17、全场景下电化学储能电站收益测算.pdf

行业报告 | 行业深度研究 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 1 公用事业 证券研究报告 2022年06月18日 投资评级 行业评级 强于大市(维持评级) 上次评级 强于大市 作者 郭丽丽 分析师 SAC执业证书编号：S1110520030001 guolili@tfzq.com 资料来源：聚源数据 相关报告 1 《公用事业-行业研究周报:火电超超 临 界 机 组 为 什 么 被 关 注 ？ 》 2022-06-12 2 《公用事业-行业研究周报:国家电投 集团资产梳理：优质资产整合未来可 期》 2022-06-05 3 《公用事业-行业点评:政策支持新能 源发展，空间、扩张速度有望双提升》 2022-05-31 行业走势图 新型电力系统深度研究 3——全场景下电化学储能电 站收益测算 双碳目标下新能源装机规模持续扩张，储能成必要环节 双碳目标下新能源装机维持高增速，装机规模占比不断提升，给电网带来较 大考验，储能成为新型电力系统下的必要环节。但传统抽水蓄能受制于自 然条件约束及响应速度较慢问题，难以完全满足新能源装机规模快速扩张下 的调峰调频需求。以电化学为主的新型储能近年来取得快速发展，截至2021 底，国内电化学储能装机规模为 5.12GW，2014-2021年CAGR达69.0%。 源网侧：收益机制亟待探索，共享独立储能或为最优模式 火储联合调频：火储发展初期受补偿政策影响，广东、内蒙、山西等区域收 益水平显著，发展优势明显，但该市场目前总体资金池相对有限，伴随电 站规模快速扩张，总体资金池将被迅速瓜分，早期发展较快区域开始趋于 饱和，补偿标准表现出降低趋势。在此背景下，火储联合调频市场开始向 其他区域拓展，据储能与电力市场统计，2021年，新增项目（规划、建设、 投运）涵盖广东、江苏、浙江、福建等 15个省市，涉及近 40个项目。 新能源+储能：多个省份提出明确新能源配储要求（比例多在5%-20%之间）， 推动储能产业规模快速扩张，但“繁荣发展”背后，由于其缺乏明确调用及 收益机制，发电侧自建储能压力较大。 独立储能：新型储能产业“探索初期”将过，规范化与市场化加速推进。而 独立储能电站一方面更加贴合政策导向，相比于依附于发电侧的商业模式， 独立储能电站规范性与主体性更强；另一方面，在辅助服务市场逐渐向独立 储能放开的背景下，独立储能电站有望满足发电侧、电网侧等多方需求， 通过参与调峰、调频等电力辅助服务及容量租赁来扩宽收益渠道，从而有 效解决经济性难题。同时，独立储能电站参与电力现货市场交易确定性逐 渐增强，市场化机制有望打破资金盘掣肘，进一步提高项目收益水平。根 据测算，在综合考虑现货市场交易+容量租赁的情况下，山东独立储能电站 项目全投资IRR达13.01%，资本金IRR达26.50%，收益率可观，已具备较强 的投资价值。 用户侧：需求响应机制必要性凸显，峰谷价差拉大为储能提供套利空间 伴随我国分时电价政策加速推进，目前已有 29个省份实施了不同的分时电 价机制，峰谷电价价差不断拉大，从而为用户侧储能提供了客观的套利空 间。根据测算，当平均价差达到0.39元/KWh时可实现盈亏平衡，当平均价 差达到0.6元/KWh 时，其全投资IRR 达11.57%，资本金IRR 达23.30%，因 此从当前各地区峰谷价差情况来看，用户侧储能已具备一定的经济性与投资 价值。 投资建议：新型储能商业模式逐渐明朗，共享独立储能电站收益可观，规模 放量在即。一方面，双碳目标下，新能源装机维持高增速，装机规模占比不 断提升，给电网带来较大考验。在此背景下，国家级储能相关政策频繁出台， 对新型储能产业做出一系列顶层战略规划，明确到2025年30GW的发展目 标，并推动其规范化与市场化发展；另一方面，在近年来对储能商业模式的 持续探索下，其收入渠道不断拓展，盈利能力显著提高，同时伴随政策端补 偿机制等的陆续推出，储能经济性有望持续改善。具体标的方面，建议关注 【万里扬】【林洋能源】【三峡能源】【文山电力】【宝光股份】【南网科技】 等 风险提示：储能上游设备涨价，相关政策出台及落地不及预期，储能电站收 益渠道拓展不及预期，现货市场下电费价差不及预期，测算假设存在误差等 -26% -18% -10% -2% 6% 14% 22% 2021-06 2021-10 2022-02 公用事业 沪深300 行业报告 | 行业深度研究 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 2 内容目录 1. 