中国零碳之路（上）——电力供给篇 - 电网侧脱碳的绿色投资机遇-妙盈研究院.pdf-solarbe文库

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INNOVATE FOR A SUSTAINABLE FUTURE Find more at miotech.com 电力供给篇 - 电网侧脱碳的绿色投资机遇中国零碳之路（上） 2022年4月1 目录内容提要 02 03 34 26 07 09 11 12 23 28 29 32 一电网调峰能力需求显著增长总览可再生能源装机保持高速增长 1. 火电灵活性改造-转变存量资产价值火电灵活性改造相关企业 2. 储能规模化发展-电网可再生能源比例增高抽水蓄能、电化学蓄能相关企业 1. 电力设计软件和服务 2. 输变配电智能运维管理 3. 电力交易市场信息化二电网脱碳转型 - 能源IT应用赋能三附录公司估值表2 在过去的几年中，中国政府逐步提高气候行动力度，加速推动中国经济和能源结构朝零碳排放方向转型。碳中和目标推动“零碳”成为中国长期价值投资的新风向。2060年碳中和目标是中国政府通过设定40年后的政策目标，为中国的价值投资者创造了脱碳转型的确定性，锚定了新的投资标的。在碳中和目标下，能源的脱碳转型意味着能源供给和消费方式的重大转变。妙盈研究院对中国实现碳中和乃至零碳排放目标的路径进行了研究，这些研究描绘的碳中和碳图景展现出鲜明的特征，即能源消费与经济发展脱钩，能源利用效率持续提升，能源需求格局加速演变，能源结构持续优化升级，低碳能源技术迅速迭代。在能源供给侧，一次能源结构将发生巨大变化，化石燃料需求降幅超过90，高比例可再生能源成为电力系统主体。在大比例可再生能源发电情景下，火电资产将面临深层灵活性改造，储能技术将得到规模化应用，输电基础设施投入加大，需求侧管理等措施也将贡献电力系统灵活性。同时，数字化将在系统层面大大提升能源供给和消费侧的整体效率。在消费侧，再生资源利用模式的普及、能源使用效率提高以及工业、建筑和交通部门大规模电气化及氢能等新型能源的利用将重塑资源能源利用乃至整个经济形态。在工业部门，关键材料的利用率和回收率以及工艺设备能效显著提升，极大减少用能需求，电气化、氢能、生物能源及碳捕集和封存等技术也为重工业领域原料和生产过程的脱碳提供可能性。在建筑部门，中国建筑的服务水平还有很大进步空间，而建筑领域的能效也将大幅提高，以确保能源的经济有效使用。先进热泵技术和保温材料将被更广泛利用，以零碳方式为住宅和办公室提供供暖和制冷，消费侧脱碳将在系列文章下篇中叙述。作为系列文章的上篇，妙盈研究院对脱碳趋势下中国电力供给侧侧革新的细分领域进行了包含产业、技术和企业等的多层面评估，揭示在此进程中的绿色投资新风向，尤其是以站在2022年当下的视角，探讨未来数年复杂多变的宏观环境中显著的投资机遇。中国零碳之路（上）内容提要内容提要3 资料来源中电联，妙盈研究院整理以风能和光伏发电为代表的可再生能源在能源结构占比持续增加。政策支持将持续加码风光电行业，进一步投资相关技术以实现成本降低和效率提升，为双碳目标的实现奠定基础。在2021年，我国风能和光伏发电并网装机量双双突破3亿千瓦。国家能源局发布数据显示，2021年我国风电并网装机量已突破3亿千瓦大关，占全国电源总装机比例约12.6、发电量占全社会用电量比例约7 .5，较2020 年底分别提升0.3和1.3个百分点；新增装机4757万千瓦，占我国新增装机的27。2021年我国光伏并网装机容量累计达3.06亿千瓦，占全国电源总装机比例约12.8、发电量占全社会用电量比例约4.5；新增装机量约5300万千瓦，占我国全部新增装机31. 1，就全球范围来看，我国风电机组产量已占据全球三分之二以上市场份额，是 2020年底欧盟风电总装机的1.4倍、是美国的2.6倍，已连续12年稳居全球第一。光伏发电装机量也连续七年稳居世界首位。科技进步使风能和光伏发电呈现出高经济性，在煤价高企的2021年其发电成本已实际低于燃煤电厂。根据 IRENA（国际可再生能源署）发布的数据，在20102019年间，我国陆上风电LCOE平准化度电成本从0.91元/ 千瓦时降至0.32元/千瓦时左右，海风从1. 15元/千瓦时降至0.53元/千瓦时。同期，光伏度电成本更是下降至0.36 元/千瓦时，降幅超90。过去一年中，可再生能源的技术革新仍没有停止。