1.新能源发展带动电力辅助服务市场发展
1.1碳中和趋势加速，新能源发电占比持续提升
双碳目标下，新能源装机量和发电量快速发展。2015年-2020年，中国非化石能源装机由4.8亿千瓦上升至9.9亿千瓦，CAGR达到15.3%，占全国发电总装机比例由31.5%上升至44.8%。2015-2020年全国风电装机由1.3亿千瓦上升至2.8亿千瓦，CAGR达到16.6%；光伏并网装机由0.4亿千瓦上升至2.5亿千瓦，CAGR达到43.2%。
1.2新能源消纳需求旺盛，辅助服务重要性凸显
新能源发电增加带动电力辅助市场发展。新能源发电波动性强，不可预测性强。当新能源大量并入电网时，会增加电网的波动，电网安全性或将受到冲击。风电、光伏和核电的电力辅助服务补偿/分摊费用（分别为0.03/0.2/0.1）远低于火电的1.9，显示出它们的高辅助服务需求。我们认为随着新能源发电量提升，电力辅助市场或迎来大发展。我国电力辅助服务市场规模远低于国际水平。据国家能源局初步统计，现阶段包括调峰在内的辅助服务费用约占全社会总电费的1.5%。根据国际经验，电力辅助服务费用一般在全社会总电费的3%以上。同时，会随着新能源发电量提升而增加比例。
1.3多品种辅助服务保障电力系统安全稳定运营
电力辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务。以往辅助服务主要由发电机组提供，随着可再生能源并网规模的不断增长，辅助服务需求也在大幅度增加，新型储能系统和需求侧资源等已开始提供辅助服务。
1.4中国电力辅助服务市场发展历程
中国电力辅助服务市场发展经历了2006年以前的无偿服务、2006至2014年的计划补偿、2015至2017年的市场化探索到2017年以后的加速市场化4个阶段。
1.5电力辅助服务政策与市场改革齐头并进
2021年12月修订《电力并网运行管理规定》《电力辅助服务管理办法》。《规定》、《办法》主要变化包括①扩大了电力辅助服务主体，新增了对新能源、新型储能、负荷侧并网主体等并网技术指导及管理要求；②新规丰富电力辅助服务新品种，新增了转动惯量、爬坡、稳定切机、稳定切负荷等辅助服务品种；③完善用户分担共享新机制；④健全市场形成价格新机制。2021年4月1日，南方区域调频辅助服务市场正式启动结算试运行，成为全国首个以调频为交易品种的区域辅助服务市场，按照“统一规划、分步实施”原则，结合各省（区）实际，广东、广西、海南三省（区）先行启动，后续云南、贵州两省也将按计划进入结算试运行。
1.6电网调频需求刚性凸显
电网调频需求刚性强，是电力辅助服务的第三大细分市场，占比21%。根据国家能源局《2019年上半年电力辅助服务有关情况的通报》，2019年上半年，调频服务补偿费用达27.01亿元，占比21%，仅次于调峰38%和备用36%。
二次调频是目前市场化调频的主要调节环节。在实际场景中，电网频率因外界负荷变化而变化，主要通过惯性响应、一次调频和二次调频调节。二次调频价格机制比较成熟。一次调频机制开始明确。2021年12月山西省能源监管办发布关于征求《山西独立储能电站参与电力一次调频市场交易实施细则（试行）》意见的函，这是全国首个开始明确一次调频收费的交易实施细则。
2.储能技术日趋成熟，在电力体系中地位逐步明确
2.1储能技术日趋成熟，创新能力显著提高
新型储能2020-2025年CAGR为56%。国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》提出，到2025年，新型储能装机容量达到3000万千瓦以上。2020年装机容量为328万千瓦。以2025年新型储能装机容量为3000万千瓦计算，2020-2025年新型储能的5年CAGR为56%。
2.2储能顶层设计相关政策指导
2017年9月，五部委联合发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，为国内储能行业由商业化初期过渡向规模化发展转变定下基调。2021年7月，国家发改委、国家能源局发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确到2025年，实现新型储能装机规模达30GW以上；到2030年，实现新型储能全面市场化发展。
2.3储能在电力体系中地位逐步明确
电力辅助服务是储能项目的重点应用领域之一，近年来储能在电力体系中地位逐步明确，已经成为我国电力系统转型发展的重要组成部分和关键支撑技术。储能在电力系统的主要应用场景：①发电侧：储能灵活的能量时间搬运功能，可以使得可再生能源发电对电网更加友好、可控；②电网侧：参与电网调峰、调频等辅助服务，为电网安全运行提供支撑；③用户侧，为用户提供峰谷调节、提升供电能力、提升供电可靠性等多种需求。（报告来源：未来智库）
3.储能调频经济性凸显，我们预计十四五市场空间897亿
3.1储能调频较传统调频手段具有技术和经济优势
目前，在我国各大区域电网中，大型水电与火电机组是主要的调频电源，通过不断地调整调频电源出力来响应系统频率变化。电池储能技术以其快速、精确的功率响应能力成为新型调频辅助手段的关注热点。
3.2储能调频技术优势明显，容量替代比例高
随着新能源发电比例上升，系统所需的调频资源需快速上涨，同时，储能调频的优势逐步增强，替代火电能力增强，当新能源发电比例达到45%时，储能容量替代比例能够达到14：1。由于在双碳背景下，大规模建造火电满足调频需求的概率不大，所以，未来或大力发展储能从而解决调频需求。