双碳目标下新能源装机规模持续扩张，储能成必要环节 . 5 1.1. 双碳目标下新能源装机占比持续提升，消纳问题凸显 5 1.2. 电化学储能发展前景广阔，政策加码有望推动产业持续升温 . 6 1.2.1. 以电化学储能为主的新型储能技术优势明显，装机规模高速增长 . 6 1.2.2. 产业链：“原材料-设备及系统-场景应用”，电池及储能系统为成本核心9 1.2.3. 政策规划助推储能产业发展 . 9 2. 源网侧：收益机制亟待探索，共享独立储能或为最优模式 . 11 2.1. 火储联合调频：传统区域发展速度减缓，市场向新区域拓展 . 11 2.2. “新能源+储能”快速扩张，发电侧自建储能面临一定压力 . 13 2.3. “多方受益多方买单”，（共享）独立储能或为最优模式. 15 2.3.1. 规范化与市场化进程加速推进，“运营模式”最优者有望脱颖而出 . 15 2.3.2. 共享独立储能“一站多用”，助力收入渠道扩展 15 2.3.3. 经济性测算：电力现货市场下具备投资价值，容量租赁影响较大 . 18 3. 用户侧：需求侧响应+峰谷价差套利，开辟储能新空间 21 3.1. 需求响应机制必要性凸显，峰谷价差拉大为储能提供套利空间 21 3.2. 经济性测算：价差在0.39元/KWh以上具备盈利能力 . 22 4. 投资建议：商业模式逐渐明朗，盈利持续改善，规模放量在即. 23 4.1. 万里扬：拓展储能业务板块，重点发展独立储能电站，项目储备丰富 23 4.2. 林洋能源：项目储备丰富，产业链拓展铸就核心竞争力 24 4.3. 三峡能源：大规模布局储能业务，风光储一体化协同发展 . 25 4.4. 文山电力：南网调峰调频资产注入，打造优质储能平台 26 4.5. 宝光股份：全面进军储能行业，多场景应用快速拓展 26 4.6. 南网科技：南网旗下全流程储能系统技术服务供应商 27 5. 风险提示 . 29 图表目录 图1：2021年各类电源装机增长量占比 . 5 图2：2021年全国各类电源装机结构 5 图3：2021年全国电源出力占比 . 5 图4：典型日风电出力曲线 6 图5：典型日光伏出力曲线 6 图6：新型储能装机占比不断提高 7 图7：电化学储能应用场景图 . 8 图8：2014-2021全球电化学储能装机及同比增速（GW） . 8 图9：2014-2021全国电化学储能装机及同比增速（GW） . 8 图10：电化学储能产业链概况 . 9 图11：储能电站投资成本结构 . 9 oPtQmNwPqRpOxOqNqMnMzR8OdN6MsQoOpNnPeRnNrPkPnMyRbRoPtOwMnOmQMYqMuN 行业报告 | 行业深度研究 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 3 图12：西部省份某发电机组跟踪电网 AGC 指令的响应过程 . 11 图13：储能系统跟踪电网 AGC 调频响应过程 . 11 图14：截至2020年7月国内各地区火储项目规模及占比 . 11 图15：火储联合调频项目运营及收入机制 12 图16：2021年各地新增储能调频项目情况 13 图17：某风电项目配储前后弃风率变化情况 . 14 图18：配储对风电项目初始投资影响情况（设配储前为1） 14 图19：配储对光伏项目初始投资影响情况（设配储前为1） 14 图20：2021-2025年风电装机量增长预测（亿千瓦） . 14 图21：2021-2025年光伏装机量增长预测（亿千瓦） . 14 图22：风电企业自建储能与容量租赁情况下单位投资成本增量对比（元/KW） 15 图23：独立储能电站有望同时满足发电侧与电网侧储能需求 . 16 图24：各区域电力现货市场建设情况 . 16 图25：2021年各地新增独立储能电站项目情况 . 17 图26：山东省调频辅助服务市场运行及结算规则 19 图27：2025年独立储能电站单位投资成本将降低30%以上(元/Wh) . 20 图28：磷酸铁锂动力电池价格走势情况（元/Wh） 20 图29：“十四五”时期用户侧储能发展规划 . 21 图30：公司产业链布局情况 24 图31：三峡能源庆云储能电站示范项目效果图 . 25 图32：截至2021年底公司各类型能源装机量（万千瓦） . 26 图33：宝光股份储能业务范围概况 27 图34：公司储能系统技术服务业务营收情况 . 27 图35：公司储能技术服务发展概况 28 表1：“十四五”期间各省份风、光新增装机规划情况. 5 表2：西北区域各省(区)弃风弃光原因模拟结果对比 . 