储能：海内外需求共振造就优质赛道-国联证券.pdf

1 Table_Fi rst Table_First|Table_ReportType 行 业 报 告│ 行 业 深 度 研 究 Table_First|Table_Summary 电力设备与新能源 储能系列报告一海内外需求共振造就优质赛道 储能是新能源 发展 引起 电网 波动性增大的必然 应对 选项，并且由于基数极 低，将长期保持高增速。本篇报告是储能系列报告第一篇，着重从需求侧 分析储能行业机遇， 我们认为国内 储能 政策推进带来的大型储能，以及欧 洲能源危机提振 的 分布式户储，是储能需求 中 最为突出的两个 Alpha。 ➢ 配储政策强力驱动，预计国内储能装机持续提速 截至 22 年 8 月，已有 23 个省区发布新能源配储政策，配置比例大多位于 1025。 1-7月国内投运、在建、拟建储能项目合计 25.94GW/58.99GWh,大 幅超过 21 年装机量 2.4GW/4.9GWh；随着风光并网需求高增，大型项目年 底或出现抢装，下半年景气度不断提升。我们预计 22 年国内储能新增装机 将 达到 7.9GW/18.4GWh，功率和容量分别同比增加 227和 276。 ➢ 市场化政策逐渐落地，储能商业化 路径 愈发清晰 经济性是储能 实现 规模 化 面对 的 最主要问题 ，政策端正在不断完善， 随着 各地辅助服务、分时电价、储能租赁具体费用 的出台 ，我们认为共享储能 将替代单一的风光发电配储 。 已有 18个省份 峰谷 差价超过 0.7元 /kWh，满足 储能盈利要求 。 我们测算发电侧配储会使 电站 IRR降低 1.2 pct，但采用共 享储能租赁模式， IRR损失将 减少 0.5 pct,共享储能对 经济性 改善显著 。 ➢ 欧洲能源供需结构失衡，高 电价提升新能源需求 据 BP， 2021年 欧洲发电量 20来自天然气，且 32天然气供给来自俄罗斯 。 2022年 8月欧洲 TTF天然气期货均价同比上涨 421，德国电力现货 价达 465.18欧元 /MWh， IEA预计 2025年欧洲天然气价格仍将维持 高位 ，高电价或 将持续 。 从能源安全及经济性两个维度，新能源在欧洲都是刚需。 ➢ 高电价 提振欧洲户储需求 ， 高利润市场兑现业绩 欧洲户储以用 户用电 价格 作为储能收入项， 虽然近期有政策干预电价，但 平均用电价格 预计 仍 将 保持高位，营收模型并未被破坏。 我们测算， 当前 德国 家用光储 IRR可达 17， 即使 电价降低至 2021年前 欧洲平均 0.2欧元 /kWh， IRR仍可达 8，欧洲 有望 继续成为 储能 出口竞争的 优质市场 。 ➢ 投资建议 我们重点 推荐 储能电池企业 鹏辉能源 、 宁德时代 、南都电源 ， 受益于海外 户用储能发展的 德业股份 、 派能科技 、昱能科技 ；同时建议关注 科士达 、 科陆电子 、 永福股份 、 盛弘股份 等 优质储能企业 。 风险提示 市场竞争加剧的风险；原材料价格大幅上涨的风险；海外居民 电价显著下降影响装机意愿的风险；配储政策变动的风险。 重点推荐标的 简称 EPS PE CAGR-3 评级 2022E 2023E 2024E 2022E 2023E 2024E 宁德时代 11.11 17.10 23.50 38 24 18 53.26 买入 派能科技 5.35 11.74 17.01 79 36 25 102.71 买入 南都电源 0.72 1.08 2.05 31 21 11 - 买入 鹏辉能源 1.38 2.31 3.44 58 35 23 105.61 买入 德业股份 4.88 8.50 13.05 90 52 34 75.33 买入 数据来源公司公告， iFinD，国联证券研究所预测，股价取 2022年 9月 28 日收盘价 证券研究报告 Table_First|Table_Repor tDate 2022年 09月 28 日 Table_First|Table_Rating 投资建议 强于大市 维持评级 上次建议 强于大市 Table_First|Table_Chart 相对大盘走势 Table_First|Table_Author 分析师贺朝晖 执业证书编号 S0590521100002 邮箱 hezhglsc.com.cn Table_First|Table_Contacter 联系人 梁丰铄 邮箱 liangfsglsc.com.cn