【研报】广发证券：泛储能需求无忧，电化学一马当先.pdf-solarbe文库

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识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 1 / 35 [Table_Page] 深度分析|电力设备证券研究报告 [Table_Title] 新型电力系统系列之三泛储能需求无忧，电化学一马当先 [Table_Summary] 核心观点  电力保供和新能源消纳压力同步加大。适应新型电力系统发展，调频、调峰、备用是关键，三类调节的时间尺度不同，因而灵活性资源（即泛储能，包括储能、火电等类储能及需求侧响应等）也需要多维度配置。  从产业发展看趋势（1）调频电化学储能最具增长潜力。（2）调峰在典型调峰情景（5小时下调峰2小时上调峰）下，锂电池储能、抽水蓄能、火电灵活性改造（顶峰能力充足，无需新建装机）、火电灵活性改造（顶峰能力不足，新建火电仅用于顶峰发电）调峰成本比为 11.480.722.26。①短中期，锂电池储能和火电灵活性改造存在明显的竞争关系；预计23年缺电力问题加大，锂电池储能对标火电（顶峰能力不足，需新建装机）情景，具有经济性优势，有望高速增长；24 年缺电力问题有望明显缓解，锂电池储能对标火电（顶峰能力充足，无需新建装机）情景，火电灵活性改造经济性优势明显，有望大规模开启。②长期视角下，新能源渗透率提升带动长时调峰需求，抽水蓄能和火电灵活性改造经济性将有所提升，锂电池储能仍需积极降本。（3）备用氢能商业化之前将依赖火电进行应急保供。火电在严格保供情景下中长期净增4400-5600万千瓦/年，合理保供情景约2200-3200万千瓦/年。两种情景差异即为需求侧响应重点发挥作用的空间。  从投资视角看节奏（1）以锂电为代表的电化学储能最具发展潜力， ①23年将受益于建设速度快和缺电力（缺顶峰能力）问题扩大化，在峰谷价差进一步拉大背景下，有望迎来加速增长；24年后需要与火电灵活性改造竞争配置。②长期来看，电化学储能在调频、调峰、备用场景具有不同价值，应关注电力市场建设进展，若能够对电化学储能在不同场景下的不同价值充分定价，其经济性优势有望更早体现。（2）火电灵活性改造在典型调峰情景下最具成本优势，预计24年之后受益于缺电力问题逐步缓解，有望迎来快速发展。（3）抽蓄在典型调峰情景下不具备成本优势，在长时调峰方面成本优势明显，适用于新能源（特别是风电）高比例场景，具有通过容量电价获取稳定收益优势。  投资建议。看好23年锂电储能放量，建议关注南网科技、盛弘股份、国轩高科、阳光电源、涪陵电力等。类储能（火电灵活性改造新建火电）具备竞争优势，火电灵活性改造有望24年加速发展，备用场景支撑火电建设持续性，建议关注东方电气、哈尔滨电气、龙源技术、青达环保（环保团队覆盖）等。抽蓄适应未来长时调峰需求，稳定电价机制支撑持续加速发展，建议关注南网储能、东方电气、哈尔滨电气。  风险提示。新能源建设减速导致储能/类储能需求下降；新型储能出现安全问题导致发展减速；碳排放约束加强抑制新增火电。 [Table_Gr ade] 行业评级买入前次评级买入报告日期 2023-01-05 [Table_PicQuote] 相对市场表现 [Table_Author] 分析师陈子坤 SAC 执证号S0260513080001 010-59136690 chenzikungf.com.cn 分析师纪成炜 SAC 执证号S0260518060001 SFC CE No. BOI548 021-38003594 jichengweigf.com.cn 分析师陈昕 SAC 执证号S0260522080008 010-59136699 gfchenxingf.com.cn 请注意，陈子坤,陈昕并非香港证券及期货事务监察委员会的注册持牌人，不可在香港从事受监管活动。 [Table_DocReport] 相关研究电力设备行业传统火、水电迎来“类储能”发展机遇 2022-11-10 新型电力系统系列之二新能源消纳压力渐显，“储、输、控”各尽其责 2022-08-06 新型电力系统系列之一迎接分布式新能源消纳的投资机遇 2022-06-23 [Table_Contacts] 联系人高翔0755-88286912 gaoxianggf.com.cn -34 -26 -18 -10 -1 7 01/22 03/22 05/22 07/22 09/22 11/22 电力设备沪深300 识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 2 / 35 [Table_PageText] 深度分析|电力设备 [Table_impcom] 重点公司估值和财务分析表股票简称股票代码货币最新最近评级合理价值 EPS元 PEx EV/EBITDAx ROE 收盘价报告日期（元/股） 2022E 2023E 2022E 2023E 2022E 2023E 2022E 2023E 南网科技 688248.SH CNY 62.43 2022/09/20 买入 49.12 0.36 0.70 173.42 89.19 127.73 75.82 7.80 13.10 阳光电源 300274.SZ CNY 112.25 2022/11/27 买入 154.65 1.96 3.87 57.27 29.01 37.88 21.51 15.70 23.60 数据来源Wind、广发证券发展研究中心备注表中估值指标按照最新收盘价计算识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 3 / 35 [Table_PageText] 深度分析|电力设备目录索引一、新型电力系统需要多维度灵活性资源配置 . 6 （一）新型电力系统运行需要大量灵活性资源. 6 （二）适应新型电力系统发展，灵活性资源需要多维度配置 . 7 （三）灵活性资源建设即将进入快速发展期 10 二、调频传统电源能力不足，新型储能渐成刚需 11 （一）新能源快速发展造成系统调频能力不足. 11 （二）传统电源外新型储能将成为调频的重要补充 . 11 （三）电化学储能最具潜力 12 三、调峰火电灵活性改造成本占优，新型储能23年具备阶段性发展优势，抽蓄适合长时调峰 . 13 （一）关于新能源调峰需求的分析 . 13 （二）关于调峰资源的技术经济性对比 . 15 （三）关于调峰资源发展趋势的判断 . 22 四、备用火电增容减量“类储能化”，电力保供带来装机持续性 26 （一）火电是电力系统的“压舱石”，提供应急保供 . 26 （二）严格保供情景下，火电中长期保持年均净增4400-5600万千瓦 . 27 （三）优化保供情景下，火电中长期保持年均净增2200-3200万千瓦 . 28 五、投资分析 31 六、风险提示 33 识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 4 / 35 [Table_PageText] 深度分析|电力设备图表索引图 1山东工作日和节假日典型负荷曲线 7 图 2浙江工作日和节假日典型负荷曲线 7 图 3我国新能源装机变化趋势（万千瓦）. 7 图 4不同季节下的风电光伏典型日出力情况 . 7 图 5电力系统调节的划分和示意图 . 9 图 6电力系统调节与灵活性资源配置示意图 . 9 图 7甘肃光伏逐月累计消纳率 . 10 图 8甘肃风电逐月累计消纳率 . 10 图 9山东光伏逐月累计消纳率 . 10 图 10山东风电逐月累计消纳率 . 10 图 11山西电源装机变化趋势（万千瓦） 11 图 12美国全国光伏典型逐时净出力系数 13 图 13美国全国风电典型逐时净出力系数 13 图 14光伏春季逐日和平均出力系数 . 14 图 15风电冬季逐日和平均出力系数 . 14 图 16美国分季节典型净负荷曲线（MW） . 15 图 17美国分季节预测净负荷曲线（MW） . 15 图 18火电典型调峰曲线与储能和需求侧响应调峰示意图 . 16 图 19三峡水库入库流量（立方米/秒） . 27 图 202021年美国逐日用电量曲线（MWh） 29 图 212020年美国风电逐日出力特性 29 表 12020年山东和浙江用电量情况 6 表 2“十四五”用电侧和发电侧波动幅度的增幅对比 8 表 3新能源出力波动带来的调节需求 8 表 4各类电源调频优缺点对比 . 12 表 5典型储能方式的主要技术指标 . 13 表 6储能/类储能调峰对标情景 16 表 7锂电池储能调峰成本 17 表 8抽水蓄能调峰成本 17 表 9火电灵活性改造调峰成本 . 