中國儲能網訊：2022年以來，受碳酸鋰漲價影響，市場擔心儲能系統(tǒng)的成本上漲會削弱儲能（尤其是裝機容量更大、經濟性相對更弱的國內表前市場）的經濟性，最終削弱行業(yè)裝機量需求；但另一方面，我們發(fā)現(xiàn)國內多?。ㄊ校┘铀俪雠_對儲能行業(yè)的刺激政策，給國內表前市場帶來了需求支撐。
本篇報告將基于當前時點的政策變化，探討1）國內電網側獨立儲能的商業(yè)模式及經濟性；2）國內發(fā)電側儲能的需求變化；并結合海外表前市場需求，挖掘全球表前市場爆發(fā)背景下的投資機會。
【正文】
1、電網側獨立儲能發(fā)展背景
新能源并網比例加速提高，電網安全面臨新挑戰(zhàn)
三元前驅體位于三元正極材料產業(yè)鏈的中游，整條產業(yè)鏈由上往下可分為：
中國新能源并網比例加速提高，21年風光新增裝機占全國新增發(fā)電裝機量58.1%。從中國發(fā)電結構看，煤電發(fā)電量占比從2015年的72%下降至21年的61%，而新能源發(fā)電占比提升明顯，21年風電、光伏發(fā)電占比達到8%、4%。從新增裝機占比看，21年風電、光伏發(fā)電新增裝機占全國新增裝機的27%、31.1%。
風電、光伏等新能源發(fā)電占比提高后，我國電力系統(tǒng)呈現(xiàn)“雙峰雙高”&“雙側隨機性”，電網的運行安全性面臨新的挑戰(zhàn)。隨著新能源大規(guī)模接入，電力系統(tǒng)將呈現(xiàn)顯著的 “雙峰雙高”（雙峰—電網夏、冬季負荷高峰；雙高—高比例可再生能源、高比例電力電子裝備）和 “雙側隨機性”（風電、光伏發(fā)電具有波動性和間歇性，因此發(fā)電占比提升后，供電側也將出現(xiàn)隨機波動的特性，能源電力系統(tǒng)由傳統(tǒng)的需求側單側隨機系統(tǒng)向雙側隨機系統(tǒng)演進）。
圖：2015-2019年中國發(fā)電結構
圖：2021年中國發(fā)電結構
數據來源：國家統(tǒng)計局，中國能源產業(yè)發(fā)展網，中國產業(yè)經濟信息網，國務院國資委，電纜網，北極星光伏網，天風證券研究所
“雙峰雙高”&“雙側隨機性”催生電網側對電化學儲能的需求
風電、光伏并網比例增加帶來的電力系統(tǒng)“雙峰雙高”&“雙側隨機性”問題，對電網的安全性挑戰(zhàn)包括1）影響電網的穩(wěn)定運行；2）影響電網電能的質量；3）影響電網的經濟調度。
影響電網的穩(wěn)定運行：電力系統(tǒng)需要時刻保持平衡穩(wěn)定，而具有波動性和間歇性的新能源并網增大，將造成電壓出現(xiàn)波動或者閃變現(xiàn)象，還會影響著系統(tǒng)的潮流分布，若風能、光伏并網點功率超出規(guī)定范圍，電力系統(tǒng)將無法穩(wěn)定運行。
影響電網電能的質量：新能源發(fā)電并網時所產生的沖擊電流，會使得電網電壓下降，且出力不穩(wěn)定也會造成電網電壓波動。因此，隨著新能源機組容量的擴大，電網電壓的波動會影響電網的頻率穩(wěn)定性，給系統(tǒng)和新能源機組的穩(wěn)定運行帶來挑戰(zhàn)。
影響電網的經濟調度：電網側為了應對新能源出力不穩(wěn)定的現(xiàn)象，系統(tǒng)需要預留一定的容量當作備用，以增加新能源的接納能力，因而增加了經濟負擔。
在此背景下，為保證電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運行，電網對電化學儲能的需求亦有了快速增長的趨勢。電化學儲能具有響應速度快、功率及能量密度大、動態(tài)性能好等特點，因而運用在電網側，可以改善負荷走向、降低峰谷差、增大新能源的接入比例、通過參與系統(tǒng)頻率的調節(jié)改善電網的穩(wěn)定性。電網側儲能具體可參與工作包括：
調峰：負荷低谷時刻充電，高峰時刻放電，均衡區(qū)域負荷，減小峰谷負荷差。
