公用事业及环保产业行业研究：百花齐放进行时-从储能到泛灵活性调节资源

投资建议 关注电化学储能核心环节及独储运营新业态，关注火电灵活性改造脱硝等高弹性环节，关注南网旗下抽水蓄能龙头。建议关注：宁德时代（电车组覆盖）、阳光电源（电新组覆盖）、申菱环境、青达环保、南网储能等。 行业观点 电力实时平衡特点+绿电入市场，催生灵活性调节资源需求。（1）绿电装机扩大而出力呈高波动性、电能替代消费趋势明显引发负荷侧波动性增大，电力实时平衡难度加大；（2）绿电上网从“保量保价”向“竞量竞价”过渡，为避免受弃电率约束及售电合约偏差考核，就需报零价或于现货市场高价购电，影响盈利能力。灵活性调节资源改善绿电企业消纳问题，辅助电网调节。 不同调节资源各有其用，当前处在共同发展阶段。基于差异化适用场景及发展初期各自需求空间足够大的背景下，当前不必过于关注不同路线间的互替。需考量建设周期与发展成熟度（技术&经济性）两个变量：（1）基于不同建设周期，消纳主力由近及远将依照“火电灵活性改造-抽水蓄能-电化学储能等新型储能”的顺序，在火电逐步退出、抽蓄优质资源见底后，新型储能为终局选择；（2）调节资源存在“技术成熟-补偿政策完善-经济性体现”的发展路径，目前仅抽蓄已跑通、获国家层面政策支持，其余路线因场景局限、技术不成熟（例如尚存安全隐患）等原因暂时仅有地方性补偿方案。 因此经济性分析除考虑技术降本外，还需关注各省补偿政策、灵活性调节资源供需关系、电力市场的差异。总体上，各层级政策均聚焦于（调峰）容量、（调峰）电量、（调频等）辅助服务三类补偿，用于弥补建设及运行中产生的增量成本、并给予合理收益： 电化学储能：扩增服务类型，3类模式下经济性逐类加强。（1）2000元/KWh系统成本下，仅依靠（调峰）电量补偿，针对每日一充一放和两充两放场景，调峰辅助服务价格/现货市场价差需分别高于0.5、0.6元/KWh方可盈亏平衡;（2）一充一放场景，补充考虑（调峰）容量补偿，当调峰价格/平均价差为0.5元/KWh，对应每年收取容量租赁/容量市场补偿225元/KWh可实现储能电站IRR 11.4%，经济性显著提升；（3）基于前述假设，补充考虑（调频）辅助服务补偿，调频价格达到10元/MW可实现储能电站IRR 22.1%。在理顺盈利路径、现货价差较高省份将迎来电网侧独储与户储高增速，而配储要求下电源侧储能仍会占装机增量的8成。预计至2025年三侧装机合计达44.4GW（21年基数仅有5.2GW），每年维持50%以上的高增速，至2030年，装机规模有望扩至92.7GW。 火电灵活性改造：各地新机制设计关注辅助服务提供主体间性能差异（调节深度指标）、用户侧的费用分担，投资回报确定性提升——预计甘肃某600MW、实际出力可降至30%的机组，全年可享补偿1963万元/GW，对应5~7年可覆盖改造成本（测算基于按标准上限获得补偿的假设）。按规划预期，“十四五”有望改造2亿千瓦机组。 抽水蓄能：新两部制电价明确6.5%的内部收益率，鼓励非电网企业参投。 至2025年预计装机容量6544万千瓦，“十四五”新增约3000万千瓦。 风险提示 调节需求不及预期、政策制定及落地不及预期、市场化补偿低于标准等。 1、灵活性调节资源需求确定、形式有别 1.1电力实时平衡特点+绿电入市场，催生需求 需求来源1：电力运行特点要求实时平衡。电力系统是全世界最大的人造系统，支撑了电能的生产、传输与消费，包括发电（生产）、输电（输送）、配电（分配）、用电（消费）四个环节。由于电能不能大量存储，电能供需应保持实时平衡，不平衡将引致电力系统失稳、崩溃，乃至大停电。发电侧绿电发电与用电侧商业、居民用户用电均具有极高不确定性，为系统安全运行带来巨大挑战。 图表1：电力运行特点示意图 发电侧：绿电出力呈现高波动性。从某区域系统负荷和风电/光伏出力曲线可见，风电夜间发电量较大，而在白天用电高峰时功率却是最低；光电白天发电量较大，而夜间不能发电，峰谷差值大。