2022-电气设备行业深度研究：储能报告系列之二：我国电化学储能收益机制及经济性测算

国海证券研究所 请务必阅读正文后免责条款部分 2022年02月23日 行业研究 评级：推荐(维持) 研究所 证券分析师： 李航 S0350521120006 lih11@ghzq.com.cn 证券分析师： 邱迪 S0350522010002 qiud@ghzq.com.cn 储能报告系列之二： 我国电化学储能收益机制及经济性测算 ——电气设备行业深度研究 最近一年走势 相对沪深300表现 表现 1M 3M 12M 电气设备 -2.0% -18.7% 23.3% 沪深300 -3.3% -5.9% -17.1% 相关报告 《——电气设备行业深度研究 ： 储能报告系列之 一： 从调峰、调频角度看我国电化学储能需求空 间 （推荐）*电气设备*李航，邱迪》—— 2022-01-21 投资要点：  投资要点一 调峰、调频辅助服务和峰谷电价套利是我国电化学 储能当前最主要的收益渠道，但在不同省份的收益差别大。 电化学储能参与调峰辅助服务重点关注辽宁、黑龙江、山东等省； 电化学储能参与调频辅助服务重点关注浙江、江苏、山西、蒙西、 宁夏等省区；电化学峰谷分时电价套利重点关注广东、浙江、江苏 等省。  投资要点二 当前电化学储能单纯依靠消纳弃用新能源、调峰、 调频等单一途径获取收益的经济性不佳，综合多收益途径的共享储 能是发电侧和电网侧储能的重要爆发点，火储联合调频市场是发电 侧储能的另一个增长点。 经测算分析，当前电化学储能消纳弃用新能源和参与调峰辅助服务 两类方式的主要问题在于储能利用率偏低，从而导致经济性不佳； 参与调频辅助服务的主要限制在于不少省市调频资源相对过剩，电 化学储能单纯调频的收益制约较多。综合来看，共享储能有望通过 综合多种收益途径和提高利用效率来改善经济性，但总体收益仍面 临较多不确定风险。在新能源强制配储政策和电网侧示范储能项目 建设的驱动下，共享储能有望成为发电侧和电网侧储能发展的重要 爆发点。此外，由于火储联合调频主要用于改善传统电源调频性能， 并不新增调频容量，有望在更多省市得到推广，成为发电侧储能的 一个增长点。  投资要点三 工商业储能在部分省市已初具经济性，有望优先在 峰谷电价价差较大区域得到较快发展。 尽管电价存在波动，但广东、浙江、江苏等省的工商业电价有望维 持较大峰谷差值，若能长期超过 0.7 元/kWh，这些省市工商业用户 发展电化学储能将具有较好经济性。考虑到长期电价的不确定性， 工商业用户配置电化学储能可能仍存不少顾虑，但前景可期。随着 我国第三产业和居民用户的用电量占比不断提升，电力系统峰谷差 率将进一步拉大，峰谷价差有望维持高位。同时随着电力市场化改 -0.1842 -0.0419 0.1005 0.2428 0.3852 0.5275 21/2 21/3 21/4 21/6 21/7 21/8 21/9 21/1021/1121/12 22/1 22/2 电气设备 沪深300 证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 2 重点关注公司及盈利预测 重点公司 股票 2022-02-23 EPS PE 投资 代码 名称 股价 2020 2021E 2022E 2020 2021E 2022E 评级 300750.SZ 宁德时代 519.00 2.4 5.56 10.15 146.49 90.62 49.66 未评级 300274.SZ 阳光电源 111.84 1.34 1.88 2.71 53.9 57.21 39.76 未评级 002594.SZ 比 亚 迪 252.00 1.55 1.57 3.04 125.19 151.23 78.06 未评级 300014.SZ 亿纬锂能 89.08 0.87 1.68 2.46 93.18 50.99 34.86 未评级 革的推进，工商业用户正全部进入电力市场，分时电价机制完善、 高耗能用电成本上升将刺激工商业用户的电化学储能配置需求。  投资要点四 随着新能源消纳体制机制的完善和电化学储能技术 的进步，看好电化学储能经济性不断改善，实现由政策驱动到市场 驱动的转变。 在碳达峰碳中和目标和新型电力系统建设方向的指引下，适应新能 源发展的电力价格和市场机制有望不断完善，电化学储能收益途径 也将不断拓展，如一次调频和备用市场已于近期呈现实际进展，而 如爬坡、转动惯量、电力容量成本回收机制等新增收益途径也已获 政策利好。同时随着锂电池技术不断改进、钠离子电池等新兴技术 逐步成熟，电化学储能成本有望进一步降低。在多重有利因素驱动 下，电化学储能将逐步由政策驱动转变为市场驱动，从而迎来加速 发展期。  