百花齐放进行时——从储能到泛灵活性调节资源-国金证券.pdf-solarbe文库

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- 1 - 敬请参阅最后一页特别声明市场数据人民币）市场优化平均市盈率 18.90 国金公用事业及环保产业指数 2371 沪深300指数 3541 上证指数 2916 深证成指 10402 中小板综指 11117 相关报告 1.Q3 经营数据来水转枯拖累水电、火电补位-公用环保行业周报，2022.10.23 2.Q3 经营数据台山电量盼恢复、风光增速扩大-公用环保行业周报，2022.10.16 3.8 月用电看经济煤炭减产，电新中游高景气-公用事业行业专题，2022.10.12 4.8 月电力水力发电不足，新能源持续高增-公用环保行业周报，2022.10.10 5.甘肃容量补偿方案初步落地，颇具亮点- 公用环保行业周报，2022.9.25 许隽逸分析师 SAC执业编号S1130519040001 xujunyi＠gjzq.com.cn 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（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 57 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。 1924 2079 2233 2388 2542 2697 2851 211 101 220 201 220 501 220 801 国金行业沪深300 2022年10月31日石油化工组公用事业及环保产业行业研究买入维持评级行业深度研究证券研究报告行业深度研究 - 2 - 敬请参阅最后一页特别声明内容目录 1、灵活性调节资源需求确定、形式有别 . 4 1.1 电力实时平衡特点绿电入市场，催生需求 . 4 1.2 调节资源各有其用，发展成熟度不容忽视 . 6 2、保障经济性，政策聚焦三类补偿 10 2.1 电化学储能三类补偿创收，独储模式有望理顺 . 11 2.2 火电灵活性改造容量补偿缩短投资回本周期 . 20 2.3 抽水蓄能技术成熟，新两部制电价已保障确定的IRR 22 3、投资建议 25 3.1 电化学储能关注保安全环节及独储运营新业态. 25 3.2 火电灵活性改造关注脱硝等高弹性环节 . 27 3.3 抽水蓄能关注多储能路线布局的龙头标的 28 4、风险提示 29 图表目录图表1电力运行特点示意图 4 图表2风力发电呈现“反调峰”特性 4 图表3光伏发电呈现“正调峰”特性 4 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 . 5 图表5 电力市场化改革后的电力交易模式 . 5 图表6电力现货市场电费结算机制示意图 6 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） . 6 图表8应用比较抽水蓄能VS火电灵活性改造 7 图表9应用比较抽水蓄能VS新型储能 . 7 图表 10350MW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 . 8 图表 11350MW 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） . 8 图表12储能技术度电成本计算用典型系统参数 . 8 图表13不同储能技术度电成本区间 . 9 图表14当前在建项目建设年限分布 . 9 图表15考虑性能考核的分时段 BESS 控制策略示意图 . 10 图表16灵活性调节资源获利途径梳理 . 11 图表17基于上述获利途径的独立储能三类盈利模式 . 11 图表18部分省份储能准入门槛及调峰价格/现货市场运行情况 12 图表19我国部分省区峰谷价差现状（含尖峰） . 13 图表20蒙西用电曲线（2021年某工作日） 14 行业深度研究 - 3 - 敬请参阅最后一页特别声明图表21北京用电曲线（2021年某工作日） 14 图表22内蒙古VS北京三产GDP比较（2021A，亿元） . 14 图表 23储能系统 IRR 对系统成本、调峰辅助服务价格/现货市场价差的敏感性分析（每日一充一放） 15 图表 24储能系统 IRR 对系统成本、调峰辅助服务价格/现货市场价差的敏感性分析（每日两充两放） 15 图表25容量租赁/补偿市场已有省份通过政策落实 16 图表 26储能系统 IRR 对容量租赁/补偿价格、调峰辅助服务价格/现货市场价差的敏感性分析 . 16 图表27部分地区调频里程补偿标准 . 17 图表 28储能系统 IRR 对调频辅助服务价格、调峰辅助服务价格/现货市场价差的敏感性分析 . 