調頻：電池儲能系統(tǒng)具有快速的充放電響應能力，可通過快速釋放或者吸收有功和無功來調節(jié)變電站供電區(qū)域電網頻率和電壓，提高電能質量，保證供電區(qū)域電壓和頻率的穩(wěn)定。
備用電源：實現(xiàn)變電站配電側孤島運行供電，提高供電安全保障能力，輔助電網實現(xiàn)黑啟動。
圖：儲能參與電網調峰的應用圖
圖：儲能參與電網調頻的應用圖
數據來源：《儲能在電力系統(tǒng)調頻調峰中的應用》張曉晨，《儲能在高占比可再生能源系統(tǒng)中的應用及關鍵技術》黎淑娟，天風證券研究所
電網側對電化學儲能的需求1：調峰
需求來源：目前電網的調峰形勢為在負荷尖峰時段有足夠的旋轉備用空間，但在負荷低谷時期，機組的向下調節(jié)靈活性嚴重不足，從而導致大量棄風產生。風電、光伏出力的不確定性導致電網備用需求增加+風電出力的反調峰特性以及光伏出力與高峰負荷的不匹配性，導致電網凈負荷峰谷差增大。因此給電網的安全運行和電力供應保障帶來了挑戰(zhàn)——部分地區(qū)出現(xiàn)了較為嚴重的棄風、棄光問題。
解決方法：包括水電等調峰電源建設、燃煤機組靈活性改造、儲能系統(tǒng)建設等。
水電等調峰電源建設：抽水蓄能電站是電力系統(tǒng)重要的調峰電源之一，具有調峰填谷雙重功能，反應迅速、運行靈活、啟停方便。但抽水蓄能電站選址困難，對地勢要求大，投資周期較大，損耗較高。
燃煤機組靈活性改造：對機組設備進行技術改造，提高燃煤機組爬坡速度、降低最小穩(wěn)定出力，以增加電廠調峰能力。但靈活性改造會對燃煤機組的安全運行、節(jié)能減排、運行成本等帶來負面影響，造成減排壓力的上升和發(fā)電成本的上漲。
儲能系統(tǒng)建設（包括火儲聯(lián)合調峰、獨立儲能兩種）：1）火儲聯(lián)合調峰：在火電站引入儲能系統(tǒng)參與調峰服務，可減少并優(yōu)化火電機組的頻繁增減出力，從而有效緩解火電廠的調峰壓力，依托于火電廠提高新能源消納能力；2）獨立儲能：電化學儲能作為獨立主體，參與深度調峰市場。
圖：儲能輔助參與調峰原理
數據來源：《用于緩解電網調峰壓力的儲能系統(tǒng)規(guī)劃方法綜述》徐國棟等，《參與調峰的儲能系統(tǒng)配置方案及經濟性分析》李軍徽等，北極星電力新聞網，北極星儲能網，碳排放交易網，天風證券研究所
電網側對電化學儲能的需求2：調頻
需求來源：當電力系統(tǒng)發(fā)電出力與系統(tǒng)負荷不平衡時，頻率將隨之發(fā)生變化，當局部區(qū)域電力系統(tǒng)頻率出現(xiàn)持續(xù)波動時，就可能會影響電網穩(wěn)定。新能源發(fā)電具有波動性、不確定性，且對電網不表現(xiàn)出慣性，大規(guī)模接入后顯著加劇電網調頻壓力，尤其是當電網發(fā)生沖擊性負荷擾動時，傳統(tǒng)電源的調頻容量及響應速度將難以滿足調頻需求。
傳統(tǒng)的電網調頻主要包含一次調頻和二次調頻。
一次調頻：新能源機組不具備慣性，無法進行一次調頻。一次調頻為通過發(fā)電機組調節(jié)系統(tǒng)的自身頻率修正電網頻率的波動。新能源機組通常采用電力電子變換器并網，不具備慣性和阻尼，因此缺乏一種與配電網有效的“同步”機制。
二次調頻：是指發(fā)電機組的的調頻器，對于變動幅度較大（0.5-1.5%），變動周期較長（10s-30min）的頻率偏差所作的調整。實現(xiàn)方法之一為采用自動控制系統(tǒng)（AGC），將發(fā)電設備向用戶供電的頻率調整到一定范圍內（50±0.2Hz）。
解決辦法：火電機組調節(jié)誤差大、抽水蓄能受地勢限制等，因而當前主流方法為火儲聯(lián)合調頻、獨立儲能等。
火儲聯(lián)合調頻：儲能系統(tǒng)的響應時間僅為兩秒鐘，應用于聯(lián)合調頻，對煤電企業(yè)的調頻性能拉升明顯。
獨立儲能：作為獨立主體，為電網提供調頻輔助服務。
圖：火電機組調頻中調節(jié)偏差較大
圖：儲能的AGC調節(jié)性能明顯好于火電