投资建议 当前我国电化学储能的主要驱动力预计仍是新能源配 储政策，在储能利用率低、收益不佳的地区，低价储能系统仍将是 主要受益方。但随着共享储能的发展，电化学储能电站正呈现集中 式、大型化的趋势，有望推动优质储能系统快速发展，逐步推动实 现储能行业优胜劣汰。且火储联合调频、工商业用户储能等场景对 储能循环次数、安全性都提出了较高要求，同样将助力储能行业健 康发展。基于此，我们给出行业“推荐”评级。具体标的上，建议 关注（1）系统集成：受益于行业增长和健康发展的系统集成龙头企 业【阳光电源】、【比亚迪】；（2）锂电环节：储能市场需求确定，受 益于电化学储能增长预期的磷酸铁锂电池龙头企业【宁德时代】、【亿 纬锂能】和磷酸铁锂正极材料企业【德方纳米】；（3）储能变流器： 储能系统成本主要构成之一的储能变流器相关企业【阳光电源】、【锦 浪科技】、【德业股份】、【固德威】和【禾望电气】；（4）储能温控： 大规模电化学储能温控需求旺盛，利好精密设备温控龙头企业【英 维克】和【同飞股份】；（5）消防系统：电化学储能安全性要求较高， 利好消防报警企业【青鸟消防】。  风险提示 1）储能相关政策变化；2）新能源配储政策落实不及 预期；3）电化学储能成本下降不及预期；4）重点关注公司业绩不 及预期；5）模型假设与实际情况可能存在差异。 证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 3 300769.SZ 德方纳米 621.00 -0.32 7.03 11.96 -527.62 84.35 49.57 未评级 300763.SZ 锦浪科技 245.32 2.18 2.23 3.77 68.23 107.87 63.84 未评级 605117.SH 德业股份 269.96 2.99 3.23 4.99 82.88 53.54 未评级 688390.SH 固 德 威 379.99 2.96 4.06 7.14 80.43 93.75 53.37 未评级 603063.SH 禾望电气 40.50 0.61 0.59 0.98 31.45 67.11 39.91 未评级 002837.SZ 英 维 克 40.00 0.56 0.7 0.97 31.04 58.02 42.15 未评级 300990.SZ 同飞股份 101.88 3.2 未评级 002960.SZ 青鸟消防 45.09 1.75 1.51 2.03 21.42 29.41 21.87 未评级 资料来源：Wind资讯，国海证券研究所（注：盈利预测取自万得一致预期） 证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 4 内容目录 1、 电化学储能是构建新型电力系统不可或缺的调节资源 . 6 1.1、 大力发展灵活性调节资源是构建新型电力系统的重要基础 . 6 1.2、 大力发展电化学储能是构建新型电力系统的大势所趋 7 1.3、 不同类型电化学储能所适合的应用场景不同 . 9 2、 电化学储能获取收益途径多，但各省情况不同 10 2.1、 电化学储能获取收益途径多 10 2.2、 电化学储能收益省间差异大 11 3、 我国电化学储能发展的主要方向为新能源配储政策下的共享储能 . 13 3.1、 我国大部分地区具备风电配储条件，仅少量地区具备光伏配储条件 . 14 3.2、 消纳弃用新能源收益难点在于新能源弃用时段集中，新能源大基地开发有望提升配储消纳经济性 14 3.3、 调峰收益难点在电化学储能利用率低，新能源进入市场有望迎来配储需求快速增长 . 15 3.4、 调频收益难点在市场容量相对小、利益分配考量多，光伏快速发展有望推动调频市场扩容 16 3.5、 工商业峰谷价差拉大，电化学储能峰谷价差套利初具经济性 17 3.6、 新能源配储仍是主要驱动力，工商业储能前景可期 18 4、 投资建议 19 5、 风险提示 20 证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 5 图表目录 图1：电力系统灵活性不足原理 6 图2：2020年我国发电装机结构 7 图3：我国电力系统灵活性提升路线图 . 8 图4：2020年我国储能市场装机构成 . 8 图5：我国储能市场累计装机规模（2000-2020） 9 图6：2020年甘肃省电源装机结构 . 12 图7：2020年广东省电源装机结构 . 12 图8：2018年度我国各区域电力辅助服务费用及构成 13 图9：2019年上半年我国各区域电力辅助服务费用及构成. 13 表1：电力系统各时间尺度调节需求 . 