6 表3：各类储能技术特点及应用场景分类 7 表4：各类型储能电池性能参数对比 8 表5：近期储能相关政策规划 . 10 表6：典型地区储能“十四五”规划 10 表7：广东调频辅助服务补偿规则变动情况 12 表8：性能调整后补偿额下降情况 12 表9：全国部分省市可再生能源强制配储要求 . 13 表10：《 “十四五”新型储能发展实施方案》相关内容 15 表11：部分地区调峰辅助服务补偿价格（包含历史水平） . 16 表12：部分地区调频辅助服务结算规则及补偿价格 . 17 表13：不同储能电站类型对比 . 17 表14：核心数据及相关假设 18 表15：不考虑电力现货市场与容量租赁情况下项目收益与成本拆分 . 18 表16：部分地区储能容量租赁开展情况 18 行业报告 | 行业深度研究 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 4 表17：三峡能源庆云储能示范项目现货市场收益与成本来源 . 19 表18：不同模式下独立储能电站收益水平对比 . 20 表19：2022年4月各省市电网代理购电峰谷价差及峰平价差情况（元/KWh） . 21 表20：核心数据及相关假设 22 表21：用户侧储能项目收益率测算结果 22 表22：万里扬已投运及储备储能电站项目情况 . 23 表23：公司储能项目储备情况 . 25 表24：公司已投运及储备储能项目 26 表25：公司储能业务商业模式分类 27 表26：公司储能系统技术服务相关环节具体内容 28 表27：公司项目布局及储备情况 29 行业报告 | 行业深度研究 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 5 1. 双碳目标下新能源装机规模持续扩张，储能成必要环节 1.1. 双碳目标下新能源装机占比持续提升，消纳问题凸显 双碳目标下，新能源装机维持高增速，装机规模占比不断提升。双碳目标下，能源结构绿 色转型加速，新能源装机规模持续扩张。据国家能源局数据，2021年我国可再生能源新增 装机 1.34 亿千瓦，占全国新增发电装机的 76.1%；截至 2021 年底，我国可再生能源发电 累计装机达到10.63亿千瓦，占总发电装机容量的44.8%。 图 1：2021年各类电源装机增长量占比 图 2：2021年全国各类电源装机结构 资料来源：国家能源局公众号，天风证券研究所 资料来源：国家能源局公众号，天风证券研究所 新能源发电量与传统能源相比仍存在较大差距，“十四五”期间新能源装机容量有望持续 增长。虽然可再生能源装机占比已接近 50%，但由于其出力稳定性不足，发电量与传统能 源仍存在较大差距，根据国家能源局数据，2021年全年火电发电量占发电量比例高达67.4%， 光伏风电贡献比例仅 11.7%左右。因此我们预计“十四五”期间新能源装机容量有望持续 增长。 图 3：2021年全国电源出力占比 资料来源：中电联，国家能源局，天风证券研究所 2022年4月18日，国家能源局综合司下发《关于开展省级“十四五”可再生能源发展规 划备案的通知》，要求各省报备本地区的“十四五”可再生能源发展规划。据智汇光伏统 计，目前已有超20个省份明确提出风电、光伏发展规划，总新增装机规模超过 6亿千瓦， “十四五”期间增长空间仍然广阔。 表 1：“十四五”期间各省份风、光新增装机规划情况 省份 风电（万千瓦） 光伏（万千瓦） 合计（万千瓦） 省份 风电（万千瓦） 光伏（万千瓦） 合计（万千瓦） 宁夏 450 1400 1850 甘肃 2480 3200 5680 海南 - - 500 黑龙江 - - 3000 行业报告 | 行业深度研究 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 6 江苏 1053 916 1969 天津 110 400 510 西藏 - 872 - 山东 705 3428 4133 浙江 444 1283 1727 河南 1000 1000 2000 河北 2026 3210 5236 青海 807 3000 3807 陕西 - - 4519 内蒙古 5115 3262 8377 吉林 - - 2085 四川 600 1000 1600 辽宁 - - 1619 北京 11 190 201 湖北 498 1502 2000 广东 2000 2000 4000 江西 190 324 514 贵州 500 2043 2543 资料来源：智汇光伏公众号，贵州省能源局，天风证券研究所 新能源出力受制于不稳定性，大规模接入给电网带来较大考验。