中國儲能網(wǎng)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(jīng)濟性相對更弱的國內(nèi)表前市場）的經(jīng)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(nèi)多省（市）加速出臺對儲能行業(yè)的刺激政策，給國內(nèi)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(nèi)電網(wǎng)側(cè)獨立儲能的商業(yè)模式及經(jīng)濟性；2）國內(nèi)發(fā)電側(cè)儲能的需求變化；并結(jié)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(wǎng)側(cè)獨立儲能發(fā)展背景
新能源并網(wǎng)比例加速提高，電網(wǎng)安全面臨新挑戰(zhàn)
三元前驅(qū)體位于三元正極材料產(chǎn)業(yè)鏈的中游，整條產(chǎn)業(yè)鏈由上往下可分為：
中國新能源并網(wǎng)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(jié)構(gòu)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(cè)隨機性”，電網(wǎng)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(wǎng)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(cè)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(cè)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(cè)單側(cè)隨機系統(tǒng)向雙側(cè)隨機系統(tǒng)演進）。
圖：2015-2019年中國發(fā)電結(jié)構(gòu)
圖：2021年中國發(fā)電結(jié)構(gòu)
數(shù)據(jù)來源：國家統(tǒng)計局，中國能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展網(wǎng)，中國產(chǎn)業(yè)經(jīng)濟信息網(wǎng)，國務院國資委，電纜網(wǎng)，北極星光伏網(wǎng)，天風證券研究所
“雙峰雙高”&“雙側(cè)隨機性”催生電網(wǎng)側(cè)對電化學儲能的需求
風電、光伏并網(wǎng)比例增加帶來的電力系統(tǒng)“雙峰雙高”&“雙側(cè)隨機性”問題，對電網(wǎng)的安全性挑戰(zhàn)包括1）影響電網(wǎng)的穩(wěn)定運行；2）影響電網(wǎng)電能的質(zhì)量；3）影響電網(wǎng)的經(jīng)濟調(diào)度。
影響電網(wǎng)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(wǎng)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(wǎng)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(wǎng)電能的質(zhì)量：新能源發(fā)電并網(wǎng)時所產(chǎn)生的沖擊電流，會使得電網(wǎng)電壓下降，且出力不穩(wěn)定也會造成電網(wǎng)電壓波動。因此，隨著新能源機組容量的擴大，電網(wǎng)電壓的波動會影響電網(wǎng)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(wǎng)的經(jīng)濟調(diào)度：電網(wǎng)側(cè)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(jīng)濟負擔。
在此背景下，為保證電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運行，電網(wǎng)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(wǎng)側(cè)，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(diào)節(jié)改善電網(wǎng)的穩(wěn)定性。電網(wǎng)側(cè)儲能具體可參與工作包括：
調(diào)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(diào)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(diào)節(jié)變電站供電區(qū)域電網(wǎng)頻率和電壓，提高電能質(zhì)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(cè)孤島運行供電，提高供電安全保障能力，輔助電網(wǎng)實現(xiàn)黑啟動。
圖：儲能參與電網(wǎng)調(diào)峰的應用圖
圖：儲能參與電網(wǎng)調(diào)頻的應用圖
數(shù)據(jù)來源：《儲能在電力系統(tǒng)調(diào)頻調(diào)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(guān)鍵技術(shù)》黎淑娟，天風證券研究所
電網(wǎng)側(cè)對電化學儲能的需求1：調(diào)峰
需求來源：目前電網(wǎng)的調(diào)峰形勢為在負荷尖峰時段有足夠的旋轉(zhuǎn)備用空間，但在負荷低谷時期，機組的向下調(diào)節(jié)靈活性嚴重不足，從而導致大量棄風產(chǎn)生。風電、光伏出力的不確定性導致電網(wǎng)備用需求增加+風電出力的反調(diào)峰特性以及光伏出力與高峰負荷的不匹配性，導致電網(wǎng)凈負荷峰谷差增大。因此給電網(wǎng)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(diào)峰電源建設(shè)、燃煤機組靈活性改造、儲能系統(tǒng)建設(shè)等。