6 表2：电力系统主要灵活性资源 7 表3：电化学储能类型及应用场景 9 表4：我国有功平衡服务分类及补偿机制 10 表5：电化学储能经济性测算假设 13 表6：消纳弃光的单位容量收入和收入成本比 14 表7：电化学储能参与调峰辅助服务的单位容量收入和收入成本比 15 表8：电化学储能参与调频辅助服务的单位容量收入和收入成本比 16 表9：电化学储能价差套利的单位容量收入和收入成本 18 证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 6 1、 电化学储能是构建新型电力系统不可或缺的调 节资源 1.1、 大力发展灵活性调节资源是构建新型电力系 统的重要基础 灵活性调节资源是构建新型电力系统的重要组成。2021年3月，中央财经委第 九次会议提出“构建以新能源为主体的新型电力系统”，明确了新能源作为主体 电源是我国未来电力系统的显著特征。传统电力系统以可控的火电、水电等常规 电源为主体电源，通过控制常规电源出力实时响应电力需求变化。新型电力系统 的主体电源转变为一次能源不可控的新能源，新能源供给与电力需求的不匹配需 要大量灵活性调节资源作为媒介来满足电力系统固有的实时供需平衡特性要求。 电力系统实时供需平衡是通过不同时间尺度的系统调节相互配合实现的，包括短 周期的调频和日内的调峰等，以响应不同时间尺度的供给和需求变化。 图1：电力系统灵活性不足原理 资料来源：《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》，国海证券研究所 表1：电力系统各时间尺度调节需求 时间尺度 时间范围 系统调节需求 超短周期 毫秒至秒级 一次调频 短周期 分钟至小时级 二次调频、旋转备用等 日内 小时级至天 调峰、经济调度 多日及周 多天 多日机组组合 资料来源：《高比例新能源发展趋势下提升新型电力系统灵活性》，国海证券研究所 灵活性资源短缺是我国构建新型电力系统亟待解决的问题。以煤为主的能源资 源禀赋和经济社会发展进程决定了我国长期将燃煤发电作为主体电源，即使多年 证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 7 来我国电源结构清洁化程度不断提升，但燃煤发电量占比在2020年仍高达61%。 我国具有较优灵活性的电源如燃气发电和抽水蓄能占比一直偏低，两者合计装机 容量占比在 2020 年也仅为 6%。同时，我国灵活性资源的区域分布不平衡问题 也十分突出，新能源资源富集地区的灵活性资源短缺问题更为严重，尤其是风光 资源丰富的“三北”地区“以热定电”的供热机组占比高，冬季调峰能力十分有 限，制约了这些地区的新能源消纳能力。 图2：2020年我国发电装机结构 资料来源：中电联，国海证券研究所 1.2、 大力发展电化学储能是构建新型电力系统的 大势所趋 储能是我国构建新型电力系统的重要灵活性资源。提升电力系统灵活性需多措 并举，充分挖掘电源侧、电网侧、用户侧灵活性资源。随着我国电力负荷峰谷差 率不断拉大和新能源装机占比不断提升，可控的传统电源占比相应不断降低，储 能对于提升电力系统灵活性的重要意义不断凸显，利好政策也频频出台。2021 年7月，国家发改委和国家能源局印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》， 提出到 2025 年实现新型储能装机规模 30GW 以上的发展目标。2021 年 8 月， 国家能源局印发《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，提出到2025年 和2030年实现抽水蓄能投产62GW 和120GW 的发展目标。 表2：电力系统主要灵活性资源 类别 灵活性资源 电源侧资源 可控的传统电源（燃煤发电、燃气发电、水电、核电等）、相对可控的可再生能源（光热、生物质、地热等） 电网侧资源 柔性输电、互联互济、微电网等 用户侧资源 可控负荷、电动汽车等 储能资源 抽水蓄能、电化学储能、飞轮储能、超级电容器等 资料来源：《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》，国海证券研究所 49% 5% 15% 1% 2% 13% 12% 1% 2% 0% 燃煤发电 燃气发电 常规水电 抽水蓄能 核电 风电 太阳能发电 生物质 余热等 其它 证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 8 图3：我国电力系统灵活性提升路线图 资料来源：《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》，国海证券研究所 我国电化学储能发展迅速，是储能发展的“新星”。