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本文数据和模型请联系：孙潇雅/吴佩琳 摘要 22年以来，受碳酸锂涨价影响，市场担心储能系统的成本上涨会削弱储能（尤其是装机容量更大、经济性相对更弱的国内表前市场）的经济性，最终削弱行业装机量需求；但另一方面，我们发现国内多省（市）加速出台对储能行业的刺激政策，给国内表前市场带来了需求支撑。本篇报告将基于当前时点的政策变化，探讨1）国内电网侧独立储能的商业模式及经济性；2）国内发电侧储能的需求变化；并结合海外表前市场需求，挖掘全球表前市场爆发背景下的投资机会。 电网侧独立储能的发展背景： 21年中国新能源并网比例加速提高，电网对储能参与调峰+调频的需求随之上升。21年风光等新能源发电占比明显提高，使我国电力系统呈现“双峰双高”&“双侧随机性”特征，电网对调峰+调频的需求迫切。为刺激电化学储能参与电网侧调峰、调频服务，21年至今国家及多地出台相关政策，明确储能的独立主体身份+独立储能参与辅助服务市场的补偿标准，从而确定了电网侧独立储能的商业模式可行性及经济性。 电网侧独立储能的商业模式及经济性测算： 商业模式：参与调峰（电力现货市场或辅助服务市场）+调频（辅助服务市场），未来将增加容量租赁模式增加收入。电网侧独立储能作为新型市场主体，为电网提供深度调峰、快速调频等辅助服务获得收益，当前已有至少19个省（市）明确调峰调频补偿标准（即来自辅助服务市场的收入）。往未来看，独立储能有望向新能源电站进行容量租赁获得租金，形成增量收入。 经济性测算：基于现有价格机制+系统成本涨价（假设系统成本2元/Wh），经济性排序：同时参与调峰+调频>单独参与调频>单独参与调峰。
国内电网侧储能装机量测算：基于电网侧储能的三个主要应用场景——调峰、二次调频、一次调频进行测算。
看好国内储能表前市场需求高增长： 电网侧高经济性+发电侧强配比例上升，预计国内表前市场将持续高增长。22年碳酸锂价格大幅上涨（由21年4-12月均价约13.8万元/吨涨至22年3月50+万元/吨），测算当前储能系统单位成本较21年均价上涨约0.23元/Wh，导致市场担心将影响国内表前储能市场的需求、全球表前储能装机量不及预期。但我们认为，国内表前市场需求被削弱的可能性不大：
预计21-25年国内发电侧储能装机量有望达到4.7/14.3/25.2/42.4/68.4GWh，CAGR+95%。 合计：我们预计21-25年国内表前市场装机量有望达5.9/17.8/31.5/52.3/82.2GWh，CAGR+93%。 投资建议：看好全球储能表前市场相关产业链+独立储能运营商投资机会 政策驱动下，预计22-25年国内表前市场的需求将持续高增长，并基于我们此前对全球储能表前市场需求的测算，我们预计21-25年全球表前市场装机量有望达15.3/53.9/96.6/156.5/265.8GWh，CAGR+104%。 因此，我们看好：1）全球储能表前市场需求高增长下，相关产业链的投资机会；2）电网侧独立储能高经济性下，相关运营商的投资机会。 相关产业链：
独立储能运营商： 建议关注 1）在建300MW/600MWh独立储能项目的【万里扬】； 2）重点开拓新能源发电+共享储能商业模式，储备项目包括如东100MW/200MWh集中式共享储能项目+安徽400MW/800MWh集中式共享储能项目的【林洋能源】。 风险提示： 储能需求不及预期；政策力度不及预期；锂电池成本上涨幅度超预期；其他储能方式发展超预期；测算具有一定主观性，仅供参考。 一、电网侧独立储能发展背景 新能源并网比例加速提高，电网安全面临新挑战 三元前驱体位于三元正极材料产业链的中游，整条产业链由上往下可分为：
