新能源大规模并网带来电网效率安全问题，配置可调节电源势在必行。在不配置储能的前提下，发电侧的发电量和负荷侧的用电量必须相等。火电可以通过控制燃料投放来控制出力，而风电、光伏发电出力由自然资源决定，人为干预作用小，且风光资源日前预测精度相对低。因此当新能源发电量占比达到一定程度，电源和负荷的曲线差异将对电网的运行效率和安全造成冲击，或导致大量弃风弃光现象。

部分地区储能调峰已具备经济性。调峰是指为跟踪系统负荷的峰谷变化及可再生能源出力变化，并网主体根据调度指令进行的发用电功率调整或设备启停所提供的服务。

当出力曲线不易控制的新能源并网比例逐渐增加，调峰的重要性日益凸显。目前，针对储能调峰，各地多采用市场化补偿，最高固定补偿金额达0.792 元/kWh。在基础假设下，我们对储能项目IRR 进行测算，当调峰价格达到0.7 元/kWh 以上时，项目造价在1.5-1.9 元/Wh 的项目均可取得8%以上的收益率，在部分地区已具备经济性；调峰价格在0.5 元/kWh 以下的项目相对经济性不佳。

储能调频具备性能优势，经济性优于调峰。调频是指电力系统频率偏离目标频率时，并网主体通过调速系统、自动发电控制等方式，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务。调频对速度和精度要求较高，电化学储能AGC 跟踪曲线与指令曲线基本能达到一致，做到精准调节。在基础假设下，我们对储能项目IRR 进行测算，IRR 对调用频率比较敏感，若调用频率达到8min 以上，项目难以取得较好收益；里程补偿达到8 元/MW 以上时项目IRR 均达到9%以上，部分地区补偿标准或报价上限可满足这一要求。

投资建议：能源结构低碳化转型持续推进，风电、光伏在“十四五”期间装机规模高增长的确定性高。风光大规模并网带来电网运行安全和效率问题，建设可调节电源势在必行。电化学储能具备建设灵活、限制性条件少、响应速度快等优势，多地政府出台政策推动电化学储能发展。建议关注：1）储能集成与核心部件：通过收购进入新能源电站及储能领域，具备储能核心部件设计能力，在手290MWh 储能项目的同力日升（重点推荐）；与亿纬锂能深度合作，合资建设年产10GWh 储能专用磷酸铁锂电池生产基地项目，储备储能项目1.2GWh 的林洋能源；具备储能系统技术服务能力，可根据客户需求针对性提供电化学储能系统整套解决方案的南网科技；合资设立储能子公司，自主研发储能EMS，发力火储联合等储能调频场景的宝光股份。2）独立储能电站建设运营：已在广东、甘肃等省份投运4 个发电侧储能电站、目前已签协议拟投资建设1GW储能电站的万里扬；与海博思创设立合资公司，储能规模近0.7GWh 的中国电力。3）储能安全系列，储能热管理大有可为的标的申菱环境（重点推荐）、英维克、同飞股份、高澜股份，和拓展储能消防应用场景的国安达、青鸟消防。

风险提示：项目收益测算偏差的风险；项目推进不及预期；政策执行不及预期；市场竞争加剧；研究报告使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险。