數據來源：《光伏發(fā)電廠及其一次調頻控制方法與流程》，北極星儲能網，天風證券研究所
出于電網側對儲能的需求，國家及多地出臺政策確立獨立儲能商業(yè)模式
基于近年我國電源結構變化、電力裝機規(guī)模持續(xù)擴大、清潔能源發(fā)展迅猛的情況，輔助服務市場（針對調峰&調頻）建設面臨新的挑戰(zhàn)。21年至今，國家及多地出臺相關政策，確定儲能的獨立主體身份（確立了獨立儲能的商業(yè)模式），且從政策趨勢看，獨立儲能參與輔助服務市場的收益呈現(xiàn)上升趨勢：
國家層面：21年12月，儲能的獨立主體身份得到確認。21年12月，國家能源局印發(fā)新版《電力輔助服務管理辦法》，核心變化包括：確認儲能獨立主體身份、豐富輔助服務交易品種（針對促進新能源消納，新增了轉動慣量、爬坡、穩(wěn)定切機/切負荷等交易品種）、擴大“付費群體”（輔助服務成本由原來僅發(fā)電側承擔向用戶側擴展）。
地方層面：
明確儲能調峰調頻補償標準：截至21年9月，已有至少19個?。ㄊ校┟鞔_調峰調頻補償標準。
電力現(xiàn)貨市場試點省份擴大至14個，部分省份現(xiàn)貨市場電價差超過調峰補償標準：17年，我國選取8個省份啟動電力現(xiàn)貨市場建設試點工作，21年開展第二批現(xiàn)貨試點，將試點省份擴大至14個。以山東省為例，電力現(xiàn)貨市場運行過程中，日最高價差超過1元/kwh，參與電力現(xiàn)貨市場進行峰谷價差套利的收益超出調峰補償標準（山東補償標準為0.2元/kwh）。
提高獨立儲能調峰調頻補償標準：以南方電網為例，22年3月南方能監(jiān)局編制《南方區(qū)域電力輔助服務管理實施細則》(征求意見稿)》，其中明確獨立儲能電站的調峰調頻補償標準（以廣東為例，儲能深度調峰補償標準為約為0.792 元/千瓦時，較20年版提高 0.292 元/千瓦時）；并明確其他輔助服務（如一次調頻、AGC、無功調節(jié)等）品種的補償標準。
多省份提出電網側共享儲能發(fā)展目標或開展共享儲能招標：22年3月，國網浙江省電力有限公司透露，至23年該公司將推動浙江建成400MW以上的電網側大型（共享）儲能；22年3月，廣西電網發(fā)布共享儲能公開招標信息等。
2、電網側獨立儲能商業(yè)模式及經濟性測算
商業(yè)模式：主要為參與調峰、調頻市場獲得收益，容量租賃有望成為增量收入
21年政策層面明確獨立儲能的市場主體地位后，獨立儲能商業(yè)模式正式形成。電網側獨立儲能電站作為新型市場主體，可以接受調度機構統(tǒng)一調管，憑借有功、無功、四象限連續(xù)可調及百毫秒級快速響應調節(jié)的優(yōu)點，可以為電網提供深度調峰、快速調頻、旋轉備用、有償無功調節(jié)和黑啟動等輔助服務，獲得收益。
國外：調頻和調峰是當前主要國家儲能電站的主要應用場景；國內：電網側獨立儲能項目仍在發(fā)展初期，從政策看，獨立儲能項目也同樣主要依靠調峰、調頻獲得收益（已有至少19個?。ㄊ校┟鞔_調峰調頻補償標準）。
往未來看：國內獨立儲能除了參加調峰、調頻市場外，通過向新能源電站進行容量租賃獲得租金有望成為增量收入。容量租賃是指為風電、光伏等新能源電站提供一定容量的租賃服務，獨立儲能獲得租金，新能源電站可通過租賃獲得配置儲能容量，避免自建儲能增加資產投入。在此模式下，獨立儲能的商業(yè)模式轉變?yōu)檎{峰+調頻+收取容量租金，收入進一步增加。
圖：調頻和調峰是國外電池儲能的主要應用場景（美元/kW/年）
數據來源：國際能源網，北極星儲能網，經濟形勢報告網，Lazard，天風證券研究所 注：字母代表的是美國各電力市場
調峰經濟性：度電成本0.63元/KWh，在部分省（市）已具備經濟性
調峰原理為負荷側低谷時充電、高峰時放電，評估單位為充放電量（KWh）。
收入：1）直接參與電力現(xiàn)貨市場，賺取上網電價的峰谷價差；2）參與輔助服務市場，賺取調峰的度電補償。