图：2015-2019年中国发电结构  图：2021年中国发电结构  数据来源：国家统计局，中国能源产业发展网，中国产业经济信息网，国务院国资委，电缆网，北极星光伏网，天风证券研究所 “双峰双高”&“双侧随机性”催生电网侧对电化学储能的需求 风电、光伏并网比例增加带来的电力系统“双峰双高”&“双侧随机性”问题，对电网的安全性挑战包括1）影响电网的稳定运行；2）影响电网电能的质量；3）影响电网的经济调度。
在此背景下，为保证电力系统的稳定运行，电网对电化学储能的需求亦有了快速增长的趋势。电化学储能具有响应速度快、功率及能量密度大、动态性能好等特点，因而运用在电网侧，可以改善负荷走向、降低峰谷差、增大新能源的接入比例、通过参与系统频率的调节改善电网的稳定性。电网侧储能具体可参与工作包括：
图：储能参与电网调峰的应用图  图：储能参与电网调频的应用图  数据来源：《储能在电力系统调频调峰中的应用》张晓晨，《储能在高占比可再生能源系统中的应用及关键技术》黎淑娟，天风证券研究所 电网侧对电化学储能的需求1：调峰 需求来源：目前电网的调峰形势为在负荷尖峰时段有足够的旋转备用空间，但在负荷低谷时期，机组的向下调节灵活性严重不足，从而导致大量弃风产生。风电、光伏出力的不确定性导致电网备用需求增加+风电出力的反调峰特性以及光伏出力与高峰负荷的不匹配性，导致电网净负荷峰谷差增大。因此给电网的安全运行和电力供应保障带来了挑战——部分地区出现了较为严重的弃风、弃光问题。 解决方法：包括水电等调峰电源建设、燃煤机组灵活性改造、储能系统建设等。
图：储能辅助参与调峰原理  数据来源：《用于缓解电网调峰压力的储能系统规划方法综述》徐国栋等，《参与调峰的储能系统配置方案及经济性分析》李军徽等，北极星电力新闻网，北极星储能网，碳排放交易网，天风证券研究所 电网侧对电化学储能的需求2：调频 需求来源：当电力系统发电出力与系统负荷不平衡时，频率将随之发生变化，当局部区域电力系统频率出现持续波动时，就可能会影响电网稳定。新能源发电具有波动性、不确定性，且对电网不表现出惯性，大规模接入后显著加剧电网调频压力，尤其是当电网发生冲击性负荷扰动时，传统电源的调频容量及响应速度将难以满足调频需求。 传统的电网调频主要包含一次调频和二次调频。
解决办法：火电机组调节误差大、抽水蓄能受地势限制等，因而当前主流方法为火储联合调频、独立储能等。
图：火电机组调频中调节偏差较大  图：储能的AGC调节性能明显好于火电  数据来源：《光伏发电厂及其一次调频控制方法与流程》，北极星储能网，天风证券研究所 出于电网侧对储能的需求，国家及多地出台政策确立独立储能商业模式 基于近年我国电源结构变化、电力装机规模持续扩大、清洁能源发展迅猛的情况，辅助服务市场（针对调峰&调频）建设面临新的挑战。21年至今，国家及多地出台相关政策，确定储能的独立主体身份（确立了独立储能的商业模式），且从政策趋势看，独立储能参与辅助服务市场的收益呈现上升趋势： 国家层面：21年12月，储能的独立主体身份得到确认。21年12月，国家能源局印发新版《电力辅助服务管理办法》，核心变化包括：确认储能独立主体身份、丰富辅助服务交易品种（针对促进新能源消纳，新增了转动惯量、爬坡、稳定切机/切负荷等交易品种）、扩大“付费群体”（辅助服务成本由原来仅发电侧承担向用户侧扩展）。 地方层面：
二、电网侧独立储能商业模式及经济性测算 商业模式：主要为参与调峰、调频市场获得收益，容量租赁有望成为增量收入 21年政策层面明确独立储能的市场主体地位后，独立储能商业模式正式形成。电网侧独立储能电站作为新型市场主体，可以接受调度机构统一调管，凭借有功、无功、四象限连续可调及百毫秒级快速响应调节的优点，可以为电网提供深度调峰、快速调频、旋转备用、有偿无功调节和黑启动等辅助服务，获得收益。 国外：调频和调峰是当前主要国家储能电站的主要应用场景；国内：电网侧独立储能项目仍在发展初期，从政策看，独立储能项目也同样主要依靠调峰、调频获得收益（已有至少19个省（市）明确调峰调频补偿标准）。 