2022-新型储能行业动态报告：新型电力系统携手新型储能，全面支撑“双碳”目标达成

敬请参阅最后一页特别声明 -1- 证券研究报告 2022 年 2 月 28 日 行业研究 新型电力系统携手新型储能，全面支撑“双碳”目标达成 ——新型储能行业动态报告 机械行业 新能源发电大规模布局，储能成刚性需求再焕生机。中国储能市场发展始于 2010 年，历经十余年发展，部分技术已得到验证，示范应用项目成功推行，商业模式 在探索中有所改进。2020 年，“双碳”目标下，可再生能源开发得到前所未有 重视，在高比例不稳定的可再生能源消纳压力下，多省地方政府及电网公司提出 集中式“新能源+储能”配套发展政策，2021 年中央首次明确了储能是碳达峰、 碳中和的关键支撑技术，储能技术对新能源大规模普及的价值充分体现并成共 识，“风光水火储一体化”、“源网荷储一体化”推动储能市场与“风光”发电 新能源市场繁荣共进。 短期：储能发展需政策引导，依附于新型电力系统转型。2021 年以来国家层面 密集出台的政策提振了储能市场投资积极性，储能行业的发展空间与可持续性得 到充分释放。中央对新型储能的定位决定了短期内其发展仍需依附于新型电力系 统的转型，可跟踪指标有发电侧的新能源配储比例、新能源消耗占比、新能源装 机数量，输配电侧的电网灵活性水平，用户侧的峰谷价差需求。 长期：成熟商业模式支撑稳健发展。储能参与主体应当借助政策与市场机制改革 之风，探索建立成熟商业模式，实现真正的主体独立性并在储能服务市场中取得 议价权才能保障行业稳健发展。我国储能企业已在发电侧、输配侧、用户侧开拓 多种盈利模式：削峰填谷收益、调峰调频等电网辅助服务、配套储能租赁、共享 储能、能源合同管理。目前国内多数大型储能电站主要参与调频服务或调峰服务， 用户侧储能主要开展峰谷套利服务，收益来源单一，未来在建立稳定商业模式的 同时，储能作为独立市场主体可参与多个细分市场实现效益叠加。 储能技术路径方面，新型储能异军突起，电化学储能为主流，压缩空气储能和熔 盐储能值得期待。根据 CNESA 数据，截至 2020 年底，电化学储能投运项目累 计占比约为 9.2%，其中锂离子电池约为 88.8%，带动储能逆变器进入高速发展 阶段；熔盐储能规模进一步扩大，占比达 1.5%，熔盐储能技术系统结构简单， 初始投资成本较低，是实现可再生能源大规模利用，提高能效、安全性和经济性 的有效途径；2021/9/30，世界首座非补燃压缩空气储能电站并网试验成功，可 将电能转换效率提升至 60%以上，2021 年 10 月，我国首套 10MW 先进压缩空 气储能系统在贵州毕节并网发电。先进压缩空气储能技术具有规模大、成本低、 寿命长、清洁无污染、储能周期不受限制、不依赖化石燃料及地理条件等优势， 是极具发展潜力的长时大规模储能技术。 投资建议：新型储能产业链正加速技术攻关与市场化布局，赛道前景广阔。电化 学储能系统成本结构中，除电池外，PCS（占比 20%）占比最高，重点关注储 能逆变器和集成龙头阳光电源，户用储能逆变器龙头锦浪科技、固德威、德业股 份、禾望电气，工商业储能逆变器龙头盛弘股份，全场景储能逆变器龙头科华数 据，此外建议关注储能温控英维克、高澜股份、申菱环境、松芝股份、科创新源、 银轮股份、中鼎股份，储能消防青鸟消防、国安达；先进压缩空气储能我国技术 与国际同轨，已有多个成功的示范应用项目，推荐透平机械龙头陕鼓动力，建议 关注金通灵；光热储能领域，西子洁能落地熔盐储能项目两个，技术成熟，建议 关注。 风险分析：市场化改革不及预期；新型储能核心技术攻关不及预期；经济低迷， “双碳”目标放松。 买入（维持） 作者 分析师：王锐 执业证书编号：S0930517050004 010-56513153 wangrui3@ebscn.com 行业与沪深 300 指数对比图 - 1 9 % - 1 2 % - 5 % 3% 10% 0 2 /2 1 0 5 /2 1 0 8 /2 1 1 1 /2 1 机械行业 沪深 300 资料来源：Wind 要点 敬请参阅最后一页特别声明 -2- 证券研究报告 机械行业 目 录 1、 储能与“风光”发电共舞 . 5 1.1、 短期：看政策引导驱动+电力系统转型 . 5 1.1.1、 储能成新能源标配于争议中坚定前行 . 5 1.1.2、 “双碳”目标衍生政策东风，储能迎来高光时刻 . 8 1.1.3、 短期内储能发展需跟踪新型电力系统转型步伐 . 