成本：度電成本=總投資/總處理電量，并引入折現(xiàn)率計算。22年以來，原材料漲價使儲能系統(tǒng)單價漲幅較大，我們保守假設用于調峰的獨立儲能系統(tǒng)成本漲至2元/Wh，并基于我們的核心假設，測算得到度電成本=0.63元/KWh。
經濟性評估：根據部分?。ㄊ校┱{峰價格，目前獨立儲能參與調峰在8個?。ㄊ校┮丫邆浣洕?；此外，對于參與電力現(xiàn)貨市場的?。ㄊ校?，當上網電價峰谷價差>度電成本時，同樣具備經濟性。
表：獨立儲能參與調峰的度電成本測算
表：部分省（市）獨立儲能參與調峰的價格機制
數據來源：《儲能的度電成本和里程成本分析》何穎源，陽光工匠光伏網，北極星儲能網，北極星太陽能光伏網，財政部，
《天然氣發(fā)電與電池儲能調峰政策及經濟性對比》朱寰等，天風證券研究所
調峰經濟性：以0.792/KWh補償標準計算，全生命周期IRR=2.07%
基于我們的假設，并以南網“兩個細節(jié)”征求意見中廣東獨立儲能參與調峰市場的補償標準（0.792元/KWh）作為度電補償標準計算，獨立儲能項目參與調峰的全生命周期20年（循環(huán)次數6000次，每年完全充放電300次）的IRR為2.07%，獨立儲能僅參與調峰盡管在某些省（市）具備經濟性，但項目內部收益率偏低。
表：獨立儲能參與調峰的全生命周期IRR測算
數據來源：《儲能的度電成本和里程成本分析》何穎源，陽光工匠光伏網，北極星儲能網，北極星太陽能光伏網，索比儲能網，天風證券研究所
調頻經濟性：里程成本3.47元/MW，在大部分省（市）具備高經濟性
調頻原理為短時間內（電化學儲能可做到百毫秒級別）完成高精度、指定功率的輸出，評估單位為里程（MW）。
收入：參與輔助服務市場，賺取調頻（一次調頻+二次調頻）的里程補償。
成本：里程成本=總投資/總調頻里程，并引入折現(xiàn)率計算。22年以來，原材料漲價使儲能系統(tǒng)單價漲幅較大，我們保守假設用于調頻的獨立儲能系統(tǒng)成本漲至2元/Wh，并基于我們的核心假設，測算得到里程成本=3.47元/MW。
經濟性評估：根據部分?。ㄊ校┱{頻價格，相較于調峰而言獨立儲能參與調頻具有更高的經濟性；此外，部分?。ㄊ校┽槍σ淮握{頻亦出臺了相關補償機制，進一步增加調頻的經濟性。
表：獨立儲能參與調頻的度電成本測算
表：部分省（市）獨立儲能參與調頻的價格機制
數據來源：《儲能的度電成本和里程成本分析》何穎源，陽光工匠光伏網，北極星儲能網，財政部，天風證券研究所
調頻經濟性：以7.5元/MW補償標準計算，全生命周期IRR=14.91%
基于我們的假設，同時基于各省獨立儲能參與調頻的價格多位于0-15元/MW之間，假設調頻補償標準為7.5元/MW計算，則對應獨立儲能項目參與調頻的全生命周期10年（循環(huán)次數6000次，年衰減2%）IRR達到14.91%，經濟性高于僅參與調峰。
部分省份明確一次調頻服務的價格機制，有望進一步增加獨立儲能參與調頻市場的收入及經濟性。如21年12月山西明確獨立儲能電站一次調頻服務報價范圍為5-10元/MW；南方電網在征集意見稿中亦明確了一次調頻的價格機制。
表：獨立儲能參與調頻的全生命周期IRR測算
數據來源：《儲能的度電成本和里程成本分析》何穎源，陽光工匠光伏網，北極星儲能網，北極星太陽能光伏網，天風證券研究所
調峰+調頻經濟性：獨立儲能同時參與調峰+調頻市場可獲取更高收益
此外，我們認為，獨立儲能或可以通過同時參與調峰+調頻，獲取更高的收益。獨立儲能項目當前在國內的商業(yè)模式主要為依靠調峰+調頻獲取收益，因此，我們將對獨立儲能項目同時參與兩項服務做經濟性測算。
核心假設：
儲能項目：建設成本、循環(huán)壽命與前文假設相同；由于同時參與調峰+調頻需要更高頻的充放電，因此年衰減將達到3%，對應全生命周期縮小為8年；
調峰運行比例：每日完全充放電1次，放電深度90%；
調頻運行比例：由于每日完成1次調峰（完全充放電）需要4小時，因此當天可用于調頻時長為20小時，保守預計調頻的年運行比例為80%。
