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政策刺激新型储能加快发展，行业需求有望迎来高增
近期，央地政策频出，新型储能发展直接受益。6月12日，河南正式发布《关于加快新型储能发展的实施意见》，严格要求2021年及以后开发的新能源项目必须配储上网。鼓励已并网的存量新能源项目按照不低于装机功率的10%、时长不少于2小时的要求配置新型储能设施。对于新能源项目配建非独立储能和用户侧的非独立储能规模在1000千瓦时以上的储能项目，最高可获得140元/千瓦时的奖励。同时，提出了到2025年，全省新型储能规模达到500万千瓦以上，力争达到600万千瓦的装机目标。
6月16日，国家能源局综合司发布关于开展新型储能试点示范工作的通知。提出此次示范工作主要以推动新型储能多元化、产业化发展为目标，申报项目原则上为已完成备案，且预计在2024年底前投产的项目，申报项目知识产权清晰，技术先进，示范带动作用良好。
另一方面，国家能源局也印发《发电机组进入及退出商业运营办法》，扩大范围至新型储能，煤电机组结算价格合理上浮。一方面扩大了适用范围，明确独立新型储能进入及退出商业运营条件，推动新兴市场发展。另一方面，将调试期电费结算标准与市场价格挂钩，适应目前的燃煤发电上网电价，由于目前燃煤发电上网电价改革后，2022年全国燃煤发电机组平均交易价格已较基准电价上浮18.3%，此次调整将有利于煤电机组结算价格上浮至合理水平，增加收入。
双碳目标下，能源结构持续推进绿色低碳转型，电力系统需要大量调节资源。截至2022年底，我国发电装机中风电、光伏发电装机规模7.6亿千瓦，占总装机的30%;风电、光伏发电量1.2万亿千瓦时，占总发电量的14%。随着新能源占比不断提高，其间歇性、随机性、波动性的特点使电力系统面临调节压力，需要大量灵活性调节资源。
未来随着电力市场成熟，工商业储能也可以通过虚拟电厂以聚合的方式参与电力市场交易。虚拟电厂是应用先进的通讯和控制技术，实现对大量散布的分布式资源的聚合调控，使这些分布式资源规模化，并具备参与电力系统运行调度的资格和能力。工商业储能可以作为虚拟电厂的一部分，接受虚拟电厂平台的控制调度，按照大电网的需求进行充放电，提供电能量或辅助服务，从而在电力市场获得收益。