9 1.2、 长期：成熟商业模式支撑稳健发展 11 2、 电化学储能成主流，压缩空气储能可期 12 2.1、 新型储能技术路线：电化学储能为主流 . 12 2.2、 新型储能技术路线：压缩空气储能值得期待 13 2.3、 熔盐储能：目前大规模中高温储热技术的首选 18 3、 新型储能产业链机械标的 20 3.1、 电化学储能产业链机械标的 . 20 3.2、 压缩空气储能产业链及机械标的 26 3.3、 熔盐储能机械标的 29 4、 风险分析 . 29 敬请参阅最后一页特别声明 -3- 证券研究报告 机械行业 图目录 图1：“风光”发电与储能共舞 5 图2：2011-2021年中国电化学储能电站装机规模 8 图3：2016-2020年中国储能电站装机规模 . 8 图4：弃风率与弃光率 9 图5：光、储、充结合模式示意图 9 图6：储能在不同场景下的价值体现 9 图7：2017-2021年可再生能源装机数量 . 10 图8：2017-2021年可再生能源发电量占全社会用电量比重 . 10 图9：中国灵活性电源比重显著低于欧美国家 10 图10：各地电网工作日典型电力峰谷负荷情况 10 图11：2021年10月15日起浙江省分时电价政策：尖峰和高峰电价有所提高，低谷时段电价有所降低 10 图12：储能在英国电力市场的潜在收益来源 11 图13：抽水储能占主导，但2020年占比大幅下降 13 图14：电化学储能增量以锂电池为主. 13 图15：传统压缩空气储能起步晚，无商业化运行电站；新型压缩空气储能与全球同步发展 . 13 图16：先进压缩空气储能技术研发 15 图17：压缩空气储能系统 . 16 图18：先进压缩储能应用场景广泛 16 图19：3 种储能形式的全生命周期度电成本预测参数 . 16 图20：3种储能形式的全生命周期度电成本 17 图21：充电电价对全生命周期度电成本的影响 17 图22：中储国能项目情况 . 17 图23：电化学储能产业链及价值链 20 图24：补燃式压缩空气储能系统 26 图25：蓄热式压缩空气储能系统 26 图26：熔融盐蓄热式压缩空气储能系统 . 27 图27：太阳能补热型压缩空气储能系统 . 27 图28：超临界压缩空气储能系统 27 图29：等温压缩空气储能 . 27 图30：压缩空气储能产业链 . 27 敬请参阅最后一页特别声明 -4- 证券研究报告 机械行业 表目录 表1：各省储能配置政策 . 5 表2：不同阶段我国储能目标对比 8 表3：储能商业模式及特点 . 11 表4：储能技术路线对比 . 12 表5：各类主要储能技术成熟度 12 表6：国内压缩空气储能项目 . 14 表7：熔盐储热技术分为潜热和显热两种方式 18 表8：全国首个熔盐储热火电调峰供热项目参与方 19 表9：行业重点上市公司盈利预测、估值 . 30 敬请参阅最后一页特别声明 -5- 证券研究报告 机械行业 1、 储能与“风光”发电共舞 新能源发电大规模布局，储能成刚性需求再焕生机。中国储能市场发展起始于 2010 年，历经十余年发展，技术已得到验证，示范应用项目成功推行，商业模 式在探索中有所改进。2020 年，“双碳”目标下，可再生能源的开发得到前所 未有重视，高比例不稳定的可再生能源消纳压力下，多省地方政府及电网公司提 出集中式“新能源+储能”配套发展政策，储能技术对新能源大规模普及的价值 充分体现并成共识，“风光水火储一体化”、“源网荷储一体化”推动储能市场 与“风光”发电新能源市场繁荣共进。 我们认为，2020 年以来储能行业的高景气源于新能源强配储能措施的推行，更 多是要归功于政策面的利好，而未来储能行业能否欣欣向荣，则有赖于成熟有效 商业模式的搭建。 图 1：“风光”发电与储能共舞 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 0 100 200 300 400 500 600 700 2 0 1 5 / 1 2 0 1 5 / 3 2 0 1 5 / 5 2 0 1 5 / 7 2 0 1 5 / 9 2 0 1 5 / 1 1 2 0 1 6 / 1 2 0 1 6 / 4 2 0 1 6 / 6 2 0 1 6 / 8 2 0 1 6 / 1 0 2 0 1 6 / 1 2 2 0 1 7 / 2 2 0 1 7 / 4 2 0 1 7 / 6 2 0 1 7 / 8 2 0 1 7 / 1 1 2 0 1 8 / 1 2 0 1 8 / 3 2 0 1 8 / 5 2 0 1 8 / 7 2 0 1 