往未来看：国内独立储能除了参加调峰、调频市场外，通过向新能源电站进行容量租赁获得租金有望成为增量收入。容量租赁是指为风电、光伏等新能源电站提供一定容量的租赁服务，独立储能获得租金，新能源电站可通过租赁获得配置储能容量，避免自建储能增加资产投入。在此模式下，独立储能的商业模式转变为调峰+调频+收取容量租金，收入进一步增加。 图：调频和调峰是国外电池储能的主要应用场景（美元/kW/年）  数据来源：国际能源网，北极星储能网，经济形势报告网，Lazard，天风证券研究所 注：字母代表的是美国各电力市场 调峰经济性：度电成本0.63元/KWh，在部分省（市）已具备经济性 调峰原理为负荷侧低谷时充电、高峰时放电，评估单位为充放电量（KWh）。
经济性评估：根据部分省（市）调峰价格，目前独立储能参与调峰在8个省（市）已具备经济性；此外，对于参与电力现货市场的省（市），当上网电价峰谷价差>度电成本时，同样具备经济性。 表：独立储能参与调峰的度电成本测算  表：部分省（市）独立储能参与调峰的价格机制  数据来源：《储能的度电成本和里程成本分析》何颖源，阳光工匠光伏网，北极星储能网，北极星太阳能光伏网，财政部， 《天然气发电与电池储能调峰政策及经济性对比》朱寰等，天风证券研究所 调峰经济性：以0.792/KWh补偿标准计算，全生命周期IRR=2.07% 基于我们的假设，并以南网“两个细节”征求意见中广东独立储能参与调峰市场的补偿标准（0.792元/KWh）作为度电补偿标准计算，独立储能项目参与调峰的全生命周期20年（循环次数6000次，每年完全充放电300次）的IRR为2.07%，独立储能仅参与调峰尽管在某些省（市）具备经济性，但项目内部收益率偏低。 表：独立储能参与调峰的全生命周期IRR测算  数据来源：《储能的度电成本和里程成本分析》何颖源，阳光工匠光伏网，北极星储能网，北极星太阳能光伏网，索比储能网，天风证券研究所 调频经济性：里程成本3.47元/MW，在大部分省（市）具备高经济性 调频原理为短时间内（电化学储能可做到百毫秒级别）完成高精度、指定功率的输出，评估单位为里程（MW）。
表：独立储能参与调频的度电成本测算 表：部分省（市）独立储能参与调频的价格机制 数据来源：《储能的度电成本和里程成本分析》何颖源，阳光工匠光伏网，北极星储能网，财政部，天风证券研究所 调频经济性：以7.5元/MW补偿标准计算，全生命周期IRR=14.91% 基于我们的假设，同时基于各省独立储能参与调频的价格多位于0-15元/MW之间，假设调频补偿标准为7.5元/MW计算，则对应独立储能项目参与调频的全生命周期10年（循环次数6000次，年衰减2%）IRR达到14.91%，经济性高于仅参与调峰。 部分省份明确一次调频服务的价格机制，有望进一步增加独立储能参与调频市场的收入及经济性。如21年12月山西明确独立储能电站一次调频服务报价范围为5-10元/MW；南方电网在征集意见稿中亦明确了一次调频的价格机制。 表：独立储能参与调频的全生命周期IRR测算 数据来源：《储能的度电成本和里程成本分析》何颖源，阳光工匠光伏网，北极星储能网，北极星太阳能光伏网，天风证券研究所 调峰+调频经济性：独立储能同时参与调峰+调频市场可获取更高收益 此外，我们认为，独立储能或可以通过同时参与调峰+调频，获取更高的收益。独立储能项目当前在国内的商业模式主要为依靠调峰+调频获取收益，因此，我们将对独立储能项目同时参与两项服务做经济性测算。 核心假设：