Table_First|Table_RelateReport 相关报告 1、新能源装机维持高增，高能电池加速产业化 2022.09.25 2、全球海风投资加速，零部件龙头有望率先受 益 2022.09.22 3、储能大会显示行业活力，关注商用价值与新 型技术 2022.09.18 请务必阅读 报告 末页的 重要 声明 -40 -20 0 20 40 21-09-28 22-03-28 22-09-28 电力设备及新能源指数 沪深 300 2 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告│行业深度研究 投资聚焦 配置 储能是提升电力灵活性、促进新能源消纳、减少弃风弃光损失的刚需选择。 国内新能源配储政策驱动 2022 年装机超预期，而各地商业化政策的落地更将 助推 行 业长期高速发展。欧洲能源成本短期难以显著下降，欧洲户储高盈利和高增速仍具有 可持续性；中长期来看，美国、亚太、拉美等市场潜力仍未充分释放。 创新之处 1） 我们建立了国内储能系统调峰调频成本模型，详细测算了目前储能系统用于 调峰、调频和峰谷套利的经济性。 同时测算了共享储能模式下 ，对于 新能源 电站和储能投资双方 的经济性增益。 2） 我们 根据新能源并网需求、调峰调频需求、 欧洲户用光储系统渗透率等角度 定量测算了全球范围内储能装机需求 。 3） 我们从欧洲能源结构供需失衡的角度论述了未来的电价变化趋势。 4） 我们测算了德国居民安装户用光储系统的 IRR以及投资回收期，并进一步测 算了居民对于储能系统价格的接受程度。 核心结论 1） 随着各地辅助服务、分时电价、储能租赁具体政策的落地，根据我们的测算， 储能参与峰谷套利 IRR可达到 9.27；储能参与调峰的 IRR可达到 9.1；参 与调频服务的 IRR可达到 9.4，均具备经济性。 2） 我们预计年底国内大型储能将出现抢装， 22 年储能装机有望达到 7.9GW/18.4GWh， 装机 功率和容量分别同比增加 227和 276。 预计 2025 年 全球储能需求为 107.82GW/285.35GWh，对应功率和容量需求 21-25 年 CAGR 分别为 80.31和 77.44。 3） 预计随着欧洲能源成本的大幅上涨和光储成本的降低，将加快欧洲各国能源 结构的转型进程，推动户用光储的高速发展。 预计 2025 年欧洲天然气价格 仍将维持在 2020年以来的较高水平，高位电价或将持续 。 4） 根据我们的测算，德国居民仅安装光伏系统，其 20 年内 IRR为 12，投资回 收期为 7.3年；安装光储系统后 IRR上升至 17，投资回收期缩短为 5.5年。 即使光储系统成本提高 66.7，或者电价下降 50， IRR仍可达到 8。 投资建议 我们 建议 重点关注储能电池企业 鹏辉能源 、 宁德时代 、南都电源 ；受益于海外户 用储能发展的 德业股份 、 派能科技 、昱能科技 ；同时建议关注 科士达 、 科陆电子 、 永 福股份 、 盛弘股份 等优质储能企业。 3 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告│行业深度研究 正文目录 1. 储能刚需属性深层原因分析 . 7 1.1 原因一新能源发展持续提升消纳压力 . 7 1.2 原因二居民用电比例提升增加负荷波动 9 1.3 原因 三储能是提升电力系统灵活性必然选项 12 2. 国内风光配储主线地位不断夯实 . 13 2.1 配储政策已全面贯彻执行 . 14 2.2 发电侧参与辅助服务突破经济性瓶颈 . 15 2.3 电网侧储能调频盈利能力突出 23 2.4 用户侧电价市场化是最强催化剂 . 29 2.5 共享储能解决经济性痛点 . 32 2.6 中标价格回升改善厂商盈利 35 3. 海外能源危机带来欧洲户储机遇 . 36 3.1 供需失衡带来高电价将持续 36 3.2 高电价奠定欧洲户储刚需属性 40 4. 国内大储 海外户储主导需求增量 . 42 4.1 储能需求框架分析 42 4.2 国内储能需求快速提升 . 43 4.3 寻求能源独立推升欧洲 储能需求 45 4.4 全球储能高增共振 49 5. 投资建议 50 5.1 宁德时代全球锂电龙头，整合产业资源打造储能生态 51 5.2 派能科技海外市场耕耘多年，渠道优势明显 53 5.3 南都电源一体化布局，聚焦储能再出发 56 5.4 鹏辉能源绑定优质客户，储能电池快速放量 58 5.5 德业股份逆变器业务高速成长，大力开拓欧洲市场 . 