电力设备与新能源行业：独立确认主体，共享提升效益，独立共享储能有望迎来快速发展

新型电力系统建设面临三大挑战，储能应用场景丰富，可实现能量时移，是新型电力系统必不可少的一环。电力系统转型面临“电力电量平衡”、“系统稳定安全”和“新能源高效利用”三大挑战，储能是解决新能源发电和负荷用电时空不匹配的最佳手段，相当于“蓄水池”，它能够将电力生产和消费在时间上进行解耦，使得传统实时平衡的“刚性”电力系统变得“柔性”。 多项政策支持新型储能发展，确认辅助服务的独立市场地位，独立共享储能运营模式可行。我国“储新比”水平还处于较低水平，储能还有广阔的发展前景。电化学储能作为目前较成熟的储能形式，可为电网运行提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应等多种辅助服务，多项政策的出台为独立共享储能“容量租赁+调峰补偿”的运营模式提供了依据，并具有良好的经济效益。 以湖南某独立共享储能电站项目为例，结合市场调研与合理假设，建立财务评价模型，得出项目全投资财务内部收益率IRR（税前）为8.3%，资本金财务内部收益率IRR（税后）为13.8%，项目可行并具有良好经济性。 投资建议：储能电站中电芯价值占比较高，建议关注优质电池企业，如：宁德时代、欣旺达；建议关注储能运营企业，如：文山电力；建议关注储能系统集成及项目总包企业，如：南都电源、永福股份、智光电气、金盘科技。 风险提示：上游原材料涨价风险；政策执行不及预期风险；市场竞争加剧或其它储能技术突破应用的威胁；疫情散发反复等系统性风险；条件假设及模型测算误差风险。 1.新型电力系统与储能 1.1电力系统转型挑战 新型电力系统改变传统运营模式，高比例新能源电力系统需增加“弹性”。在过去数十年中，我国优良的煤炭资源禀赋保障了我国能源系统的安全、可靠和经济，支撑着全社会的快速发展。传统的电力系统也是主要围绕着化石能源构建，其中电能的生产、输配和使用必须几乎同步完成。随着新能源电源占比的逐渐提升，电力系统也呈现出新的特点，需要围绕新能源进行电力系统转型，建设发展新型电力系统。根据国家能源局公布的数据，2021年风电和光伏发电量占全社会用电量的比重为11.7%，首次突破10%，相比于约27%的装机容量占比，体现出明显的低可用性。叠加风资源和光资源的随机性，电力系统转型面临着“电力电量平衡”、“系统稳定安全”和“新能源高效利用”三大挑战。 高比例的风电和光伏电源接入，给电力系统带来潜在扰动威胁，电力系统在增强抵御扰动“韧性”的同时，还需要增强受到扰动后快速恢复的“弹性”。 表1：电力系统转型面临的“三大挑战” 图1：电力系统的“韧性”与“弹性” 风光能源新增装机屡创新高，部分区域风光消纳有所下降。根据中国电力企业联合会的统计，截至2022年H1全国发电装机容量24.4千瓦，同比增长8.1%；其中风电装机3.42亿千瓦（陆上风电315.6GW及海上风电26.7GW），太阳能发电3.37亿千瓦（光伏发电336.2GW及光热发电0.6GW）；风电同比增长17.2%，太阳能发电同比增长25.8%，风电和光伏合计电源装机容量占比达27.8%，比2021年末提升约1.1pct。根据全国新能源消纳监测预警中心的统计，2022H1部分地区的新能源并网消纳利用率有所下降，我们认为这体现出新型电力系统建设的速度已慢于新能源电源的发展速度，储能等环节需提速以支撑新能源电源的持续长久发展。 图2：2021H2全国电源结构 图3：2022H1全国电源结构 表2：全国及部分省级区域新能源并网消纳情况 储能应用场景丰富可实现能量时移，是新型电力系统必不可少的一环。在新型电力系统建设中，储能是解决新能源发电和负荷用电时空不匹配的最佳手段，相当于“蓄水池”，它能够将电力生产和消费在时间上进行解耦，使得传统实时平衡的“刚性”电力系统变得“柔性”。