风能产业链上，金风、明阳等大型机组厂商的产品已经基本过渡到大机组规则，项目招标实现了4MW、5MW大型机组普及化，继续降低度电成本。光伏光伏产业链上， HJT和TOPCon技术涌现，在PERC电池目前22.8的光伏转换率基础上，两项技术的量产成品已经可以将其提高到 24，理论上限27。根据业内预测，“十四五”期间陆电成本将进一步降低，或在2025年将陆上高、中、低风速地区的度电成本分别降至0. 1元、0.2元和0.3元，而光伏的度电成本则预计下降至0.25元到0.38元。风电光伏历史累计装机量 35000 30000 2010年 2011年 2012年 2013年 2014年风电太阳能发电 2015年 2016年 2017年 2018年 2019年 2020年 2021年 25000 20000 15000 10000 5000 4,623 2,958 26 212 341 1,589 2,486 4,218 7 ,631 13,042 17 ,433 20,418 25,356 30,600 6, 142 7 ,652 9,657 13,075 14,747 16,400 18,427 20,915 28, 165 30,000 0 总览可再生能源装机保持高速增长中国零碳之路（上）总览可再生能源装机保持高速增长4 2016年12月关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知 2019年5月关于完善风电上网电价政策的通知 2020年1月关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见针对风能和光伏的补贴性电价政策逐步实现”退坡“，电价激励成为历史。就光伏项目而言，2021年起不再对新建集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目进行中央财政补贴，2022年起不再补贴新建户用分布式光伏电站；风电场也逐渐步入平价电网时代，2021年起取消对新核准陆电项目补贴、2022年起新核准海电项目不再享受国家性补贴。 2018年5月关于2018年度风电建设管理有关要求的通知 2019年5月关于完善风电上网电价政策的通知 2021年6月关于落实好2021年新能源上网电价政策有关事项的函 2018标杆价*） 2019指导价*） 2021指导价*） I II 0.57 0.52 0.47 0.38 0.38 0.29 0.43 0.39 0.34 0.49 0.45 0.4 III IV 类资源区类资源区类资源区类资源区 0.50 0.40 0.4 0.34 0.29 0.30 0.20 0. 10 0.00 2018标杆价*） 2019指导价*） 2021指导价*） *标杆价国家确定的所有项目统一的上网电价 *指导价国家设定的竞价上限，最后项目上网电价由竞标确定图1 陆上风电各资源区发电价格及国家政策图2 海上风电发电价格及国家政策中国零碳之路（上）总览可再生能源装机保持高速增长5 2018标杆价*） 2018年5月关于2018年光伏发电有项事项的通知 2019年4月完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知 2020年4月有关2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知 2021年6月关于落实好2021年新能源上网电价政策有关事项的函 2019指导价*） 2020指导价*） 2021* I 类资源区 II 类资源区 III 类资源区 0.5 0.6 0.4 0.35 0 0 0 0.4 0.49 0.45 0.55 0.7 *2021年取消了指导价政策，不再对集中式光伏提供电价补贴。图3集中式光伏各资源区发电价格及国家政策 2018 2019 2020 2021 2018年6月关于2018年光伏发电有项事项的通知 2019年4月关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知 2020年4月关于2020年光伏发电上网电价政策有关问题的通知 2021年6月关于落实好2021年新能源上网电价政策有关事项的函居民用户分布式光伏工商业用户分布式光伏 0.4 0.35 0.30 0.25 0.20 0. 15 0. 