表：独立储能同时参与调峰+调频的核心假设 数据来源：《储能的度电成本和里程成本分析》何颖源，阳光工匠光伏网，北极星储能网，财政部，北极星太阳能光伏网，天风证券研究所 调峰+调频经济性：全生命周期IRR上升至18.61%，证实独立储能高经济性 基于前述假设，独立储能同时参与调峰+调频的全生命周期8年（循环次数6000次，年衰减3%）的IRR可达18.61%。独立储能同时参与调峰+调频将带来非常可观的收益率。 基于我们的假设，国内独立储能已具备高经济性；在高经济性刺激下，我们认为独立储能的装机量有望超预期。 表：独立储能同时参与调峰+调频的全生命周期IRR测算 数据来源：《储能的度电成本和里程成本分析》何颖源，阳光工匠光伏网，北极星储能网，财政部，北极星太阳能光伏网，天风证券研究所 三、国内电网侧储能装机量测算 调峰需求测算：预计25年需求达6.3GWh，21-25年CAGR+69% 测算依据：基于负荷侧社会用电量。由于国内发电侧新能源电站22年普遍具有强制配储政策，对发电侧新增装机量带来的调峰需求不做测算。 趋势：预计22-25年电网对调峰的需求进一步提高。从负荷侧看，用电高峰及低谷时段不因社会用电量提升而发生较大改变，因此社会用电量的提升将进一步提高负荷侧峰谷差；从发电侧看，风光发电占比由19年的8.6%上升至21年的12%，预计未来仍将进一步提升。风光发电具有波动性、间歇性的明显特征，将使发电侧与负荷侧无法匹配部分进一步扩大，从而增加调峰需求。 调峰对电网侧储能需求测算的核心假设：
测算结果：基于调峰的储能需求及考虑储能年充放电时长，预计21-25年国内调峰场景下储能需求将为0.8/1.8/3.0/4.6/6.3GWh，4年CAGR+69%。 表：国内调峰场景对储能需求测算 图：国内调峰场景储能需求预测（单位：GWh） 数据来源：国家能源局，中电联，电缆网，中国电力网，天风证券研究所 二次调频需求测算：预计25年需求达3.6GWh，21-25年CAGR+50% 测算依据：基于国内最大用电负荷。电网的频率由发电功率与用电负荷大小决定，因此用电负荷发生变化时，为了使系统频率维持不变，需要通过调度自动化系统AGC改变发电功率，进而使频率恢复目标值。 趋势：最大用电负荷增大，使电网对二次调频的需求持续提高。2021年全国最高用电负荷达11.92亿kw，yoy+10.8%，用电负荷增长将增大电网对二次调频的需求，以匹配发电功率与用电负荷。 二次调频对电网侧储能需求测算的核心假设：
测算结果：预计21-25年国内调峰场景下储能需求将为0.7/1.4/1.9/2.7/3.6GWh，4年CAGR+50%。 表：国内二次调频场景对储能需求测算 图：国内二次调频场景储能需求预测（单位：GWh） 数据来源：电工技术学报公众号，国际电力网，天风证券研究所 一次调频需求测算：预计25年需求达7.3GWh，有望成为电网侧储能装机量最大增量 测算依据：基于新能源发电未配储装机量。风电、光伏等新能源发电不具备一次调频能力，危害了电网的频率安全和稳定性，需要配备一次调频能力（主要为加装储能）。因此，我们以国内新能源发电未配储部分装机量为测算基准。 趋势：国家层面确定新能源电站必须配备一次调频能力，一次调频场景的储能渗透率将快速上升。21年10月国家标准《并网电源一次调频技术规定及试验导则》（下文简称为《导则》）正式发布，要求22年5月1日新能源发电站需具备一次调频能力，此外山西、南方区域（征求意见）等多地明确一次调频价格机制，赋予了一次调频经济性。我们预计，22年开始新能源电站未配储部分装机量的一次调频配储渗透率将快速提升。 一次调频对电网侧储能需求测算的核心假设：
测算结果：预计21-25年国内一次调频场景对储能需求将为0.0/1.3/3.0/5.0/7.3GWh，有望成为电网侧储能装机量最大增量。 表：国内一次调频场景对储能需求测算 图：国内一次调频场景储能需求预测（单位：GWh） 数据来源：《并网电源一次调频技术规定及试验导则》，北极星储能网，索比储能网，天风证券研究所 合计：预计电网侧储能装机量将从21年1.2GWh上升至25年13.8GWh，CAGR+85% 基于前文各场景装机量预测，预计2021-2025年电网侧独立储能需求将达1.2/3.5/6.3/9.8/13.8GWh，CAGR+85%。 