水電等調(diào)峰電源建設(shè)：抽水蓄能電站是電力系統(tǒng)重要的調(diào)峰電源之一，具有調(diào)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(shè)備進行技術(shù)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(diào)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(shè)（包括火儲聯(lián)合調(diào)峰、獨立儲能兩種）：1）火儲聯(lián)合調(diào)峰：在火電站引入儲能系統(tǒng)參與調(diào)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(diào)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(diào)峰市場。
圖：儲能輔助參與調(diào)峰原理
數(shù)據(jù)來源：《用于緩解電網(wǎng)調(diào)峰壓力的儲能系統(tǒng)規(guī)劃方法綜述》徐國棟等，《參與調(diào)峰的儲能系統(tǒng)配置方案及經(jīng)濟性分析》李軍徽等，北極星電力新聞網(wǎng)，北極星儲能網(wǎng)，碳排放交易網(wǎng)，天風證券研究所
電網(wǎng)側(cè)對電化學儲能的需求2：調(diào)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(wǎng)穩(wěn)定。新能源發(fā)電具有波動性、不確定性，且對電網(wǎng)不表現(xiàn)出慣性，大規(guī)模接入后顯著加劇電網(wǎng)調(diào)頻壓力，尤其是當電網(wǎng)發(fā)生沖擊性負荷擾動時，傳統(tǒng)電源的調(diào)頻容量及響應速度將難以滿足調(diào)頻需求。
傳統(tǒng)的電網(wǎng)調(diào)頻主要包含一次調(diào)頻和二次調(diào)頻。
一次調(diào)頻：新能源機組不具備慣性，無法進行一次調(diào)頻。一次調(diào)頻為通過發(fā)電機組調(diào)節(jié)系統(tǒng)的自身頻率修正電網(wǎng)頻率的波動。新能源機組通常采用電力電子變換器并網(wǎng)，不具備慣性和阻尼，因此缺乏一種與配電網(wǎng)有效的“同步”機制。
二次調(diào)頻：是指發(fā)電機組的的調(diào)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(diào)整。實現(xiàn)方法之一為采用自動控制系統(tǒng)（AGC），將發(fā)電設(shè)備向用戶供電的頻率調(diào)整到一定范圍內(nèi)（50±0.2Hz）。
解決辦法：火電機組調(diào)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(diào)頻、獨立儲能等。
火儲聯(lián)合調(diào)頻：儲能系統(tǒng)的響應時間僅為兩秒鐘，應用于聯(lián)合調(diào)頻，對煤電企業(yè)的調(diào)頻性能拉升明顯。
獨立儲能：作為獨立主體，為電網(wǎng)提供調(diào)頻輔助服務。
圖：火電機組調(diào)頻中調(diào)節(jié)偏差較大
圖：儲能的AGC調(diào)節(jié)性能明顯好于火電
數(shù)據(jù)來源：《光伏發(fā)電廠及其一次調(diào)頻控制方法與流程》，北極星儲能網(wǎng)，天風證券研究所
出于電網(wǎng)側(cè)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(jié)構(gòu)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(diào)峰&調(diào)頻）建設(shè)面臨新的挑戰(zhàn)。21年至今，國家及多地出臺相關(guān)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(zhuǎn)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(cè)承擔向用戶側(cè)擴展）。
地方層面：
明確儲能調(diào)峰調(diào)頻補償標準：截至21年9月，已有至少19個省（市）明確調(diào)峰調(diào)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(diào)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(shè)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(diào)峰補償標準（山東補償標準為0.2元/kwh）。
提高獨立儲能調(diào)峰調(diào)頻補償標準：以南方電網(wǎng)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(diào)峰調(diào)頻補償標準（以廣東為例，儲能深度調(diào)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(diào)頻、AGC、無功調(diào)節(jié)等）品種的補償標準。
多省份提出電網(wǎng)側(cè)共享儲能發(fā)展目標或開展共享儲能招標：22年3月，國網(wǎng)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(wǎng)側(cè)大型（共享）儲能；22年3月，廣西電網(wǎng)發(fā)布共享儲能公開招標信息等。
2、電網(wǎng)側(cè)獨立儲能商業(yè)模式及經(jīng)濟性測算