10 0.05 0.00 0.32 0.1 0.08 0.03 0.05 0.18 0 图4 分布式光伏补贴标准及国家政策中国零碳之路（上）总览可再生能源装机保持高速增长6 资料来源国家部门公开文件，妙盈研究院整理政策的强力驱动可预见风电光伏需求超预期，装机量将创新高。能源局提出到2025年，全国光伏和风电发电占全社会用电量16.5，国务院要求到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。根据CPIA （中国光伏行业协会）的预测，”十四五“国内光伏新增装机量为年均7000万千瓦，乐观预计则是年均9000万千瓦。风电装机在补贴政策的“抢装”潮结束后预计将短期回落后继续平稳增长，GWEC（全球风能理事会）给出的预测中2022年-2025年我国风电新增装机约为年均4000万千瓦。风电光伏也将呈现出集中式大基地和分布式装机并重的特点。能源局于2021年12月发布关于组织拟纳入国家第二批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目的通知，在西部建设大型风光能基地，前期推动的第一期装机容量约1亿千瓦的大型风电光伏基地项目已有序开工。另外，风电光伏开发也将结合乡村振兴战略，推进风电光能就近就地开发。12月发布的关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知积极推动分布式风电装机和分散式光伏建设，在中东南地区实施“千乡万村驭风计划”和“千乡万村沐光行动”。此举有望在全国实现10亿千瓦风电装机，分布式光伏逐渐成为未来光伏建设的主流，预计在2025年达到50占比。表 1 十四五期间关于集中式和分布式可再生能源的中央性政策（部分） 2021. 12 2021. 12 2021. 12 2021. 12 时间政策内容/目标能源局关于组织拟纳入国家第二批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目的通知国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见能源局关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知全国人民代表大会 “十四五”规划和2030远景纲要形成九大集风光（水火）储于一体的大型清洁能源基地和五大海上风电基地，其中包括 5000万千瓦的光伏项目到2025年，全国光伏和风电发电占全社会用电量16.5；实施“千乡万村驭风计划” 和“千乡万村沐光行动”计划到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上建设大型风光能基地中国零碳之路（上）总览可再生能源装机保持高速增长（一）电网调峰能力需求显著增长 7 风能和光伏共为VREvariable renewable energy 可变可再生能源，它们是未来几十年电力供应的核心。而 VRE的增长给电力系统的运行带来了新的挑战。VRE对电网的挑战主要有2点。一是VRE的发电依赖于天气，它们的可用性会不时变化，在秒级层面的发电功率具有不可预测性，直接并网会影响电网的整体稳定性。二是VRE在日级层面有较为典型的功率曲线波动，但不一定与高电力需求时期相吻合（图5）。一般而言，在上午9点到下午3点间，光伏可以实现最大出力，电网净负荷（电力需求功率减去风能和光伏发电功率）最低。而在早上6-9点和晚上 6-9点间，电力需求增加，但VRE发电功率降低，净负荷最高。为保证电网正常运行，便需要调度调峰资源，在短时间内快速响应净负荷变化。脱碳化的电力系统必须拥有足够的灵活性以应对VRE并网的挑战，在满足电力需求的同时保持系统稳定。一般而言，电网的脱碳化转型进度，即VRE发电量占总用电量的占比，对电网灵活性的要求有阶段性的特征，电网便需要采取不同的行动。 IEA 描述了VRE并网的六个阶段，定义了其对系统的不同影响并确定了具体的灵活性要求（图 6），所需的行动及其相关成本在每个阶段都变得更加突出。灵活性问题在阶段 2 和阶段 3 之间的过渡中成为了电网系统显著而实质的挑战。 