储能系列研究之二：欧洲电改方案落地，大储有望迎来爆发

行业深度研究 储能系列研究之二：欧洲电改方案落地，大储有望迎来爆发 投资逻辑： 2023年7月19日欧洲议会正式通过电力市场设计改革方案，方案将鼓励电网引入更多非化石燃料灵活性资源（如储能、需求侧响应），并通过容量市场等方式为其提供合理的投资回报，从顶层架构层面强调新型储能在构建可靠的能源系统中的重要作用。 根据欧洲储能协会（EASE）统计，2022年欧洲储能新增装机4.5GW，其中表前储能/户储分别为2/2.5GW；从表前储能装机区域来看，英国市场占比42%，是欧洲最大的大储市场，爱尔兰、德国、法国紧随其后，装机占比分别为16%、12%、11%。 欧洲大部分储能项目收入来自频率响应服务，随着未来调频市场逐渐饱和，欧洲储能项目将更多的转向电价套利和容量市场，目前英国、意大利、波兰、比利时等国已为储能建立容量市场机制，通过容量合同为储能收益托底。根据2022年意大利容量市场拍卖计划，预计2024年将新增1.1GW/6.6GWh电池储能系统，意大利将成为仅次于英国的第二大储能市场。 2020年英国政府正式取消单个电池储能项目50MW容量限制，大幅缩短大型储能项目审批周期，大型电池储能项目规划爆发式增长。目前已有20.2GW项目在规划中获得批准（已并网4.9GW），包括33个100MW或以上的站点，这些项目预计将在未来3-4年内完成；已提交规划的项目有11GW，预计将在未来几个月内获批；处于申请前阶段的项目有28.1GW。随着越来越多的可再生能源规划落地，可再生能源与储能共建项目也逐渐成为主流，2021年3542MW光伏备案项目中约有1725MW是与储能电池共建，配储的光伏电站占比达到48.7%，2020年该比例仅为30.5%。 英国大部分电池储能项目采取多种收益叠加的方式，包括辅助服务、容量市场和电力现货市场收入三大类。目前主要以频率响应服务为主，占项目收入的60%以上；容量市场由于可提供高达15年的长期合同，受到开发商和融资机构的青睐，推动了英国储能备案规模的增长；目前英国现货交易收入占存量储能项目的比例较低，近几年随着波动性可再生能源装机的增长，电网价格波动逐渐加大，预计未来电价套利空间将扩大。 根据ModoEnergy统计，2020-2022年英国储能项目各类收入叠加平均值分别为65、131、156英镑/KW/年，2023年伴随着天然气价格回落，调频市场收入有所下降，我们假设未来储能项目年化收入维持在55-73英镑/KW/年（未包含 容量市场收入），按照英国储能电站投资成本500英镑/KW（折合640美元/KW）测算，对应静态投资回收期为6.7-9.1 年，假设容量市场收入为20英镑/KW/年，则静态回收期可缩短至7年以内。 根据欧洲储能协会预测，2023年欧洲大储新增装机将达到3.7GW，同比增长95%，其中英国、意大利、法国、德国、爱尔兰、瑞典为装机主力市场，我们预计2024年西班牙、德国、希腊等市场在政策支持下大储需求有望加速释放，推动2024年欧洲新增装机达到5.3GW，同比增长41%。 投资建议 欧洲大型储能电站的投资商大多为可再生能源发电商和跨国能源集团，目前国内公司主要通过与海外大客户直接签 署供货协议进入欧洲大储市场，需要有海外储能项目长期成功运营经验，进入门槛较高，重点推荐已在欧洲有丰富项目运营经验的公司：阳光电源、阿特斯、南都电源。 欧洲储能项目收入来源比较多，不同市场可能产生互相影响，因此电站的运营方需要根据市场动态调整、优化交易 策略，目前欧洲领先的储能电站运营/优化商既有第三方的交易策略优化商，也有电站开发商自己运营的交易平台，我们认为随着中国大储收益机制完善，国内储能交易策略优化商的重要性有望提升，重点推荐国能日新、东方电子。 风险提示 国际贸易环境恶化风险；汇率大幅波动风险；政策不及预期风险；行业产能非理性扩张的风险。 