2022年能源行业专题研究 灵活性调节资源需求确定、形式有别

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。

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。

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。

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）。

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。

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。

2、保障经济性，政策聚焦三类补偿

从各层级补偿政策汇总来看，灵活性调节资源获利途径已渐明朗，主要收 取（调峰）容量、（调峰）电量、（调频等）辅助服务三类补偿。

（1） 电化学储能：随着独立储能市场独立地位的确立，源网侧储能在新能 源电厂自建的传统模式之外，出现了部分联合、部分独立的模式（VS 共享储能：仍为电厂自建，对过剩容量参考独立储能模式运营），以及 完全独立模式；用户侧均为完全独立模式。独立储能由于获利途径的 多样性，是电化学储能在降本以外具备经济性的重要发展方向。以独 立储能视角来看：无论是作为共享储能向租赁方收取容量租赁费用， 还是根据市场规则获取容量补偿（两者重叠的容量部分只可选其一获 益），均是容量价值的变现；无论是根据市场规则获取调峰辅助服务费 用，还是于现货试点省份参与市场套利（两者只可选其一获益，现货 价差通常更高），均是电量价值的变现。源网侧储能受电网调度可额外 获取调频收益，反映的是调频辅助服务价值。（后文将主要围绕独立储 能模式展开）

（2） 抽水蓄能：新两部制电价——容量电价+电量电价分别反映抽蓄容量、 电量两类主要的应用价值（抽蓄通常不用于参与调频辅助服务）。 （3） 火电灵活性改造：容量补偿+辅助服务补偿（含调峰、调频在内）。

针对电化学储能及火电灵活性改造，各省补偿政策、灵活性调节资源供需 关系、电力市场差异对经济性的影响不容忽视。总体上，政策导向是利用 市场机制，逐步完善对灵活性调节资源建设、增量运行成本的补偿机制， 并使其获得合理收益。但截至目前，除抽水蓄能路线已通过《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》保障了内部收益率 IRR 在 6.5%以上，其余路线的实际可获收益仍具有较大的不确定性风险： （1） 风险来源于各地陆续出台政策中对补偿范围、补偿标准上限、付费主 体的差异化设置； （2） 风险来源于各地新能源建设进度和灵活性调节资源建设进度的不匹配 （若地区灵活性调节资源供大于求，则可获补偿会相应下降）； （3） 针对以电化学储能为代表的新型储能，由于依赖峰谷价差套利，因此 不确定性还包括各地用电侧特征对“价差套利”可实施性的影响。

2.1、电化学储能：三类补偿创收，独储模式有望理顺

鉴于独立储能因获利途径多样性，是电化学储能在降本以外具备经济性的 重要发展方向，下文将围绕独立储能经济性进行分析：总体上，三类盈利 模式通过扩增服务类型使经济性逐类加强。独立储能模式 1：仅通过调峰辅助服务/现货市场获取电能量补偿 。多省份已就调峰辅助服务补偿出台政策，部分省份已试点电力现货市场。 从各地最新政策来看，一方面进一步规范了储能规模的准入门槛，另一方 面确定了独立储能参与电网调峰的补偿价格。而在发改委、能源局于 22 年 6 月发布的《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》 指导下，独立储能参与电力市场交易（含中长期及现货市场，但现阶段储 能容量相对较小以现货市场为主）有了政策支持，当前多个省份已试点运 行电力现货市场。

拉大峰谷价差亦是政策方向，于电力现货市场赚取价差收益或更高。不完 全统计下，部分省区峰谷价差均值约 0.69 元/KWh，最高省份如河南、湖 南价差接近 1 元/KWh；这一价格总体略高于各地制定的调峰辅助服务价格 标准，且价差有望扩大。根据发改委早在 18 年发布的《关于创新和完善促 进绿色发展价格机制的意见》一文中，就已提出充分利用价格机制，扩大 高峰、低谷电价价差和浮动幅度，引导用户错峰用电。

2.2、火电灵活性改造：容量补偿缩短投资回本周期

“十三五”改造不及规划预期。《电力发展“十三五”规划》中指出“十三五”期间， “三北”地区热电机组灵活性改造约 1.33 亿 kW，纯凝机组改造约 8200 万 kW；其他地方纯凝改造约 450 万 kW。而国家电网数据显示“十三五”期间 “三北”地区实际完成量 8241 万千瓦，改造进度滞后于规划预期。 “十三五”改造积极性不高主因改造和参与调节带来的增量成本疏导路径不明 确。过去除东北地区外，大部分地区配套调峰辅助服务补偿政策起步较晚， 煤电机组灵活性改造将增加初始投资、运行费用（煤耗提升所致）等经济 成本，近年来煤电企业持续亏损，缺乏合理补偿机制。具体来看，缺乏对 辅助服务提供主体间性能差异的体现（调节深度指标）和标准化的电力辅 助服务产品体系，且尚未建立用户侧参与的辅助服务分担共享机制。投资 回报不确定性较高。