商業(yè)模式：主要為參與調(diào)峰、調(diào)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(wǎng)側(cè)獨立儲能電站作為新型市場主體，可以接受調(diào)度機構(gòu)統(tǒng)一調(diào)管，憑借有功、無功、四象限連續(xù)可調(diào)及百毫秒級快速響應調(diào)節(jié)的優(yōu)點，可以為電網(wǎng)提供深度調(diào)峰、快速調(diào)頻、旋轉(zhuǎn)備用、有償無功調(diào)節(jié)和黑啟動等輔助服務，獲得收益。
國外：調(diào)頻和調(diào)峰是當前主要國家儲能電站的主要應用場景；國內(nèi)：電網(wǎng)側(cè)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(diào)峰、調(diào)頻獲得收益（已有至少19個?。ㄊ校┟鞔_調(diào)峰調(diào)頻補償標準）。
往未來看：國內(nèi)獨立儲能除了參加調(diào)峰、調(diào)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(chǎn)投入。在此模式下，獨立儲能的商業(yè)模式轉(zhuǎn)變?yōu)檎{(diào)峰+調(diào)頻+收取容量租金，收入進一步增加。
圖：調(diào)頻和調(diào)峰是國外電池儲能的主要應用場景（美元/kW/年）
數(shù)據(jù)來源：國際能源網(wǎng)，北極星儲能網(wǎng)，經(jīng)濟形勢報告網(wǎng)，Lazard，天風證券研究所 注：字母代表的是美國各電力市場
調(diào)峰經(jīng)濟性：度電成本0.63元/KWh，在部分?。ㄊ校┮丫邆浣?jīng)濟性
調(diào)峰原理為負荷側(cè)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(wǎng)電價的峰谷價差；2）參與輔助服務市場，賺取調(diào)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(shè)用于調(diào)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(shè)，測算得到度電成本=0.63元/KWh。
經(jīng)濟性評估：根據(jù)部分?。ㄊ校┱{(diào)峰價格，目前獨立儲能參與調(diào)峰在8個省（市）已具備經(jīng)濟性；此外，對于參與電力現(xiàn)貨市場的?。ㄊ校斏暇W(wǎng)電價峰谷價差>度電成本時，同樣具備經(jīng)濟性。
表：獨立儲能參與調(diào)峰的度電成本測算
表：部分?。ㄊ校┆毩δ軈⑴c調(diào)峰的價格機制
數(shù)據(jù)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(wǎng)，北極星儲能網(wǎng)，北極星太陽能光伏網(wǎng)，財政部，
《天然氣發(fā)電與電池儲能調(diào)峰政策及經(jīng)濟性對比》朱寰等，天風證券研究所
調(diào)峰經(jīng)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(shè)，并以南網(wǎng)“兩個細節(jié)”征求意見中廣東獨立儲能參與調(diào)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(diào)峰的全生命周期20年（循環(huán)次數(shù)6000次，每年完全充放電300次）的IRR為2.07%，獨立儲能僅參與調(diào)峰盡管在某些?。ㄊ校┚邆浣?jīng)濟性，但項目內(nèi)部收益率偏低。
表：獨立儲能參與調(diào)峰的全生命周期IRR測算
數(shù)據(jù)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(wǎng)，北極星儲能網(wǎng)，北極星太陽能光伏網(wǎng)，索比儲能網(wǎng)，天風證券研究所
調(diào)頻經(jīng)濟性：里程成本3.47元/MW，在大部分?。ㄊ校┚邆涓呓?jīng)濟性
調(diào)頻原理為短時間內(nèi)（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(diào)頻（一次調(diào)頻+二次調(diào)頻）的里程補償。
成本：里程成本=總投資/總調(diào)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(shè)用于調(diào)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(shè)，測算得到里程成本=3.47元/MW。
經(jīng)濟性評估：根據(jù)部分?。ㄊ校┱{(diào)頻價格，相較于調(diào)峰而言獨立儲能參與調(diào)頻具有更高的經(jīng)濟性；此外，部分省（市）針對一次調(diào)頻亦出臺了相關(guān)補償機制，進一步增加調(diào)頻的經(jīng)濟性。
表：獨立儲能參與調(diào)頻的度電成本測算
表：部分?。ㄊ校┆毩δ軈⑴c調(diào)頻的價格機制
數(shù)據(jù)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(wǎng)，北極星儲能網(wǎng)，財政部，天風證券研究所
調(diào)頻經(jīng)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(shè)，同時基于各省獨立儲能參與調(diào)頻的價格多位于0-15元/MW之間，假設(shè)調(diào)頻補償標準為7.5元/MW計算，則對應獨立儲能項目參與調(diào)頻的全生命周期10年（循環(huán)次數(shù)6000次，年衰減2%）IRR達到14.91%，經(jīng)濟性高于僅參與調(diào)峰。
部分省份明確一次調(diào)頻服務的價格機制，有望進一步增加獨立儲能參與調(diào)頻市場的收入及經(jīng)濟性。如21年12月山西明確獨立儲能電站一次調(diào)頻服務報價范圍為5-10元/MW；南方電網(wǎng)在征集意見稿中亦明確了一次調(diào)頻的價格機制。
表：獨立儲能參與調(diào)頻的全生命周期IRR測算