18 表 10火电灵活性改造及新建火电机组调峰成本 . 19 表 11储能和类储能调峰成本对比 . 21 表 12锂电池储能调峰成本敏感性测算 22 表 13火电灵活性改造（顶峰能力不足，需新建装机）与锂电池储能调峰成本比敏感性测算 . 23 识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 5 / 35 [Table_PageText] 深度分析|电力设备表 14火电发电量和装机测算 23 表 15用电量增速分析 . 24 表 16十四五电力平衡测算（万千瓦） 25 表 17各类电源的保供特性 26 表 18严格保供情景下的火电需求测算（万千瓦） 28 表 19美国日用电负荷统计特征（亿千瓦时） . 29 表 20备用情景下的连续五日电量平衡测算 30 表 21不同日均出力系数下的净增火电装机容量 . 31 表 22关于储能和类储能的发展判断 . 32 识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 6 / 35 [Table_PageText] 深度分析|电力设备一、新型电力系统需要多维度灵活性资源配置（一）新型电力系统运行需要大量灵活性资源电力系统运行需要实时平衡。新型电力系统下，负荷曲线峰谷差率扩大叠加新能源占比提升，使得负荷侧和电源侧波动同时加大，因而对灵活性资源的需求快速增加。电力系统运行需要满足下述等式新能源发电机组出力灵活性资源出力用电负荷。经济发展带动用电负荷曲线峰谷差率加大，“双碳”目标下新能源发电（出力具有随机性、波动性、间歇性特征）装机占比持续提升，电源侧波动加大，因此需要大量灵活性资源，以实现系统平衡。负荷侧经济高质量发展背景下，第三产业和城乡居民生活用电占比逐渐提升，带动用电负荷曲线的峰谷差率扩大。峰谷差率（最高用电负荷最低用电负荷）/ 最高用电负荷一般而言，经济发展水平与第三产业和居民生活用电量占比呈同向变化关系。我国用电负荷曲线的峰谷差率持续扩大。根据国网能源研究院对“十四五”的分析，国网经营区最大负荷增速将高于用电量增速，预测 2025 年最大日峰谷差达到 4 亿千瓦，最大日峰谷差率增至35。选择山东和浙江两个典型省份开展对比分析。根据两省统计局数据，2020年山东、浙江省人均GDP分别为72151元、100738元，同年浙江省第三产业、城乡居民生活用电量占比分别达到15.1、14.2，较山东高出4.6、3.7个百分点，显示浙江省经济发展水平相对较高。表 12020年山东和浙江用电量情况山东浙江用电量（亿千瓦时）占比用电量（亿千瓦时）占比全社会用电量 6939.8 100.0 4829.68 100.0 其中第一产业 95.8 1.4 21.19 0.4 第二产业 5391.7 77.7 3389.97 70.2 其中工业用电 5327 76.8 3300.37 68.3 第三产业 726.2 10.5 731.06 15.1 城乡居民生活用电 726.2 10.5 687.45 14.2 数据来源山东省统计局，浙江省统计局，广发证券发展研究中心从日典型负荷曲线来看，浙江省峰谷差率明显大于山东。基于2020年10月国家发改委、国家能源局披露的各省级电网典型电力负荷曲线进行对比分析。对于工作日，山东最高、最低负荷约为7200万千瓦、5800万千瓦，峰谷差率19.4；浙江最高、最低负荷约为7900万千瓦、5200万千瓦，峰谷差率34.2。对于节假日，山东最高、最低负荷约为6000万千瓦、5000万千瓦，峰谷差率16.7；浙江最高、最低负荷约为4200万千瓦、3200万千瓦，峰谷差率23.8。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 7 / 35 [Table_PageText] 深度分析|电力设备图 1山东工作日和节假日典型负荷曲线图 2浙江工作日和节假日典型负荷曲线数据来源国家发改委，国家能源局，广发证券发展研究中心数据来源国家发改委，国家能源局，广发证券发展研究中心发电侧“双碳”目标下，新能源发电装机占比持续提升，导致电源侧的波动性持续加大。新能源发电出力具有随机性、波动性、间歇性特征，其占比提升，将使得电源侧的平均可控性降低、波动程度提高。