California’s duck curve is dipping deeper than ever Lowest net load day each year in CAISO, 2015-2021 20GW 15 12AM 12AM 3AM 3PM 6AM 6PM 9AM 9PM 12PM 10 2021 2019 2018 2017 2016 2015 2020 5 0 Morning demand peak Source CAISO Note Net load shown is demand minus utility-scale wind and solar Evening demand peak Midday solar saturation VRE发电量占比上升到临界值，电网模式转型势在必行图5加州可再生能源净负载量（Duck Curve）中国零碳之路（上）（一）电网调峰能力需求显著增长8 中国正快速面临VRE占比上升而带来的电网灵活性的挑战。经过近几年风能和光伏装机热潮，两者相加在总发电量中的占比提升到了接近10，这一值接近IEA对于阶段2和阶段3的分界值（图7）。在此期间，电网面临的转变挑战主要体现在净负载的变动性将大幅增加，以及电网输配电的模式需要进行调整，以保证VRE发电的消纳。关键转型挑战阶段1对电力系统没有影响挪威斯洛伐克韩国新加坡印度尼西亚瑞士泰国捷克匈牙利南非墨西哥新西兰加拿大爱沙尼亚印度法国日本波兰中国美国巴西芬兰土耳其澳大利亚瑞典奥地利摩洛哥荷兰意大利比利时希腊英国西班牙葡萄牙德国爱尔兰卢森堡丹麦 VRE电源占全年发电总量比重 0 10 20 30 40 50 60 Source IEA,2017 Source IEA,2019 VRE发电的过剩和缺口达到月级和季度级 VRE发电过剩量增大（日级到周及） VRE在一些时间段构成全部的电力发电来源 VRE运行决定了电网系统的运行模式 VRE对系统运行有轻微到中等的影响 VRE对电网几乎没有影响阶段1 阶段2 阶段3 阶段4 阶段5 阶段6 1 2 3 4 5 6 需要跨季度的储能系统更长时间的电力过剩和缺口高VRE发电下的电力供应稳健性更大的净负荷波动和新的电网波谷模式运行模式的轻微改变阶段3VRE决定了电网运行模式阶段2对电力系统运行有轻微到中等的影响阶段4VRE在一些时段构成全部发电量图6可变可再生能源和电网整合的六个阶段图7各国可变可再生能源的整合阶段中国零碳之路（上）（一）电网调峰能力需求显著增长9 资料来源中电联，妙盈研究院整理现有的灵活性资源主要有四个来源可调度火电厂的灵活运行、储能设施、跨省跨区交易和需求侧资源。从全国电网的角度，若其他三个灵活性资源缺乏，跨省跨区交易不是一个有意义的解决方案。而需求侧资源的前提条件在一定程度上要求能源消费者的行为改变和一个能够协助实现此类改变的电力交易系统，无法在短期内实现。因此，火电厂的灵活运行和储能设施是目前最有效的应对灵活性挑战的解决方案，在未来几年内将在电网中扮演更加重要的角色。在传统的电力系统中，火电是电力和电量供应的双主体，承担着提供保障性的基准供应，以及适应用电端负载变化的核心作用。随着VRE占新增装机量比重的增大，自“十三五”以来总体趋势上火电逐渐的弱化了其电量供应主体的地位，慢慢转型成电力供应主体，而且是兜底性电源的那种角色。在可以看到的近期的时间线上我们判断，火电应该是电力供应的共同主体，而且是兜底保障，而非电量的供应主体，这是火电从原有的电力系统向现在的新型电力系统转变过程中最大的一个调整，体现为火电的利用小时数会较之前时期发生比较大的变化。在传统的电力系统中，火电的利用小时数是5000小时左右，这是电力电量共用双主体的状态下火电机组正常的情况。根据国家能源局公布数据，我国火电的年平均利用小时数在近10年时间内逐渐从5000小时下降到4200小时左右（见图8）。我们认为，未来在以双碳目标为导向的脱碳化的电力系统里，一定是更多优先消纳风电和光伏等 VRE，然后利用火电的灵活性优势去填补系统负载缺口，实现系统的稳定运行。电量主体将逐渐从火电过渡到水、光、风能源，而补充的地位由原来的新能源作为系统的有效补充，慢慢的转化成火电作为新型电力系统的有效补充和支撑。 1. 火电灵活性改造 - 转变存量资产价值灵活性改造的本质是火电的角色转变 5500 5000 4500 4000 3500 3000 年平均利用小时数利用小时数 2008年 2009年 2010年 2011年 2012年 2013年 2014年 2015年 2016年 2017年 2018年 2019年 2020年 4885 4865 5031 5305 4982 5021 4778 4364 4186 4219 4378 4307 4211 图 8 2008-2020年我国火电年平均利用数中国零碳之路（上）（一）电网调峰能力需求显著增长多重政策助力灵活性火电的商品属性在增量上，灵活性火电将直接按容量比例挂钩VRE装机规模。