60 6. 风险提示 62 图表目录 图表 1全球风光装机占总发电装机的比例 . 7 图表 2全球可再生能源发电量占比逐渐提升（ TWh） 7 图表 3我国新能源累计装机占比不断增长 . 7 图表 4我国风电光伏发电量及占比 7 图表 5 2019-2022H1我国历月弃光率 . 8 图表 6 2019-2022H1我国历月弃风率 . 8 图表 7全国及部分地区弃风率 . 9 图表 8全国及部分地区弃光率 . 9 图表 9我国用电量结构正在发生变化 9 图表 10 2020年各国用电结构对比 . 10 4 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告│行业深度研究 图表 11各国人均居民用电量对比 10 图表 12典型工业、工商业、居民用电负荷曲线 11 图表 13 2022年夏季部分省市峰值负荷创历史纪录（单位万千瓦） 11 图表 14多省市用电负荷增速高于用电量增速 . 11 图表 15我国灵活调节电源装机占比较低 . 12 图表 16储能在发电侧参与平抑波动的应用模式 12 图表 17储能参与发电侧平抑波动应用效果 . 12 图表 18储能配合光伏实现将白天的发电量向夜晚用电高峰转移 13 图表 19储能可以节省电网应对尖峰负荷的投资 13 图表 20各地方政府新能源配置储能政策汇总 . 14 图表 21 22H1我国新增储能功率同比高增（ MW） . 15 图表 22 22H1我国新增储能额定能量同比高增（ MWh） 15 图表 23全国多个省市发布 “ 十四五 ” 期间新增储能装机规划 15 图表 24部分地区调峰补偿费用计算规则 . 16 图表 25典型调峰用储能技术的度电成本对比 . 17 图表 26 10MW/40MWh储能系统调峰度电成本测算 . 17 图表 27基于不同补偿费用以及储能成本的系统 IRR 计算 . 18 图表 28光储一体电站收益模型构成 19 图表 29光储一体模型参数假设 . 19 图表 30光储一体模型收益构成改变时 IRR的变化（弃光率 2） . 20 图表 31电池储能参与风电调峰示意图 20 图表 32电池储能参与光伏调峰示意图 20 图表 33基于不同利用小时数和弃光率的调峰电池储能配置比例计算 . 21 图表 34以 2021年弃光计算光伏电站调峰储能需求 21 图表 35基于不同利用小时数和弃风率的调峰电池储能配置比例计算 . 22 图表 36以 2021年弃风计算风电调峰储能需求 23 图表 37电网负荷各分量示意图以及响应应对措施 24 图表 38电力系统频率响应过程 . 25 图表 39一次调频和二次调频的区别 25 图表 40各地 AGC调频服务补偿标准 25 图表 41典型调频用储能技术的里程成本对比（元 /MW） . 26 图表 42 9MW/6MWh储能系统调频里程成本测算 . 27 图表 43电池储能上下调频区示意图 28 图表 44各类电源累计装机量（ GW） 29 图表 45用户侧削峰填谷示意图 . 30 图表 46 2021年初各地区工商业及其他用电峰谷电价表（元 /kWh） 30 图表 47 2022年 8月工商业 1-10kW各地区峰谷电价表（元 /kWh） 31 图表 48山东省分时电价走势 . 32 图表 49基于不同峰谷价差以及成本的系统 IRR计算 32 图表 50第三方投资共享储能模式示意图 . 33 图表 51光伏电站租赁储能可较自建获得更高的 IRR . 33 图表 52储能租赁相较自建 IRR提升幅度敏感性分析 34 图表 53青海省个别光伏电站年度弃光情况 . 34 图表 54共享储能电站收益模式多元化可获得更高 IRR 34 图表 55磷酸铁锂正极价格大幅上涨（元 /吨） 35 图表 56磷酸铁锂电解液价格走势（元 /吨） . 35 图表 57磷酸铁锂电芯原材料成本涨幅明显（单位元 /kWh） 35 5 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告│行业深度研究 图表 58 22 年 8月储能电站成本构成 . 36 图表 59储能系统采购中标价格上升 36 图表 60 欧洲天然气价格大幅上涨 36 图表 61 部分欧洲国家居民电价（欧分 /kWh） . 