内容目录 1、欧洲政策利好频发，各国大储发展有望加速4 1.1欧洲灵活性资源告急，电改有望加快大储部署4 1.2英国装机占比最高，意大利需求或将爆发6 2、英国：政策支持力度大，市场机制成熟8 2.1政策支持调频市场启动，推动新型储能从“0”到“1”8 2.1.1大规模风电并网导致电网调频需求增加8 2.1.2储能政策迎来重要催化，储备项目规模大幅增长9 2.2市场机制成熟，三大来源贡献收益11 2.2.1电力辅助服务市场：电池储能天然适配DC调频需求12 2.2.2容量市场：储能长期收益保障，推动项目规划增长13 2.2.3电力现货市场：日前市场交易+实时平衡机制，构成电量套利主要来源14 2.3项目收益率受调频收入影响最大，静态投资回收期10年以内15 3、投资建议15 3.1欧洲大储装机预测：预计2023/2024年新增装机3.7/5.3GW15 3.2欧洲大储受益公司：阳光电源、阿特斯、南都电源16 4、风险提示17 图表目录 图表1：电力系统灵活性维持供需平衡示意图4 图表2：灵活性资源应用场景示例4 图表3：各国波动性可再生能源发电占比及其对电力系统的影响评估5 图表4：2020vs2050不同地区灵活性资源分布5 图表5：欧洲储能相关重要支持政策6 图表6：2022年欧洲新增储能装机分布（MW）6 图表7：2022年欧洲表前储能新增装机市场（MW）6 图表8：欧洲储能项目主要收入来源为频率响应6 图表9：欧洲各国出台支持大储装机政策7 图表10：欧洲储能协会对英国装机预测（MW）7 图表11：欧洲储能协会对意大利装机预测（MW）7 图表12：欧洲储能协会对爱尔兰装机预测（MW）7 图表13：欧洲储能协会对希腊装机预测（MW）7 图表14：2022年英国不同类型机组发电量占比8 图表15：1998-2022年英国不同类型机组发电量分季度变化趋势8 图表16：英国电网的快速响应服务在2019/8/9停电事故中起到了重要作用9 图表17：英国新型储能发展历程9 图表18：英国已投运的四座抽水蓄能电站主要位于苏格兰、威尔士地区10 图表19：不同储能技术应用场景分布10 图表20：截至2022年底英国不同储能技术装机（GW）10 图表21：英国公用事业规模新型储能新增装机（MW）10 图表22：英国公用事业规模新型储能新增装机（MWh）10 图表23：英国大型电池储能电站季度装机规模（GW）10 图表24：英国公用事业规模储能项目Pipeline（MW）11 图表25：英国公用事业规模储能项目申请状态（GW）11 图表26：英国光伏和光储项目规划申请（MW）11 图表27：预计该项目15年生命周期内的IRR为19.3%12 图表28：储能在英国电力市场的潜在收益来源12 图表29：英国电力市场辅助服务种类13 图表30：英国电网侧储能项目收入来源分布（英镑/MW/年）13 图表31：英国T-4容量市场出清价格（英镑/kW）14 图表32：2022年英国T-4容量拍卖新建项目（MW）14 图表33：英国电力现货市场机制14 图表34：电力现货交易种类15 图表35：2016-2021年日内价差（月平均值）15 图表36：英国储能电站静态投资回收期测算（年）15 图表37：2018-2024年欧洲大储装机预测（MW）15 图表38：英国前十大储能电站开发商项目开发规模排名（MW）16 图表39：近期国内储能企业签署的欧洲大储订单16 1、欧洲政策利好频发，各国大储发展有望加速 1.1欧洲灵活性资源告急，电改有望加快大储部署 灵活性资源是指具备灵活调节能力、维持电力系统动态供需平衡的各类资源，按照调节方式的不同可分为供给和需求的向上/下灵活性，供给向上灵活性和需求向下灵活性分别通过电源提高出力和需求侧资源降低需求来实现，保障电力供应安全；供给向下灵活性和需求向上灵活性与之相反，主要为了增加新能源消纳和减少能源浪费。 