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国海证券研究所请务必阅读正文后免责条款部分 2022年01月21日行业研究评级推荐维持研究所证券分析师李航 S0350521120006 lih11ghzq.com.cn 证券分析师邱迪 S0350522010002 qiudghzq.com.cn 储能报告系列之一从调峰、调频角度看我国电化学储能需求空间电气设备行业深度研究最近一年走势相对沪深300表现表现 1M 3M 12M 电气设备 -8.8 -9.3 25.8 沪深300 -1.2 -1.8 -11.9 相关报告投资要点 ◼ 电网用电侧、发电侧的变化与电网侧发展滞后性是导致新能源发电消纳受限的主要原因。伴随新能源发电大规模并网和用电结构变化，发用两侧灵活调节需求增大及电网侧配套不足给电力系统带来安全隐患。用电侧变化主要体现在用电负荷峰谷差率逐步提高；发电侧问题主要是新能源发电出力固有随机性、波动性、间歇性导致系统转动惯量下降、调峰调频压力增大等；电网侧主要问题一是远距离输电能力仍有待提高，二是灵活调节资源发展滞后。用电侧、发电侧和电网侧的问题共同导致了新能源发电消纳能力受限，以此引出解决新能源消纳的两个重要方向一是增加灵活电源，二是配置储能。 ◼ 2025、2030年电化学储能容量需求区间分别为111GWh141GWh 和686GWh731GWh。应对未来新能源消纳带来的调频、调峰挑战，储能需求空间大。解决新能源消纳问题需要从调峰、调频两个方面入手。对我国调峰的功率缺口和容量缺口进行估算，2025 年调峰电化学储能功率需求约为 45.9GW, 容量需求约为111GWh，2030年容量需求约为686GWh。 2025 年调频储能需求约为 30GWh，2030 年调频储能需求约为 45GWh。考虑到调频、调峰共用性尚不明确，对电化学储能需求进行区间预测，区间最小值为调峰、调频储能完全共用情况，等于调峰电化学储能容量需求；区间最大值为调峰、调频储能完全不共用情况，即为调峰电化学储能容量需求加调频电化学储能容量需求。我们预测2025年电化学储能容量需求区间为111GWh141GWh，2030 年电化学储能容量需求区间为686GWh731GWh。 ◼ 投资建议随着风电、光伏装机量占比不断提高，电网调峰、调频需求日益凸显，电化学储能作为填补调峰、调频缺口的重要技术，将开启十年黄金赛道。基此我们给出行业“推荐”评级。具体标的上，重点推荐（1）锂电环节储能市场需求确定，受益于电化学储能增长预期的磷酸铁锂电池龙头企业【宁德时代】、【亿纬锂能】和磷酸铁锂正极材料企业【德方纳米】；（2）储能变流器储能系统成本主要 -0.1891 -0.0555 0.0782 0.2118 0.3455 0.4791 21/1 21/2 21/3 21/4 21/6 21/7 21/8 21/9 21/1021/1121/12 22/1 电气设备沪深300 证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分 2 重点关注公司及盈利预测重点公司股票 2022-01-20 EPS PE 投资代码名称股价 2020 2021E 2022E 2020 2021E 2022E 评级 300750.SZ 宁德时代 569.13 2.49 4.82 8.62 140.77 118.12 65.99 增持 300014.SZ 亿纬锂能 95.70 0.89 1.71 2.53 91.57 55.99 37.89 增持 300274.SZ 阳光电源 122.26 1.34 1.06 1.28 53.94 18.14 15.11 增持 300763.SZ 锦浪科技 221.43 2.31 2.29 3.72 64.50 96.82 59.59 增持 605117.SH 德业股份 236.76 2.99 3.20 5.04 79.18 74.05 47.00 增持 002837.SZ 英维克 36.85 0.57 0.71 0.97 30.70 52.17 37.86 增持 002960.SZ 青鸟消防 49.46 1.79 1.51 2.03 20.90 32.65 24.42 增持 300990.SZ 同飞股份 100.89 3.20 增持 300769.SZ 德方纳米 563.98 -0.36 6.76 11.45 -464.44 83.38 49.26 增持 688390.SH 固德威 344.02 2.96 4.50 7.19 80.43 76.49 47.82 增持 603063.SH 禾望电气 33.98 0.63 0.60 0.98 30.68 56.68 34.56 增持资料来源Wind资讯，国海证券研究所（注盈利预测取自万得一致预期）构成之一的储能变流器相关企业【阳光电源】、【锦浪科技】、【德业股份】、【固德威】和【禾望电气】；（3）储能温控大规模电化学储能温控需求旺盛，利好精密设备温控龙头企业【英维克】和【同飞股份】；（4）消防系统电化学储能安全性要求较高，利好消防报警企业【青鸟消防】。 ◼ 风险提示 1）储能相关政策变化；2）新能源发电发展不及预期；3）调峰技术革新；4）电化学储能成本下降不及预期；5）煤电灵活改造与气电新增装机量超预期；6）重点关注公司业绩不及预期；7）模型假设与实际情况可能存在差异。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分 3 内容目录 1、用电侧、发电侧的变化与电网侧发展滞后性 5 1.1、用电侧峰谷差不断增加 5 1.2、发电侧新能源发电对电网支撑能力弱 6 1.3、电网侧灵活电源不足，调峰、调频能力受限 . 8 2、提高灵活电源占比和发展储能是解决新能源消纳问题的关键 9 2.1、灵活火电发展受限 . 9 2.2、政策支持利好储能发展 10 3、 2025、2030年电化学储能容量需求区间分别为111GWh-141GWh和686GWh-731GWh 11 3.1、新能源装机量预测 . 12 3.2、 2025年、2030年调峰电化学储能容量需求分别为111GWh和686GWh 13 3.2.1、新能源发电无法消纳部分即为我国调峰缺口 13 3.2.2、 2025年调峰电化学储能功率需求空间为45.9GW 14 3.2.3、 2025年、2030年调峰电化学储能容量需求空间分别为111GWh和686GWh 15 3.3、 2025年、2030年调频电化学储能需求分别为30GWh和45GWh . 17 3.4、 2025、2030年电化学储能容量需求区间分别为111GWh-141GWh和686GWh-731GWh . 20 4、投资建议 21 5、风险提示 22 证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分 4 图表目录图12020年宁波电网负荷与电动汽车充电负荷 . 5 图2全国当月最高负荷（GW） . 5 图32020年浙江全年日最高/最低负荷（MW） . 5 图42020年浙江工作日典型负荷曲线（GW） 6 图5我国光伏、风电发电量占比 6 图6我国2020年发电结构 . 6 图7我国新能源发电与社会用电量（亿千瓦时） . 7 图8湖北工作日典型负荷曲线（GW） . 7 图9湖北部分光伏电站单日出力曲线 . 8 图10湖北部分风电场单日出力曲线 . 8 图112025新能源发电装机量预测路径 12 图12调峰原理 . 14 图13湖北10风电场与6光伏电站出力拟合（MW） 16 图14湖北2019年工作日典型负荷曲线（GW） . 16 图152025/2030年全国典型日负荷/发电曲线（万千瓦） . 17 图16调频过程及原理. 18 图17储能调频示意图. 19 图18火电调频示意图. 19 表1部分国家2018年灵活电源占比及新能源发电占比 . 8 表2三种火电机组对比 . 8 表3主要省份弃风弃光原因 9 表4典型燃气机组与燃煤机组对比 . 9 表5储能相关国家政策 . 10 表6主要省份新能源发电储能配建政策 11 表7新能源发电装机量预测值 13 表8调峰储能空间预测 . 14 表9电化学储能容量敏感性分析 15 表10全国电力运行情况及预测 16 表11调峰缺口及调峰电化学储能容量预测 17 表12调频指标 . 18 表13调频设备对比 18 表14新能源发电调频方式 . 19 表15光伏、风电调频电化学储能需求空间预测 . 20 证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分 5 1、用电侧、发电侧的变化与电网侧发展滞后性 1.1、用电侧峰谷差不断增加随着我国用电结构变化和电气化程度提升，负荷峰谷差拉大增大了电力系统调节需求。随着我国第三产业和居民生活用电占比不断提升，用电侧日内负荷的峰谷差率与峰谷差绝对值都在不断增大。以浙江为例，2020 年最大峰谷差达 33140MW，最大峰谷差率超50。同时，我国终端用能部门电气化程度也在不断提升，其中电动车是当前交通部门电气化的重要缩影。电动车充电负荷与原有电网负荷的日内波动情况高度重合，进一步增大负荷峰谷差率。以宁波为例，电动车充电高峰期在9-11 点和19-20点，与电网用电高峰期吻合。随着新能源汽车渗透率的不断提高，电动车的充电也将进一步加大电网负荷的峰谷差。图12020年宁波电网负荷与电动汽车充电负荷图2全国当月最高负荷（GW）资料来源电动汽车充电对电网负荷和电气设备的影响，国海证券研究所资料来源Wind，国海证券研究所图32020年浙江全年日最高/最低负荷（MW）资料来源国家发展改革委，国海证券研究所 0 2 4 6 8 10 12 14 16 0 4 8 12 16 20 24 电网负荷（GW）总充电负荷（GW） 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 2011年 2013年 2015年 2017年 2019年 2021年证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分 6 图42020年浙江工作日典型负荷曲线（GW）资料来源国家发改委，国海证券研究所 1.2、发电侧新能源发电对电网支撑能力弱新能源发电在电力系统中占比将逐步提高，未来将成为我国发电主体，新能源大规模并网对电力系统调节能力提出更高要求。