數(shù)據(jù)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(wǎng)，北極星儲能網(wǎng)，北極星太陽能光伏網(wǎng)，天風證券研究所
調(diào)峰+調(diào)頻經(jīng)濟性：獨立儲能同時參與調(diào)峰+調(diào)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(diào)峰+調(diào)頻，獲取更高的收益。獨立儲能項目當前在國內(nèi)的商業(yè)模式主要為依靠調(diào)峰+調(diào)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(jīng)濟性測算。
核心假設(shè)：
儲能項目：建設(shè)成本、循環(huán)壽命與前文假設(shè)相同；由于同時參與調(diào)峰+調(diào)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(diào)峰運行比例：每日完全充放電1次，放電深度90%；
調(diào)頻運行比例：由于每日完成1次調(diào)峰（完全充放電）需要4小時，因此當天可用于調(diào)頻時長為20小時，保守預計調(diào)頻的年運行比例為80%。
表：獨立儲能同時參與調(diào)峰+調(diào)頻的核心假設(shè)
數(shù)據(jù)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(wǎng)，北極星儲能網(wǎng)，財政部，北極星太陽能光伏網(wǎng)，天風證券研究所
調(diào)峰+調(diào)頻經(jīng)濟性：全生命周期IRR上升至18.61%，證實獨立儲能高經(jīng)濟性
基于前述假設(shè)，獨立儲能同時參與調(diào)峰+調(diào)頻的全生命周期8年（循環(huán)次數(shù)6000次，年衰減3%）的IRR可達18.61%。獨立儲能同時參與調(diào)峰+調(diào)頻將帶來非常可觀的收益率。
基于我們的假設(shè)，國內(nèi)獨立儲能已具備高經(jīng)濟性；在高經(jīng)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(diào)峰+調(diào)頻的全生命周期IRR測算
數(shù)據(jù)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(wǎng)，北極星儲能網(wǎng)，財政部，北極星太陽能光伏網(wǎng)，天風證券研究所
3、國內(nèi)電網(wǎng)側(cè)儲能裝機量測算
調(diào)峰需求測算：預計25年需求達6.3GWh，21-25年CAGR+69%
測算依據(jù)：基于負荷側(cè)社會用電量。由于國內(nèi)發(fā)電側(cè)新能源電站22年普遍具有強制配儲政策，對發(fā)電側(cè)新增裝機量帶來的調(diào)峰需求不做測算。
趨勢：預計22-25年電網(wǎng)對調(diào)峰的需求進一步提高。從負荷側(cè)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(cè)峰谷差；從發(fā)電側(cè)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(cè)與負荷側(cè)無法匹配部分進一步擴大，從而增加調(diào)峰需求。
調(diào)峰對電網(wǎng)側(cè)儲能需求測算的核心假設(shè)：
國內(nèi)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(diào)峰占比：我們測算，19H1國內(nèi)電力輔助服務市場中調(diào)峰的需求占比約0.3%，基于國內(nèi)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(diào)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(nèi)政策端賦予儲能參與調(diào)峰市場經(jīng)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(jié)果：基于調(diào)峰的儲能需求及考慮儲能年充放電時長，預計21-25年國內(nèi)調(diào)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(nèi)調(diào)峰場景對儲能需求測算
圖：國內(nèi)調(diào)峰場景儲能需求預測（單位：GWh）
數(shù)據(jù)來源：國家能源局，中電聯(lián)，電纜網(wǎng)，中國電力網(wǎng)，天風證券研究所
二次調(diào)頻需求測算：預計25年需求達3.6GWh，21-25年CAGR+50%
測算依據(jù)：基于國內(nèi)最大用電負荷。電網(wǎng)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(diào)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(wǎng)對二次調(diào)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(wǎng)對二次調(diào)頻的需求，以匹配發(fā)電功率與用電負荷。
二次調(diào)頻對電網(wǎng)側(cè)儲能需求測算的核心假設(shè)：
國內(nèi)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(diào)頻占比：以山東為例，22年1月山東省總調(diào)頻里程為852萬MW，對應調(diào)頻占最大用電負荷約3%。我們預計，國內(nèi)21-25年二次調(diào)頻需求占比為3%/3.5%/4.0%/4.5%/5.0%；
儲能滲透率：基于部分?。ㄊ校╇娋W(wǎng)側(cè)儲能參與調(diào)頻市場較高的經(jīng)濟性，以及儲能系統(tǒng)參加二次調(diào)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(diào)頻中的滲透率將不斷提高，分別達2%/3%/3.5%/4%/4.5%。