8 / 9 2 0 1 8 / 1 1 2 0 1 9 / 1 2 0 1 9 / 4 2 0 1 9 / 6 2 0 1 9 / 8 2 0 1 9 / 1 0 2 0 1 9 / 1 2 2 0 2 0 / 2 2 0 2 0 / 4 2 0 2 0 / 6 2 0 2 0 / 8 2 0 2 0 / 1 0 2 0 2 0 / 1 2 2 0 2 1 / 3 2 0 2 1 / 5 2 0 2 1 / 7 2 0 2 1 / 9 2 0 2 1 / 1 1 2 0 2 2 / 1 储能指数市盈率 PE(T T M ) （倍） 储能指数成交额（亿元） 储能指数收盘价（右轴） 锂电池指数收盘价（右轴） 光伏指数收盘价（右轴） 风力发电指数收盘价（右轴） 资料来源：CNESA 第 98 期，Wind，均为申万指数，截至 2022/2/18 1.1、 短期：看政策引导驱动+电力系统转型 1.1.1、储能成新能源标配于争议中坚定前行 据《中国新闻周刊》记者不完全统计，2020 年全国先后约 17 个省市区出台了“新 能源+储能”相关政策。自 2021 年初至 2021 年 11 月，有 20 个省市区提出了 “风光储一体化”，各省区的储能配置比例基本都在 5％~20％之间，一般要求 储能时长为 2 小时。 表 1：各省储能配置政策 时间 主体 文件 储能配置内容 储能配置比例 2020.3.23 国网湖南省电力公司 《关于做好储能项目站址初选工作的通知》 湖南省境内 28 家企业承诺配套风电+储能项目共计 388.6MW/777.2MWh，与风电项目同步投产，配置储能比例为 20%，时长为2小时 20% 2020.3.25 新疆自治区发改委 《新疆电网发电侧储能管理办法》征求意见稿 补偿标准0.55元/kWh，鼓励发电侧储能设施建设 2000-2010 年：技术验证阶段 2011-2015 年：示范应用阶段 2016-2019 年：商业化阶段初期 2020 年起：新能源+储能→“腾飞”  政策支持力度加大  市场机制逐步理顺  多领域融合渗透  装机规模快速增加 技术蓄势 2018 年“危”与“机” 危：2018 年国内经济形势低迷，金融去杠杆、 中美贸易战交织，光伏产业经历“531”剧变， 在下半年断崖式产业调整，同时冲击储能企业。 机：技术卓越光伏企业业务量不降反增，多个 项目提前平价上网；储能电池成本下降，理论 上突破行业拐点；电网侧储能投资超预期。 2019 年多个技术路线突破+多维应用场景打开 政策点燃 新能源与政 策加码 板块调整：有效商 业模式待建立 敬请参阅最后一页特别声明 -6- 证券研究报告 机械行业 时间 主体 文件 储能配置内容 储能配置比例 2020.3.26 内蒙古自治区能源局 《2020 年光伏发电项目竞争配置方案》 明确2020年内蒙古新增的光伏发电消纳空间全部通过竞争性配置的方式组织申报，优先支持光伏+储能项目建设 2020.4.7 河南省发改委 《关于组织开展 2020年风电、光伏发电项目建设的通知》 将实行新增项目与存量项目挂钩，对存量项目并网率低的区域，暂停各类新能源增量项目，优先支持配置储能的新增平价项目 2020.4.8 湖南省发改委 《关于组织申报 2020 年光伏发电平价上网项目的通知》 2020 年湖南电网新增建设规模 80 万千瓦。2020 年拟新建平价 项目，单个项目规模不超过 10 万千瓦，鼓励同步配套建设储能 设施 2020.4.15 湖北省能源局 《关于 2020 年风电和光伏发电项目建设有关事项的通知》 积极推进2020 年无补贴平价上网风电项目建设，申报范围包含风光互补、风光储一体化等多能互补平价项目 2020.4.21 国网河南电力公司 《关于 2020 年申报平价风电 和光伏发电项目电网消纳能力 的报告》 建议今后新纳入政府开发方案的风电、光伏发电项目应配置足够 的储能设施提高调峰能力 2020.4.22 国网山西电力公司 《关于 2020 年拟新建光伏发电项目的消纳意见》 建议新增光伏发电项目应统筹考虑具有一定用电负荷的全产业链项目，配备15-20%的储能，落实消纳协议 15-20% 2020.4.27 吉林省能源局 《吉林省 2020 年风电和光伏发电项目申报指导方案》 大力支持储能、氢能等有带动作用的项目 2020.5.6 新疆自治区发改委 《关于做好 2020年风电、光伏 发电项目建设有关工作的通 知》 求各地发改委组织新能源企业参与电力市场化交易和储能设施 