储能主要应用在电网输配与辅助服务、可再生能源并网消纳、分布式及微网以及用户侧等场景中。在电网输配和辅助服务方面，储能技术主要作用分别是电网调峰、加载以及启动和缓解输电阻塞、延缓输电网以及配电网的升级。在可再生能源并网消纳方面，储能主要用于平滑可再生能源输出、吸收过剩电力减少“弃风弃光”以及即时并网。在分布式及微网方面，储能主要用于稳定系统输出、作为备用电源并提高调度的灵活性。在用户侧，储能主要用于工商业削峰填谷、需求侧响应以及能源成本管理。 图4：丰富的储能应用场景 1.2新型储能快速发展 抽水蓄能仍占绝对份额，新型储能占比逐渐增加。截至2021年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模为46.1GW，同比增长30%，占全球市场总规模的22%。其中抽水蓄能累计装机规模最大，为39.8GW，同比增长25%，但所占比重与去年同比继续下降，减少3个pct；增量主要来自新型储能，累计装机规模达到5729.7MW，同比增长75%。2021年，中国新增投运电力储能项目装机规模首次突破10GW，达到了10.5GW，其中，抽水蓄能新增规模8GW；新型储能新增规模首次突破2GW，达到2.4GW，同比增长54%。 图5：2021年我国储能装机结构 图6：2021年我国新型储能装机结构 “十四五”新型储能顶层规划已完成，“新能源+储能”将是主要应用场景。与世界其他国家和地区相比，我国储能与新能源装机容量的比例，即“储新比”，明显偏低，2020年中国的储新比约为6.7%，而中国以外其他国家和地区的储新比为15.8%，随着可再生能源比例提高，我国储能将迎来巨大的发展机遇。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”最优者有望脱颖而出。电化学储能作为目前较成熟的储能形式，可为电网运行提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应等多种辅助服务，能够满足电力系统“大规模源网荷储友好互动系统”升级应用的需求，在提高电力系统抵御事故水平、新能源消纳水平和电网综合能效水平等方面具有良好应用前景，对地区电网意义重大。2021年底，国家能源局新发布的“两个细则”（《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》）扩大了辅助服务的提供主体，丰富了辅助服务的服务品种，辅助服务市场向储能放开。2022年6月，国家能源局南方监管局下发了关于印发《南方区域电力并网运行管理实施细则》《南方区域电力辅助服务管理实施细则》的通知，首次专门提到新型独立储能参与辅助服务，同时事实上确立新型储能参与辅助服务服务的独立市场地位 表3：电化学储能主要提供的辅助服务 2.独立共享储能 2.1首个共享储能项目 青海格尔木美满闵行32MW/64MWh储能电站，是国内首个商业化运行的独立共享储能电站。所谓“共享储能”就是以电网为纽带，将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行整合，由电网来进行统一协调，推动源网荷各端储能能力全面释放。这种模式既可为电源、用户自身提供服务，也可以灵活调整运营模式，实现全网电力共享，提升电力品质。这种模式是2018年由青海电力公司创新提出的，并将其纳入到了电力辅助服务市场。2019年6月18日，青海电力辅助服务市场进入正式试运行阶段。这标志着国内首次储能电站与集中式光伏电站之间的调峰辅助市场化交易正式启动。2020年5月9日到8月16日，青海三江源16个县和1个乡实现了绿电100天，再次打破全清洁能源供电时长记录。