2021年8月国家发展改革委、国家能源局印发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，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。灵活性制造改造的煤电、抽水蓄能电站、化学储能等新型储能均可作为承担可再生能源消纳对应的调峰资源，且配置何种类型的调峰资源由发电企业通过市场化方式自主决定和选择。通知中明确，按照VRE装机功率15的比例和时长4小时挂钩配建调峰能力，按照20以上挂钩比例进行配建的优先并网。为鼓励存量火电资产的灵活性改造，国家层面也出台了多重政策。自2019年起，各大区域电网推动建立了调峰辅助市场。作为一种经济性激励机制，参与调峰辅助服务的灵活性火电得到调峰电量，即火电厂实际被新能源替代的发电量，对应的收益，费用结算以MWh为单位计量。在此基础上，国家已经开始研究建立调峰容量市场。调峰容量市场按容量给予火电调峰机组回报，火电机组只要中标，就可以每天获取稳定的调峰容量费用的收入。而火电机组出力灵活性越高的，则可以享受越高的报价上限。华北电力市场已在2021年11月1日正式启动调峰容量市场，其VRE装机比例仅次于西北区域。福建等省也已出台相关市场运营规则，容量市场启动箭在弦上。另外，政策推动的燃煤电价浮动范围放宽，省间电力现货市场交易的建立，均体现了国家对灵活性火电资产价值的重新考量。 “十三五”改造规模不及预期，“十四五”有望满额完成目标电力发展“十三五”规划明确提出，“十三五”期间，将在“三北”地区推行热电机组灵活性改造约1.33 亿千瓦、纯凝机组改造约8200万千瓦。然而，截至2019年底，煤电灵活性改造完成5775万千瓦，仅为目标改造容量的25。分析其中原因，我们认为在于作为主要经济激励手段的辅助服务市场受到负荷、天气的因素的影响，交易组织次数、规模存在不确定性，因此火电厂调峰收益也会随之而变。据统计，2019年14月间，华北电网的电力调峰辅助服务日前市场只交易了76笔（国家能源局华北监管局，华北电力调峰辅助服务市场试运行情况报告，2019年6月）。以”十三五“期间的电力供需关系看，调峰空间不大，火电厂调峰收益难以保障。灵活性改造费用是实实在在投出去的，但是收益回报却存在较大的不确定性，这也就制约了火电厂进行灵活性改造。十四五期间，能源局的文件提到的“十四五”期间灵活性改造的目标是完成2亿千瓦，与“十三五”目标基本一致。我们认为，当下被激活的灵活性需求和多样市场化的扶持政策，为“十四五”期间火电灵活性提供了完备的条件，预计有望满额甚至超额达成2亿千瓦的目标。灵活性改造主要受益主机厂商和火电发电公司，百亿级市场空间打开火电机组灵活性改造的技术路线从总体上来说分为两大类。第一类是对于纯凝机组（只发电不供热）的改造。对于纯凝机组，灵活性改造涉及的问题是如何实现机组能够在低负荷的稳定燃烧。参与到调峰服务的灵活性机组需要有快速调节负荷的能力，并且在低负荷情况下能够连续运行。这和建厂之初针对高负荷情况下的设计参数要求是有偏差的，因此灵活性改造就需要对工艺、设备进行调整，而其中最关键的设备是锅炉。为满足在新工况要求的稳定燃烧，具体需要采取的改进包括富氧燃烧、等离子稳燃技术和煤粉分离器改造等技术；另一方面，节能及环保指标也是制约锅炉低负荷运行的关键因素，必须要保证低负荷运行时脱硝、除尘器和脱硫等系统的正常投运，考虑因低负荷脱硝投运可能造成的空预器低温腐蚀、堵塞等烟气处理系统问题的相关技术措施。第二类是对于热电联产机组的改造。这类改造一般较少涉及锅炉低负荷运行问题，主要矛盾集中在热电解耦的问题，改造技术包括两类一类是汽轮机本体改造，包括减温减压器和低压缸零出力技术；另一类是增加熔盐储热罐、水蓄热罐等热电解耦设备，增加热电机组的调峰能力。 10 中国零碳之路（上）（一）电网调峰能力需求显著增长11 假设”十四五“改造的纯凝机组和热电联产机组和“十三五”规划中的比例将大致相同，即约0.8亿千瓦的纯凝机组和约1.2亿千瓦的热电联产机组将完成改造；若热电联产机组采用成本中等的水蓄热罐改造工艺，则“十四五” 期间灵活性改造的整体市场空间为250亿元人民币。