风电日波动最大幅度可达 装机容量的 80%，且呈现一定的反调峰特性；光伏发电受昼夜、天气、移动云层变化的影 响，同样存在间歇性和波动性。随着风电/光伏并网比例提升，常规电源装机容量占比相应 降低，新能源调峰容量需求激增与常规电源调峰容量下降之间的矛盾凸显，给电网带来较 大考验。 图 4：典型日风电出力曲线 图 5：典型日光伏出力曲线 资料来源：《考虑新能源资源及出力特性的全局备用容量优化方法》蔡乾等， 天风证券研究所 资料来源：《考虑新能源资源及出力特性的全局备用容量优化方法》蔡乾等， 天风证券研究所 传统能源协调模式下系统调峰能力不足，对新能源消纳造成限制。传统能源协调模式下系 统调峰能力不足的问题凸显，已成为了限制高比例新能源消纳的主要原因。以西北地区为 例，根据《西北区域新能源发展规划及运行监管报告》，西北区域弃风弃光的两大原因（系 统调峰能力不足和传输容量受限）的影响占比正在发生变化，截至 2020 年，传输容量受 限的导致弃风弃光占比已经很小，而调峰能力不足问题将会越来越严重。 表 2：西北区域各省(区)弃风弃光原因模拟结果对比 省区 弃风原因 弃光原因 调峰能力不足 传输容量受限 调峰能力不足 传输容量受限 2015年 2020年 2015年 2020年 2015年 2020年 2015年 2020年 陕西 - 95.7% - 4.3% - 89.6% - 10.4% 甘肃 52.1% 74.2% 47.9% 25.8% 39.6% 69.9% 60.4% 30.1% 宁夏 85.8% 94.2% 14.2% 4.8% 89.5% 96.6% 10.5% 3.4% 青海 - 96.5% - 3.5% 69.8% 93.2% 30.1% 6.7% 新疆 74.1% 92.3% 25.8% 7.7% 73.0% 90.1% 27.0% 9.8% 资料来源：国家能源局，天风证券研究所 1.2. 电化学储能发展前景广阔，政策加码有望推动产业持续升温 1.2.1. 以电化学储能为主的新型储能技术优势明显，装机规模高速增长 传统抽水蓄能难以完全满足新能源装机规模快速扩张下的调峰调频需求。储能技术根据储 能系统存储能量的形式以及其构成机理的不同可以分为抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储 行业报告 | 行业深度研究 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 7 能、超导磁储能（物理储能）及超级电容储能、电化学储能（化学储能）等。传统的抽水 蓄能虽起步较早、技术较为成熟，但具有难以克服的劣势：一方面，抽水蓄能受地理位置 及自然条件约束较强，灵活性较低；另一方面，抽水蓄能的响应速度较慢，响应时间较长。 因此，伴随未来新能源装机规模快速扩张，抽水蓄能恐难以完全满足调峰调频需求。在此 背景下，以电化学储能为主的新型储能近年来快速发展，装机占比不断提高。 图 6：新型储能装机占比不断提高 资料来源：中关村储能产业技术联盟，天风证券研究所 新型储能技术响应速度较快，相比于抽水蓄能技术更具优势。新型储能是除抽水蓄能外的 其他以输出电力为主要形式的储能，相比于抽水蓄能技术，在响应速度等各项性能参数上 更具优势。 表 3：各类储能技术特点及应用场景分类 技术类型 转换效率 响应时间 优点 缺点 抽水蓄能 70%-85% 分钟级 寿命长，规模大，损耗低，无污染 受制于自然条件，建设周期长 压缩空气 60%左右 分钟级 容量大、周期长，启动灵活，爬坡速率高 受地理条件的影响 飞轮储能 90%以上 毫秒级 无污染、维护简单，可持续工作 成本高，对场地有一定要求 超导磁储能 95%以上 毫秒级 功率密度高，响应速度快 成本高，要求低温 超级电容储能 95%以上 毫秒级 充放电速度快，寿命长 能量密度低，电介质耐压低 电化学储能 70%-95% 秒级 能量密度高，响应快 寿命有限、成本高 资料来源：《储能在电力系统调频调峰中的应用》张晓晨，《超导磁储能变流器在微网中的控制策略研究》王云，天风证券研究所 1） 压缩空气储能：具有储能容量大、寿命周期长、爬坡速率高等优点，但其能量转换效 率较低，仅为 60%左右，且需要特定地理条件，环境要求较高。 2） 飞轮储能：国内飞轮储能系统主要还处在实验室研发和样机研制阶段，理论研究比较 丰富，工程应用研究进展较为缓慢，进入市场的成熟飞轮产品还相对较少，因此短期 内难以大规模推广。 3） 超导磁储能：利用超导线圈直接存储电磁能，功率密度高，响应速度很快，转换效率 也很高，但受限于价格昂贵的超导材料和低温制冷系统，短期内难以商业化。 