实现“绿电100天”除了基于青海丰富的可再生能源资源和高效的电网调度，也离不开储能技术的强大支持。 图7：青海格尔木美满闵行共享储能电站 共享储能运营模式“优势多元”“各方共赢”，越来越多获得市场认可。相较于新能源自配储能的分散式发展方式，共享储能调度运行更高效、安全质量更可控、经济效益更凸显。目前新能源自配储能主要是为满足竞争性配置要求，而共享储能通过集中式统一建设，便于对建设标准、设备参数、安全性能规范管理，有效减少新能源自配储能设备质量参差不齐、技术性能难以保证、安全隐患风险较大等问题，且电站规模较大、配置时长不低于2小时，也有助于电网调度管理。在政策上，国家明确鼓励新能源企业通过自建或购买储能调峰能力来履行消纳责任，因此新能源企业可向共享储能电站购买一定比例储能容量、按年支付租金。除向新能源企业收取租金外，共享储能还可参与各类电力市场获取相应收入，用于弥补运行成本，提升项目经济性。 2.2独立共享储能经济性分析 “容量租赁+调峰补偿”是主要的商业模式，政策支持并具有一定经济性。2021年8月，国家能源局及发改委发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，确定新能源发电企业可通过租赁储能容量，满足新增新能源装机调峰能力建设需求。以湖南省为例，参考湖南省能源局和发改委发布的《湖南省电力辅助服务市场交易规则（试行）》，并结合对某电力集团湖南分公司的市场调研，独立共享储能电站收益主要来自调峰补偿、容量租赁和电费收益。 表4：湖南省独立共享储能收益参考 根据某项目（100MW/200MWh）情况进行投资匡算。储能系统价格为1.63元/Wh，电芯价格为0.9元/Wh，单位静态投资为1.996元/Wh。 表5：湖南某独立共享储能电站投资匡算 图8：该项目储能系统成本构成 根据以上投资匡算，结合市场调研及合理假设，该项目具有良好经济性。 主要假设如下： 储能电站运营20年，电芯10年折旧，残值5%，10年后电芯更换成本为当期价格的60%，其它设备折旧20年，残值5%； 电池线性衰减，充放电深度为95%，系统能量转换效率为85%； 调峰补偿以调研情况的较低值0.23元/kWh计，年调用次数计为400次； 容量租赁费用以调研获悉的2021年成交价格46万元/MW·年为准，并考虑后十年中容量租赁费用适当下降； 销售所得税“三免三减半”； 保险费以固定资产原值的0.25%计； 维修费以不同年度分段计算，维修费用率为固定资产价值的0.5%-2%； 材料费、人员工资及其它费用分别取合适定值； 自有资金30%，贷款70%，长期贷款利率取4.6%； 根据以上边界条件进行经济性分析测算，该储能项目全投资财务内部收益率IRR（税前）为8.3%，资本金财务内部收益率IRR（税后）为13.8%，具有较好的经济性。通过敏感性分析可以发现，即使年调峰辅助服务次数和调峰费用均下降20%，该项目全投资财务内部收益率IRR（税前）依然大于6%。 表6：该项目IRR敏感性分析 该项目运营期间盈利能力及现金流情况良好。各期经营性现金流均为正，总体现金流也仅在第11年进行电池更换时为负，其余各期均为正。各项收益率情况均较为平稳。共享储能电站除了可以实现调峰外，还可以参与调频、黑启动等辅助服务，若后续政策明确相关辅助服务价格，将增加该项目收入来源，可能进一步提高项目投资收益。 图9：该项目各期现金流情况 图10：该项目各期收益情况 3.投资建议 1)储能电站中电芯价值占比较高，建议关注优质电池企业，如：宁德时代、欣旺达； 2)建议关注储能运营企业，如：文山电力； 3)建议关注储能系统集成及项目总包企业，如：南都电源、永福股份、智光电气、金盘科技。 4.风险提示 上游原材料涨价风险；政策执行不及预期风险；市场竞争加剧或其它储能技术突破应用的威胁；疫情散发反复等系统性风险；条件假设及模型测算误差风险。