当前较为成熟的储能灵活性 资源主要为抽水蓄能和电化学储能。抽水蓄能具有寿命长、单位投资小的特点， 但同时存在对地理地形条件要求严格，对地址土壤形成一定安全隐患等问题。尽 管当前电化学储能单位投资成本仍相对较高，但其配置灵活，响应速度快且不受 外部条件限制。近十年来，受益于新能源汽车产业的发展，锂离子电池成本下降 迅速，电化学储能开始加速发展。据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截 止2020年，我国已投运储能项目累计装机规模35.6GW。其中，抽水蓄能的累 计装机规模最大，达 31.8GW，同比增长 4.9%；电化学储能的累计装机规模位 列第二，达 3.3GW，同比增长高达 91.2%。在各类电化学储能技术中，锂离子 电池的累计装机规模最大，达2.9GW。 图4：2020年我国储能市场装机构成 资料来源：CNESA，国海证券研究所 证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 9 图5：我国储能市场累计装机规模（2000-2020） 资料来源：CNESA，国海证券研究所 1.3、 不同类型电化学储能所适合的应用场景不同 储能按照时长分为容量型、能量型、功率型和备用型，不同类型电化学储能所 适合的应用场景有所区别。根据时长要求的不同，电化学储能的应用场景大致可 以分为容量型、能量型、功率型和备用型。其中，容量型、功率型专用性较强， 前者一般要求连续储能时长不低于 4h，主要用于削峰填谷或离网储能，可提升 电力系统效率和设备利用率；后者的连续储能时长一般在15~30min，主要用于 调频或者平滑新能源出力波动。能量型储能介于容量型和功率型之间，一般为复 合储能场景，可用于调峰、调频、紧急备用等多重功能。备用型的连续储能时长 一般不低于15min，主要作为不间断备用电源，用于数据中心和通讯基站等场景。 储能按安装位置分为电源侧、电网侧和用户侧，三者之间的功能存在较多重叠。 按照安装位置和投资主体划分，电化学储能应用场景可分为电源侧储能、电网侧 储能、用户侧储能。电化学储能在这些场景所起作用大部分重叠，通常调峰和调 频主要由电源侧和电网侧储能提供，在共享储能发展趋势下预计将弱化电源侧和 电网侧储能的界限；备用电源主要用于用户侧。此外，用户侧储能通常还可用于 峰谷分时套利及提升用电可靠性等场景，其中峰谷分时套利的实质与调峰相同， 同样会起到对电力需求进行削峰填谷的功能。 表3：电化学储能类型及应用场景 类型 储能时长 应用场景 容量型 ≥4h 调峰 能量型 约1~2h 调峰、调频、旋转备用 功率型 ≤30min 调频 备用型 ≥15min 备用电源 资料来源：《储能的度电成本和里程成本分析》，国海证券研究所 证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 10 2、 电化学储能获取收益途径多，但各省情况不同 2.1、 电化学储能获取收益途径多 调峰、调频辅助服务和峰谷电价套利是我国电化学储能当前最主要的收益途径。 电力价格和市场机制是决定电化学储能收益机制的基础，我国电化学储能的主要 收益途径包括在电力辅助服务市场中通过提供调峰、调频等服务获利，通过峰谷 分时电价或现货电能量市场实现高低电价间套利，通过输配电价获取合理收益， 通过容量成本回收机制获得补偿收益。 电力辅助服务有偿化且逐步向用户分摊是我国电力市场化改革的重要方向，其 中一次调频、二次调频、备用和调峰是电化学储能收益机制的近中期关注重点。 电力辅助服务用于维持电力系统安全稳定运行，保证电能质量，促进清洁能源消 纳。目前，调峰、调频是储能参与电力辅助服务的主要领域，且辅助服务相关费 用由发电侧承担，制约着储能在辅助服务领域获得补偿的可持续性。2021年12 月修订印发的《电力辅助服务管理办法》进一步强调了“谁受益、谁承担”的有 偿化改革方向，规定了辅助服务按服务对象分摊的原则，强化了辅助服务的市场 化配置方式。费用分摊改革方面，《广东省电网企业代理购电实施方案（试行）》 政策首次在国内实践中明确提出辅助服务的相关费用由直接参与市场交易和电 网企业代理购电的全体工商业用户共同分摊，具有里程碑的意义。辅助服务品种 方面，随着新能源装机占比提升，一次调频和备用市场有望成为独立储能新的价 值增长点。《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）》征 求稿允许储能电站通过参与电力一次调频市场获取收益，《南方区域电力备用辅 助服务市场交易规则（征求意见稿）》允许储能电站作为第三方辅助服务提供者 参与跨省备用市场交易，扩展了储能的收益来源。