图 3我国新能源装机变化趋势（万千瓦）图 4不同季节下的风电光伏典型日出力情况数据来源Wind，广发证券发展研究中心数据来源郑可轲等，大规模新能源发电基地出力特性研究，广发证券发展研究中心（二）适应新型电力系统发展，灵活性资源需要多维度配置用电负荷曲线的波动幅度增速有限且有迹可循，发电侧新能源出力波动幅度快速增长且不确定性高，故灵活性资源配置以适应新能源出力波动为主。分别对用电侧和发电侧波动幅度进行估算，在一定假设条件下，用电侧主要来源于负荷增长和峰谷差率加大，波动年均加大2737万千瓦，发电侧主要来源于新能源装机增长，保守估计年均加大4000万千瓦。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 8 / 35 [Table_PageText] 深度分析|电力设备表 2“十四五”用电侧和发电侧波动幅度的增幅对比用电侧发电侧估测方法  夏季最大用电负荷一般为全年最大用电负荷。2021年全国主要电网最高用电负荷为119162万千瓦。  根据国网能源研究院测算，“十四五”国网经营区最大负荷增速将高于用电量增速，预测2025年达到13.3亿千瓦，年均增速5.5，高于用电量增速约1个百分点。最大日峰谷差率预计将增至35，最大日峰谷差达到4亿千瓦。  在2021年全国最高用电负荷119162万千瓦基础上，假设用电量中长期增速为5，最大负荷增速为6，则 2022-2025年最高用电负荷年均增长7819万千瓦。  假设日峰谷差率35，则日峰谷差年均最大增长2737万千瓦。  保守估计 2022-2025 年年均新增新能源装机 120GW（光伏80GW，风电40GW）。  光伏正午大发而夜间无出力，假设正午平均出力 60，则光伏日内波动年均增加 48GW；风电一般白天出力小、夜间出力大，保守估计日内波动 20，则风电日内波动年均增加8GW。  即使考虑风光完全互补，则新能源带来的日内出力波动也将达到40GW，即 4000万千瓦。日内波动幅度估计年均新增 2737万千瓦保守估计年均新增 4000万千瓦数据来源Wind，国网能源研究院，广发证券发展研究中心适应新能源出力波动，需要从调频、调峰、备用多时间尺度配置灵活性资源。电力系统调节以有功调节为主，无功调节为辅；有功调节中，又以调频、调峰、备用为主。直观地看，调频主要调节新能源出力过程中秒级至分钟级的“毛刺”；调峰主要调节小时级的新能源出力大幅变化；备用可进一步分为热备用和冷备用，热备用主要应对日内新能源出力超预期不足问题，冷备用主要应对日以上级别的可再生能源持续低出力问题。表 3新能源出力波动带来的调节需求定义调节的时间尺度调频调频分为一次调频和二次调频  一次调频是指当电力系统频率偏离目标频率时，常规机组通过调速系统的自动反应、新能源和储能等并网主体通过快速频率响应，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务。  二次调频是指并网主体通过自动功率控制技术，包括自动发电控制（AGC）、自动功率控制（APC）等，跟踪电力调度机构下达的指令，按照一定调节速率实时调整发用电功率，以满足电力系统频率、联络线功率控制要求的服务。秒级至分钟级调峰调峰是指为跟踪系统负荷的峰谷变化及可再生能源出力变化，并网主体根据调度指令进行的发用电功率调整或设备启停所提供的服务。小时级备用备用是指为保证电力系统可靠供电，在调度需求指令下，并网主体通过预留调节能力，并在规定的时间内响应调度指令所提供的服务。  热备用主要应对日内新能源出力超预期不足问题  冷备用主要应对日以上级别的可再生能源持续低出力问题日及以上级数据来源国家能源局，广发证券发展研究中心识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 9 / 35 [Table_PageText] 深度分析|电力设备图 5电力系统调节的划分和示意图数据来源田旭等，青海光伏与风力发电出力特性研究，广发证券发展研究中心电力系统需要多时间尺度调节，各类灵活性资源具有不同的技术特性，故适应新型电力系统发展需要对灵活性资源进行多维度配置。调频、调峰、备用的时间尺度依次提升。火电是电力系统的“压舱石”，是调频、调峰、备用的主体，由于近年来新能源快速发展，调频速率和折返次数提高，调峰深度加大，导致火电在调频调峰方面压力提升。