37 图表 62天然气占欧洲发电结构的 20左右 37 图表 63欧洲化石燃料高度依赖俄罗斯进口 . 37 图表 64欧盟天然气对俄依赖程度在 2012-2019年期间明显提升 38 图表 65英国发电装机结构变化（单位 MW） . 38 图表 66德国发电装机结构变化（单位 MW） . 38 图表 67英国煤炭及核能发电量明显下降（ TWh） 39 图表 68德国煤炭及核能发电量明显下降（ TWh） 39 图表 69欧洲天然气产量及消耗量（十亿立方米） 39 图表 70欧洲天然气需求及价格预测 39 图表 71欧盟寻求建立更多元的能源供给体系 . 40 图表 72德国光储系统参数以及假设条件 . 40 图表 73欧洲户用光伏储能系统收益测算 . 41 图表 74欧洲户用光伏储能系统累计费用支出 欧元 . 41 图表 75基于不同电价以及光储系统成本的 IRR敏感性分析 42 图表 76全球储能装机需求框架分析 42 图表 77预计下半年国内光伏装机大幅提升（单位 GW） . 43 图表 78钢材价格回落风电成本下降 43 图表 79上半年海风招标量大幅增长 43 图表 80 22 年 1-7月储能投运、在建及规划规模大幅提升（ MW） . 44 图表 81我国储能装机需求预测 . 44 图表 82欧洲储能装机快速提升 . 46 图表 83 2021年欧洲户用储能市场格局 . 46 图表 84德国储能新增装机量（ MWh） 46 图表 85 REPowerEU计划在 2030年前新增 600GW光伏装机 47 图表 86德国家庭购电成本与光储 LCOE价差将持续拉大（单位欧分 /kWh） 47 图表 87欧洲光伏装机预期上升（单位 GW） . 48 图表 88 2020年德国户用光储市场情况 . 48 图表 89欧洲户用储能需求测算 . 48 图表 90全球储能需求测算 . 49 图表 91重点公司估值表 50 图表 92宁德时代总营收及增速 . 51 图表 93宁德时代储能业务营收及增速 51 图 表 94宁德时代近年归母净利润及增速 . 51 图表 95宁德时代近年收益率情况 51 图表 96宁德时代储能业务布局历程 52 图表 97宁德时代各业务收入预测 53 图表 98宁德时代盈利预测 . 53 图表 99派能科技近年营业收入及增速 54 图表 100派能科技近年归母净利润及增速 . 54 图表 101派能科技近年收益率情况 54 图表 102派能科技储能业务营收情况 54 图表 103派能科技 2022年募集资金投资项目基本信息 . 55 图表 104派能科技各业务收入预测 55 6 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告│行业深度研究 图表 105派能科技盈利预测 . 55 图表 106南都电源近年营业收入（百万元）及增速 56 图表 107南都电源归母净利润（百万元）及增速 56 图表 108南都电源近年收益率情况 56 图表 109南都能源近年各项费用率情况 . 56 图表 110南都电源各业务收入预测 57 图表 111南都电源盈利预测 . 57 图表 112鹏辉能源近年营业收入及增速 . 58 图表 113鹏辉能源近年归母净利润及增速 . 58 图 表 114鹏辉能源近年收益率情况 59 图表 115鹏辉能源近年各项费用率情况 . 59 图表 116鹏辉能源 2022年募集资金投资项目基本信息 . 59 图表 117鹏辉能源各业务收入预测 59 图表 118鹏辉能源盈利预测 . 60 图表 119德业股份近年营业收入及增速 . 60 图表 120德业股份近年归母净利润及增速 . 60 图 表 121德业股份近年收益率情况 61 图表 122德业股份近年各项费用率情况 . 61 图表 123德业股份各业务收入预测 61 图表 124德业股份盈利预测 . 62 7 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告│行业深度研究 1. 储能刚需属性深层原因分析 1.1 原因一新能源发展持续提升消纳压力 新能源发电在全球电力系统中的地位不断提升。 全球电力系统正在经历从传统 能源向新能源转型的过程，光伏和风电装机量在总装机中的比例，已由 2012年的 6.7， 提升至 2021 年的 20.9。 