建设，继续推进南疆光伏储能等光伏侧储能和新能源汇集站集中 式储能试点项目的建设 2020.5.14 辽宁省发改委 《辽宁省风电项目建设方案》 优先考虑附带储能设施、有利于调峰的风电项目 2020.6.5 国网山东省电力公司公司 《国网山东省电力公司关于 2020 年拟申报竞价光伏项目 意见的函》 根据申报项目承诺，储能配置规模按项目装机规模 20%考虑， 储能时间2小时，可以与项目本体同步分期建设 20% 2020.6.8 湖北省能源局 《湖北省 2020 年度平价风电项目竞争配置工作方案》 风电场项目申报需填写“风电场与储能相结合”的承诺，风储项 目配备的储能容量不得低于风电项目配置容量的 10％，且必须 与风电项目同时建成投产，以满足储能要求。优先支持风储一体 化、风光互补项目。在项目配置中，对接入同一变电站的风储与 光伏发电项目，优先配置风储项目 ≥10% 2020.7.15 福建省工信厅 《“电动福建”建设三年行动计划（2020-2022年）》 鼓励风力、光伏电站等配备储能设备 2020.9.25 河北省发改委 《关于推进风电、光伏发电科 学有序发展的实施方案（征求 意见稿）》 支持风电光伏按 10%配置储能 10% 2020.9.29 广东省发改委 《广东省培育新能源战略性新 兴 产 业 集 群 行 动 计 划 （2021—2025年）》 提出先进储能应用工程等八大重点工程，推动电网侧储能布局， 推进电源侧火电联合储能和“可再生能源+储能”发电系统建设 2020.11.20 贵州省能源局 《关于上报 2021 年光伏发电项目计划的通知》 2021 年消纳受限区域光伏需配备 10%储能 10% 2020.12.10 江苏省能监办 《关于进一步促进新能源并网消纳有关意见的通知》 鼓励新能源发电企业配置一定比例的电源侧储能设施，支持储能项目参与电力辅助服务市场 2021.1.29 青海省能源局 《支持储能产业发展的若干措施（试行）》 储能容量原则上不低于新能源项目装机量的 10%，储能时长 2小时以上。对储能配比高、时间长的一体化项目给予优先支持 ≥10% 2021.2.19 山东省能源局 《2021 年全省能源工作指导意见》 建立独立储能共享和储能优先参与调峰调度机制，新能源场站原则上配置不低于 10%储能设施 ≥10% 2021.3.15 海南省发改委 《关于开展 2021 年度海南省 集中式光伏发电平价上网项目 工作的通知》 全省集中式光伏发电平价上网项目实施总规模控制，每个申报项 目规模不得超过 10 万千瓦，且同步配套建设备案规模10%的储 能装置 10% 2021.3.19 江西省能源局 关于做好 2021 年新增光伏发 电项目竞争优选有关工作的通 知》 优先支持“光储一体化”项目，2021 年新增光伏发电竞争优选 的项目，可自愿选择“光储一体化”的建设模式，配置储能标准 不低于光伏电站装机规模的 10%容量/1 小时，储能电站原则上 不晚于光伏电站同步建成 ≥10% 2021.5.24 福建省发改委 《关于因地制宜开展集中式光伏试点工作的通知》 优先落地一批试点项目，总规模为 30 万千瓦，储能配置不低于开发规模的 10% ≥10% 2021.5.28 甘肃省发改委 《关于“十四五”第一批风电、 光伏发电项目开发建设有关事 项的通知》 明确 2021-2022 年甘肃省安排新增风电、光伏发电项目建设规 模 1200万千瓦。在配置储能方面，河西地区（酒泉、嘉峪关、 金昌、张掖、武威）最低按电站装机容量的 10%配置，其他地 区最低按电站装机容量的 5%配置，储能设施连续储能时长均不 低于2小时 5%-10% 2021.6.7 天津市发改委 《2021-2022 年风电、光伏发 电项目开发建设和 2021 年保 障性并网有关事项的通知》 规模超过 50MW 的项目要承诺配套建设一定比例的储能设施或 提供相应的调峰能力，光伏为 10%，风电为 15%，且储能设施 须在发电项目并网后两年内建成投运 10%-15% 2021.6.7 湖北省发改委 《湖北省 2021 年新能源项目建设工作方案（征求意见稿）》 源网荷储和多能互补项目申报规模要不低于 1GW，风光火补基 地按照煤电新增调峰容量的2.5 倍配置新能源项目，风光水（抽 水蓄能）基地按照抽水蓄能电站容量的2 倍配置新能源规模，对 10% 敬请参阅最后一页特别声明 -7- 证券研究报告 机械行业 时间 主体 文件 储能配置内容 储能配置比例 于可配置规模小于基地规模（1GW）的按照容量的 10%、2 小 时以上配置储能 2021.6.17 河南省发改委 《关于 2021年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》 I 类区域消纳规模为 3GW，要求配置项目 10%，可正常运行 2 小时的储能设备，总规模 300MW/600MWh；II 类区域消纳规模 为 1GW，要求配置项目 15%，可正常运行2 小时的储能设备， 预计储能总规模 150MW/300MWh；III类区域可协商规定消纳规 模，要求配置项目20%规模，可正常运行2小时的储能设备。 