电化学储能和抽水蓄能具有较强的调频调峰能力，是火电的有益补充，但由于电化学储能一般配置 2-4 小时、抽水蓄能库容 8 小时左右，故难以满足日以上级别备用需求。需求侧响应依托用户侧资源参与电力系统调节，调节速率相对有限，将主要满足部分调峰和备用需求。氢能主要通过电解水制氢和氢燃料电池参与电力系统调节，若能够实现氢能长时间低成本的制备和存储，则氢能能够广泛满足调频、调峰、备用需求。各类灵活性资源既具有互补效应又存在替代效应。在调频方面，先前以火电为主，目前单纯依靠火电调频已愈发吃力，需要电化学储能和抽水蓄能提供支持。近年来火储联调项目快速增加，正体现了上述变化趋势。在调峰方面，火电（进行灵活性改造）、抽水蓄能、电化学储能、需求侧响应均可实现，以哪种方式为主将取决于其调峰的经济性。在备用方面，在氢能商业化之前，仍将主要依靠火电支撑。今年8 月四川来水偏枯，水电出力数周均维持在较低水平，区域电力系统持续缺电，储能放电后难以再次充电，对缓解长时缺电作用非常有限，故对于可再生能源长时出力不足情景，仍需以火电为主进行应急保供。图 6电力系统调节与灵活性资源配置示意图数据来源广发证券发展研究中心识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 10 / 35 [Table_PageText] 深度分析|电力设备（三）灵活性资源建设即将进入快速发展期电力保供和新能源消纳压力同步加大，亟待加强灵活性资源建设。灵活性资源不足，一方面将导致用电高峰时发电能力不足，产生供电缺口，另一方面又将导致新能源大发时消纳能力不足，出现弃风弃光等问题。近两年，我国缺电问题和新能源消纳问题频繁出现，西部（甘肃等）、东部（山东等）的新能源开发较多省份已出现明显的消纳率下降趋势，四川、广东、浙江等地区在夏季和冬季用电高峰出现缺电问题，显示出加快灵活性资源建设已刻不容缓。图 7甘肃光伏逐月累计消纳率图 8甘肃风电逐月累计消纳率数据来源全国新能源消纳监测预警中心，广发证券发展研究中心数据来源全国新能源消纳监测预警中心，广发证券发展研究中心图 9山东光伏逐月累计消纳率图 10山东风电逐月累计消纳率数据来源全国新能源消纳监测预警中心，广发证券发展研究中心数据来源全国新能源消纳监测预警中心，广发证券发展研究中心灵活性资源建设有望多维度推进，进入快速发展期。结合上一节分析来看，适应新型电力系统发展，灵活性资源需要多维度配置，目前主要的四种灵活性资源火电（进行灵活性改造）、抽水蓄能、电化学储能、需求侧响应技术经济特性各有不同，既具有互补效应又存在替代效应。在当前电力系统调节能力不足、灵活性资源紧缺背景下，电力系统建设重点有望从单纯的新能源发电装机建设转向新能源发电和灵活性资源同步建设，灵活性资源发展有望提速。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 11 / 35 [Table_PageText] 深度分析|电力设备二、调频传统电源能力不足，新型储能渐成刚需（一）新能源快速发展造成系统调频能力不足电力系统的频率反映了发电有功功率和负荷之间的平衡关系，是电力系统运行的重要控制参数，偏离电网正常运行频率，将影响电力设备本身的效率，偏离较多时甚至威胁设备安全运行。新能源快速发展，调频需求明显上升。直观而言，调频主要调节新能源出力过程中秒级至分钟级的“毛刺”，新能源装机持续增长，“毛刺”也将持续加大，带来更多调频需求。从电力系统运行的实际情况来看，亦呈现出上述变化趋势。山西近年来新能源装机快速，调频压力明显上升，已积极出台调频支持政策，引导调频资源建设2022年5月，山西能监办印发山西电力一次调频市场交易实施细则（试行），提出市场主体须履行基本一次调频义务，基本义务以外的一次调频能力可参与一次调频市场交易，获得补偿。图 11山西电源装机变化趋势（万千瓦）数据来源Wind，广发证券发展研究中心注火电、水电、风电统计范围为6000千瓦及以上发电场站（二）传统电源外新型储能将成为调频的重要补充应对新能源带来的调频问题，主要有三类技术手段一是依托传统火电、常规水电机组进行调频。传统电网中，火电和常规水电机组作为主要的调频电源，根据系统频率变化不断改变机组出力，维持电网频率稳定。二是新能源发电机组自身建立调频能力。