測算結(jié)果：預計21-25年國內(nèi)調(diào)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(nèi)二次調(diào)頻場景對儲能需求測算
圖：國內(nèi)二次調(diào)頻場景儲能需求預測（單位：GWh）
數(shù)據(jù)來源：電工技術(shù)學報公眾號，中國新聞網(wǎng)，國際電力網(wǎng)，天風證券研究所
一次調(diào)頻需求測算：預計25年需求達7.3GWh，有望成為電網(wǎng)側(cè)儲能裝機量最大增量
測算依據(jù)：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(diào)頻能力，危害了電網(wǎng)的頻率安全和穩(wěn)定性，需要配備一次調(diào)頻能力（主要為加裝儲能）。因此，我們以國內(nèi)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(diào)頻能力，一次調(diào)頻場景的儲能滲透率將快速上升。21年10月國家標準《并網(wǎng)電源一次調(diào)頻技術(shù)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(diào)頻能力，此外山西、南方區(qū)域（征求意見）等多地明確一次調(diào)頻價格機制，賦予了一次調(diào)頻經(jīng)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(diào)頻配儲滲透率將快速提升。
一次調(diào)頻對電網(wǎng)側(cè)儲能需求測算的核心假設(shè)：
國內(nèi)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(cè)強配比例測算；
一次調(diào)頻需求：根據(jù)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(diào)頻功率應不小于10%的運行功率，即假設(shè)一次調(diào)頻需求為10%；
儲能滲透率：21年暫無對一次調(diào)頻相關(guān)政策，但22年政策+經(jīng)濟性提升趨勢下，我們預計21-25年一次調(diào)頻的儲能滲透率為0%/5%/10%/15%/20%。
測算結(jié)果：預計21-25年國內(nèi)一次調(diào)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(wǎng)側(cè)儲能裝機量最大增量。
表：國內(nèi)一次調(diào)頻場景對儲能需求測算
圖：國內(nèi)一次調(diào)頻場景儲能需求預測（單位：GWh）
數(shù)據(jù)來源：《并網(wǎng)電源一次調(diào)頻技術(shù)規(guī)定及試驗導則》，北極星儲能網(wǎng)，索比儲能網(wǎng)，天風證券研究所
合計：預計電網(wǎng)側(cè)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(wǎng)側(cè)獨立儲能需求將達1.2/3.5/6.3/9.8/13.8GWh，CAGR+85%。
核心假設(shè)：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(nèi)電網(wǎng)側(cè)獨立儲能裝機量預測（單位：GWh）
數(shù)據(jù)來源：國家能源局，中電聯(lián)，電纜網(wǎng)，中國電力網(wǎng)，電工技術(shù)學報公眾號，中國新聞網(wǎng)，國際電力網(wǎng)，《并網(wǎng)電源一次調(diào)頻技術(shù)規(guī)定及試驗導則》，北極星儲能網(wǎng)，索比儲能網(wǎng)，天風證券研究所
資料來源：SMM、mymetak、電池網(wǎng)、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(wǎng)側(cè)高經(jīng)濟性+發(fā)電側(cè)強配比例上升，預計國內(nèi)表前市場將持續(xù)高增長
看好全球儲能表前市場相關(guān)產(chǎn)業(yè)鏈+獨立儲能運營商投資機會
國內(nèi)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(nèi)表前儲能市場的需求。國內(nèi)表前儲能市場的裝機需求：1）發(fā)電側(cè)主要來自政策端要求新能源發(fā)電站強制配儲；2）電網(wǎng)側(cè)在政策確立儲能市場主體地位前需求較弱。因此，在國內(nèi)表前儲能經(jīng)濟性較弱的情況下，市場擔心碳酸鋰漲價將削弱國內(nèi)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(nèi)表前市場需求被削弱的可能性不大：1）電網(wǎng)側(cè)：如前文所說，政策變化已使獨立儲能具備高經(jīng)濟性；2）發(fā)電側(cè)：強制配儲地區(qū)占比、強配比例不斷增大，保障了國內(nèi)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(shù)據(jù)來源：百川盈孚，德方納米公司公告，天風證券研究所
國內(nèi)表前市場：強制配儲地區(qū)不斷增加，為發(fā)電側(cè)裝機量帶來政策保障
基于前文我們對國內(nèi)電網(wǎng)側(cè)儲能需求的分析，我們認為21-25年國內(nèi)電網(wǎng)側(cè)儲能裝機量將加速增長；而從表前市場另一場景—發(fā)電側(cè)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(wǎng)）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(nèi)發(fā)電側(cè)儲能市場帶來保障。