据国家能源局， 2021 年我国风光装机量占比达到 26.7， 高于全球平均水平。 新能源发电量仍有较大提升空间。 由于风电及光伏发电依赖资源，有效利用小时 数较低，发电量占比低于装机占比。 2021年，全球范围内可再生能源发电量（除水电 外）占总发电量的比例为 12.8，较装机比例低 8.1pct 以上；我国风电及光伏发电 量占总发电量的比例为 12.1，较装机比例低 14.6pct。 现阶段较高比例的弃风弃光，以及未来电网对更高比例的可再生能源并网消纳 的调节问题是我国电力行业面临的重大挑战。 2022年上半年，全国弃光率为 2.3， 同比升高 0.2 pct；单看 6月份，全国弃光率同比上升了 0.2 pct，光伏消纳仍具有 一定压力。 图表 1全球风光装机占总发电装机的比例 图表 2全球可再生能源发电量占比逐渐提升 （ TWh） 来源 IRENA，国联证券研究所 来源 BP，国联证券研究所 图表 3我国新能源累计装机占比不断增长 图表 4我国风电光伏发电量及占比 来源国家能源局，国联证券研究所 来源 国家能源局 ，国联证券研究所 0.0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 2016 2017 2018 2019 2020 2021 风电装机量（ GW） 光伏装机量（ GW） 风电装机占比 光伏装机占比 0.0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 14.0 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 2016 2017 2018 2019 2020 2021 石油 天然气 煤炭 核能 水电 可再生能源 其他 非水可再生能源发电量占比 0 20 40 60 80 100 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 火电装机（ ） 水电装机（ ） 核电装机（ ） 风电装机（ ） 光伏装机（ ） 0.0 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 6.0 7.0 8.0 9.0 - 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 风电发电量（亿千瓦时） 光伏发电量（亿千瓦时） 风电发电量占比 光伏发电量占比 8 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告│行业深度研究 图表 5 2019-2022H1我国历月弃光率 来源全国新能源消纳监测预警中心，国联证券研究所 2022年上半年，全国弃风率为 4.2，同比升高 0.6 pct； 6月单月，全国弃风率 同比上升了 0.8 pct，风电消纳形势依旧较为严峻。 图表 6 2019-2022H1我国历月弃风率 来源全国新能源消纳监测预警中心，国联证券研究所 分地区来看，部分西北部省份的弃风、弃光问题依旧比较严重，其中青海省 22 年上半年的弃风、弃光率分别达到了 6.5和 10.9，甘肃弃风率达 9.1，新疆弃风 率达 6.2，蒙西地区弃光率达 3.6。 0.0 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 6.0 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 2019年 2020年 2021年 2022年 0.0 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 6.0 7.0 8.0 9.0 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 2019年 2020年 2021年 2022年 9 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告│行业深度研究 1.2 原因二居民用电比例提升增加负荷波动 在发电侧新能源比例的提升而带来的波动以外，由于我国电力消费结构的变化， 负荷端的用电波动也在增大。 纵向对比来看，近年来我国第一产业和第二产业用电量 占比持续下降，而第三产业和居民用电占比不断提高，截至 2022 年上半年，已分别 达到 17和 15。 