4） 超级电容储能：在充放电速度、功率密度高等方面较其他储能方式有所提升，但存在 电介质耐压低等问题，存储能量的大小和保持的时间长度都因漏电流等因素而受到限 制。 5） 电化学储能：通过化学反应将化学能和电能进行相互转换来储存能量，根据材料不同 主要可分为铅酸蓄电池、钠硫电池、液流电池和锂离子电池等形式，一方面，电池储 能的能量密度与能量转换效率较高，且响应速度较快，能够有效满足电力系统调峰调 频需求；另一方面，其功率和能量可以根据不同应用需求灵活配置，几乎不受外部气 行业报告 | 行业深度研究 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 8 候及地理因素的影响。其中，锂离子电池经过多年发展，综合性能参数与技术成熟度 来看，或为当下综合性最好的电池体系，具备大规模推广条件。 表 4：各类型储能电池性能参数对比 电池类型 能量密度（Wh/kg） 额定功率（MW） 循环次数（次） 充放电效率（%） 自放电（%/天） 锂离子电池 150-200 0-0.1 1000-10000 95 0.1-0.3 铅酸电池 35-50 0-20 500-1500 80 0.1-0.3 镍铬电池 150-200 0-40 2500 70 0.2-0.6 钠硫电池 150-240 0.05-8 2500 90 -20 全钒液流电池 25-35 0.03-3 10000 80 小 资料来源：《储能在电力系统调频调峰中的应用》张晓晨，天风证券研究所 电化学储能在电力系统的源、网、荷侧都可根据需求灵活部署，各环节效果显著。在发电 侧可提高发电的稳定性, 并提高发电质量; 在输电环节, 可降低输电的成本; 在配电环节, 可以缓解企业和用户用电压力, 促进电网的升级扩容; 在送电环节, 可通过峰谷差套利, 进 而减少企业和用户用电成本。 图 7：电化学储能应用场景图 资料来源：黎冲等《电化学储能商业化及应用现状分析》，天风证券研究所 近年来全球和中国的电化学储能装机规模均呈现高速增长态势。全球电化学储能的装机规 模从2014年的不足1GW上升2021年的20.4GW，复合增速56.2%；中国的电化学储能装 机规模同样连续多年保持快速增长趋势，2014-2021 年电化学储能装机从 0.13GW 增长至 5.12GW，复合增速69.0%。 图 8：2014-2021全球电化学储能装机及同比增速（GW） 图 9：2014-2021全国电化学储能装机及同比增速（GW） 行业报告 | 行业深度研究 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 9 资料来源：CNESA，前瞻产业研究院，中国能源网，天风证券研究所 资料来源：CNESA，前瞻产业研究院，中国能源网，天风证券研究所 1.2.2. 产业链：“原材料-设备及系统-场景应用”，电池及储能系统为成本核心 储能产业链上游为各种原材料，包括正极材料、负极材料、电解液、隔膜、电子元器件、 结构件、辅材、屏柜电缆、土建安装、升压装置等；中游主要包括储能电池、电池管理系 统（BMS）、储能变流器（PCS）、能量控制系统（EMS）等；下游主要为发电侧、电网侧、 用户侧等具体应用场景。 图 10：电化学储能产业链概况 资料来源：中商情报网，天风证券研究所 电池及储能系统为储能电站成本核心。储能电站投资主要包括设备购置费、安装工程费、 建筑工程费、其他费用、基本预备费等，对于锂电池电化学储能，根据云南省能源研究院 数据，项目设备购置费约占87%，电缆及接地等材料购置费和安装工程费分别约占1%，建 筑工程费约占4%，其他费用和基本预备费约占7%。 图 11：储能电站投资成本结构 资料来源：云南省能源研究院公众号，天风证券研究所 1.2.3. 政策规划助推储能产业发展 近期国家级储能相关政策频繁出台，对我国电化学储能做出一系列政策规划，推动其规范 化、产业化、市场化发展。面对新能源装机大规模扩张所带来的调峰调频需求，国家近年 来陆续出台储能相关政策，从电价机制、项目管理、市场交易、技术攻关、商业模式、发 行业报告 | 行业深度研究 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 10 展目标等多个角度制定一系列顶层规划，探索储能产业发展路径，推动其向规范化、产业 化、市场化发展。 表 5：近期储能相关政策规划 时间 政策名称 要点 2022.6.7 《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》 针对独立储能参与电力市场配合电网调峰，鼓励独立储能签订顶峰时段和低谷 时段市场合约，发挥移峰填谷和顶峰发电作用。