10%-20% 2021.6.24 陕西省发改委 《陕西省新型储能建设方案(暂行)(征求意见稿)》 2021 年起，新增集中式风电项目，陕北地区按照10%装机容量 配套储能设施；新增集中式光伏发电项目，关中地区和延安市按 照 10%、榆林市按照20%装机容量配套储能设施 10%-20% 2021.7.14 宁夏自治区发改委 《自治区发展改革委关于加快 促进储能健康有序发展的通 知》 新能源项目储能配置比例不低于 10%、连续储能时长 2 小时以 上。从 2021年起，原则上新核准/备案项目储能设施与新能源项 目同步投运。存量项目在 2022年12月底前完成储能设施投运 ≥10% 2021.7.26 辽宁省发改委 《辽宁省风电项目建设方案（征求意见稿）》 明确优先支持具备以下三种条件的项目：一是在辽宁省有一定的 调峰调频能力；二是承诺配套储能设施 10%以上；三是具备源 网荷储、多能互补条件 ≥10% 2021.8.2 安徽省能源局 《关于 2021年风电、光伏发电 开发建设有关事项的通知（征 求意见稿）》 提出申报竞争性配置光伏风电项目需承诺配置电化学储能，企业 可自建、合建共享或者购买服务等市场化方式配置电化学储能。 储能电站配置比例不低于 10%、连续储能时长 1 小时，循环次 数不低于 6000 次，系统容量 10年衰减不超过 20%，不得采用 动力电池梯级利用方式新建储能项目 ≥10% 2021.9.25 山西省能源局 《2021年风电、光伏发电开发建设竞争性配置工作方案》 风电配置10%储能，光伏配置10%-15%储能 10%-15% 2021.10.8 内蒙古自治区能源局 2021 年保障性并网集中式风电、光伏发电项目优选结果 风电项目 35 个总规模 680 万千瓦，风电配置 20%-30%储能， 共配置储能 1990MW/3980MWh，光伏项目 25 个总规模385 万 千瓦，光伏 15%-30%储能共配置储能 889MW/1778MWh。 15%-30% 2021.9.18 河北省发改委 《河北省2021 年风电、光伏发 电保障性并网项目计划的通 知》 南网、北网保障性并网项目分别由开发企业按照不低于项目容量 10%、15%配置储能装置，连续储能时长不低于２小时 南网：≥10% 北网：≥15% 2021.9.29 江苏省发改委 《省发改委关于我省 2021 年 光伏发电项目市场化并网有关 事项的通知》 2021 年江苏省长江以南地区新建光伏发电项目原则上按照功率 8%及以上比例配建调峰能力、时长两小时；长江以北地区原则 上按照功率 10%及以上比例配建调峰能力、时长两小时。储能 设施运行期内容量衰减率不应超过 20%，交流侧效率不应低于 85%，放电深度不应低于 90%，电站可用率不应低于 90%。 苏南：≥8% 苏北：≥10% 2021.10.9 广西自治区能源局 《2021 年市场化并网陆上风 电、光伏发电及多能互补一体 化项目建设方案的通知》 列入 2021 年市场化并网陆上风电建设方案的项目共 22 个，总 规模 325.1 万千瓦。2021 年安排325.1万千瓦，配 20%*2h 储 能；列入 2021 年市场化并网光伏发电建设方案的项目共 17 个， 总规模 395.4 万千瓦，2021 年安排 330.4 万千瓦，配 15%*2h 储能 15%-20% 2021.10.13 湖南省发改委 《关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见》 风电、集中式光伏发电项目应分别按照不低于装机容量15、5% 比例(储能时长2 小时)配建储能电站，新增项目(指 2021年1月 1 日后取得建设指标的项目)配建储能电站应与主体工程同步投 产使用,存量项目(指2021年1月1日前取得建设指标的项目)应 于 2022年底前落实配建储能容量。