17 图表29电网侧电化学储能装机增量预测 18 图表30用户侧电化学储能装机增量预测 19 图表31电源侧电化学储能装机增量预测 19 图表32至2030年三侧电化学储能装机增量预测汇总 . 20 图表33至2030年电化学储能累计装机预测 . 20 图表34“十三五”实际改造进度滞后于规划预期 20 图表35 火电灵活性改造调峰合理补偿的构成 . 21 图表36甘肃容量补偿规则下各主体分摊费用计算公式 21 图表37甘肃容量补偿规则下火电灵活性改造容量补偿标准 22 图表 38甘肃容量补偿规则下火电灵活性改造机组（60 万千瓦机组）收益计算 . 22 图表39“十二五”至“十六五”抽水蓄能规划与实际装机容量（万千瓦） . 23 图表40“十二五”至“十六五”抽水蓄能规划与实际开建容量（万千瓦） . 23 图表41至2028年抽水蓄能累计装机预测（万千瓦） . 23 图表42抽水蓄能成本传导与定价机制变动及对应政策 24 图表43 “两网”抽水蓄能投建规划 . 25 图表44新型储能产业链标的梳理 . 25 图表45储能温控环节标的比较 26 图表46火电灵活性改造相关环节及标的 27 图表47“十四五”期间灵活性改造总投资及全负荷脱销市场空间预测 . 28 图表48抽水蓄能相关环节及标的 . 29 行业深度研究 - 4 - 敬请参阅最后一页特别声明 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。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”特性来源抽水蓄能电站与新能源电力市场联合竞价策略研究，国金证券研究所来源抽水蓄能电站与新能源电力市场联合竞价策略研究，国金证券研究所  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1电力运行特点示意图来源国金证券研究所行业深度研究 - 5 - 敬请参阅最后一页特别声明图表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来源Wind、国金证券研究所  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）、 6 11 16 21 26 31 36 20 06 /03 20 06 /09 20 07 /03 20 07 /09 20 08 /03 20 08 /09 20 09 /03 20 09 /09 20 10 /03 20 10 /09 20 11 /03 20 11 /09 20 12 /03 20 12 /09 20 13 /03 20 13 /09 20 14 /03 20 14 /09 20 15 /03 20 15 /09 20 16 /03 20 16 /09 20 17 /03 20 17 /09 20 18 /03 20 18 /09 20 19 /03 20 19 /09 20 20 /03 20 20 /09 20 21 /03 20 21 /09 20 22 /03 20 22 /09 三产及城乡居民用电量占比（）图表5 电力市场化改革后的电力交易模式来源国金证券研究所行业深度研究 - 6 - 敬请参阅最后一页特别声明火电灵活性改造（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来源国金证券研究所图表 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）来源购电结算平台，国金证券研究所 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）。行业深度研究 - 7 - 敬请参阅最后一页特别声明  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火电灵活性改造项目抽水蓄能火电灵活性改造所承担负荷位置峰荷基荷、腰荷调峰能力 200 3050 启动速率静止满载 120150秒 68小时空载满载 3035秒 23额定容量/分钟爬坡速率 50100额定容量/分钟 23额定容量/分钟深度调峰 √ √ 填谷 √ √ 快速负荷调整 √ √ 惯量支撑和频率调节 √ √ 电压支撑和调节 √ √ 黑启动 √ √ 