新能源机组具备二次调频（AGC）能力，但要实现一次调频，需要预留有功备用；三是新增储能设备进行调频。储能调节速率快，调频性能强，最能够适应新能源调频需求。特别是新型储能，能够快速响应、精确跟踪、双向调节，较抽水蓄能技术性能更强。我国电源装机以火电为主，特别是北方地区，新能源集中建设，水电机组少，调频资源更加稀缺。由于新能源通过预留有功备用的方式实现一次调频，将降低机组发电量，经济性较差，所以一般采用较少，故未来储能（特别是新型储能）将成为传统电源的重要补充。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 12 / 35 [Table_PageText] 深度分析|电力设备表 4各类电源调频优缺点对比优点缺点火电  装机容量大，能够在发电过程中兼顾调频需求。  一次调频性能受锅炉蓄热等问题限制，甚至存在未达到一次调频理论调节量问题；二次调频量受火电机组爬坡带负荷速率和各类调节延时的影响。  若高频次地改变自身有功出力，会造成设备磨损、增加燃煤使用量，从而提高机组的运行成本。常规水电  机械系统的性能较好，响应速度比火电机组快。  建设受地质条件限制。  出力范围要受到季节因素的制约。抽水蓄能  响应速度快于火电、常规水电，但是慢于新型储能。  建设受地质条件限制。  抽水蓄能机组参与调峰调频的负荷受到蓄能机组运行状态限制，不能在额定输出功率范围内双向随意调整。新型储能  快速响应、精确跟踪、可双向调节。  根据美国加州电力市场的电源特点来看，电化学储能调频效果是水电机组的1.7倍，是燃气机组的2.5 倍，是燃煤机组的20倍以上。  目前装机容量较小，使用寿命不及传统电源。数据来源CNKI，广发证券发展研究中心（三）电化学储能最具潜力在各类储能中，电化学储能组成混合式储能系统，可发挥各自的优势，充分契合新能源带来的一次、二次调频需求，达到更好的调频性能指标，最具发展潜力。飞轮储能是典型的短时高频储能技术。根据飞轮储能技术及其应用场景探讨分析，飞轮储能优势在于功率密度高、不受充放电次数的限制（寿命可达 20 年以上，充放电次数达200 万次以上）、高放电倍率（可达200C以上）、绿色无污染等，短板在于能量密度低、满功率放电时间较短等。因此，飞轮储能天然适合短时间内频繁进行充放电循环的应用场景，非常适合一次调频。目前飞轮储能初始投资价格在5000元/kW 左右，仍需加强降本。电化学储能兼具功率型和能量型特征，能够进行快速、精准的功率响应，从技术性能来看能够进行一次、二次调频。但受限于循环次数，现有的电化学储能项目大多仅响应二次调频（AGC），而不响应一次调频（需要高频充放电）。抽水蓄能和压缩空气储能，从建设角度看，其机组容量大但建设受到地质条件约束且周期较长，预计未来将根据规划进展稳步推进，而飞轮储能和电化学储能将根据需求灵活快速配置。从发展趋势来看，抽水蓄能和压缩空气储能调频速率低于飞轮储能和电化学储能，随着新能源渗透率不断提升，调频速率要求亦将提升，预计飞轮储能和电化学储能增长弹性更大。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 13 / 35 [Table_PageText] 深度分析|电力设备表 5典型储能方式的主要技术指标储能类型典型额定功率持续响应时间应用场景电化学储能 1kW-50MW 1min-数 h 削峰填谷、系统调频、新能源配套抽水蓄能 100-2000MW 4-10h 削峰填谷、系统调频、核电配套压缩空气储能 500kW-300MW 6-20h 调峰、系统调频、系统备用飞轮储能 5kW-5MW 15s-15min 系统调频、惯量支撑超导磁储能 0.01-1MW ms-15min 改善暂态稳定性、提高输电能力超级电容器 0.01-1MW 1s-15min 电能质量调节、输电系统稳定性数据来源CNKI，广发证券发展研究中心三、调峰火电灵活性改造成本占优，新型储能 23 年具备阶段性发展优势，抽蓄适合长时调峰（一）关于新能源调峰需求的分析以EIA披露的美国风光出力曲线进行分析，我们认为长期来看新能源预计需要5 小时以上的调峰资源。光伏出力集中于正午时段。虽然中午时段一般为日内用电高峰，但随着光伏装机快速提升，中午时段亦显示出了较强的调峰压力。