天风·储能 | 电新：独立储能商业模式+国内表前市场需求探讨
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。
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
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
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%。
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：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%。
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
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。
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
3. 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%。
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：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%。
数据来源：电工技术学报公众号，中国新闻网，国际电力网，天风证券研究所 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。
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%。
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
4. 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】。
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。
注：文中报告节选自天风证券研究所已公开发布研究报告，具体报告内容及相关风险提示等详见完整版报告。
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