图表 9我国用电量结构正在发生变化 来源 Wind，国联证券研究所 横向对比发达国家，我国居民用电具有较大的提升空间。 我国产业结构仍然以 工业为主，服务业及居民消费处于快速发展过程中；电力消费结构呈现出同样的特点， 未来城市化进程的继续和产业的转型升级均会提升我国第三产业和居民用电的比例。 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022H1 第一产业 第二产业 第三产业 城乡居民生活用电量 图表 7全国及部分地区弃风率 图表 8全国及部分地区弃光率 来源全国新能源消纳监测预警中心，国联证券研究所 来源全国新能源消纳监测预警中心，国联证券研究所 0.0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 14.0 16.0 2019 2020 2021 2022H1 全国 新疆 青海 蒙西 甘肃 0.0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 14.0 16.0 2019 2020 2021 2022H1 全国 甘肃 青海 宁夏 蒙西 10 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告│行业深度研究 图表 10 2020年各国用电结构对比 来源中国电力科学研究院，国联证券研究所 而在人均用电量的角度，我国人均居民用电量大幅低于发达国家， 2019 年的数 据仅为美国的 16，日本的 33。在经济快速发展带动消费的背景下，预计我国居民 用电量绝对值将保持上升势头。 图表 11各国人均居民用电量对比 来源 IEA，国联证券研究所 居民用电负荷难以预测，电网需逐步适应。 未来我国第三产业、居民用电占比预 计将继续提升，电网也需要从适应工业负荷向适应民用负荷过渡。工业、工商业和居 民用电因为使用习惯的差异，具备不同的负荷特征；工业和工商业用电的单体规模较 大，运行相对规律，而居民用电因为单体规模小且分布零散，运行极不规律，增大了 对于负荷的预测难度。 24.9 34.3 44.2 30.8 51.7 68.2 34.3 33.4 26.1 30.8 32.2 16.137.1 30.0 25.0 34.4 13.4 14.6 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 美国 日本 德国 法国 韩国 中国 工业用电 商业用电 居民用电 4,749 2,280 1,675 2,408 1,461 761 16 33 45 32 52 100 0 20 40 60 80 100 120 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 美国 日本 德国 法国 韩国 中国 2019人均居民用电量 kWh/年 中国相对各国比例（ ） 11 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告│行业深度研究 图表 12典型工业、工商业、居民用电负荷曲线 来源考虑负荷发展和用户行为的分时电价优化研究，国联证券研究所 极端天气的影响加剧了负荷的波动性。 在全球气候变化、燃煤供暖逐步取消的背 景下，冬季电采暖设备的集中使用进一步提升了峰值负荷，对电网造成了极大的瞬时 冲击。而 2022年夏季的炎热天气使得多个省级电网峰值负荷创历史新高，较 2021年 峰值提升明显。 图表 13 2022年夏季部分省市峰值负荷创历史纪录（单位万千瓦） 区域 日期 峰值负荷（万千瓦） 备注 湖北 2022/8/8 4846 2021 峰值负荷 4175.5 山东 2022/8/3 10077.8 深圳 2022/7/25 2142.62 江苏 2022/7/12 12600 2021 峰值负荷 12040 河北 2022/6/20 4276.8 2021 峰值负荷 4198.2 河南 2022/6/20 7108 上海 2022/7/14 3352.7 浙江 2022/7/11 10190 2021 峰值负荷 10022 广东 2022/7/25 14200 2021 峰值负荷 13500 来源能源杂志，国联证券研究所 多地用电负荷增速高于用电量增速，电网面临更加严峻挑战。 