结合我国电力辅助服务市场建 设情况，一次调频、二次调频、备用和调峰是电化学储能收益机制的近中期关注 重点。 表4：我国有功平衡服务分类及补偿机制 具体品种 补偿方式 固定补偿参考因素 一次调频 义务提供、固定补偿、市场化方 式（集中竞价、公开招标/挂牌/ 拍卖、双边协商） 电网转动惯量需求和单体惯量大小 二次调频 常规机组：维持电网频率稳定过程中实际贡献量； 其他并网主体：改造成本和维持电网频率稳定过程中实际贡献量 调峰 社会平均容量成本、提供有偿辅助服务的投资成本和由于提供电力 辅助服务而减少的有功发电量损失 备用 转动惯量 爬坡 资料来源：《电力辅助服务管理办法》，国家能源局，国海证券研究所 峰谷分时电价或电能量市场还原了电力商品的分时价格差异，价差套利是电化 学储能的重要生存基础。峰谷分时电价和现货电能量市场反映了电力供需变化下 的电价波动，两者实质相近，都是通过峰谷价格差实现套利。两者区别在于前者 采用行政定价方式，且主要针对用户侧；后者采用市场定价方式，可只用于发电 侧，也可用于发电和用户两侧。值得注意的是，现货电能量市场可以替代调峰辅 证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 11 助服务。根据《电力辅助服务管理办法》规定，现货电能量市场运行期间，已通 过电能量市场机制完全实现系统调峰功能的，原则上不再设置与现货电能量市场 并行的调峰辅助服务品种。 以输配电价疏导电网替代性储能成本的政策吸引力大，但预计相对审慎推进。 2021年7月印发的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出，“将电网替 代性储能设施成本收益纳入输配电价回收”。由于我国输配电价按照“准许成本 +合理收益”的政府定价机制，电网替代性储能若能通过输配电价获取收益将极 大增加相关投资收益的确定性，从而刺激电网替代性储能发展。但为避免盲目低 效投资的出现，我们认为国家对于电网替代性储能纳入输配电价将较为审慎，可 能会开展相关试点但大范围推广预计相对谨慎。 电力容量成本回收机制有望加速推进，电化学储能预计受益但中短期程度相对 有限。电力容量成本回收机制是电能量市场和电力辅助服务市场的有效补充，激 励常规发电机组、需求响应和储能等投资建设，保证电力系统在高峰负荷时段有 足够的容量冗余，可为储能项目提供相对稳定的补偿收益。美国已有将电化学储 能纳入容量市场的机制实践，我国最新印发的政策文件《关于加快建设全国统一 电力市场体系的指导意见》也提出，因地制宜建立发电容量成本回收机制，鼓励 抽水蓄能、储能、虚拟电厂等调节电源的投资建设。从我国国情看，当前电力容 量成本回收机制预计更多聚焦在解决燃煤发电机组利用小时数不断降低所引起 的火电企业可持续经营问题上，同时也为燃煤发电逐步由主体电源转变为调节性 电源提供支撑机制。电化学储能同样作为调节电源，预计也能从电力容量成本回 收机制中受益，例如以容量电价形式获取部分固定收益，从而改善电化学储能经 济性。但考虑到该机制设计重心在于燃煤发电，我们认为电化学储能中短期有所 受益，但该政策直接支持的电化学储能发展规模和补偿力度预计会相对有限。 2.2、 电化学储能收益省间差异大 我国因省而异的电力价格和市场机制决定各省电化学储能收益情况差别大。我 国各省电力系统发展情况差别大，各自系统调节需求也相应存在显著差别。“三 北”地区（以甘肃省为例）的新能源发电装机占比高，且其常规机组中供热机组 占比高，电力系统灵活性调节资源较为短缺。对比而言，广东省新能源占比低， 且灵活性较好的燃气机组占比高，电力系统灵活性相对较好。除电力系统自身的 差别外，各省的电力价格和市场机制也各有差别，如“三北”地区调峰辅助服务 市场较为发达，广东则以电力现货市场取代调峰辅助服务市场。电力价格和市场 机制是决定电化学储能收益机制的基础，因此各省电化学储能收益情况差别大。 证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 12 图6：2020年甘肃省电源装机结构 图7：2020年广东省电源装机结构 资料来源：北极星储能网，国海证券研究所 资料来源：北极星售电网，索比光伏网，腾讯网，国海证券研 究所 电化学储能参与调峰辅助服务重点关注辽宁、黑龙江、山东等省。调峰是我国 特有的一类辅助服务产品，用于挖掘系统向下调节能力，国外部分地区则通过现 货市场实现类似功能。传统燃煤机组可通过灵活性改造降低最小技术出力增加系 统向下调节能力，电化学储能通过充电过程实现该作用。