电气设备行业独立储能商业模式+表前市场需求探讨：政策驱动经济性&需求看好国内表前市场投资机会-20220416（33页）.pdf

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1、1证券研究报告作者：行业评级：上次评级：行业报告 | 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明强于大市强于大市维持2022年04月16日（评级）分析师 孙潇雅 SAC执业证书编号：S1110520080009独立储能商业模式独立储能商业模式+表前市场需求探讨：表前市场需求探讨：政策驱动经济性政策驱动经济性&需求，看好国内表前市场投资机会需求，看好国内表前市场投资机会行业专题研究摘要2请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明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

2、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；）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）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。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。调频的需求随之上升。

3、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）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。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

4、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（假设系统成本系统成本涨价（假设系统成本2元元/Wh），经济性排序：同时参与调峰），经济性排序：同时参与调峰+调频调频单独参与调频单独参与调频单独参与调峰。单独参与调峰。 调峰：假设每年工作调峰：假设每年工作300天，每天完全充放电天，每天完全充放电1次，循环次数次，循环次数6000次。次。1）测算度电成本）测算度电成本

5、=0.63元元/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）以南网调峰价格机制0.792元元/KWh测算，测算，IRR=2.07%。 调频：假设每次参与调频用时调频：假设每次参与调频用时1.8分钟，间隔时间分钟，间隔时间2分钟，全生命周期分钟，全生命周期10年。年。1）测算里程成本）测算里程成本=3.47元元/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）以补偿价格7.5元元/MW测算，测算，IRR=14.91%。zWbWnVgZi

6、XiYjVsVlXaQaO8OsQrRnPoMiNnNqMlOpOxP9PqQxOxNqMoNxNoMqR摘要3请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 同时参与调峰同时参与调峰+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；调峰年运行年；调峰年运行300天，每日完全充放电天，每日完全充放电1次，调频年运行比例为次，调频年运行比例为80%。以补偿价格调峰。以补偿价格调峰0.792元元/KWh、调频、调频7.5元元/MW计算，计算，IRR=18.61%，具备高经济性。，具备高经济性。 国内电网侧储能装机量测算：国内电网侧储能装机量测算：基于电