对于没有条件配建储能电站 的项目，可通过市场租赁方式按上述比例落实储能容量 光伏：≥5% 风电：≥15% 2021.11.11 山东省能源局 《关于公布 2021 年市场化并网项目名单的通知》 提出在落实灵活调节能力方面，应根据企业承诺，按不低于10%比例（时长不低于2小时）配建或租赁储能（制氢）设施 ≥10% 资料来源：储能 100 人，北极星储能网，各地政府网站，能源局官网，光大证券研究所整理 新能源势在必行，储能配备大势所趋背景下，各大央企、国企，以及部分民企纷 纷布局，强配储政策引导效果显著，根据 CNESA 数据，2020 年中国电化学储 能装机增速跳跃至 91%，而2019 年装机增速只有 59%。 敬请参阅最后一页特别声明 -8- 证券研究报告 机械行业 图 2：2011-2021 年中国电化学储能电站装机规模 图 3：2016-2020 年中国储能电站装机规模 41 50 74 130 165 276 423 1 , 0 7 3 1 , 7 1 0 3 , 2 6 9 5 , 7 9 1 23% 48% 75% 27% 67% 53% 153% 59% 91% 77% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 160% 180% - 1 , 0 0 0 2 , 0 0 0 3 , 0 0 0 4 , 0 0 0 5 , 0 0 0 6 , 0 0 0 7 , 0 0 0 装机规模（ MW ） 增速（右轴） 2 4 . 3 2 8 . 9 3 1 . 2 3 2 . 4 3 5 . 6 19% 8% 4% 10% 1 4 . 4 % 1 6 . 5 % 1 7 . 2 % 1 7 . 6 % 1 8 . 6 % 0% 5% 10% 15% 20% 0 5 10 15 20 25 30 35 40 2016 2017 2018 2019 2020 装机规模（ GW ） 同比增速（右轴） 中国装机规模在全球占比（右轴） 资料来源：CNESA，光大证券研究所 注：2021 年为 CNESA 预测 资料来源：CNESA，光大证券研究所 1.1.2、“双碳”目标衍生政策东风，储能迎来高光时刻 作为“双碳”目标关键支撑技术，储能长期发展后盾强大 支撑性：2021 年 7 月 15 日，国家发改委、国家能源局《关于加快推动新型储 能发展的指导意见》中首次明确了储能作为碳达峰、碳中和的关键支撑技术，明 确了储能的发展目标与重点任务，2025 年新型储能装机规模达 3000 万千瓦以 上，接近 2021 年装机规模的 10 倍，极大提振行业信心，为储能长期发展奠定 了基础。 价值性：2021 年 7 月 29 日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制 的通知》推动电价市场化改革，通过峰谷电价、尖峰电价等价格信号，激励市场 成员自发配置储能或调峰资源。经济利益可驱动市场成员自发实现分散与集中相 互协同的储能设施配置方案，为储能设施商业价值的实现提供空间。峰谷价差拉 大，将催生出更多应用新模式。 可持续性：2021 年 8 月 24 日《电化学储能电站安全管理暂行办法（征求意见 稿）》1和 2021 年 9 月 24 日《新型储能项目管理规范（暂行）》2的出台，将促 进形成储能全生命周期、全流程的管理体系，为储能可持续发展保驾护航。 独立性：2021 年 12 月 24 日国家能源局发布新版“两个细则”3，新增新型储能 为市场主体；新增转动惯量、爬坡、调相等辅助服务品种；分摊机制由并网电厂 内分摊变为发电企业与电力用户共同分摊，进一步优化现有电力辅助服务补偿与 分摊机制，为储能开拓了市场获益空间。 “十四五”新型储能发展专项规划值得期待。浙江省已于 2022 年 2 月 11 日由 浙江省发改委发布关于组织申报“十四五”新型储能示范项目的通知，拟在全省 组织申报新型储能示范项目，示范项目总规模 100 万千瓦，其中发挥调峰作用 的独立储能项目给予容量补偿，联合火电机组调频的项目给予一定用煤量指标。 