由于风电具有反调峰特 性，风电装机占比较高的地区较为容易出现调峰问题，相应调峰辅助服务费用相 对较多，主要包括我国东北、华北和西北地区。结合各省 2018 年度和 2019 年 上半年调峰辅助服务费用看，可重点关注辽宁、黑龙江、吉林、蒙东、山东、陕 西、甘肃、新疆等省。值得注意的是，随着我国电力现货市场的推进，甘肃、山 东等省区调峰辅助服务市场将逐渐被现货市场代替。 电化学储能参与调频辅助服务重点关注浙江、江苏、山西、蒙西、宁夏等省区。 调频辅助服务主要用于解决短时供需不匹配问题，保证电力系统安全稳定。近年 来我国电化学储能主要通过辅助燃煤机组参与调频服务市场，其作用在于改善燃 煤机组调频性能，并非增加系统调频容量。2021 年，我国火储联合调频的传统 优势区域发展步伐减缓，但新的区域不断开拓，后续可重点关注江苏、浙江等省。 此外，由于光伏存在短期出力变化极其剧烈的特性，光伏装机占比比较高的地区 更为容易出现调频问题，相应调频辅助服务费用相对较多，主要包括我国华北、 西北和华东地区。结合各省 2018 年度和 2019 年上半年调峰辅助服务费用看， 可重点关注蒙西、京津唐、山西、陕西、新疆、宁夏、浙江等省区。当前我国各 省储能参与调频辅助服务几乎都是指二次调频辅助服务，储能参与一次调频有偿 服务的地方政策首次出现在山西能监办 2021 年 12 月发布的《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）》征求意见稿。相较二次调频， 一次调频的响应时间要求更短，更有利于发挥电化学储能优势，后续值得关注。 41% 0% 17% 0% 24% 18% 0% 燃煤及生物质 燃气发电 水电 核电 风电 太阳能发电 49% 19% 11% 11% 4% 6% 0% 燃煤及生物质 燃气发电 水电 核电 风电 太阳能发电 证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 13 图 8：2018 年度我国各区域电力辅助服务费用及构 成 图 9：2019 年上半年我国各区域电力辅助服务费用 及构成 资料来源：国家能源局，国海证券研究所 资料来源：国家能源局，国海证券研究所 电化学峰谷分时电价套利重点关注广东、浙江、江苏等省。2021年7月，国家 发改委印发的《关于进一步完善分时电价机制的通知》提出，要进一步拉大峰谷 价差水平，明确上年或当年预计最大系统峰谷率超过 40%的地方，价差原则上 不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1。据北极星储能网统计，2022年1月我 国19省市峰谷电价差超0.7元/kWh。其中，重点可关注广东、浙江、江苏、湖 南等省市。 3、 我国电化学储能发展的主要方向为新能源配储 政策下的共享储能 本报告测算电化学储能消纳弃用新能源、调峰、调频、峰谷电价套利等主要收 益途径的经济性，以单位容量收入和收入成本比作为衡量指标。单位容量收入 定义为电化学储能未来现金净流量现值除以储能容量，可用于反推盈亏平衡点的 电化学储能能量成本。收入成本比定义为电化学储能单位容量收入与当前能量成 本的比值，当该比值大于1表明当前条件可实现盈利。报告进行电化学储能经济 性测算的基本假设如表 5，为加强分析可比性，以 2h 时长的能量型电化学储能 为分析基准。该类电化学储能介于容量型（≥4h）和功率型（≤30min）之间，用 于复合储能场景，包括调峰、调频、备用等。 表5：电化学储能经济性测算假设 能量成本（元/Wh） 1.52 时长（h） 2 放电深度（%） 90% 循环次数（次） 5000 系统效率（%） 88% 使用寿命（年） 12 容量年衰减（%） 2.3% 折现率（%） 7% 资料来源：CESA，《储能的度电成本和里程成本分析》，国海证券研究所 /通用格式 /通用格式 /通用格式 /通用格式 /通用格式 /通用格式 0.00% 1.00% 2.00% 3.00% 华北 东北 西北 华东 华中 南方 金额（亿 元） 占比 调频补偿 调峰补偿 备用补偿 调压补偿 其他补偿 调频电费占比 调峰电费占比 备用电费占比 调压电费占比 其他电费占比 证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 14 3.1、 我国大部分地区具备风电配储条件，仅少量地 区具备光伏配储条件 我国大部分地区风电配储具备经济性，仅少量地区光伏配储具有经济性。