《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》中提出“十四五”期间规划完成 2 亿千瓦的火电灵活性改造，增加系统调节能力 3000~4000 万千瓦，促进清 洁能源消纳；实现煤电机组灵活制造规模 1.5 亿千瓦。规划目标的实现依 赖各地补偿机制的完善。

当前补偿机制日趋合理：一方面，容量补偿机制用于覆盖灵活性改造的固 定成本，不与实际调节电量挂钩，考察机组的可调节潜力；另一方面，通 过向辅助服务受益方收取费用用于覆盖由深度调峰带来的增量变动成本 （如煤耗增加产生的增量燃料成本等），并反映合理的调峰收益（以及调频 收益）。进一步地，在此基础上引入市场机制，在灵活性调节资源缺乏的初 级阶段使灵活性改造的价值得到充分体现，而在灵活性调节资源与新能源 发展进度趋于平衡后鼓励竞价。 未来容量补偿于火电灵活性改造的意义更大：一方面，以电化学储能为代 表的新型储能无需分摊辅助服务费用，而火电机组自身也是受益主体，仍 需支付费用，产生冲抵；另一方面，受政策支持，新型储能参与辅助服务 将具有更高的优先级，灵活性改造路线亦不具备充放电赚取现货市场差价 能力。

2.3、抽水蓄能：技术成熟，新两部制电价已保障确定的IRR

抽水蓄能是国内目前占比近 90%的储能方式，“十三五”实际开建不及规划 预期，延后至“十四五”迎建设高峰，服务“十五五”消纳任务。2020 年末我 国抽水蓄能总装机容量约 3249 万千瓦，未达到“十三五”规划的 4000 万千 瓦；“十三五”期间实际开建项目共计 3733 万千瓦，也远低于规划中的 6000 万千瓦。考虑到抽蓄电站平均 8 年的建设周期，“十四五”末可装机容 量上限已基本确定，而在“2035 规划”正式稿中提出“十五五”1.2 亿千瓦（相 比征询意见稿中 2 亿千瓦目标有所减少），对“十四五”期间开建规模提出了 严峻的挑战。

至 2025 年预计装机容量 6544 万千瓦，相比 2020 年装机翻倍，“十四五” 末目标能够实现。抽蓄建设周期需 8 年，从在建工程来看，若进展顺利， 能够达到新一轮规划所提的 6200 万千瓦目标；而到 2028 年合计装机容量 预计为 8262 万千瓦，距离“十五五”末 1.2 亿千瓦目标尚有差距。我们认为 在电价机制理顺后，抽蓄建设步伐将加快。

前期装机不及规划预期，与成本传导方式不明确有关；新政优化了两部制 电价，成本传导与定价机制已完善，成为灵活性调节资源三类可选方案中 盈利最具确定性的。第一阶段：“十二五”期间，电网企业作为投建主体，内部消化建设运营成 本。由于储能项目具有显著的公共事业属性，电力系统中的各方均受益， 而早期由于火电在调峰调频功能上具有可替代性、新能源消纳问题尚不突 出，加上电力市场机制未形成，在发电企业、电网企业、电力用户之间合 理分摊成本较为困难。而抽水蓄能因其超大容量特点，相对更直接服务于电网来保证电力供应稳定性，因此在71号文下发后的抽蓄项目基本都属于电网侧，由电网企业内部消化建设运营成本。242号文再次明确了电网 企业的投建主体地位，严格执行“厂网分开”政策。

第二阶段：“十三五”期间，首推两部制电价，但成本传导仍不通畅。两部 制电价的推出使得抽蓄项目具有了独立定价的机制，并区分了容量电价和 电量电价。但容量电费如何分摊仍不明确。尤其是在输配电价下调的大背 景下，897 号文指出已收取上网电费的抽蓄电站，成本费用不得计入输配 电成本，即无法向电力用户传导电站投建所产生的占据大头的成本。 “两网”投资热情不高。《关于进一步严格控制电网投 资的通知》中提到“不得以投资租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化 学储能设施建设，不再安排抽水蓄能新建开工项目，优化续建项目投资进 度”，南方电网也相应发布了《优化投资和成本管控措施（2019 年版）》。 这一方面是在持续降低社会用能成本、降价减费政策影响下，输配电价下 调，导致电网投资能力降低；另一方面也由于抽蓄项目经济性问题，开发 意愿不高。