3.3储能调频对水电/燃气/燃煤机组替代效果好
通过火电机组与储能机组响应AGC调频指令的对比可以发现，储能机组能够很好的解决火电机组可能面临的反向调节、延时调节和偏差调节的问题，强定制能力决定强性能优化能力。储能调频对水电、燃气和燃煤机组的替代效果好。储能调频对不同类型机组的替代效果不同，燃煤机组效果最好，可达25倍。依靠电池储能系统快速精确的响应能力，调节效率得以提高，旋转备用容量得以降低，运营费用约可降低20%。
3.4储能调频回本周期或为2.37年，盈利可观
储能调频经济性凸显，动态回收期2.37年，盈利可观。电池造价和调频里程是主要的两个敏感性因素。上述论文敏感性分析显示，随着电池造价降低10%、20%和30%，内部收益率分别为76.47%、91.93%和111.77%。如需满足资本金内部收益率8%的财务可行性要求，电池造价可上升98.1%(10500元/kWh),或日调频里程降低49.7%(290MW)。
3.5主要商业模式：火电联合储能VS独立储能
火电厂联合调频收益需与电厂分成，模式成熟。早在2013年，睿能便完成了京能集团北京石景山热电厂2MW储能联合调频项目，创立了火电厂联合调频模式的先河。2018-2020年间，大量企业进入，模式已然成熟。根据国际新能源网，截至2020年底，火储联合调频项目达62个（含招标、建设、投运）。目前，各方与电厂都采用补偿收益分成的模式。现阶段独立储能项目较少，开始发力。2020年5月，晋江储能电站获福建省首张独立储能电站发电业务许可证；2020年11月，国内首个商业运行的独立储能电站在青海投运；三峡集团首个独立储能电站首期项目于2021年12月30日实现并网。行业仍处于建设早期，项目较少，市场空间较大。
3.7我们预计十四五储能调频市场空间约900亿
核心假设：平均上网电价：我们假设，2021年中国平均上网电价与2018年（0.374元/千瓦时）持平，考虑到2021年10月8日召开的国务院常务会议明确的“在保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定的前提下，将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过10%、15%，调整为原则上均不超过20%”，我们假设2022年平均上网电价较2021年存在10%的增幅，2023-2025年平均上网电价与2022年持平。
中国全社会用电量：我们假设2021-2025年中国全社会用电量以5%增速增长。电力辅助服务费用占全社会电费比例：我们假设2021年电力辅助服务费用约占全社会总电费的1.5%，比例等额上升至2025年达到3%。储能调频费用占电力辅助服务比例：我们假设2021-2025年储能调频费用占电力辅助服务费用比例与2019H1占比持平，为21%。
4.行业先行者优势明显，运行能力决定盈利高低
4.1行业先行者实现优势资源占据
我们认为，储能调频行业的行业壁垒主要在两方面：1、对优质火电厂和变电站等资源占据（地理排他性）。2、运行经验，最重要为k值。储能调频行业先发优势明显。目前盈利能力比较强的调频是火电厂侧调频和独立储能调频。对于这两种模式的调频，占据火电厂和变电站的土地资源尤为重要。
4.2运行能力是盈利能力的重要决定因素
运行能力是盈利能力的重要决定因素。运行能力，特别是k值大小以及里程的中标数会极大的影响收益。根据收益公式（即里程补偿公式），k值首先直接影响了调频收益。从调频里程排序价格中标公式上看，项目k值所决定的归一化后的调频性能指标直接决定了调频里程排序价格和中标顺序（即中标可能性）。因此，k值是盈利能力的关键因素。
实际运行中也证明了k值大于1后，调频收益与k值大小强相关。通过南网部分机组参与AGC响应日收益与调频性能的对比，可以发现k值超过1的机组，其收益与性能高度正相关且远大于低性能机组，体现了运行能力k值的重要性。k值主要受调节精度、调节速率和响应速度影响，储能极大优化k值。在广东调频市场规则中，K1代表响应速度，K2代表调节速率，K3代表调节精度。根据南方电网规则，K2最高为5，K1、K3最高为1，因此综合指标K值最大为3。
5.重点公司分析
5.1万里扬：储备项目丰富
万里扬既是变速器龙头，也是储能行业先行者，目前已投运电厂侧储能调频40MW，已签协议拟投资建设的储能电站合计装机约1000MW。
5.2宝光股份：储能调频有望成为新增长点
宝光股份是真空灭弧室龙头，进军储能和氢能。宝光股份与北京智中能源互联网研究院等合作成立了子公司宝光智中。北京智中能源互联网研究院是以清华技术创新团队为主体创立的，技术实力雄厚。北京智中能源互联网研究院此前曾中标广州南沙华润热电储能调频项目、粤江发电储能调频项目、惠州平海发电厂储能调频项目多项储能调频项目。
5.3文山电力：积极进军抽水蓄能+电化学储能
2021年10月15日，文山电力发布重大资产臵换预案，拟将主要从事购售电、电力设计及配售电业务的相关资产负债臵出，并与南网持有的调峰调频公司100%股权的等值部分进行臵换。重大资产重组后，公司主要业务将转变为抽水蓄能、调峰水电和电网侧独立储能业务的开发、投资、建设和运营。南方电网MW级宝清电池储能站位于深圳龙岗区，设计规模为10MW×4h。2011年1月，第1MW投运，目前已投运4MW×4h。其主要用于跟踪计划发电、削峰填谷、参与系统调频、旋转备用和抑制闪动等。