假设 不考虑电化学储能通过各种途径获取收益，依据中国电建西北勘测院《2021 年 风电光伏成本经济性分析》测算结果，以资本金内部收益率7%反算，我国大部 分地区风电配储能（10%2h，20%2h，15%4h）具备经济性。结合我国各省2021 年风电累计装机规模看，风电配储可重点关注内蒙古、新疆 I 类、河北、山东、 江苏等省区。同样依据该勘测院测算结果，我国仅少量地区光伏配储具有经济性， 包括山东、河北II类、广东、甘肃I类、黑龙江、吉林、辽宁等省区。 3.2、 消纳弃用新能源收益难点在于新能源弃用时 段集中，新能源大基地开发有望提升配储消纳经济性 测算表明仅依靠消纳弃用新能源难以回收储能投资成本，新能源配储能比例越 低反而经济性相对更优。考虑到风电、光伏弃用问题主要集中在少数月份，以山 东为例，山东弃风弃光主要集中在1月份到3月份，3个月新能源弃用量占到全 年近 70%。新能源出力的季节不均衡特性导致配储的利用率偏低且较高配储比 例也难以完全消纳高比例新能源弃用问题。经我们模型测算，配储比例 10%时 仅在高达 20%的弃光率情景下勉强足以回收成本，其它更高配储比例都难以回 收成本。据全国新能源消纳监测预警中心数据，2021年我国全年光伏利用率98%， 风电利用率 96.9%，仅西藏、青海、蒙西、新疆等省区的风电（或光伏）利用 率低于 95%。在当前新能源弃用率较低情况下，通过配储消纳新能源的经济性 堪忧。 表6：消纳弃光的单位容量收入和收入成本比 10%2h 无储弃光率 % 1.00 3.00 5.00 7.00 9.00 11.00 13.00 15.00 20.00 配储弃光率 % 0.00 0.00 0.17 1.57 2.97 4.37 5.77 7.17 10.67 单位容量收入 元/Wh 0.17 0.50 0.80 0.90 1.00 1.10 1.19 1.29 1.54 收入成本比 % 10.86 32.59 52.50 59.02 65.53 72.05 78.57 85.09 101.38 15%2h 无储弃光率 % 1.00 3.00 5.00 7.00 9.00 11.00 13.00 15.00 20.00 配储弃光率 % 0.00 0.00 0.00 0.00 1.30 2.70 4.10 5.50 9.00 单位容量收入 元/Wh 0.11 0.33 0.55 0.77 0.85 0.91 0.98 1.05 1.21 收入成本比 % 7.24 21.72 36.21 50.69 55.76 60.10 64.45 68.79 79.66 20%2h 无储弃光率 % 1.00 3.00 5.00 7.00 9.00 11.00 13.00 15.00 20.00 配储弃光率 % 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1.03 2.43 3.83 7.33 单位容量收入 元/Wh 0.08 0.25 0.41 0.58 0.74 0.82 0.87 0.92 1.05 收入成本比 % 5.43 16.29 27.16 38.02 48.88 54.13 57.39 60.65 68.79 资料来源：CESA，国家能源局，《储能的度电成本和里程成本分析》，《光伏制造行业规范条件》，国海证券研究所 证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 15 随着新一轮新能源大基地开发的推进，新能源弃用率若回升将一定程度上提升 配储消纳经济性。“十四五”期间，我国风电、光伏大基地开发步伐重启，当前 第一批 50 个风光大基地已申报完成，总规模 97.05GW；第二批风光大基地也 已经开始申报工作。我国风光大基地项目大量集中在“三北”地区，这些项目的 推进将进一步提高“三北”地区的新能源装机占比，也使得这些地区的传统调节 资源挖掘空间进一步缩窄，在不增加新型储能等灵活性资源前提下，这些地区将 面临新能源弃用率进一步回升的压力。以公布的第一批大型风电光伏基地建设项 目为例，青海、甘肃两省的大多数相关风电光伏项目的承诺利用率低至 85%左 右，对应的新能源弃用率则高达 15%，配储进行新能源消纳的经济性将有显著 提升。结合上述测算分析，仅消纳新能源适宜配置较低循环次数、较低配置比例 的电化学储能，且该类需求近期主要集中在青海、甘肃等局部省区。 3.3、 调峰收益难点在电化学储能利用率低，新能源 进入市场有望迎来配储需求快速增长 测算表明电化学储能参与调峰辅助服务仍难以回收成本，原因在于调峰年平均 价格仍偏低。电化学储能参与调峰辅助服务收益取决于平均调峰电价和循环天数 的乘积，根据测算，当平均调峰电价达 0.7 元/kWh，且循环天数达 300 天以上 时，电化学储能参与调峰辅助服务收益才足以覆盖自身增加的成本。