随着小型化、多元 化的用户终端在电力系统中的占比不断提升，用电负荷波动性将进一步增大。在 2010-2021十一年间，我国多个省市呈现出用电负荷增速高于用电量增速的趋势，我 们认为这样的趋势在未来仍将延续，从而对电网造成更大的冲击。 图表 14多省市用电负荷增速高于用电量增速 区域 用电负荷（万千瓦） 用电量（亿千瓦时） 负荷增速与用电量增速差值 2010 2021 CAGR 2010 2021 CAGR 广东 6543 13500 6.81 4060 7866.6 6.20 0.61 江苏 6034 12040 6.48 3864 7101 5.69 0.79 浙江 4183 10022 8.27 2821 5514 6.28 1.99 四川 2091 5167 8.57 1549 3275 7.04 1.53 安徽 1871 4740 8.82 1078 2715 8.76 0.06 重庆 1025 2435 8.18 626 1341 7.17 1.01 广西 1244 3041.7 8.47 993 2236 7.66 0.81 12 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告│行业深度研究 河南 3750 6515 5.15 2354 3647 4.06 1.09 河北 2300 4179 5.58 2692 4294 4.34 1.24 湖北 2165.3 4176 6.15 1330 2472 5.80 0.36 辽宁 2078 3654 5.26 1715 2576 3.77 1.50 山西 1868.6 3821 6.72 1460 2608 5.42 1.30 来源能源杂志，国家能源局，国家统计局，中国统计年鉴，国联证券研究所 1.3 原因三储能是提升电力系统灵活性必然选项 我国灵活调节电源比重低，应对源荷高波动性的能力需加强。 提升电网灵活性主 要指提高调峰和调频能力，依赖于电池储能、抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源的 配合。根据中电联 2020年 5月发布的煤电机组灵活性运行政策研究，我国灵活调 节电源装机占比不足 6，“三北”地区新能源装机富集，但灵活调节电源不足 3，调 节能力先天不足。比较而言，天然气发电比例较高的欧美国家灵活电源比重较高，美 国、西班牙、德国占比分别为 49、 34、 18。 图表 15我国灵活调节电源装机占比较低 来源中电联，国联证券研究所 配置储能可以促进新能源消纳，减少弃风、弃光损失。 储能系统参与发电侧的平 抑波动，可从源头降低风力和光伏发电并网的波动性，大幅提升可再生能源并网消纳 能力，为大规模的可再生能源发电外送和应用提供技术支撑。 配置储能可提供系统惯量支撑，补充电网调频能力。 火电、水电、核电和天然气 49 34 18 6 0 10 20 30 40 50 60 美国 西班牙 德国 中国 图表 16储能在发电侧参与平抑波动的应用模式 图表 17储能参与发电侧平抑波动应用效果 来源储能在高占比可再生能源系统中的应用及关键技术，国联证券 研究所 来源储能在高占比可再生能源系统中的应用及关键技术，国联证券 研究所 13 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告│行业深度研究 等发电方式都通过发电机输出电能，汽轮机组的转动惯量可以在电网出现频率波动时， 延缓波动趋势。但风电机组的转动惯量较小（由于转速较慢）；而光伏发电不具备转 动惯量（没有转动设备）。风光电源比例的提升，使得电网应对频率突变时的响应能 力大幅下降。以电化学储能为代表的储能方式具有快速的响应速率，可以在电网频率 波动时提供电网惯量支撑，并且自动响应进行调频。 图表 18储能配合光伏实现将白天的发电量向夜晚用电高峰转移 来源 SolarPower Europe，国联证券研究所 配置储能可保障短时尖峰供电，大幅节省电网投资。 传统电网投资建设的容量需 要能够满足尖峰负荷，但尖峰的持续时间很短，由此会形成高容量的利用率低下的问 题。例如 2019 年江苏最大负荷为 1.05 亿千瓦，超过 95最高负荷持续时间只有 55 小时，在全年运行时长的占比仅为 0.6，但满足此尖峰负荷供电所需投资高达 420亿 左右；而如果采用 500 万千瓦 /2 小时的电池储能以保障尖峰负荷供电，所需投资缩 减为 200亿左右，大幅节省电网投资。 