表：獨立儲能同時參與調峰+調頻的核心假設
數據來源：《儲能的度電成本和里程成本分析》何穎源，陽光工匠光伏網，北極星儲能網，財政部，北極星太陽能光伏網，天風證券研究所
調峰+調頻經濟性：全生命周期IRR上升至18.61%，證實獨立儲能高經濟性
基于前述假設，獨立儲能同時參與調峰+調頻的全生命周期8年（循環(huán)次數6000次，年衰減3%）的IRR可達18.61%。獨立儲能同時參與調峰+調頻將帶來非?？捎^的收益率。
基于我們的假設，國內獨立儲能已具備高經濟性；在高經濟性刺激下，我們認為獨立儲能的裝機量有望超預期。
表：獨立儲能同時參與調峰+調頻的全生命周期IRR測算
數據來源：《儲能的度電成本和里程成本分析》何穎源，陽光工匠光伏網，北極星儲能網，財政部，北極星太陽能光伏網，天風證券研究所
3、國內電網側儲能裝機量測算
調峰需求測算：預計25年需求達6.3GWh，21-25年CAGR+69%
測算依據：基于負荷側社會用電量。由于國內發(fā)電側新能源電站22年普遍具有強制配儲政策，對發(fā)電側新增裝機量帶來的調峰需求不做測算。
趨勢：預計22-25年電網對調峰的需求進一步提高。從負荷側看，用電高峰及低谷時段不因社會用電量提升而發(fā)生較大改變，因此社會用電量的提升將進一步提高負荷側峰谷差；從發(fā)電側看，風光發(fā)電占比由19年的8.6%上升至21年的12%，預計未來仍將進一步提升。風光發(fā)電具有波動性、間歇性的明顯特征，將使發(fā)電側與負荷側無法匹配部分進一步擴大，從而增加調峰需求。
調峰對電網側儲能需求測算的核心假設：
國內社會用電量：2021年中國社會用電量達到83128億kwh，yoy+10.3%，預計22-25年每年同增5.5%；
調峰占比：我們測算，19H1國內電力輔助服務市場中調峰的需求占比約0.3%，基于國內新能源發(fā)電占比及社會用電量均不斷提升的趨勢，我們預計21年調峰需求占比0.5%，并逐年增加0.3pct；
儲能滲透率：基于火電靈活性改造、抽水蓄能增速逐年放緩，以及國內政策端賦予儲能參與調峰市場經濟性的現(xiàn)狀，我們預計21-25年儲能滲透率將達1%/1.5%/2.0%/2.5%/3.0%。
測算結果：基于調峰的儲能需求及考慮儲能年充放電時長，預計21-25年國內調峰場景下儲能需求將為0.8/1.8/3.0/4.6/6.3GWh，4年CAGR+69%。
表：國內調峰場景對儲能需求測算
圖：國內調峰場景儲能需求預測（單位：GWh）
數據來源：國家能源局，中電聯(lián)，電纜網，中國電力網，天風證券研究所
二次調頻需求測算：預計25年需求達3.6GWh，21-25年CAGR+50%
測算依據：基于國內最大用電負荷。電網的頻率由發(fā)電功率與用電負荷大小決定，因此用電負荷發(fā)生變化時，為了使系統(tǒng)頻率維持不變，需要通過調度自動化系統(tǒng)AGC改變發(fā)電功率，進而使頻率恢復目標值。
趨勢：最大用電負荷增大，使電網對二次調頻的需求持續(xù)提高。2021年全國最高用電負荷達11.92億kw，yoy+10.8%，用電負荷增長將增大電網對二次調頻的需求，以匹配發(fā)電功率與用電負荷。
二次調頻對電網側儲能需求測算的核心假設：
國內最大用電負荷：2021年中國最大用電負荷11.92億kw， yoy+10.8%，預計22-25年每年增長8%；
調頻占比：以山東為例，22年1月山東省總調頻里程為852萬MW，對應調頻占最大用電負荷約3%。我們預計，國內21-25年二次調頻需求占比為3%/3.5%/4.0%/4.5%/5.0%；
儲能滲透率：基于部分省（市）電網側儲能參與調頻市場較高的經濟性，以及儲能系統(tǒng)參加二次調頻性能表現(xiàn)顯著高于火電機組等，我們預計21-25年儲能在二次調頻中的滲透率將不斷提高，分別達2%/3%/3.5%/4%/4.5%。
測算結果：預計21-25年國內調峰場景下儲能需求將為0.7/1.4/1.9/2.7/3.6GWh，4年CAGR+50%。