根据《甘肃 省电力辅助服务市场运营暂行规则的通知》，火电厂负荷率 30%-35%对应的调 峰报价上限仅为0.4元/kWh。在该调峰电价（参考0.5元/kWh情景）下，电化 学储能即使每天参与调峰服务也无法覆盖自身增加的成本，也表明火电灵活性改 造（对应负荷率 30%）的成本经济性优于电化学储能。由于调峰辅助服务需求 具有显著的季节性特征，例如“三北”地区的调峰辅助服务需求缺口主要出现在 冬季，大部分时候系统调峰资源相对充足，调峰价格较低。另以河南省为例，2020 年启动调峰辅助服务300天，交易电量44.43亿千瓦时，合计补偿费用6.9亿元， 计算得出平均调峰价格仅为0.16元/kWh。 表7：电化学储能参与调峰辅助服务的单位容量收入和收入成本比 调峰天数200天 调峰电价 元/kWh 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 单位容量收入 元/Wh 0.17 0.35 0.52 0.69 0.86 1.04 1.21 收入成本比 % 11.36 22.72 34.08 45.44 56.79 68.15 79.51 调峰电价0.3元/kWh 调峰天数 天 50 100 150 200 250 300 350 单位容量收入 元/Wh 0.13 0.26 0.39 0.52 0.65 0.78 0.91 收入成本比 % 8.52 17.04 25.56 34.08 42.60 51.12 59.63 调峰电价0.5元/kWh 调峰天数 天 50 100 150 200 250 300 350 单位容量收入 元/Wh 0.22 0.43 0.65 0.86 1.08 1.29 1.51 收入成本比 % 14.20 28.40 42.60 56.79 70.99 85.19 99.39 调峰电价0.7元/kWh 调峰天数 天 50 100 150 200 250 300 350 单位容量收入 元/Wh 0.30 0.60 0.91 1.21 1.51 1.81 2.12 证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 16 收入成本比 % 19.88 39.76 59.63 79.51 99.39 119.27 139.15 资料来源：CESA，国家能源局，《储能的度电成本和里程成本分析》，国海证券研究所 新能源发电装机占比提升将增大系统调峰辅助服务需求，从而改善电化学储能 调峰收益。随着我国风电光伏大基地建设的推进，我国“三北”地区新能源装机 占比将进一步提升，这些地区的燃煤机组灵活性改造剩余空间将缩紧，且剩余机 组的改造成本将提升。部分省区的新能源装机占比已增大到较高水平，这些省区 的系统调峰服务需求将显著提升，一方面将增大系统调峰辅助服务启动次数，另 一方面将推高调峰辅助服务的边际出清价格，从而改善电化学储能调峰收益。此 外，值得注意的是，高比例新能源将降低燃煤机组的在运容量，由于燃煤机组启 停时间较长且启停成本较高，部分省区将需要依靠新增储能来解决燃煤机组难以 解决的高比例新能源所面临的调峰问题。 新能源进入市场将增大新能源发电侧配储需求，以减少偏差费用和增大价格套 利收益。随着我国新能源装机占比的不断提升和电力市场建设的推进，新能源发 电将难以全额保障性消纳，更多的新能源发电将不得不通过电力市场交易进行定 价和消纳。目前，我国共有14个省份和地区出台了新能源保障利用小时数政策， 21 个省份长期组织含新能源的可再生能源参与电力直接交易，山西、山东、甘 肃、蒙西还组织可再生能源参加电力现货交易。新能源固有的不确定性使得新能 源难以像传统电源按市场交易约定合同进行发电，新能源发电交易合同偏差部分 面临现货市场价格风险。电化学储能可增加新能源场站出力可控性，可一定程度 上规避现货市场价格风险。同时，新能源较低的边际成本使得电力市场在新能源 出力较多时出清价格较低，新能源出力不足时出清价格偏高，增大了电力市场价 格波动。电化学储能可将部分低价时段的新能源电量转移到高价时段售出，增大 价格套利收益。 3.4、 调频收益难点在市场容量相对小、利益分配考 量多，光伏快速发展有望推动调频市场扩容 测算表明电化学储能参与调频辅助服务具有较好经济性，但面临调频里程价格 下降风险。电化学储能参与调频辅助服务收益取决于平均调频里程价格和年运行 比例的乘积，根据测算，当平均调频里程价格达 10 元/MW，且年运行比例1在 0.9以上时，电化学储能参与调频辅助服务收益足以覆盖自身增加的成本。尽管 近几年以广东为代表的火储联合调频发展迅速，不