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2022年04月18日发布

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。

调峰：假设每年工作300天，每天完全充放电1次，循环次数6000次。1）测算度电成本=0.63元/KWh，在8个省（市）已具备经济性；此外，在电力现货市场中，当上网电价峰谷价差>度电成本时，同样具备经济性；2）以南网调峰价格机制0.792元/KWh测算，IRR=2.07%。

调频：假设每次参与调频用时1.8分钟，间隔时间2分钟，全生命周期10年。1）测算里程成本=3.47元/MW，在多个省（市）具备经济性；此外，部分省（市）针对一次调频亦出台了相关补偿机制，进一步增加调频的经济性；2）以补偿价格7.5元/MW测算，IRR=14.91%。

同时参与调峰+调频：更高频的充放电使用下，假设全生命周期缩小至8年；调峰年运行300天，每日完全充放电1次，调频年运行比例为80%。以补偿价格调峰0.792元/KWh、调频7.5元/MW计算，IRR=18.61%，具备高经济性。

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。

调峰：核心假设：国内社会用电量22-25年每年同增5.5%；21年调峰需求占比0.5%，逐年增加0.3pct；储能渗透率21年1%，逐年增加0.5pct。考虑调峰用储能的年充放电时长，预计21-25年国内调峰场景下电网侧储能需求将为0.8/1.8/3.0/4.6/6.3GWh，CAGR+69%。

二次调频：核心假设：国内最大用电负荷22-25年每年同增8%；21年二次调频需求占比为3%，逐年增加0.5pct；储能渗透率21-25年2%/3%/3.5%/4%/4.5%。预计21-25年国内二次调频场景下储能需求将为0.7/1.4/1.9/2.7/3.6GWh，CAGR+50%。

一次调频：核心假设：国内新能源发电未配储装机量基于20年未配储新能源发电装机量、21-25年新能源发电装机量、发电侧强配比例测算；一次调频需求占比10%；储能渗透率21-25年0%/5%/10%/15%/20%。预计21-25年国内一次调频场景下储能需求将为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。

合计电网侧储能装机量：考虑部分储能项目同时为三个场景提供服务，保守预计合计装机量为三个场景装机量之和的80%。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%。

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：

电网侧：政策变化已使独立储能具备高经济性，预计21-25年国内电网侧储能CAGR+87%；

发电侧：强制配储地区占比（当前已覆盖25个省（市））、强配比例（10%、2小时以上）等政策明显加速，保障国内表前市场的装机需求。我们基于新增风光发电站强配政策+存量风光发电站为减少弃风弃光及辅助服务市场分摊费用而配储的装机量，测算国内发电侧装机量：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：

电池：看好电芯性能、循环寿命、电池组一致性更强，市占率更高的电池企业【宁德时代】、【亿纬锂能】；建议关注业务覆盖国内表前&海外表后市场，受益下游需求高景气的【鹏辉能源】；建议关注从Wh级别至MWh级别实现全覆盖的储能电池弹性标的【派能科技】。

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】。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。