核心假设：考虑部分独立储能项目或同时为三个场景提供服务，因此我们保守预计合计装机量为三个场景装机量之和的80%。 表：国内电网侧独立储能装机量预测（单位：GWh） 数据来源：国家能源局，中电联，电缆网，中国电力网，电工技术学报公众号，中国新闻网，国际电力网，《并网电源一次调频技术规定及试验导则》，北极星储能网，索比储能网，天风证券研究所 资料来源：SMM、mymetak、电池网、各公司公告、天风证券研究所 四、看好全球储能表前市场投资机会 电网侧高经济性+发电侧强配比例上升，预计国内表前市场将持续高增长 看好全球储能表前市场相关产业链+独立储能运营商投资机会 国内表前市场：当前市场主要担心在碳酸锂涨价削弱装机需求 受动力电池需求爆发影响，电池级碳酸锂因供需紧张价格不断增长，由21年4月1日约8.7万元/吨涨至22年3月50+万元/吨。 基于碳酸锂涨价情况，测算当前储能系统单位成本较21年4-12月均价上涨约0.23元/Wh。21年4-12月碳酸锂均价为13.8万元/吨，当碳酸锂价格涨至50万元/吨时，估算1GWh磷酸铁锂电池的碳酸锂用量为625吨，则我们测算碳酸锂涨价使得当前电池成本较21年均价上涨约(50-13.8)万元/吨*625吨=22609万元，折算约0.23元/Wh。 由于碳酸锂涨价使得储能系统单位成本上涨明显，市场担心将影响国内表前储能市场的需求。国内表前储能市场的装机需求：1）发电侧主要来自政策端要求新能源发电站强制配储；2）电网侧在政策确立储能市场主体地位前需求较弱。因此，在国内表前储能经济性较弱的情况下，市场担心碳酸锂涨价将削弱国内表前储能市场的需求，导致22年储能整体装机量不及预期。 但我们认为，国内表前市场需求被削弱的可能性不大：1）电网侧：如前文所说，政策变化已使独立储能具备高经济性；2）发电侧：强制配储地区占比、强配比例不断增大，保障了国内表前市场的装机需求。 图：2021年以来电池级碳酸锂价格（单位：元/吨） 数据来源：百川盈孚，德方纳米公司公告，天风证券研究所 国内表前市场：强制配储地区不断增加，为发电侧装机量带来政策保障 基于前文我们对国内电网侧储能需求的分析，我们认为21-25年国内电网侧储能装机量将加速增长；而从表前市场另一场景—发电侧看，21-22年政策变化同样向好，具体表现为强制配储地区明显加速增加。 主要政策变化：22年新能源强配政策（新能源与储能需同时并网）已覆盖25个省（市），强制配储份额多为10%、2小时以上，政策层面为国内发电侧储能市场带来保障。
看未来：国内发电侧储能项目的经济性有望获得提升。1）成本方面：系统装机成本有望降低。国家能源局发改委印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》中明确提出，到2025年，电化学储能系统成本将降低30%以上。2）收入方面：发电侧储能项目有望通过参与电力现货市场、辅助服务市场减少分摊费用、甚至获取额外收入。 图：2022年强制配储政策总汇 数据来源：国家发改委，国家能源局，阳光工匠储能网，北极星太阳能光伏网，天风证券研究所 国内表前市场：预计25年国内发电侧装机量达到68.4GWh，21-25年CAGR+95% 国内发电侧储能装机量测算：由于现有强配政策主要针对新建新能源电站，我们将基于两个场景测算国内发电侧储能的装机量：1）由强配政策带来的新增风电、光伏发电站配置储能装机量；2）为减少弃风弃光及辅助服务市场分摊费用，而带来的存量风电、光伏发电站配置储能装机量。 核心假设： 新增发电站储能装机量： 1）强配地区占比：假设21-25年强配地区占比为80%/88%/90%/95%/95%； 2）配储比例：假设21-25年配储比例为8%/10%/13%/15%/18%； 3）锂电储能渗透率：假设21-25年锂电储能渗透率为50%/80%/80%/90%/90%； 4）充电时长：假设21-25年充电时长为1.8/2.0/2.3/2.5/2.8小时。 