风电、光伏发电机组均具有造价成本较高、实际使用边际成本较低的特点，需要通过提高利用小时数、降低弃风弃光率来达到上网电量最大化，从而在满足消纳目标的同时摊薄度电成本。 图表2：风力发电呈现“反调峰”特性 图表3：光伏发电呈现“正调峰”特性 用电侧：负荷波动趋于扩大。受城市化以及产业结构调整，加上电动汽车、清洁取暖等用电设备的普及，电能替代传统能源消费的趋势显著，引发三产及城乡居民用电比重的长期上升。而与一、二产相对稳定的负荷相比，三产及城乡居民用电一方面呈现出季节性波动（夏、冬季为用电高峰），另一方面也在日内呈现出峰谷差较大的特征。负荷波动扩大为电力运行实时平衡带来困难。 图表4：用能结构调整带来负荷侧三产及城乡居民用电比重上升 需求来源2：绿电消纳从保障性收购走向市场化交易，量/价风险敞口扩大。 在发展初期为确保高成本绿电具有相对比较优势，电网核定保障利用小时数以内的电量，以统购统销的方式保量保价收购，消纳无忧、收益率确定。 在“1439号文”后用户侧进入市场规模扩大，电网角色进一步向代理购电转换，可保障收购电量长期看逐步减少，意味着更多的绿电将进入市场化交易（售电量、电价均由市场决定）。 图表5：电力市场化改革后的电力交易模式 绿电出力不可准确预测，而目前仍需通过报量报价参与市场交易，形成矛盾，是其盈利波动的主因。合约量、日前量、实时量反映现货市场上不同时间尺度的售电约定，两两间不匹配部分产生价差。常见影响绿电收益的两种情形包括：（1）午时光伏出力较多而电力负荷处在低谷值，产生弃电或报零价；（2）晚间光伏出力迅速降低且低于预期，而电力负荷达峰值，为避免受偏差考核就需于市场上高价购电履约。 从绿电企业角度出发：解决上述难题的措施除了采用与传统能源联营、打捆售电外，就需要依赖以抽水蓄能（储能方案）、电化学储能（储能方案）、火电灵活性改造（电源侧方案）这三类为代表的灵活性调节资源，实现电力平衡、保证消纳。 当前在实际落地过程中，各地大多以行政手段对强配储能提出了要求，我们认为在电力发用电两端的预测趋于复杂后，配套灵活性调节资源对绿电运营的经济性助益未来会进一步体现。因此，随着技术升级带来的系统成本下降，以及共享储能这类一次性投资较小、风险可控的租赁模式推广，绿电企业配储或购买调节容量的自主意愿度将得到提升。 图表6：电力现货市场电费结算机制示意图 图表7：午时光伏发电较多而电力负荷处在低谷值，出现报零价（山西 1M22 现货市场情况） 1.2调节资源各有其用，发展成熟度不容忽视 各类灵活性调节资源由于技术原理差异，适用场景存在差异化，因此当前为各路线百花齐放、共同发展阶段。本文关注当前主流的三类调节资源——抽水蓄能、火电灵活性改造以及电化学储能。 从适用场景角度来看：（1）调峰比较：储能承担顶峰出力角色，火电灵活性改造用于基荷、腰荷调节；且容量有别，抽蓄具备显著的大容量优势。 （抽蓄最先获国家层面政策支持的原因之一）（2）调频比较：响应速度有快慢之分，电化学储能是更优的AGC调频设备。 除适用场景差异外，灵活性调节资源选择还取决于建设周期与发展成熟度（技术&经济性）。 从建设周期角度来看：多种灵活性调节资源将在“双碳”目标的不同阶段帮助解决系统消纳问题。火电灵活性改造可短期见效，抽蓄长建设周期下预计“十五五”成为消纳主力，电化学储能发展起步较晚，将在低基数下具有高增速，在火电逐步淘汰、抽蓄可供开发的优质场址减少后，成为远期消纳主力。 从发展成熟度来看：灵活性调节资源发展存在技术成熟-补偿政策完善-经济性体现的路径，抽蓄已跑通。抽蓄技术的成熟度高、自身成本端具备优势是最先获得国家层面政策支持的原因之二，在水利水电资源突出的省份已快速开建。而电化学储能电站安全性仍有待提升，短期内预计较难获得国家层面的政策支持。本文2.1部分将对其通过自身降本、以及地方性补偿政策下的经济可行性进行分析。 图表8：应用比较：抽水蓄能VS火电灵活性改造 图表9：应用比较：抽水蓄能VS新型储能 具体分析三类灵活性调节资源较为突出的几点优、劣势： 1)火电灵活性改造技术成熟度较高。