独立储能电站向电网送电的， 其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。强调了建立电网侧独立 储能电站容量电价机制，逐步推动电站参与电力市场；探索将电网替代型储能 设施成本收益纳入输配电价回收。 2022.5.30 《中国南方区域电力市场运营规则（征求意见稿）》 根据电力市场运营和各省区电力发展需要，建立健全容量补偿机制（容量市 场），风电、光伏等可再生能源、抽水蓄能和独立储能等参与电力市场的配套 机制；探索建立市场化的输电权分配和交易机制。 2022.5.30 《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》 完善调峰调频电源补偿机制，推动新型储能快速发展，研究储能成本回收机制 2022.5.25 《关于加强电化学储能电站安全管理的通知》 要求所有纳入备案管理的接入10千伏及以上电压等级公用电网的电化学储能 电站的安全管理工作需要纳入企业安全管理体系，落实全员安全生产责任制， 健全风险分级管控和隐患排查治理双重预防机制，依法承担安全责任。 2022.3.21 《“十四五”新型储能发展实施方案》 推动新型储能规模化、产业化、市场化发展。 2022.2.24 《关于加强南方区域新型储能发展应用监管工作的通知》 支持各类储能技术、调控技术攻关，充分考虑建设大容量、长时储能、综合应 用的示范项目。支持储能项目作为新型、特殊的独立市场主体身份参与各类电 力市场。 资料来源：储能与电力市场公众号，CESA储能项目及大数据公众号，全球新能源网，天风证券研究所 2021 年 7 月，国家发改委和国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》， 明确 2025 年 30GW 的发展目标，未来五年将实现新型储能从商业化初期向规模化转变， 到 2030 年实现新型储能全面市场化发展。新版《指导意见》发布后，各地基于区域能源 发展的切实需求以及带动新兴产业发展的需求，相续发布十四五储能发展目标。据中关村 储能产业技术联盟统计，仅青海、山东、湖南、浙江、内蒙古五省及南方电网储能的规划 达39GW，已高于国家制定的 30GW目标。按照规划初步测算，储能装机总规模预计约达 到47GW。 表 6：典型地区储能“十四五”规划 时间 地区 政策名称 要点 装机规模（GW） 2021.8.12 青海 《青海打造国家清洁能源产业高地行动方案》 “十四五”末，青海新型储能装机规模达到6GW 左右，应用规模位于全国前列，实现电力系统中短周期储能调节 6 2021.8.19 山东 《山东省能源发展“十四五”规划》 十四五期间：储能发展目标4.5GW，需求响应能力达到最高负荷的2%以上 4.5 2021.10.13 湖南 《关于加快推动湖南省 电化学储能发展的实施 意见》 到2023年建成电化学储能电站1.5GW/3GWh以上 1.5 2021.11.19 浙江 《关于浙江省加快新型 储能示范应用的实施意 见》 十四五力争实现2GW 左右新型储能示范项目发展目标 2 2021.12.24 内蒙古 《关于加快推动新型储能发展的实施意见》 到2025年建成并网新型储能规模达到5GW 以上，独立共享储能电站不低于5万千瓦，时长不低于4小时 5 2021.11.11 南方 电网 《南方电网“十四五”电网发展规划》 “十四五”期间，南方五省区将推动新能源配套储能20GW 20 行业报告 | 行业深度研究 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 11 合计 39 资料来源：中关村储能产业技术联盟，天风证券研究所 2. 源网侧：收益机制亟待探索，共享独立储能或为最优模式 2.1. 火储联合调频：传统区域发展速度减缓，市场向新区域拓展 响应速度对机组调频性能提出更高要求，催生火储联合调频。电力系统运行过程中，发电 出力与用电负荷总会出现随机性的有功不平衡情况，AGC通过下达指令调节发电机组功率 来控制电网频率及联络线功率，进而保持电力系统的发用平衡，因此AGC对发电机组的调 频性能提出了较高要求。但燃煤发电机组相应功率调节速度较慢，仅能达到分钟级，相比 之下，电储能系统响应功率调节速率更快，达到秒级标准，能够有效弥补燃煤发电机组响 应迟缓带来的机组处理与调度AGC指令间的功率差值。 