图表 19储能可以节省电网应对尖峰负荷的投资 来源 SolarPower Europe，国联证券研究所 配置储能是新能源发电的重要趋势。 随着光伏及风能发电比例的提升，其波动性、 间歇性和非灵活调节等先天缺陷越发明显。在未来的新能源发电项目中，通过配置储 能以改善用电质量，维持电网稳定，已经基本成为行业内的共识。 2. 国内风光配储主线地位不断夯实 14 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告│行业深度研究 2.1 配储政策已全面贯彻执行 多省区发布新能源配储政策，助推电源侧储能装机提升。 我国新能源配 置 储能的 政策正在经历从鼓励建立可再生能源配套储能试点工程，到新建光伏、风电项目要求 批量化配置储能的转变。根据北极星储能网，截至 2022年 7 月，已有 23 个省区发布 新能源配储政策，其中 2022年共有 15 个地区发布新能源配储政策，新建光伏风电项 目通过自建或租用共享储能等方式的配储比例大多位于 1025，配置储能时长一般 要求 2小时以上。 图表 20各地方政府新能源 配置 储能政策汇总 来源北极星储能网，国联证券研究所 上半年储能投运规模显著上升。 根据 CESA统计 ， 2022年上半年，我国并网、投 运的电化学储能项目总数为 51 个，较去年同期增加 4 个；项目体量显著扩大，总装 机规模为 392MW/919MWh，装机功率及额定能量分别同比增加 70.2和 161.2。其中 用户侧储能（ 35MW）装机较去年基本持平，电网侧储能（ 80MW）装机同比增长 30.52， 电源侧辅助服务储能（ 116MW）、集中式新能源储能（ 152MW）以及分布式及微网储能 （ 9.0MW）规模提升较大，分别同比增长 81.64、 128.33和 150.35。 15 请 务必阅读报告末页的重要声明 行业报告│行业深度研究 图表 21 22H1 我国新增储能功率同比高增（ MW） 图表 22 22H1我国新增储能额定能量同比高增（ MWh） 来源 CESA，国联证券研究所 来源 CESA，国联证券研究所 “十四五”期间储能行业有望实现高速发展。 据 CNESA， 2021 年我国新型储能新 增投运规模为 2.4GW，而 2021 年国内新增规划及在建的新型储能规模达到 23.8GW， 并且其中百兆瓦级的大型项目数量较以往明显增加。据工信部数据， 2021 年我国储 能型锂电池产量为 32GWh；而 2022 年上半年储能电池产量为 32GWh，已经达到 2021 全年的水平。另外根据我们统计到的 15 个省区的“十四五”规划，预计“十四五” 期间新增储能装机将超过 50.3GW，行业有望实现高速发展。 图表 23全国多个省市发布“十四五”期间新增储能装机规划 时间 省份 政策名 2025 年储能规划（ GW） 2022 年 8 月 江苏 江苏省“十四五”新型储能发展实施方案 2.6 2022 年 7 月 江西 江西省碳达峰实施方案 1 2022 年 6 月 山东 山东省能源保障网建设行动计划 5 2022 年 6 月 广西 广西可再生能源发展“十四五”规划 2 2022 年 6 月 浙江 浙江省“十四五”新型储能发展规划 3 2022 年 6 月 山西 山西省可再生能源发展“十四五”规划环境影响报告书（征 求意见稿） 6 2022 年 5 月 湖北 湖北省能源发展“十四五”规划 2 2022 年 4 月 广东 广东省能源发展“十四五”规划 2 2022 年 4 月 河北 河北省“十四五”新型储能发展规划 4 2022 年 3 月 安徽 安徽省新型储能发展规划（ 2022-2025） 3 2022 年 3 月 内蒙古 内蒙古自治区“十四五”电力发展规划 5 2022 年 2 月 青海 青海省能源发展“十四五”规划 6 2022 年 2 月 河南 河南省“十四五”现代能源体系和碳达峰碳中和规划 2.2 2022 年 1 月 天津 天津市可再生能源“十四五”发展规划 0.5 2022 年 1 月 甘肃 甘肃省能源发展“十四五”规划 6 总计 50.3 来源北极星储能网，国联证券研究所 2.2 发电侧参与辅助服务突破经济性瓶颈 35 66 4 62 64 35 152 9 80 116 0 20 40 60