表 2：不同阶段我国储能目标对比 时间 第一阶段（2015-2020 年） 第二阶段（2021-2025 年） 阶段特点 储能由研发示范向商业化初期过渡 商业化初期向规模化发展转变 新型储能装机规模 / 3000 万千瓦以上 1 2021/8/24 国家发展改革委、国家能源局关于对《电化学储能电站安全管理暂行办法（征求意见稿）》公开征求意见公告 2 2021/9/24 国家能源局关于印发《新型储能项目管理规范（暂行）》的通知，国能发科技规〔2021〕47 号 3 2021/8/31 国家能源局发布《并网主体并网运行管理规定（征求意见稿）》、《电力系统辅助服务管理办法（征求意见稿）》 （简称“新版‘两个细则’”），2021/12/24，国家能源局正式发布《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》 敬请参阅最后一页特别声明 -9- 证券研究报告 机械行业 示范项目建设 建成一批不同技术类型、不同应用场景的试点示范项目 储能项目广泛应用，形成较为完整的产业体系 研发技术 技术达到国际先进水平 全面掌握具有国际领先水平的关键技术和装备 储能技术标准体系 初步建立 完善，具有国际话语权 商业模式 探索阶段 形成多种储能商业模式 市场主体 培育有竞争力的主体 市场主体国际竞争力增强 资料来源：前瞻产业研究院，光大证券研究所整理 1.1.3、短期内储能发展需跟踪新型电力系统转型步伐 需求刚性，应用广泛，贯穿新型电力系统三大环节。“双碳”目标实现需要大规 模新能源建设，而新能源废弃率与新能源发电的不稳定性和间歇性问题增加了电 网输配容量、电频波动控制等方面的要求，“风光水火储一体化”、“源网荷储 一体化”使得储能在新型电力系统中的刚性需求地位确立。储能在新型电力系统 的发电侧、输配电侧、用户侧三大场景中充分发挥价值。 图 4：弃风率与弃光率 图 5：光、储、充结合模式示意图 0 5 10 15 20 25 30 35 2014 2015 2016 2017 2018 2019 弃光率：甘肃 弃光率：新疆 弃光率：宁夏 弃光率：青海 风电弃风率：全国 % 资料来源：Wind，光大证券研究所 资料来源：国际能源网，光大证券研究所 图 6：储能在不同场景下的价值体现 资料来源：陈启鑫,房曦晨,郭鸿业,何冠楠,张达,夏清.储能参与电力市场机制：现状与展望[J].电力系统自动 化,2021,45(16):14-28. 我们认为当前储能行业与电力系统转型深度绑定，短期可跟踪指标有：（1）发 电侧：看新能源配储比例、新能源在能源消耗系统中占比、新能源装机数量。2021 年储能发展主靠发电侧配储改革推动，配储比例普遍在 10%-20%左右，未来随 着配储模式推行，配储比例仍有提升空间，而新能源比重与装机数量的提升则增 加了配储量。（2）输配电侧：重点关注电网灵活性水平，看调频、备用、转动 敬请参阅最后一页特别声明 -10- 证券研究报告 机械行业 惯量、爬坡等电力辅助服务市场化进程。（3）用户侧：看峰谷价差需求，需求 越大，削峰填谷的空间与利润更大。 图 7：2017-2021 年可再生能源装机数量 图 8：2017-2021 年可再生能源发电量占全社会用电量比重 37% 38% 40% 42% 45% 0% 20% 40% 60% 0 5 10 15 2017 2018 2019 2020 2021 水电装机 风电装机 光伏发电装机 生物质发电装机 占总发电装机容量（右轴） 亿千瓦 1 . 7 0 1 . 8 7 2 . 0 4 2 . 2 1 2 . 4 8 26% 27% 28% 30% 30% 24% 25% 26% 27% 28% 29% 30% 31% 0 . 0 0 . 5 1 . 0 1 . 5 2 . 0 2 . 5 3 . 0 2017 2018 2019 2020 2021 可再生能源发电量（万亿千瓦时） 占全社会用电量（右轴） 资料来源：国家能源局，光大证券研究所 资料来源：国家能源局，光大证券研究所 图 9：中国灵活性电源比重显著低于欧美国家 图 10：各地电网工作日典型电力峰谷负荷情况 49% 34% 18% 6% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 美国 西班牙 德国 中国 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000 0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 北京 冀北 山西 蒙东 辽宁 黑龙江 江苏 安徽 江西 湖北 广东 海南 四川 云南 陕西 青海 新疆 谷负荷 峰负荷 峰谷负荷差（右轴） MW MW 资料来源：中电联 2019/12《煤电机组灵活性运行政策研究》，光大证券研究所 资料来源：国家能源局 2020 年 11 月 25日发布，光大证券研究所 注：为估算值 图 11：2021年 10月 15 日起浙江省分时电价政策：尖峰和高峰电价有所提高，低谷时段 电价有所降低 资料来源：北极星储能网，光大证券研究所 敬请参阅最后一页特别声明 -11- 证券研究报告 机械行业 1.2、 长期：成熟商业模式支撑稳健发展 收益模式渐丰富，单项目多层收益模式待发展。