图 12：西部省份某发电机组跟踪电网 AGC 指令的响应过程 图 13：储能系统跟踪电网 AGC 调频响应过程 资料来源：《电储能提升火电机组调频性能研究》肖春梅，天风证券研究所 资料来源：《电储能提升火电机组调频性能研究》肖春梅，天风证券研究所 广东等区域受补偿政策影响，初期项目收益水平较为显著，发展优势明显。在性能需求叠 加补偿政策影响下，火储联合调频市场快速发展。根据储能与电力市场统计，截至 2020 年7月，国内火储联合调频项目达 58个（含投运、在建、中标项目），总规模达 727MW， 且项目地集中于广东、内蒙、山西等地。 图 14：截至2020年7月国内各地区火储项目规模及占比 资料来源：储能与电力市场公众号，天风证券研究所 但目前来看，火储联合调频市场总体资金池较为有限。以南方电网调峰服务市场交易模式 为例，所有上网主体均要按照上网电量缴纳调频费，形成资金池，储能电站投资方通过与 火电厂签订合约的方式在火电厂旁建设储能调频电站，根据提供的调频服务，电网从将资 金池中资金以调频补贴方式给予电站，随后电厂与电站分成。在此模式下，伴随储能电站 规模的快速扩张，总体资金池将被迅速瓜分。 行业报告 | 行业深度研究 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 12 图 15：火储联合调频项目运营及收入机制 资料来源：星河能源资讯公众号，天风证券研究所 因此，早期发展速度较快的区域市场开始趋于饱和，补偿标准表现出降低趋势。以广东为 例，根据2020年《广东调频辅助服务市场交易规则》，其在调频里程报价、里程补偿、容 量补偿价格及补偿等方面均产生较大改动，其中对于里程补偿的计算中，将使用开根号的 形式将 K 值的实际影响降低，综合性能 k 值越高，在市场价格、调频里程不变的情况下， 获得的里程补偿额降幅将越大。 表 7：广东调频辅助服务补偿规则变动情况 变动内容 2018年《广东调频辅助服务市场交易规则（试行）》 2020年《广东调频辅助服务市场交易规则》 调频里程价格 申报价格6-15元/MW 申报价格5.5-15元/MW（每半年进行一次评估， 修改申报价格上下限） 里程补偿 R月度 = ∑(Di ×Qi ×ki) n i=1 Ri = {𝐃𝐢 ×𝐐𝐢 × √𝐤𝐢 𝐦+𝟏 ，𝐤 𝐢 ≥ 𝟏 Di ×Qi ×ki，ki＜1 ，R月度 = ∑(Ri) n i=1 （m为规则发布后的自然年数） 𝐃𝐢 −第i个调节周期调节里程；𝐐𝐢-第i个调节周期市场结算价格；ki −第i个交易周期综合调频性能 容量补偿 未中标发电单位3.56元/MWh，中标发电单位12元 /MWh 所有发电单位3.56元/MWh（现货电能量市场连 续运行后，按照机会成本进行容量补偿） 资料来源：储能与电力市场公众号，天风证券研究所 表 8：性能调整后补偿额下降情况 性能 K 性能调整 √𝐤𝐦+𝟏 m=1(2021年) m=2（2022年） √𝐤𝟐 降幅 √𝐤𝟑 降幅 3 1.73 42.26% 1.44 51.93% 2.5 1.58 36.73% 1.36 45.71% 2 1.41 29.29% 1.26 37.00% 1.5 1.22 18.35% 1.14 23.69% 资料来源：储能与电力市场公众号，天风证券研究所 在此情况下，火储联合调频市场开始向其他区域拓展，据储能与电力市场统计，2021 年， 新增项目（规划、建设、投运）涵盖广东、江苏、浙江、福建等15个省市，涉及近40个 项目。 行业报告 | 行业深度研究 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 13 图 16：2021年各地新增储能调频项目情况 资料来源：储能与电力市场公众号，天风证券研究所 2.2. “新能源+储能”快速扩张，发电侧自建储能面临一定压力 电网侧建储难以为继，调峰压力向电源侧转移。在电网侧储能建设初期，其商业逻辑是为 电网提供各类服务，并希望通过输配电价将成本疏导至用户，但该模式在有效监管机制方 面尚不成熟。因此，2019年出台的《输配电定价成本监审办法》及2020年出台的《省级 电网输配电价定价办法》均明确规定电化学储能不计入输配电定价成本，电网侧储能建设 难以为继。在调峰压力持续存在背景下，建储任务向电源侧转移。 多省份提出明确配储要求，储能产业规模快速扩张。在调峰压力转移的情况下，多个省（区） 的能源主管部门要求新能源企业配置一定比例的储能。从各省发布的规划、风光开发建设 方案等文件来看，新能源配置储能比例大多在5%-20%之间；配置小时大多在2小时，部分 省份要求1小时或者4小时。各地配储要求明确化推动储能产业规模快速扩张。 