三大核心目标包括降低最小出力、快速启停、快速升降负荷；其中降低最小出力，即向下调峰的能力是目前最主要的考核指标。 优势：相比储能设施具有更短的改造周期、更少的投资成本、较大的调节容量。（1）通常火电灵活性改造可利用春秋季的大修期间完成，耗时随深调要求的不同，平均约为30~50天（分别对应深调比例30%至20%），而电化学储能/抽水蓄能建设周期分别需要3~6个月/8~10年；（2）根据“十三五”火电灵活性改造项目投资情况，纯凝机组改造单位投资约45元/KW； 供热机组按技术路线不同差异较大、约22~180元/KW，投资成本低于抽蓄电站；（3）单台600/1000MW的火电机组，假设深调比例30%，则相对满负荷状态可多出180/300MW的容量空间，不及抽蓄电站，但相较电化学储能电站具有显著优势。 劣势：火电灵活性改造是单向调峰；煤耗随深调幅度增加，带来运行成本上升。（1）经过灵活性改造，从技术上解决了锅炉与汽轮机侧设计与运行条件上的限制，使得深调后负荷率能降至40%以下，但与抽水蓄能和电化学储能本质不同点在于没有蓄能过程，仅满足向下调峰需要；（2）同时，研究表明在负荷率调至60%以下后，汽轮机组绝对内效率变化曲线变得陡峭，煤耗率迅速升高。负荷率深调至20%，单位煤耗量将增加24.3%，提升运行成本。 图表10：350MW湿冷机组在THA工况下汽轮机组绝对内效率随负荷率的变化规律 图表11：350MW湿冷机组在THA工况下发电标准煤耗（左轴），及相比满负荷工况的煤耗增长（右轴） 2)抽水蓄能技术成熟度较高。抽蓄利用水作为储能介质，通过电能与势能相互转化，实现电能的储存和管理。利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电。 优势：抽水蓄能具有更大的调节容量、较低的度电成本。（1）抽水蓄能单个场站平均装机规模在120万千瓦以上，可同时服务于多个新能源电站。 尤其在连续无风或大风的极端天气情况下，双向调峰需求猛增，大容量优势凸显。（2）通过长使用寿命摊薄度电成本LCOE。LCOE与储能本体系统、功率转换设备设施、土建施工和运行期间合计成本呈正相关（抽蓄电站土建成本计入系统成本），与几个特性指标成反比。其中，电化学储能在能量效率上更高，而在放电深度和等效容量保持率均很难做到100%，同时使用寿命远低于抽水蓄能。 图表12：储能技术度电成本计算用典型系统参数 抽水蓄能LCOE仅磷酸铁锂电池的1/3。抽水蓄能LCOE约0.21~0.25元/KWh，相比目前在电化学储能装机处于主流地位的磷酸铁锂电池，成本仅1/3，因此在电池技术未得到突破的前提下，抽水蓄能仍具有较好的度电成本优势。 图表13：不同储能技术度电成本区间 劣势：（1）依赖自然资源禀赋，选址对投资建设成本影响较大。抽水蓄能电站项目必须先纳入国家能源局批准的建设选点规划或调整规划，才能开展前期工作。选址规划首先需要考虑生态红线等硬性限制指标；相比人工围建，以高差更大、水平距离更短的天然高山湖泊作为场地可大幅节省成本，优秀的选址资源会逐步稀缺。（2）抽蓄电站从核准至投运尚需7~8年。 在完成选点规划、前期工作后，还需要省级发改委对拟选项目进行核准，完成可行性研究报告等文件的审批 。 从 《 抽水蓄能中长期发展规划（2021~2035年）》征求意见稿（下文简称“2035规划”）披露的在建40个项目的建设年限来看，从核准到投运的过程预计需要5~10年时间不等，多数项目建设年限集中在8年。 图表14：当前在建项目建设年限分布 3)电化学储能技术成熟度有提升空间。利用化学元素作为储能介质，通过完成化学反应或变价实现充放电。 优势：（1）最适用于调频辅助服务。新能源高渗透率减少了同步发电机组在电网中的比例，恶化频率响应特性，增加了电力系统的失稳风险，由此带来调频需求，需按照惯性响应、一次调频、二次调频（AGC机组调频