政策只能作为行业初步发展的推 动力，储能参与主体应当借助政策与市场机制改革之风，探索建立成熟商业模式， 实现真正的主体独立性并在储能服务市场中取得议价权才能保障行业稳健发展。 当前，我国储能企业已在发电侧、输配侧、用户侧开拓多种盈利模式，主要有削 峰填谷收益、调峰调频等电网辅助服务、配套储能租赁、共享储能、能源合同管 理等模式。 表 3：储能商业模式及特点 商业模式 特点 套利削峰填谷 按分时电价政策的峰谷电价差，盈利模式通常采用储能投资商投 资，与业主分享节电收益，增值服务根据具体功能进行费用结算 电网辅助服务 基本辅助服务，一次调频、基本调峰、基本无功调节；有偿辅助服 务，自动发电控制（AGC）、有偿调峰、有偿无功调节、自动电压 控制（AVC）、旋转备用、热备用、黑启动（调频需求最大）； 电站 所配储能可在满足自用后参与辅助服务市场，由终端用户分摊配储 成本 储能服务购买模式 产生于“新能源+储能”政策背景下，需按容量配建储能的新能源 主体在没有条件配建的情况下，通过市场租赁方式落实储能容量配 置，储能投资企业按容量为新能源企业提供调峰服务并按年收取服 务费用 共享储能 共享储能以电网为纽带，将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储 能通过不同层级的电力装置相互联系、协调控制、整体管控，共同 为某一区域范围内的可再生能源电站和电网提供电力辅助服务 能源合同管理 业主和储能投资方签订能源管理合同，双方按照合同约定提供场 地、设备，并按照合同约定比例进行收益分成，储能系统运营方负 责设备维护，承担存储过程中的能量损耗、设备运维等支出费用 资料来源：张莉，国网湖南经研院，《国内外储能价格政策和商业模式分析》， 光大证券研究所整理 对比英国电力市场，国内储能收益来源较单一。英国电力市场自由化程度高，这 为储能获得更多收益提供了可能性。从收益渠道来看，英国电力市场的储能收益 来源广泛，包括从价值相对较高的调频服务市场及备用市场，到价值相对不高的 能量市场，储能可获得的收益来源超过 10 种。目前国内多数大型储能电站主要 参与调频服务或调峰服务，用户侧储能主要开展峰谷套利服务，收益来源较为单 一。储能在建立稳定商业模式同时，作为独立市场主体可参与多个细分市场实现 效益叠加。 图 12：储能在英国电力市场的潜在收益来源 资料来源：朱寰,徐健翔,刘国静,岳芬,俞振华,张兴.英国储能相关政策机制与商业模式及对我国的启示[J].储能科学与技术,2022,11(01):370-378.，光大证券研究所 敬请参阅最后一页特别声明 -12- 证券研究报告 机械行业 2、 电化学储能成主流，压缩空气储能可期 2.1、 新型储能技术路线：电化学储能为主流 储能技术按能量的转化机制不同，可分为物理储能（抽水蓄能、压缩空气储能、 飞轮储能）、电化学储能（锂离子电池、钠硫电池、铅蓄电池和液流电池等）、 电磁储能（超级电容器、超导储能）和光热储能（熔盐储能）四类。 表 4：储能技术路线对比 技术路线 响应时间 功率规模 能量密度 能效 (%) 使用寿命 （次） 成本 优势 劣势 机械储能 抽水储能 分钟级 吉瓦级 很低 70~80 无限制 功率成本： 6000-8000 元/kW 技术成熟、寿命长，安全性高， 成本低，容量大，广泛应用于电 力系统调峰调频 选址受限 压缩空气储能 分钟级 百兆瓦 较低 42-75 无限制 功率成本： 6000-8000 元/kW 效率高，容量大，新型压缩空气 储能不受场地限制，适合大规模 风场调峰 传统技术选址受限 飞轮储能 十毫秒级 兆瓦级 低 80~90 ≥20000 功率成本： 1500-2000 元/kW 可靠性高，经济性好，寿命较长， 容量大，灵活性高，技术成熟， 适合电网侧配电系统的调频 能量密度低，自放电 损耗大 电化学储能 铅酸电池 百毫秒级 十兆瓦级 高 50~75 常规： 200~1000 铅炭电池： 1000~2500 能量成本： 800~1300元 /kWh 技术非常成熟，国内外至少有四 五十