表 9：全国部分省市可再生能源强制配储要求 省市区 配储要求 省市区 配储要求 省市区 配储要求 风电 光伏 备电时长 风电 光伏 备电时长 风电 光伏 备电时长 天津 15% 10% - 宁夏 10% 10% 2h 山西 10% 10-15% - 湖南 15% 5% 2h 上海 20% - 4h 陕西 10-20% 10-20% 2h 广西 20% 15% 2h 成都 10% 10% - 江苏 - 8-10% 2h 福建 - 10% - 义乌 - 10% 2h 河北 10-15% 10-15% 2h 海南 - 10% 1h 江西 - 10% 1h 河南 10-20% 10-20% 2h 湖北 10% 10% 2h 内蒙古 15% 15% 2h/4h 临安 10-20% 10-20% - 山东 10% 10% 2h 辽宁 15% 10% 4h 甘肃 5-10% 5-10% 2h 青海 10% 10% 2h 安徽 10% 10% 1h 阿克苏 - 10% - 资料来源：北极星太阳能光伏网，上海市发改委，新能源网，中国电力网，北极星风力发电网，运城市人民政府，临安区人民政府，KE 科日光伏网，天风证券研究 所 “繁荣发展”背后成本矛盾突出，发电侧自建储能面临一定压力。 ➢ 一方面，仅将储能装机配额作为新能源发电项目并网条件，难以确保储能的建设质量， 由于配建储能会导致项目初始投资成本明显增加，新能源企业可能更倾向于选择性能 较差、初始成本较低的储能产品，而仅使储能作为可再生能源优先并网的工具； ➢ 另一方面，由于受到配储容量与时长限制，其对电源侧企业本身的消纳问题作用较为 有限，因此企业在实际运行过程中可能会选择更低成本的解决方案，如在部分时段弃 行业报告 | 行业深度研究 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 14 电等。以某弃风严重区域风电配套储能站为例，配置额定功率 10%、4 小时的储能前 后，其弃风率分别为20.6%/ 19.7%，差别较小。 图 17：某风电项目配储前后弃风率变化情况 资料来源：中国电力网，天风证券研究所 上述情况下，传统“新能源+储能”模式不但难以达到促进风光消纳及调峰调频的目的， 而且会显著加大可再生能源项目初始投资成本，根据中国电力网，一座光伏电站配建装机 量 20%、时长 2 小时的储能项目，其初始投资将增加 8-10%；而风电场配建同样容量的储 能项目，其初始投资成本将增加 15%-20%。因此，对于源网侧储能，发电侧自建储能面临 一定困境，发展压力较大。 图 18：配储对风电项目初始投资影响情况（设配储前为1） 图 19：配储对光伏项目初始投资影响情况（设配储前为1） 资料来源：中国电力网，天风证券研究所 资料来源：中国电力网，天风证券研究所 而根据全球能源互联网发展合作组织预测，到2025年，我国清洁能源装机量将达到17亿 千瓦，其中风电装机容量将达到5.36亿千瓦，2021-2025年CAGR达13.02%；光伏装机容 量将达到5.51亿千瓦，2021-2025年CAGR达15.79%。按照配储比例 15%计算，2021-2025 年仅风光配储需求增量便超过 67GW，相比于2021电化学储能 5.12GW的总装机规模， 装机缺口仍然较大。 图 20：2021-2025年风电装机量增长预测（亿千瓦） 图 21：2021-2025年光伏装机量增长预测（亿千瓦） 行业报告 | 行业深度研究 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 15 资料来源：中国电力企业联合会，《中国“十四五”电力发展规划研究》，天 风证券研究所 资料来源：中国电力企业联合会，《中国“十四五”电力发展规划研究》，天风 证券研究所 2.3. “多方受益多方买单”，（共享）独立储能或为最优模式 2.3.1. 规范化与市场化进程加速推进，“运营模式”最优者有望脱颖而出 新型储能产业“探索初期”将过，规范化与市场化加速推进。“十三五”以来，我国新型 储能行业整体处于由研发示范向商业化初期的过渡阶段，伴随其市场规模不断扩大，新型 储能产业“探索初期”将过。 2022年2月23日，国家发改委及能源局发布《“十四五”新型储能发展实施方案》，明确 了“十四五”期间新型储能产业发展的顶层规划。一方面，加快建立新型储能项目管理机 制，规范行业管理，强化安全风险防范；另一方面，明确新型储能独立市场地位，完善市 场化交易机制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。在规范化与市场化加速推进的 背景下，“运营模式”