第三阶段：“十四五”以来，厘清成本传导与定价机制。优化后的两部制电 价总体上明确了 6.5%的内部收益率，并在此基础上将辅助服务与抽发电 价差收益的 20%视作弹性增量，鼓励非电网企业参与投资：（1）在容量电 价方面，明确了容量电费纳入输配电价，由电网企业先行支付，向下传导， 并考虑了各省级电网、特定电源分摊成本的场景；同时，鼓励参与辅助服 务市场；（2）在电量电价方面，不再仅仅弥补抽发损耗成本，更多体现抽 发电量实现的调峰填谷效益。先在抽水电价端鼓励实行市场机制，待未来 现货市场运行后，上网电价也按照市场价格结算。市场机制下，抽发电量 电价差有望拉大。（3）辅助服务与抽发电价差收益的 80%计入 6.5% IRR 的考量（抵扣容量电费），余下 20%则计入抽蓄电站的增量利润。这一机 制考虑了抽蓄电站从纯依靠政府核价向部分市场化运作的逐步转变。

3、投资分析

3.1、电化学储能：关注保安全环节及独储运营新业态

以电化学储能为代表的新型储能：目前锂电池储能落地最快，这一路线正 处于技术走向成熟的关键阶段，在当前装机低基数下随着经济性趋好，以 及配储行政命令的生效，有望在未来 5~10 年内保持高增速的蓬勃发展。 总体上，随着下游需求释放，各中游设备环节均会受益于量增；随着独储 盈利模式的跑通，独储电站运营这类新业态应运而生、同样存在投资机会。

锂电池储能除核心环节如电芯环节，对应龙头宁德时代、亿纬锂能（电车 组覆盖）；及变流器 PCS 环节，对应龙头阳光电源（电新组覆盖），我们还 建议关注如下两个环节： 保障储能电站安全环节：基于上文对调节资源发展路径的总结，技术成熟 度提升是政策大力支持的重要前提，也是其具备经济性的重要前提，而安 全性是技术成熟的重要标志。区别于锂电于电车场景的应用，大规模储能 系统的特点之一就是电池数量多、排列相对密集，电池的不一致性会导致 个别电池产生过充、过放，增加风险。近年来全球各地已爆发多起储能电 站起火案例，近期海南莺歌海盐场 100MW 平价光伏项目储能电站起火事 件再次引起关注。

（1） 温控：目前市场主流温控方案以风冷和水冷为主。由于温控技术具有 技术可迁移性，储能温控企业普遍从其他赛道切入，主要以精密温控 企业、新能源车温控企业、工业温控企业为主。考虑到温控业务定制 化属性强，切换应用场景成本高，导致用户更换厂商意愿低、粘性高， 因此储能业务布局早且业务种类全面的温控企业将具有先发优势。建 议关注：英维克（通信组覆盖）、申菱环境、高澜股份、同飞股份（机 械组覆盖）、松芝股份（电车组覆盖）等。

（2） 电池管理 BMS：“硬件+算法”体系下数据和技术为王。目前市场主要参 与者分为三类：整车厂商、电池厂商和专业第三方 BMS 厂商。（1）整 车厂商了解自身产品控制系统的原理和需求，资金实力雄厚；（2）电 池厂商对电池特性了解深刻，且掌握关键电池数据；（3）专业 BMS 厂 商多为传统汽车电子零部件供应商，数据服务经验丰富。从国内出货 来看目前 CR2 合计市占率约为 30%（宁德时代+比亚迪），电池厂商占 主导地位。建议关注：宁德时代（电车组覆盖）、比亚迪（电车组覆盖） 等。

3.2、火电灵活性改造：关注脱硝等高弹性环节

火电灵活性改造：这一路线技术已较为成熟、改造周期较短，因此随着各 地容量补偿政策的推出，预计在短期内需求将得到快速释放，于相关标的 业绩体现也会相对更快。火电灵活性改造主要涉及锅炉、汽轮机、脱硝设 备、蓄热设备等核心环节，其中脱硝设备在其中价值量占比近 30%。

3.3、抽水蓄能：关注多储能路线布局的龙头标的

我们建议重点关注：南网储能。抽水蓄能电站建设涉及的中游设备与水电 站相同，包含水轮机、发电机、水泵、主变压器、压缩空气系统等环节； 进入运营期后也将类似水电的商业模式，在长周期内每年获取稳定的现金 流回报。今年 9 月，在完成重大资产置换及发行股份购买资产后，南网旗 下文山电力置出了原购售电、电力设计及配售电主业的相关资产，并置入 了抽水蓄能和新型储能运营的新业务，并正式更名为“南网储能”。重组后将 成为市场上储能运营最纯标的之一，多路线布局、充分受益于行业需求的 释放。根据公司计划，将在“十四五”期间新增投产抽蓄 600 万千瓦（约占 “十四五”总规划量 20%）、电网侧独储 200 万千瓦（约占“十四五”预测总装 机量 30%）。

编辑：JACK