来源中国高比例新能源带来的平衡挑战、国家电网、国金证券研究所图表9应用比较抽水蓄能VS新型储能作用时间应用场景运行特点对储能的技术要求重点关注的储能类型秒级（1）电网支撑（2）辅助一次调频（3）电能质量（1）动作周期随机（2）毫秒级响应（3）大功率充放电高功率、高响应速度、高存储/循环寿命、高功率密度和紧凑型设备形态飞轮储能、超级电容器、抽水蓄能、电化学储能（高压并网）分钟至数小时级（1）平滑系统出力（2）二次调频（3）削峰填谷（4）提高设备利用率（1）充放转换频繁（2）秒级响应（3）能量需求大具备一定规模、高循环寿命、便于集成的设备形态电化学储能、抽水蓄能数小时级以上（1）电网削峰填谷（2）负荷调节（1）大规模能量吞吐大规模（100MW、 100MWh以上）、深充深放（循环寿命 5000次以上）、资源和环境友好、成本低抽水蓄能、压缩空气储能、熔融盐、储氢来源中国高比例新能源带来的平衡挑战、国家电网、国金证券研究所  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，耗时随深行业深度研究 - 8 - 敬请参阅最后一页特别声明调要求的不同，平均约为 3050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 36 个月/810 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 22180 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10350MW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11350MW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）来源燃煤发电机组深度调峰运行的能耗特性分析，国金证券研究所来源燃煤发电机组深度调峰运行的能耗特性分析，国金证券研究所 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储能类型放电深度-DOD 能量效率-η 等效容量保持率-ζ 使用寿命-n（次）抽水蓄能 100 76 100 16000 电化学储能铅蓄电池 70 80 70 25003500 全钒液流电池 90 72 70 60008000 钠硫电池 100 83 70 38005000 磷酸铁锂电池 90 88 70 35005000 三元锂电池 90 90 70 30003700 来源储能的度电成本和里程成本分析，国金证券研究所 0.0 5.0 10.0 15.0 20.0 25.0 30.0 250 270 290 310 330 350 370 100 50 40 30 20 负荷率（）耗煤量（克/千瓦时）相比满负荷工况的耗煤量增长（）行业深度研究 - 9 - 敬请参阅最后一页特别声明  抽水蓄能 LCOE仅磷酸铁锂电池的 1/3。抽水蓄能 LCOE约 0.210.25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来源储能的度电成本和里程成本分析，国金证券研究所  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 78 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（20212035 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 510 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来源抽水蓄能中长期发展规划（20212035年）（征求意见稿），国金证券研究所 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） 0.21 0.61 0.71 0.67 0.62 0.86 0.25 0.82 0.95 0.88 0.82 1.26 0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 抽水蓄能铅蓄电池全钒液流电池钠硫电池磷酸铁锂电池三元锂电池度电成本区间（元/KWh） 1 4 11 14 7 3 0 2 4 6 8 10 12 14 16 5年 6年 7年 8年 9年 10年在建项目数（个）行业深度研究 - 10 - 敬请参阅最后一页特别声明的顺序进行纠正。其中，前两者主要利用系统自身特性完成，而后者可通过引入储能完成。表征 AGC 机组调频性能的参数有 4 个，分别是调节速率（K1）、响应时间（K2）、调节精度（K3）以及综合性能指标（Kp）。电化学储能具有更短的响应期和爬坡期、以及稳定器更精确的输出。综合来看，储能系统的调频效果约是水电机组的 1.4 倍，是天然气机组的 2.3 倍，是燃煤机组的 20 倍以上。（2）如前所述，更短的建设周期和更低的项目地资源依赖。  