图表1：电力系统灵活性维持供需平衡示意图 来源：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，国金证券研究所 图表2：灵活性资源应用场景示例 调节方式划分应用场景实现方式示例 电源提高 供给向上灵活性 需求向下灵活性供给向下灵活性需求向上灵活性 电力供给小于需求 电力供给大于需求 出力用户减少 需求电源压减 出力 用户提高需求 火电提高出力、储能放电、抽蓄发电 需求响应中断或转移负荷需求、电动汽车放电火电深度调峰、水电减少出力等 需求响应转移的负荷需求、电动汽车有序充电、储能充电等 来源：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，国金证券研究所 随着波动性可再生能源（VariableRenewableEnergySources，VRES）装机比例的提高，电网对灵活性资源的需求量日益增长。根据国际能源署（IEA）对各国电网负荷曲线和可再生能源发电等因素的评估，目前丹麦、德国、爱尔兰、西班牙、英国、意大利等欧洲国家可再生能源发电占比已达到15%以上，但由于各国电网特性及灵活性资源的不同，可再生能源对系统运营的影响不尽相同。 图表3：各国波动性可再生能源发电占比及其对电力系统的影响评估 来源：IEA，国金证券研究所 传统电力系统灵活性资源以火电、燃气发电、抽水蓄能电站为主，但在全球脱碳的大趋势下，未来电池储能、氢能、需求侧响应、电网输送通道等也将成为灵活性资源重要组成部分。根据IEA预测，到2050年电力灵活性资源的30%将由电池储能提供，而化石燃料机组占比将降低至5%以下。 目前天然气调峰机组是欧洲电力市场最主要的灵活性调节电源，此外水电、核电在欧洲部分地区也提供较高比例的灵活性支持，但近两年由于燃料和碳价格不断上涨、核电机组检修、水电来水不足等，欧洲灵活性资源紧张，导致电价飞速上涨。 图表4：2020vs2050不同地区灵活性资源分布 来源：IEA，国金证券研究所 面对欧洲几十年来最为严重的能源危机，虽然2021年以来欧盟出台了一系列加速清洁能源 转型的政策，包括“Fit-for-55”、“REPowerEU”等计划，但2022年欧洲电力价格的暴涨使得欧盟不得不重新审视现有的基于边际成本定价的电力市场设计，并于今年初提出更适应于可再生能源发展的电力市场改革方案，有望加快欧洲可再生能源以及储能和需求侧响应等灵活性资源的部署。 2023年3月14日，欧盟委员会发布了电力市场改革草案，7月19日欧洲议会正式投票通过了电力市场设计改革方案。此次改革的重心主要是完善长期电力市场的流动性和可靠性，通过对欧盟相关电力法规等进行修改，鼓励可再生能源发电商签订长期购电合同（PPA）和政府授权的差价合约（CfDs），以减少短期价格波动，同时鼓励电网引入更多非化石燃料灵活性资源（如储能、需求侧响应），并通过容量市场等方式为其提供合理的投资回报，从顶层架构层面强调新型储能在构建可靠的能源系统中的重要作用。 此外，2022年12月14日欧洲议会投票通过REPowerEU修正案，计划加快包括电池储能在内的多种可再生能源项目的审批许可速度，有望从实际执行层面加快欧洲大型储能项目的部署。 图表5：欧洲储能相关重要支持政策 时间政策内容 包括加快欧盟清洁能源项目许可的措施，以及允许加快共址电池储能项目许可的建 2022年12月14日REPowerEU修正案 《2022-2031年综合能 2023年3月14日 源系统研发路线图》 欧盟电力市场设计改 2023年7月19日 革方案 议。 明确了未来十年的研发创新优先事项，提出需投入共计约45亿欧元，围绕9大应用场 景实施63项研发创新优先项目。其中主要举措包括优化跨部门集成和电网级储能、可再生能源大规模并入输配电网等技术方向。 鼓励可再生能源发电商签订长期购电合同（PPA）和政府授权的差价合约（CfDs），以减少短期价格波动；鼓励电网引入更多非化石燃料灵活性资源（如储能、需求侧响应），并通过容量市场等方式为其提供合理的投资回报。 来源：欧盟委员会、欧洲议会，国金证券研究所 1.2英国装机占比最高，意大利需求或将爆发 根据欧洲储能协会（EAS