部分省份能够获取调峰调频等辅助服务收益。在成体系的盈利框架下，国内储能产业链预见曙光。
2、展望来看，国内储能不论是商业模式还是经济性，都呈现向好趋势：1）容量租赁的基础是地方对于可再生能源强制配储的约束政策，目前已有超过20个省份明确规定，严格执行的省份也有望从今年5-6个进一步扩散。2）容量租赁的资金来源是可再生能源企业，今年光伏组件价格高位，影响了集中式光伏建设以及对储能的支付能力，明年光伏、风电价格下行，将打开储能的需求和盈利空间。3）现货市场交易在全国如火如荼的试点推进，从2019、2021年两批试点省份积极推进，到明年底预计20多个省份能够连续运行，将为储能提供市场化的收益来源。
3、同时国家层面的政策框架也箭在弦上，发改委在2021年即发布了《加快推动新型储能发展的指导意见》，其中提及“简历电网侧独立储能电站容量电价机制，探索纳入输配电价回收”的价格机制。2021年末广东省发改委发布《广东省电网企业代理购电实施方案（试行）》，明确提出辅助服务费用主要包括储能、抽水蓄能电站的费用，相关费用由全体工商业用户共同分摊。2022年山东省也明确规定了发电机组容量补偿费用为每千瓦时0.0991元（含税），并纳入了独立储能机组。美国电网侧的RA合同（即容量电价）是项目经济性的保证，也是美国表前市场爆发的重要助力；国内抽水蓄能也已执行两部制电价，火电、电网侧储能的容量电价落地也值得期待。
4、从投资上看，考虑到国内储能处于“从零到一”的阶段，我们认为更多应从股价弹性考虑，首推EMS、EPC、温控环节，继续推荐电池、逆变器。