结合光伏典型出力系数来看， 10-15时为光伏出力的峰值平台期，调峰压力最大，长期来看需要5小时调峰资源转移光伏中午时段的发电量。风电出力随机性大，在大/小风期会持续高/低出力，因此天然需要长时调峰资源。从各季节的典型出力系数来看，风电具有反调峰特性中午用电负荷高，而风电出力低；晚间（特别是后半夜）用电负荷低，而风电出力高。即使不考虑大/小风期，大致估计风电也需要5小时以上的调峰资源转移后半夜时段的发电量。图 12美国全国光伏典型逐时净出力系数图 13美国全国风电典型逐时净出力系数数据来源EIA，广发证券发展研究中心注净出力扣除了自发自用电量，光伏净出力系数会明显低于实际发电出力系数，但仍能显示总体波动趋势数据来源EIA，广发证券发展研究中心注风电自发自用电量较少，净出力系数与实际发电出力系数相近识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 14 / 35 [Table_PageText] 深度分析|电力设备图 14光伏春季逐日和平均出力系数数据来源EIA，广发证券发展研究中心注光伏春季平均出力系数接近全年均值，故以春季逐日出力系数曲线示意图 15风电冬季逐日和平均出力系数数据来源EIA，广发证券发展研究中心注风电冬季平均出力系数接近全年均值，故以冬季逐日出力系数曲线示意更进一步，从整个电力系统来看调峰资源需求更为准确从净负荷视角来看，更加清晰地显示出需要约5小时的下调峰资源支撑新能源消纳，需要约2小时的上调峰资源支撑用电高峰时段保供。下调峰当新能源大发时，调节性资源降低出力，以此支撑新能源消纳。基于美国分季节预测净负荷曲线来看，随着新能源装机渗透率提升，预计将逐步需要5小时识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 15 / 35 [Table_PageText] 深度分析|电力设备的下调峰资源。上调峰当用电负荷较高而新能源出力不足时，需要调节性资源提高出力，以此支撑电力保供。基于美国分季节预测净负荷曲线来看，约需要2小时的上调峰资源。图 16美国分季节典型净负荷曲线（MW）图 17美国分季节预测净负荷曲线（MW）数据来源EIA，广发证券发展研究中心注基于2020年12月至2021年11 月数据，净负荷用电负荷-光伏出力-风电出力数据来源EIA，广发证券发展研究中心注在2020年12月至2021年11 月数据基础上，将光伏、风电出力提升至4倍，以此模拟观测净负荷变化趋势（二）关于调峰资源的技术经济性对比火电是电力系统的主要调峰资源，其典型调峰曲线可主要参考上节的美国分季节预测净负荷曲线。简化来看，每日调峰将至少包括“一峰一谷”中午光伏大发时段进行下调峰，支撑光伏消纳；傍晚时分进行上调峰，支撑全天的高用电负荷时段。可能达到“两峰两谷”在上述“一峰一谷”外，后半夜进行下调峰，支撑风电消纳；上午进行上调峰，在光伏大发前支撑用电负荷上行。储能（抽水蓄能、电化学储能）在低谷时段充电，增加用电需求，支撑新能源消纳；在高峰时段放电，增加电力供给，缓解保供压力。储能能够对电量进行时间转移，具有较强的调峰能力。需求侧响应一般通过电价信号引导用户在低谷时段加大用电，在高峰时段减少用电，达到与储能相近的效果。由于需求侧响应与经济结构和用电习惯息息相关，其潜力规模和成本尚难以清晰确定，故后续分析以当前最主要的调峰资源火电和储能为主。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 16 / 35 [Table_PageText] 深度分析|电力设备图 18火电典型调峰曲线与储能和需求侧响应调峰示意图数据来源广发证券发展研究中心以锂电池储能调峰为基础，测算其调峰成本。按照达到相同调峰效果（考虑典型的“一峰一谷”，中午下调峰5小时，傍晚上调峰2小时，每日完全充放电1次，年调峰300天）的原则，构建对标情景，测算所需抽水蓄能和火电火电灵活性改造规模及调峰成本，并进行对比分析表 6储能/类储能调峰对标情景类型调峰能力对标情景的构建（5小时下调峰2小时上调峰）锂电池储能下调峰上调峰假设有 1kWh 锂电池储能。锂电池储能的充放电功率取决于 PCS，能够灵活调整。在 5 小时下调峰2 小时上调峰情境下，2小时上调峰要求对功率要求更高，因此以其作为关键指标，确定储能配置模式为0.5kW/1kWh。