灵活性改造的市场主体目前主要由直接给电站供应主机设备的厂家构成。灵活性改造的实质是对燃烧、发电和供热工艺段和设备群的重新设计和改造，需要与火电运营方紧密合作，根据每一座电站的具体情况而制定针对性的改造设计和实施方案。主机厂商兼有设计和设备的经验和Know-how，且与火电运营方建立了紧密的合作关系，相比第三方服务商有着天然优势。主要的参与者有西子节能（002534.SZ）、上海电气（601727 .SH）等。除主机厂商直接受益外，现有掌握火电资产的运营商也将间接受益于灵活性改造。根据上述提到的新建VRE装机按比例配套调峰能力的政策要求，新建VRE项目的投资方在前期决策时将必须把调峰设施的成本计入到项目的总投资成本中。根据我们对投资和运营成本的计算，火电灵活性改造的调峰成本约0. 14元/度，大幅低于电化学储能的0.55元/度，也低于抽水蓄能的0. 18元/度，且抽水蓄能的资源量受地理约束无法保证。因此，火电灵活性改造是当下最具经济性的选择，具备大型火电机组的主体将在VRE电站投资项目的成本竞争中占据优势，国内拥有大型火电机组的火电转型上市公司，华能国际600011.SH, 00902.HK ，华电国际（600027 .SH, 01071.HK，上海电力（600021.SH）等有望充分受益。主机设备西子节能（002534.SZ）公司是目前国内规模最大的余热锅炉研究、开发、设计和制造基地，并由单一的产品制造商向节能环保设备和能源利用整体解决方案供应商方向转变，发展态势良好。公司此前为火电企业提供能源锅炉设备。在2021年11 月初公告拟收购赫普能源51的股份，后者主要从事火电机组灵活性改造业务。公司新能源及储能业务将以收购赫普契机，切入火电机组灵活性改造这块千亿级市场，同时积极布局熔盐储能应用场景拓展的示范项目，抓住未来熔盐储能大规模商业化运用的先机。主机设备上海电气（601727 .SH）上海电气是中国最大的综合性装备制造企业集团之一，聚焦能源装备、工业装备、集成服务三大领域。公司多项业务行业领先，在传统火电、核电设备领域处于龙头地位，风电领域业绩亮眼，海上风电市占率第一。公司立足于满足电厂节能改造、供热改造和灵活性改造需求，针对在役煤电机组实施不同的改造升级方案，提供煤电综合能源利用改造和智慧电厂改造等集成服务产品。火电运营华能国际600011.SH, 00902.HK 华能国际电力股份有限公司主要在中国全国范围内开发、建设和经营管理大型发电厂，是中国最大的上市发电公司之一。十三五期间，公司新能源发展迅速，按照发电量算，公司风电/光伏国内市占率提升分别位于行业首位/第二位。火电灵活性改造相关企业中国零碳之路（上）（一）电网调峰能力需求显著增长火电运营华电国际（600027 .SH, 01071.HK 华电国际电力股份有限公司是最大型的综合能源公司之一，其主要业务为建设、经营电厂，包括大型高效的燃煤燃气发电机组及多项可再生能源项目。公司发电资产遍布全国十四个省、自治区及直辖市。火电运营上海电力600021.SH 上海电力股份有限公司是国家电力投资集团有限公司最主要的上市公司之一，也是上海最主要的电力能源企业之一。在保持火电主营业务可持续发展基础上，公司始终致力于清洁能源、新能源、现代电力服务业以及循环经济等领域的发展。公司已成为集高参数、大容量的燃煤火力发电、燃气发电和风电、太阳能发电及分布式能源等一体的现代能源企业。产业布局遍及华东地区，并逐步向海外开拓。政策落地实施，推动储能规模化发展储能是智能电网、可再生能源高占比能源转化系统的重要支撑技术。作为我国战略性新兴产业的重要部分，储能应用广泛，近年来得到了国家的持续关注，纷纷出台政策，确保储能产业规模化、持续化发展。 2016年3月，储能行业正式进入国家发展规划。2017年9月，国家发展委、财政部、科技部、工信部和能源局推出关于促进储能技术与产业发展的指导意见，提出未来10年发展目标，通过两个五年，将储能行业由发展初期提升到规模化发展阶段，凸显储能在能源变革中的核心地位。 2020年来，国家和地方不断颁布指导意见和实施方案，部分整理如下表6。总体来说，政策层面的有利信号可以分为三方面。首先是对技术研发和产业链企业的大力支持。快速形成规模效应的关键在于性能提升和成本降低，储能的技术路线绝大部分处在技术萌芽期和爆发期，政策支持尤其重要。其次明确发电侧储能容量的配套比例和责任分配。