表：國內二次調頻場景對儲能需求測算
圖：國內二次調頻場景儲能需求預測（單位：GWh）
數據來源：電工技術學報公眾號，中國新聞網，國際電力網，天風證券研究所
一次調頻需求測算：預計25年需求達7.3GWh，有望成為電網側儲能裝機量最大增量
測算依據：基于新能源發(fā)電未配儲裝機量。風電、光伏等新能源發(fā)電不具備一次調頻能力，危害了電網的頻率安全和穩(wěn)定性，需要配備一次調頻能力（主要為加裝儲能）。因此，我們以國內新能源發(fā)電未配儲部分裝機量為測算基準。
趨勢：國家層面確定新能源電站必須配備一次調頻能力，一次調頻場景的儲能滲透率將快速上升。21年10月國家標準《并網電源一次調頻技術規(guī)定及試驗導則》（下文簡稱為《導則》）正式發(fā)布，要求22年5月1日新能源發(fā)電站需具備一次調頻能力，此外山西、南方區(qū)域（征求意見）等多地明確一次調頻價格機制，賦予了一次調頻經濟性。我們預計，22年開始新能源電站未配儲部分裝機量的一次調頻配儲滲透率將快速提升。
一次調頻對電網側儲能需求測算的核心假設：
國內新能源發(fā)電未配儲裝機量：基于20年未配儲新能源發(fā)電裝機量及21-25年新能源發(fā)電裝機量及發(fā)電側強配比例測算；
一次調頻需求：根據國家標準《導則》要求，系統(tǒng)頻率高于額定頻率時，新能源場站一次調頻功率應不小于10%的運行功率，即假設一次調頻需求為10%；
儲能滲透率：21年暫無對一次調頻相關政策，但22年政策+經濟性提升趨勢下，我們預計21-25年一次調頻的儲能滲透率為0%/5%/10%/15%/20%。
測算結果：預計21-25年國內一次調頻場景對儲能需求將為0.0/1.3/3.0/5.0/7.3GWh，有望成為電網側儲能裝機量最大增量。
表：國內一次調頻場景對儲能需求測算
圖：國內一次調頻場景儲能需求預測（單位：GWh）
數據來源：《并網電源一次調頻技術規(guī)定及試驗導則》，北極星儲能網，索比儲能網，天風證券研究所
合計：預計電網側儲能裝機量將從21年1.2GWh上升至25年13.8GWh，CAGR+85%
基于前文各場景裝機量預測，預計2021-2025年電網側獨立儲能需求將達1.2/3.5/6.3/9.8/13.8GWh，CAGR+85%。
核心假設：考慮部分獨立儲能項目或同時為三個場景提供服務，因此我們保守預計合計裝機量為三個場景裝機量之和的80%。
表：國內電網側獨立儲能裝機量預測（單位：GWh）
數據來源：國家能源局，中電聯(lián)，電纜網，中國電力網，電工技術學報公眾號，中國新聞網，國際電力網，《并網電源一次調頻技術規(guī)定及試驗導則》，北極星儲能網，索比儲能網，天風證券研究所
資料來源：SMM、mymetak、電池網、各公司公告、天風證券研究所
4、看好全球儲能表前市場投資機會
電網側高經濟性+發(fā)電側強配比例上升，預計國內表前市場將持續(xù)高增長
看好全球儲能表前市場相關產業(yè)鏈+獨立儲能運營商投資機會
國內表前市場：當前市場主要擔心在碳酸鋰漲價削弱裝機需求
受動力電池需求爆發(fā)影響，電池級碳酸鋰因供需緊張價格不斷增長，由21年4月1日約8.7萬元/噸漲至22年3月50+萬元/噸。
基于碳酸鋰漲價情況，測算當前儲能系統(tǒng)單位成本較21年4-12月均價上漲約0.23元/Wh。21年4-12月碳酸鋰均價為13.8萬元/噸，當碳酸鋰價格漲至50萬元/噸時，估算1GWh磷酸鐵鋰電池的碳酸鋰用量為625噸，則我們測算碳酸鋰漲價使得當前電池成本較21年均價上漲約(50-13.8)萬元/噸*625噸=22609萬元，折算約0.23元/Wh。
由于碳酸鋰漲價使得儲能系統(tǒng)單位成本上漲明顯，市場擔心將影響國內表前儲能市場的需求。國內表前儲能市場的裝機需求：1）發(fā)電側主要來自政策端要求新能源發(fā)電站強制配儲；2）電網側在政策確立儲能市場主體地位前需求較弱。因此，在國內表前儲能經濟性較弱的情況下，市場擔心碳酸鋰漲價將削弱國內表前儲能市場的需求，導致22年儲能整體裝機量不及預期。