國家層面：21年8月發(fā)布《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)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(diào)峰能力，明確超過并網(wǎng)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(diào)峰能力，按20%以上掛鉤比例進行配建的優(yōu)先并網(wǎng)。
地方層面：至21H1共10個省（市）出臺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(cè)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(nèi)發(fā)電側(cè)儲能項目的經(jīng)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(cè)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(shù)據(jù)來源：國家發(fā)改委，國家能源局，陽光工匠儲能網(wǎng)，北極星太陽能光伏網(wǎng)，天風證券研究所
國內(nèi)表前市場：預計25年國內(nèi)發(fā)電側(cè)裝機量達到68.4GWh，21-25年CAGR+95%
國內(nèi)發(fā)電側(cè)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(nèi)發(fā)電側(cè)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(shè)：
新增發(fā)電站儲能裝機量：
1）強配地區(qū)占比：假設(shè)21-25年強配地區(qū)占比為80%/88%/90%/95%/95%；
2）配儲比例：假設(shè)21-25年配儲比例為8%/10%/13%/15%/18%；
3）鋰電儲能滲透率：假設(shè)21-25年鋰電儲能滲透率為50%/80%/80%/90%/90%；
4）充電時長：假設(shè)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(shè)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(shè)21-25年配儲比例為3%/5%/8%/10%/10%；
3）充電時長：假設(shè)21-25年充電時長為1.5/1.8/2.0/2.2/2.5小時。
測算結(jié)果：21-25年國內(nèi)發(fā)電側(cè)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(nèi)發(fā)電側(cè)儲能裝機量測算
數(shù)據(jù)來源：北極星風力發(fā)電網(wǎng)，北極星太陽能光伏網(wǎng)，天風證券研究所
全球表前市場：預計國內(nèi)+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(nèi)發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)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(nèi)表前市場：21-25年國內(nèi)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(nèi)及全球儲能裝機量測算
圖：2021-2025年國內(nèi)及全球儲能裝機量預測（單位：GWh）
數(shù)據(jù)來源：BNEF，索比光伏網(wǎng)，CWEA，GWEC，天風證券研究所
投資建議：相關(guān)產(chǎn)業(yè)鏈有望跟隨全球表前儲能行業(yè)高增速，獲得相關(guān)業(yè)務高增長
我們認為，政策端對發(fā)電側(cè)加大強配地區(qū)占比+強配比例、賦予電網(wǎng)側(cè)經(jīng)濟性，有望減輕碳酸鋰對國內(nèi)表前市場的影響；國內(nèi)+海外表前市場的需求放量，看好全球表前市場相關(guān)產(chǎn)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(guān)注業(yè)務覆蓋國內(nèi)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(guān)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(cè)儲能大容量、電網(wǎng)側(cè)儲能高功率趨勢下，建議關(guān)注先發(fā)優(yōu)勢+非標性優(yōu)勢明顯的【英維克】，建議關(guān)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(guān)注獨立儲能運營商【萬里揚】、【林洋能源】
政策變化下，電網(wǎng)側(cè)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(wǎng)的調(diào)峰、調(diào)頻服務，獲取收入?；谇拔募僭O(shè)，我們認為當前獨立儲能已具備較高經(jīng)濟性，建議關(guān)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(qū)動系統(tǒng)產(chǎn)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(cè)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(jīng)濟開發(fā)區(qū)管理委員會簽署協(xié)議，擬投資建設(shè)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(lǐng)域，21年已儲備儲能項目資源超過1200MWh。包括：
與國網(wǎng)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(shè)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(shè)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。