这为储能的规模化应用提供了规划性的基础托底。最后是对电力市场化模式的进一步探索，从而从收入端提高储能的经济性。为高比例VRE保驾护航储能在电力行业的应用可划分为三大块发电侧、电网侧和需求侧高比例的VRE将催生大规模的储能市场，以满足系统中电力供需平衡和电网稳定运行的要求。 12 2.储能规模化发展 - 电网可再生能源比例增高在发电侧，储能主要起到稳定VRE供能输出功率和充当电网备用容量的作用，提高可再生能源消纳和满足电力调峰需求；在电网侧，储能能够实现系统调频、提高输配电设备利用效率和延缓增容需求等作用；在需求侧，主要是分布式储能系统，能够提高分布式能源消纳率、起到削峰填谷、负荷转移的作用，此外可以实现平抑负荷、抑制需求量、降低用电成本，提高供电可靠性和电能质量的目的。中国零碳之路（上）（一）电网调峰能力需求显著增长国家层面（部分）地方层面（部分）能源局 2020年6月 2020年能源工作指导意见加大储能发展力度，研究实施促进储能技术发展的政策国家发改委能源局国家发改委青海省发改委、科技厅、能源局等国家发改委能源局 2020年12月 2021年7月 15日 2021年7月 29日 2021年1月 18日关于做好2021工作的通知关于加快推动新型储能发展指导意见关于进一步完善分时电价的通知关于印发支持储能产业发展若干措施（施行）的通知要求拉大峰谷价差，峰谷价差作为购售电交易双方电力交易合同的条款，在用发电两侧共同施行新建新能源项目，储能容量原则上不低于项目装机量的10，储能时长2小时以上大同市人民政府宁夏发改委 2021年1月 13日 2021年1月 11日大同市关于支持和推动储能产业高质量发展的实施意见关于加快自治区储能健康有序发展的指导意见（征求意见稿）储能产业产值达到100亿元左右，成为大同市经济支柱产业之一 “十四五”期间确保储能设施容量不低于新能源装机的10，连续储能时长在2小时以上拉大波峰波谷电价差，原则上不低于41。用户侧储能经济性得到提升到 2025 年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达30GW以上。到2030年实现储能行业全面市场化发展部门政策发布时间内容表2 2020年来储能国家和地区性政策（部分） 13 资料来源国家能源局、发改委、各地方政府网站、妙盈研究院整理中国零碳之路（上）（一）电网调峰能力需求显著增长全球装机规模持续增长，国内装机高速增长根据中国能源研究会储能委员会（CNESA）不完全统计，2016-2020年，全球储能累计装机量稳定增长，增长率保持在2-3.5。截止2020年底，全球已投运的储能项目装机规模达到191. 1百万千瓦，同比增长3.4。中国储能装机保持高速增长，2016-2020年CAGR达到10.02。2019年受到行业景气度影响轻微下降，其余增长率保持在8以上。根据GNESA统计，截止2020年，中国储能累计装机量达到35.6百万千瓦。抽水蓄能为主，电化学储能未来可期从行业发展来看，目前储能行业的代表是以抽水蓄能和锂电子电池为代表的的电化学储能为主。其中抽水蓄能是当前最成熟、装机最多的主流储能技术，装机规模量位列首位。截至2020年底，全球已投运储能项目中抽水蓄能的累计装机占比90.3；电化学储能的累计装机占比为至 7 .5，对应装机量1420万千瓦。2017-2020年，抽水蓄能占比虽有减少，但其龙头地位不减。中国的储能行业结构和全球结构大体相似，但电化学储能增速快速提升，占比达到9.2，对应装机量为330万千瓦，高于全球水平。 14 资料来源CNESA、妙盈研究院 40 20.0 16.0 12.0 8.0 4.0 0.0 中国储能装机规模（百万千瓦）全球储能装机规模（百万千瓦） 2016 2017 2018 2019 2020 2016 2017 2018 2019 2020 35 30 25 20 15 10 5 0 195 190 185 180 175 170 165 160 4.0 3.5 3.0 2.5 2.0 1.5 1.0 0.5 0.0 中国装机规模（百万千瓦）年度同比全球装机规模（百万千瓦）年度同比资料来源CNESA、妙盈研究院抽水蓄能电化学储能熔融盐储能飞轮蓄能压缩空气储能 2017 80 85 90 95 100 2018 2019 2020 2016-2020年全球储能累积装机结构变化资料来源CNESA、妙盈研究院抽水蓄能电化学储能熔融盐储能飞轮蓄能压缩空气储能 2017 80 85 90 95 100 2018 2019 2020 2017-2020年中国储能累积装机结构变化中国零碳之路（上）（一）电网调峰能力需求显著增长15 电化学储能方面，2019年国家发改委明确电网侧储能不能计入输配电价成本，储能行业发展进入“寒窗期”，但随着国家出台相关政策，技术的不断改进使得储能成本进一步下降，此外国家在电网侧的投资不断加大，2020 年储能行业重现高增长态势。