劣势（1）如前所述，系统成本当前仍具有降本空间；（2）安全事件仍有发生图表15考虑性能考核的分时段 BESS 控制策略示意图来源考虑调频性能考核的储能–机组联合调频控制策略、国金证券研究所 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）。行业深度研究 - 11 - 敬请参阅最后一页特别声明图表16灵活性调节资源获利途径梳理来源国金证券研究所  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发改委发布的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。图表17基于上述获利途径的独立储能三类盈利模式独立储能盈利模式获利途径模式1 调峰辅助服务/现货市场获取电能量补偿模式2 调峰辅助服务/现货市场获取电能量补偿容量租赁/补偿市场获取容量补偿模式3 调峰辅助服务/现货市场获取电能量补偿容量租赁/补偿市场获取容量补偿调频辅助服务市场获利行业深度研究 - 12 - 敬请参阅最后一页特别声明来源北极星电力网、国金证券研究所  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。图表18部分省份储能准入门槛及调峰价格/现货市场运行情况电网储能规模准入门槛调峰价格电力现货市场是否已运行甘肃电网侧储能10MW/40MWh及以上非现货市场运行期间上限0.5元/kWh； √ 储能新能源5MW/10MWh及以上现货市场运行时间上限0.3元/kWh 火电储能深度调峰阶梯式，最高上限0.2-0.8元/kWh 需求侧资源调峰上限0.2元/kWh 新疆 5MW/10MWh及以上发电侧储能0.55元/kWh 青海 10MW/20MWh及以上储能与风电场、太阳能电站双边协商议价储能参与电网调峰0.5元/KWh 陕西紧急性削峰需求响应补贴最高35 元/kW/次；经济性非居民需求响应补贴最高15 元/kW/次山西 20MW/40MWh及以上独立储能市场主题调峰按照火电机组参与电力调峰交易末档区间 √ 河南储能调峰＜0.3元/kWh √ 东北三省发电侧10MW/40MWh及以上深度调峰0.4-1元/kWh 辽宁已试点用户侧储能双边交易0.1-0.2元 /kWh 山东 5MW/10MWh及以上 0.15元/kWh √ 天津填谷固定补贴1.2元/kWh、竞价补贴1.2-2元/kWh，削峰采用固定补贴价格模式湖南紧急短时调峰10MW及以上储能调峰＜0.2元/kWh 紧急调峰0.45-0.6元/kWh 江西独立储能调峰0.2-0.6元/kWh 安徽 10MW/40MWh及以上储能调峰0.3-0.8元/kWh √ 浙江调节容量不小于2.5MWh、调节功率不小于5MW，持续响应时间不小于1小时低谷电价时段调峰0.4元/kWh，尖峰电价时段填谷调峰0.5元/kWh，削峰调峰0.5元/kWh √ 江苏启停调峰20MW/40MWh及以上中长期可调负荷调峰谷段上限 0.25元/kWh，平段上限0.6元 /kWh，峰端上限0.9元/kWh √ 短期可调负荷调峰需求时段≥4小时，上限1元/kWh；需求时段＜4 小时，上限2元/kWh 深度调峰上限600元/MWh 广西 0.396元/kWh南网征求意见广东 0.792元/kWh南网征求意见 √ 福建分布式储能、虚拟电厂等负荷侧调节资源可参与调峰辅助服务，参与条件要求可调节功率不小于 2.5MW 深度调峰按充电电量最高上限1元 /kWh，深度调峰容量交易按调峰容量950元/MW·日 √ 云南 0.6624元/kWh南网征求意见贵州 0.2376元/kWh南网征求意见四川 √ 蒙西 √ 上海 √ 西北省间 10MW/20MWh以上储能调峰0-0.6元/kWh √ 行业深度研究 - 13 - 敬请参阅最后一页特别声明电动汽车类型用户0.4-0.45元 /kWh 其他类型用户（大工业用户、电蓄热、智能楼宇等）0.5-0.6元/kWh 华中省间＜0.2元/kWh √ 来源北极星电力网、国金证券研究所  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。图表19我国部分省区峰谷价差现状（含尖峰）来源新型储能经济性及价格机制研究、国金证券研究所  峰谷价差与用电侧特征有关。从三产结构可以看出北京和内蒙主导产业的结构性显著差异，并体现在电力运行特点上以工业生产为主的蒙西电网全天用电曲线较为平均，三产占比高的北京电网居民、商业用电集中在 1021点之间。不同地区用电侧特征有差异，带来可套利空间的差异。 