但我們認為，國內表前市場需求被削弱的可能性不大：1）電網側：如前文所說，政策變化已使獨立儲能具備高經濟性；2）發(fā)電側：強制配儲地區(qū)占比、強配比例不斷增大，保障了國內表前市場的裝機需求。
圖：2021年以來電池級碳酸鋰價格（單位：元/噸）
數據來源：百川盈孚，德方納米公司公告，天風證券研究所
國內表前市場：強制配儲地區(qū)不斷增加，為發(fā)電側裝機量帶來政策保障
基于前文我們對國內電網側儲能需求的分析，我們認為21-25年國內電網側儲能裝機量將加速增長；而從表前市場另一場景—發(fā)電側看，21-22年政策變化同樣向好，具體表現(xiàn)為強制配儲地區(qū)明顯加速增加。
主要政策變化：22年新能源強配政策（新能源與儲能需同時并網）已覆蓋25個?。ㄊ校?，強制配儲份額多為10%、2小時以上，政策層面為國內發(fā)電側儲能市場帶來保障。
國家層面：21年8月發(fā)布《關于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調峰能力增加并網規(guī)模的通知》，鼓勵新能源發(fā)電企業(yè)通過自建或購買的方式配置儲能或調峰能力，明確超過并網規(guī)模外的規(guī)模初期按15%的掛鉤比例（4小時以上，下同）配建調峰能力，按20%以上掛鉤比例進行配建的優(yōu)先并網。
地方層面：至21H1共10個?。ㄊ校┏雠_新能源電站的強配政策，21H2至今，再新增15個?。ㄊ校┏雠_強配政策。從政策覆蓋地區(qū)、出臺速度等來看，政策端對發(fā)電側配儲的支持力度均明顯提升。此外，部分地區(qū)最高配儲要求達到30%，最高配儲時長達到4小時。
看未來：國內發(fā)電側儲能項目的經濟性有望獲得提升。1）成本方面：系統(tǒng)裝機成本有望降低。國家能源局發(fā)改委印發(fā)的《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》中明確提出，到2025年，電化學儲能系統(tǒng)成本將降低30%以上。2）收入方面：發(fā)電側儲能項目有望通過參與電力現(xiàn)貨市場、輔助服務市場減少分攤費用、甚至獲取額外收入。
圖：2022年強制配儲政策總匯
數據來源：國家發(fā)改委，國家能源局，陽光工匠儲能網，北極星太陽能光伏網，天風證券研究所
國內表前市場：預計25年國內發(fā)電側裝機量達到68.4GWh，21-25年CAGR+95%
國內發(fā)電側儲能裝機量測算：由于現(xiàn)有強配政策主要針對新建新能源電站，我們將基于兩個場景測算國內發(fā)電側儲能的裝機量：1）由強配政策帶來的新增風電、光伏發(fā)電站配置儲能裝機量；2）為減少棄風棄光及輔助服務市場分攤費用，而帶來的存量風電、光伏發(fā)電站配置儲能裝機量。
核心假設：
新增發(fā)電站儲能裝機量：
1）強配地區(qū)占比：假設21-25年強配地區(qū)占比為80%/88%/90%/95%/95%；
2）配儲比例：假設21-25年配儲比例為8%/10%/13%/15%/18%；
3）鋰電儲能滲透率：假設21-25年鋰電儲能滲透率為50%/80%/80%/90%/90%；
4）充電時長：假設21-25年充電時長為1.8/2.0/2.3/2.5/2.8小時。
存量發(fā)電站儲能裝機量：
1）鋰電儲能滲透率：假設21-25年鋰電儲能滲透率為0.3%/0.4%/0.5%/0.6%/1%；
2）配儲比例：假設21-25年配儲比例為3%/5%/8%/10%/10%；
3）充電時長：假設21-25年充電時長為1.5/1.8/2.0/2.2/2.5小時。
測算結果：21-25年國內發(fā)電側儲能裝機量有望達到4.7/14.3/25.2/42.4/68.4GWh，4年CAGR達到+95%。
表：國內發(fā)電側儲能裝機量測算