装机功率突破了100万千瓦，装机容量也达到了230万千瓦时，同比168，累计装机规模也达到 2600万千瓦，同比95。整体来看，发展空间巨大。抽水蓄能是当前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的电力系统绿色低碳清洁灵活调节电源，因此在所有储能类型中，占比最高。抽水蓄能的原理类似于反向的水电站。它需要上下两个水库，在波谷时消耗电力，用电机电泵将水抽到上水库，波峰时从上库释放水流，发电并网。抽水蓄能电站的综合效率大约为80 - 82，即消耗1度电抽水，能再次发电0.8-0.82度。其使用寿命接近常规水电站，能够持续运行80 -100年。抽水蓄能的总体规模受到国家政策指引。在国家能源局出台的抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）中指出，到2025年，抽水蓄能投产总规模将比”十三五“规划翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”翻一番，达到1.2亿千瓦左右。按中电联统计得到的抽水蓄能每千瓦5516元的平均造价计算，“十四五”期间的新增抽水蓄能市场规模约1700亿元，到2030年则可达5000亿元。抽水蓄能中国电化学储能市场新增装机中国电化学储能市场累计装机 2.5 600 500 400 300 200 100 0 -100 2.0 中国装机功率（GW）容量同比中国装机容量（GWh 1.5 1.0 0.5 0.0 2014 0.2 0 .1 0.0 0 .1 0 .1 0 .1 0 .1 0.5 0.5 0.8 0.9 1.2 2.3 0 .1 2015 2016 2017 2018 2019 2020 5 120 100 80 60 40 20 0 4 中国累计装机功率（GW）容量同比中国累计装机容量（GWh 3 2 1 0 2014 0.4 0.2 0.2 0.5 0.7 0.3 0.8 1.4 1.6 2.4 2.6 4.7 0.8 2015 2016 2017 2018 2019 2020 90.90 6.90 抽水蓄能 1.70 0.20 0.20 电化学蓄能熔融盐蓄能飞轮蓄能压缩空气蓄能资料来源CNESA、妙盈研究院资料来源CNESA、妙盈研究院中国零碳之路（上）（一）电网调峰能力需求显著增长16 抽水蓄能的产业链包括了设备制造、工程设计建设、电站运营等环节。产业链上游为设备制造行业，核心设备包括水轮机、水泵、发电机和主变压器。中游主要是电站的设计、施工建设和运营公司。产业链下游主要是抽水蓄能电站在电网系统的辅助服务应用，具体包括了调峰填谷、调频等。设备供应方面，东方电气（600875.SH）和哈尔滨电气（1133.HK）两家大型国有企业瓜分主要市场份额，两家同处于绝对领先地位。另有浙富控股（002266.SZ）、东芝水电等民营和外资企业占据少量份额。电站建设与运营方面，由于电站建设技术复杂，施工周期较长，具备一定的技术壁垒，同时需要大量人才，因此产业链主要以国家电网、南方电网为主导，带动行业整体发展。国家电网和南方电网是主要的抽水蓄能电站投资运营商。截止2020年，国家电网在运抽水蓄能电站28座、装机2341万千瓦，在建35座、装机4853万千瓦。南方电网在运6座，装机788万千瓦，在建5座，装机540万千瓦。工程设计、和安装则主要由中国电建（601669.SH）和中国能建601868.SH承接。资料来源公开资料整理、Wind、妙盈研究院抽水蓄能装机占比最高水轮机水泵调速系统油气水系统主变压器发电机抽水蓄能电站设计调峰填谷调频调相事故备用等工程建设接入电网系统安装，调试抽水蓄能电站运营进水筏压缩空气系统禁止变频启动装置监控系统国内抽水蓄能历史装机量与未来规划（GW）抽水蓄能电化学蓄能熔融盐蓄能飞轮蓄能压缩空气蓄能 90.90 6.90 1.70 0.20 0.2