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 湖南河南上海（夏季）蒙东浙江江西湖北江苏吉林海南上海（非夏季）北京（城/郊区）山东云南（枯水期）天津陕西安徽北京（经开区）云南（平水期）河北南网蒙西（小风季）冀北云南（丰水期）山西蒙西（大风季）峰谷价差（含尖峰，元/千瓦时）行业深度研究 - 14 - 敬请参阅最后一页特别声明图表20蒙西用电曲线（2021年某工作日）图表21北京用电曲线（2021年某工作日）来源国家能源局、Wind、国金证券研究所来源国家能源局、Wind、国金证券研究所图表22内蒙古VS北京三产GDP比较（2021A，亿元）来源国家能源局、Wind、国金证券研究所  独立储能于模式1下的收益率测算（每日一充一放）  结论当前系统成本下，暂不考虑对容量价值的补偿，则调峰辅助服务价格/现货市场价差需高于 0.5 元/KWh 方可盈亏平衡；考虑项目不确定性风险，根据草根调研，开发主体通常期望储能电站 IRR能够达到11以上，仅当成本下降 25、价差拉大至 1 元/KWh 方可接近目标值，实现难度较大。  假设（1）当前储能系统成本约 2000元/KWh，预计年降 10至 2025年系统成本可降至约 1503 元/KWh，残值率 5；当前运维费用 20 元/KWh，预计年降 1.15。（ 2）全生命周期 6000次充放电次数，每日充/放电 1次 *2小时，年完全充放电 300次对应可用时长 20年。（3）放电深度 90，可用容量年衰减率1.2。 111 7269 32890 2225 9374 8915 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 第一产业第二产业第三产业北京内蒙古行业深度研究 - 15 - 敬请参阅最后一页特别声明图表23储能系统IRR对系统成本、调峰辅助服务价格/现货市场价差的敏感性分析（每日一充一放）假设条件储能系统成本（元/KWh） 1503 1653 1818 2000 储能系统成本（元/KWh） 2000，年降10 调峰辅助服务价格/现货市场价差（元/KWh） 0.2 -3.93 -4.22 -4.49 -4.74 全生命周期（年） 20 0.3 -1.47 -1.92 -2.34 -2.74 每年完全充/放电次数（次） 300 0.4 0.66 0.08 -0.47 -0.98 运维费用（元/KWh） 20，年降1.15 0.5 2.57 1.87 1.21 0.59 残值率（） 5 0.6 4.32 3.52 2.76 2.05 放电深度（） 90 0.7 5.97 5.06 4.21 3.41 可用容量衰减率（） 1.2 0.80 7.52 6.52 5.58 4.69 每日充/放电次数（次） 1 0.9 9.01 7.91 6.89 5.92 单次充/放电时长（h） 2 1 10.45 9.26 8.14 7.10 来源北极星电力网、新型储能经济性及价格机制研究、国金证券研究所  独立储能于模式1下的收益率测算（每日两充两放）  结论当前系统成本下，暂不考虑对容量价值的补偿，则调峰辅助服务价格/现货市场价差需接近 0.6 元/KWh 方可盈亏平衡；但两充两放将进一步受益于价差扩大，当前系统下成本，价差大于 0.9 元/KWh 可满足 IRR 11 的目标。  假设（1）当前储能系统成本约 2000元/KWh，预计年降 10至 2025年系统成本可降至约 1503 元/KWh，残值率 5；当前运维费用 20 元/KWh，预计年降 1.15。（ 2）全生命周期 6000次充放电次数，每日充/放电 2次 *2 小时，年完全充/放电 600 次对应可用时长 10 年。（3）放电深度 90，可用容量年衰减率2.5。图表24储能系统IRR对系统成本、调峰辅助服务价格/现货市场价差的敏感性分析（每日两充两放）假设条件储能系统成本（元/KWh） 1503 1653 1818 2000 储能系统成本（元/KWh） 2000，年降10 调峰辅助服务价格/现货市场价差（元/KWh） 0.2 -9.31 -10.10 -10.83 -11.52 全生命周期（年） 10 0.3 -4.34 -5.41 -6.43 -7.38 每年完全充/放电次数（次） 600 0.4 -0.07 -1.39 -2.63 -3.81 运维费用（元/KWh） 20，年降1.15 0.5 3.75 2.21 0.76 -0.61 残值率（） 5 0.6 7.26 5.52 3.88 2.33 放电深度（） 90 0.7 10.55 8.61 6.79 5.08 可用容量衰减率（） 2.5 0.8 13.68 11.55 9.55 7.67 每日充/放电次数（次） 2 0.9 16.68 14.36 12.18 10.14 单次充/放电时长（h） 2 1 19.57 17.07 14.7