數據來源：北極星風力發(fā)電網，北極星太陽能光伏網，天風證券研究所
全球表前市場：預計國內+海外表前市場將高增長，21-25年全球裝機量CAGR+104%
基于我們前文對國內發(fā)電側、電網側儲能裝機量預測，以及此前我們對海外表前市場的裝機量預測，我們預計：
國內表前市場：21-25年國內表前市場裝機量有望達5.9/17.8/31.5/52.3/82.2GWh，CAGR+93%；
全球表前市場：21-25年全球表前市場裝機量有望達15.3/53.9/96.6/156.5/265.8GWh，CAGR+104%。
表：2021-2025年國內及全球儲能裝機量測算
圖：2021-2025年國內及全球儲能裝機量預測（單位：GWh）
數據來源：BNEF，索比光伏網，CWEA，GWEC，天風證券研究所
投資建議：相關產業(yè)鏈有望跟隨全球表前儲能行業(yè)高增速，獲得相關業(yè)務高增長
我們認為，政策端對發(fā)電側加大強配地區(qū)占比+強配比例、賦予電網側經濟性，有望減輕碳酸鋰對國內表前市場的影響；國內+海外表前市場的需求放量，看好全球表前市場相關產業(yè)鏈投資機會。
電池：
看好電芯性能、循環(huán)壽命、電池組一致性更強，市占率更高的頭部電池企業(yè)【寧德時代】、【億緯鋰能】；
建議關注業(yè)務覆蓋國內大型儲能&成功突破海外表后市場，受益下游需求高景氣的【鵬輝能源】；
建議關注從Wh級別至MWh級別實現(xiàn)全覆蓋的儲能電池彈性標的【派能科技】。
儲能變流器：
看好受益大型儲能（表前+工商業(yè)）高增速的【陽光電源】。
溫控：
發(fā)電側儲能大容量、電網側儲能高功率趨勢下，建議關注先發(fā)優(yōu)勢+非標性優(yōu)勢明顯的【英維克】，建議關注有望憑借溫度高精度控制能力，打開市場份額的【同飛股份】。
投資建議：建議關注獨立儲能運營商【萬里揚】、【林洋能源】
政策變化下，電網側獨立儲能擁有了獨立市場主體地位，可通過電力現(xiàn)貨市場+輔助服務市場參與電網的調峰、調頻服務，獲取收入。基于前文假設，我們認為當前獨立儲能已具備較高經濟性，建議關注獨立儲能運營商【萬里揚】、【林洋能源】。
萬里揚：主營業(yè)務為汽車變速器、新能源汽車傳/驅動系統(tǒng)產品，22年1月完成萬里揚能源51%股份收購，獨立儲能業(yè)務有望成為公司新的業(yè)績增長點。公司于22年1月成功收購萬里揚能源科技股份有限公司（主要從事儲能電站，電力市場現(xiàn)貨交易等業(yè)務）51%的股份。萬里揚能源已投運4個發(fā)電側儲能電站合計40MW（廣東、甘肅等地），儲備儲能電站項目合計約1000MW，其中：
22年1月萬里揚能源與浙江省江山經濟開發(fā)區(qū)管理委員會簽署協(xié)議，擬投資建設和運營“萬里揚江山清漾變300MW/600MWh獨立儲能電站項目”，一期200MW/400MWh。
林洋能源：主營業(yè)務分為智能、儲能、新能源三個板塊，其中儲能項目儲備超1200MWh，將重點開拓新能源發(fā)電+共享儲能商業(yè)模式。公司于15年并購江蘇林洋微科技有限公司進入儲能領域，21年已儲備儲能項目資源超過1200MWh。包括：
與國網南通綜合能源服務有限公司合作，打造如東100MW/200MWh海上風電配套集中式共享儲能電站示范項目；
與安徽省蚌埠五河縣人民政府合作，共同投資建設1.5GW光伏發(fā)電項目+0.5GW風力發(fā)電項目+400MW/800MWh集中式共享儲能電站；
與合作伙伴（湖北能源、東方日升+湖北億緯動力）組成聯(lián)合體，與湖北荊門發(fā)改委簽訂“荊門市百萬千瓦級水風光一體化重大基地項目”開發(fā)協(xié)議，光伏+風電+抽蓄電化學儲能總建設規(guī)模不少于3GW，其中包含不少于200MWh電化學儲能項目。
風險提示：儲能需求不及預期；政策力度不及預期；鋰電池成本上漲幅度超預期；其他儲能方式發(fā)展超預期；測算具有一定主觀性，僅供參考。