此时能够同时满足上调峰（放电功率 0.5kW，放电 2h）和下调峰（假设充放电效率 90，充电功率 0.22kW，充电 5h）需求。抽水蓄能下调峰上调峰抽水蓄能与锂电池储能同为储能，但是由于充放电效率、功率/能量比例关系不同，难以直接对标，因而需要进行折算从充放电效率来看，锂电池储能充放电效率约90、抽水蓄能约75。假设充电1kWh，锂电池储能能够放出0.9kWh，抽水蓄能能够放出0.75kWh。因此严格意义上无法构建完全相同的充放电情景，充电能量相同和放电能量相同只能选择其一。考虑到充电时刻电力供需宽松，抽水蓄能耗能更多对电力系统影响不大，而放电时刻电力供需紧张，若抽水蓄能放电能量低则可能产生缺电问题，因此对标情景选择高峰放电量相同。从功率/能量比例关系来看，锂电池储能的功率/能量比一般设置为12，抽水蓄能为16（库容一般在6小时以上）。1kWh 锂电池储能高峰放电时按照 0.5kW 功率放出 1.0kWh，抽水蓄能要达到相同效果，需要建设 0.5kW 装机，下调峰时充电功率 0.267kW、充电 5h，耗电 1.33kWh，上调峰放电功率 0.5kW、放电 2h，发电 1.0kWh。 0.5kW（6小时库容）的抽水蓄能电站最大可每日充电0.56÷754kWh，放电0.563kWh，故上述对标锂电池情景，抽水蓄能产能利用率仅1÷333。由于抽水蓄能的功率/能量之比较低，故在上/下调峰时长较短的情景下，利用率将明显偏低，调峰成本明显增大；而在新能源出力持续不足、用电高峰持续时间较长时，抽水蓄能等长时储能利用率将明显提升，调峰成本也将明显降低。火电灵活性改造下调峰火电灵活性改造仅能够下调峰，无法完全对标储能的调峰能力，需要增加考虑既有/新增火电作为上调峰资源才能构建完全对标储能的情景 ①当电力系统顶峰能力充足时，上调峰时段只需提高既有火电机组出力、进行顶峰发电即可，无需新建火电。0.5kW/1kWh 锂电池储能，低谷充电功率 0.22kW、充电5h，对应1.11kW火电灵活性改造（假设最低技术出力从50下降至30）；锂电池储能高峰放电 1kWh，对应既有火电在高峰额外发电 1kWh，仅考虑发电的可变成本即可。 ②当电力系统顶峰能力不足时，上调峰时段既有火电机组满功率发电也存在电力缺口，故需要新建火电。0.5kW/1kWh锂电池储能，低谷充电功率 0.22kW、充电 5h，对应 1.11kW火电灵活性改造（假设最低技术出力从50下降至30）；识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 17 / 35 [Table_PageText] 深度分析|电力设备锂电池储能高峰放电功率 0.5kW、放电量 1.0kWh，对应新建火电 0.5kW 且在高峰时段发电 1.0kWh，需考虑新建火电的固定成本和发电的可变成本。数据来源广发证券发展研究中心锂电池储能规模1kWh，EPC单价1.8元/Wh，假设税前全投资收益率6，中午低谷时段平均充电电价0.2元/kWh，测算调峰成本163.60元/年。表 7锂电池储能调峰成本单位数据备注储能装机容量 kW 0.5 0.5kW为最大充放电功率。储能功率/能量按12配置，能够在高峰时段2小时放空，最大程度满足高峰用电需求。储能时长 h 2 储能规模 kWh 1 EPC单价元/Wh 1.8 初始投资元 1800 全投资收益率要求 6 考虑税前全投资收益率6 完全充放电次数次 6000 年调峰天数天 300 夏季7、8月中午用电负荷高，一般无需深度调峰日完全充放电次数 1 储能使用年限年 20 使用年限完全充放电次数/年调峰天数/日完全充放电次数，为理论可达的最大使用年限。实际工程中能否达到尚缺乏有效证据年固定成本元/年 156.93 涵盖每年折旧及资金要求的合理回报充放电效率 90 日放电电量 kWh 1 日充电电量 kWh 1.111 年调峰天数天 300 假设充电电价元/kWh 0.2 假设中午光伏大发，电价年平均电价为0.2元/kWh 年可变成本元/年 6.67 涵盖充放电损耗对应成本年调峰成本元/年 163.60 数据来源广发证券发展研究中心抽水蓄能1kWh锂电池储能高峰放电时按照0.5kW功率放出1kWh，抽水蓄能要达到相同效果，需要建设0.5kW装机，下调峰时充电功率0.24kW、充电5h，耗电1.2