存量发电站储能装机量： 1）锂电储能渗透率：假设21-25年锂电储能渗透率为0.3%/0.4%/0.5%/0.6%/1%； 2）配储比例：假设21-25年配储比例为3%/5%/8%/10%/10%； 3）充电时长：假设21-25年充电时长为1.5/1.8/2.0/2.2/2.5小时。 测算结果：21-25年国内发电侧储能装机量有望达到4.7/14.3/25.2/42.4/68.4GWh，4年CAGR达到+95%。 表：国内发电侧储能装机量测算 数据来源：北极星风力发电网，北极星太阳能光伏网，天风证券研究所 全球表前市场：预计国内+海外表前市场将高增长，21-25年全球装机量CAGR+104% 基于我们前文对国内发电侧、电网侧储能装机量预测，以及此前我们对海外表前市场的装机量预测，我们预计：
表：2021-2025年国内及全球储能装机量测算 图：2021-2025年国内及全球储能装机量预测（单位：GWh） 数据来源：BNEF，索比光伏网，CWEA，GWEC，天风证券研究所 投资建议：相关产业链有望跟随全球表前储能行业高增速，获得相关业务高增长 我们认为，政策端对发电侧加大强配地区占比+强配比例、赋予电网侧经济性，有望减轻碳酸锂对国内表前市场的影响；国内+海外表前市场的需求放量，看好全球表前市场相关产业链投资机会。 电池：
储能变流器： 看好受益大型储能（表前+工商业）高增速的【阳光电源】。 温控： 发电侧储能大容量、电网侧储能高功率趋势下，建议关注先发优势+非标性优势明显的【英维克】，建议关注有望凭借温度高精度控制能力，打开市场份额的【同飞股份】。 投资建议：建议关注独立储能运营商【万里扬】、【林洋能源】 政策变化下，电网侧独立储能拥有了独立市场主体地位，可通过电力现货市场+辅助服务市场参与电网的调峰、调频服务，获取收入。基于前文假设，我们认为当前独立储能已具备较高经济性，建议关注独立储能运营商【万里扬】、【林洋能源】。 万里扬：主营业务为汽车变速器、新能源汽车传/驱动系统产品，22年1月完成万里扬能源51%股份收购，独立储能业务有望成为公司新的业绩增长点。公司于22年1月成功收购万里扬能源科技股份有限公司（主要从事储能电站，电力市场现货交易等业务）51%的股份。万里扬能源已投运4个发电侧储能电站合计40MW（广东、甘肃等地），储备储能电站项目合计约1000MW，其中：
林洋能源：主营业务分为智能、储能、新能源三个板块，其中储能项目储备超1200MWh，将重点开拓新能源发电+共享储能商业模式。公司于15年并购江苏林洋微科技有限公司进入储能领域，21年已储备储能项目资源超过1200MWh。包括：
五、风险提示 储能需求不及预期：如果由于电网的线路改造或者火电机组的灵活性改造导致电力系统对储能的需求降低，则会影响相关公司业绩增速。 政策力度不及预期：如果国内各省（市）政策对发电侧新能源强制配储、对电网侧参与电力现货市场+辅助服务市场的推进力度不及预期，则相应的储能需求将大幅调整。 锂电池成本上涨幅度超预期：若碳酸锂价格持续增长，导致锂电池成本进一步上涨，则国内外多个表前储能应用场景的经济性将进一步削弱，可能会降低全球表前储能市场的装机需求。 其他储能方式发展超预期：若钠离子电池、液流电池等其他电化学储能方式快速发展，使其性价比快速提升，可能会降低锂电储能的需求。 测算具有一定主观性，仅供参考。
证券研究报告《深度|电气设备：独立储能商业模式+表前市场需求探讨》【天风电新】 对外发布时间：2022年4月16日 报告发布机构：天风证券股份有限公司（已获中国证监会许可的证券投资咨询业务资格） 本报告分析师孙潇雅 SAC执业证书编号：S1110520080009 |
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来自： wbsh1982 > 《天风孙潇雅研究报告》
