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▌電力現(xiàn)貨市場建設加速
　　11月25日，國家能源局發(fā)布《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（征求意見稿）》《電力現(xiàn)貨市場監(jiān)管辦法（征求意見稿）》，有望在裝機規(guī)模、盈利能力、行業(yè)門檻方面利好儲能發(fā)展：
　　1）裝機規(guī)模方面，現(xiàn)貨市場全面推廣在即，獨立儲能有望從試點省份示范項目走向全國范圍蓬勃發(fā)展。
　　試點省份獨立儲能示范項目發(fā)展較好。由于試點省份的現(xiàn)貨市場套利給儲能電站提供了一條盈利路徑，因此，以山東為代表的試點省份的獨立儲能示范項目已能夠實現(xiàn)收入和成本基本打平，獨立儲能項目發(fā)展較其他省份更快。國內儲能示范項目絕大多數(shù)以獨立儲能電站方式開發(fā)建設，目前，山東、廣西、浙江、四川成都等省市的獨立儲能示范項目已經出爐，目前9省/自治區(qū)發(fā)布了共計10批次204個儲能示范項目，總規(guī)模達19.1GW/48.4GWh，其中，山東、湖北、湖南的示范項目均有大規(guī)模的實質性進展，河北、廣西、青海、河南、山西等地的項目還大多停留在可研階段。
　　2）盈利能力方面，現(xiàn)行最優(yōu)的儲能收益模式為山東的“現(xiàn)貨市場峰谷價差套利+輔助服務收益+容量補償收益+容量租賃收益”模式，電力現(xiàn)貨新政可在多方面利好儲能盈利提升，儲能經濟性改善確定性進一步增強。
　　現(xiàn)貨市場套利：電價中樞抬升+峰谷價差拉大，儲能套利空間有望放大。從電力現(xiàn)貨試點區(qū)域情況來看：1）電價中樞抬升：截至10月底，山東電力現(xiàn)貨市場不間斷長周期結算試運行304天，平均交易電價0.4737元/kWh，較燃煤發(fā)電基準電價上浮19.96%；南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場連續(xù)結算運行滿一周年，日前現(xiàn)貨均價約0.59元/kWh，較燃煤基準價上浮28%。2）峰谷價差拉大：以山東試點為例，從今年Q1運行情況看，山東電力現(xiàn)貨交易最低價格-0.08元/kWh，最高電價約0.5元/kWh，峰谷價差0.42元/kWh左右，因此儲能“低買高賣”的度電收益為0.42元（如按上網標桿電價賣電，平均電價為0.39元/kWh，盈利空間很小）。
　　輔助服務收益：加快輔助服務費用向用戶側合理疏導。征求意見稿指出，要做好調頻、備用等輔助服務市場與現(xiàn)貨市場的銜接，加強現(xiàn)貨市場與調峰輔助服務市場融合，推動與輔助服務聯(lián)合出清，加快輔助服務費用向用戶側合理疏導。
　　容量補償收益：探索建立市場化容量補償機制。征求意見稿指出，各地要結合實際需要探索建立市場化容量補償機制，用于激勵各類電源投資建設、保障系統(tǒng)發(fā)電容量充裕度、調節(jié)能力和運行安全，儲能有望受益。
　　3）行業(yè)門檻方面，隨著電力市場機制建立健全，儲能集成和運營的重要性及要求會逐步提升。
　　儲能系統(tǒng)技術質量要求提高，集成環(huán)節(jié)盈利能力有望上行。征求意見稿提出，推動儲能、分布式發(fā)電、負荷聚合商、虛擬電廠和新能源微電網等新興市場主體參與交易。若獨立儲能電站及新能源配套儲能深度參與電力現(xiàn)貨市場并從中獲益，現(xiàn)有的儲能并網容量與運行效果分離的局面將逐漸扭轉，將對儲能系統(tǒng)的充放電效率、使用壽命、電池安全性等提出較高要求，一定程度上提升了行業(yè)門檻，有望提升良幣競爭力，進而帶來集成環(huán)節(jié)盈利能力上行。
　　儲能電站運營能力要求提高，峰谷電價預測及擇時交易水平影響套利收益。由于日電價峰谷差波動較大，如果儲能電站不能準確制定運行策略并設置合適的充放電價閾值，可能錯失當日充放電機會或導致收益明顯低于理論收益。同時，高電價時段具有尖峰特性，持續(xù)時間可能在一刻鐘至半小時，能否準確把握時間窗口，在最高電價時段有效放電，將對儲能收益有重要影響。
　　▌投資建議
　　看好全國統(tǒng)一電力現(xiàn)貨市場建立加速帶動電源側、電網側及工商業(yè)用戶側的儲能需求，推薦同力日升、科華數(shù)據、金盤科技、新風光，推薦溫控設備龍頭公司英維克（電車團隊覆蓋）、同飛股份。對電力設備行業(yè)維持“推薦”評級。
　　▌風險提示
　　產品大幅降價、原材料價格大幅上升、下游需求不及預期、行業(yè)競爭加劇風險、大盤系統(tǒng)性風險、推薦公司業(yè)績不達預期等。