光伏与风电在我国的发电量占比在2020年已经超过9，根据全球能源互联网发展合作组织预测，在碳达峰、碳中和趋势下，这一比例有望在2030年达到27，2060年达到66。由于新能源发电设备存在转动惯量低、动态无功支撑能力弱、电压耐受能力不足等问题，导致系统抗扰动能力下降，影响系统的稳定性（1）系统转动惯量降低由于光伏与风电几乎没有转动惯量，随着常规机组占比和使用率降低，电力系统一次调频能力下降，导致系统抗干扰能力变弱，波动率与波动幅度提高，低频越限概率增大，逐步需要储能提供转动惯量和调频服务；（2）动态无功支撑能力弱新能源机组动态无功支撑能力较常规电源弱，且新能源发电逐级升压接入电网，与主网的电气距离是常规机组的 23 倍，新能源占比提高将导致系统动态无功储备及支撑能力下降，系统电压稳定问题突出；（3）电压耐受能力不足新能源大规模接入导致系统短路容量下降，电压支撑能力降低，使暂态过电压问题突出，可能超过设备耐受水平，造成新能源大规模脱网或设备损坏。图5我国光伏、风电发电量占比图6我国2020年发电结构资料来源中电联，国海证券研究所资料来源中电联，国海证券研究所 0 20 40 60 80 0 4 8 12 16 20 24 0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00 7.00 2011201220132014201520162017201820192020 风电光伏 61 3 6 3 18 5 22 煤炭天然气风能太阳能水能核能生物质能余热等其他证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分 7 由于风电与光伏合计发电量与全社会用电量存在季节性错配，系统需要火电机组和储能技术协同来保障电力供应。我国全年用电情况与新能源发电量均具有周期性，根据2021年统计，全社会用电量在79月以及12月处于高峰，在24 月及11 月处于低谷。然而风电与光伏合计发电量在35月及11 月处于高峰，在79月及12月处于低谷，两者峰谷错位。在未来光伏和风电发电量占比提高的背景下，由于新能源发电与用电需求的季节性供需错配，在新能源发电低谷月份，需要大量火电机组保障电力供应；而在新能源发电高峰月份，由于火电机组的开机数量大幅降低且新能源调节能力弱，火电机组难以满足调峰、调频需求，需要更多储能设施来维持电网安全稳定。图7我国新能源发电与社会用电量（亿千瓦时）资料来源Wind，国海证券研究所注左轴（中国社会总用电量），右轴（风电、光伏发电量）新能源发电的瞬时波动和日内波动特性增大了系统调频、调峰需求。新能源发电具有较强的随机性、波动性，系统需要增加灵活性资源来应对其产生的调频、调峰需求。且风电的随机性、波动性远超光伏，因此进一步增大了系统调频、调峰需求。此外，我国风电普遍存在逆调峰现象，即风电出力曲线的峰谷时间与负荷的峰谷时间相反。以湖北电网数据为例，风电在夜间22时至次日5时出力较大，白天12时到17时出力较小；而湖北电网在夜间23时到次日7时负荷较小，白天12时至17时处于负荷峰值。这种逆调峰现象会进一步增大系统调峰压力。图8湖北工作日典型负荷曲线（GW）资料来源国家发改委，国海证券研究所 500 550 600 650 700 750 800 850 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 8500 9000 2020年12月 2021年3月 2021年6月 2021年9月中国社会总用电量风电、光伏发电量 0 10 20 30 40 0 1 2 3 4 5 7 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24时刻证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分 8 图9湖北部分光伏电站单日出力曲线图10湖北部分风电场单日出力曲线资料来源湖北电网典型大负荷日风电光伏出力特性分析，国海证券研究所资料来源湖北电网典型大负荷日风电光伏出力特性分析，国海证券研究所 1.3、电网侧灵活电源不足，调峰、调频能力受限电网侧系统灵活性电源发展滞后，调峰调频能力受限。我国电源结构以灵活性不高的燃煤机组为主，灵活性较好的燃气机组占比低，后者在2018年占比不足6。作为对比，美国、西班牙、德国的灵活电源装机量占比达到了49、34、18，远超我国水平。用各国灵活电源装机量占比与太阳能、风电发电量占比相除得到的比值可以作为衡量各国灵活电源对新能源发电调节能力的指标，我国此指标也远低于美国与西班牙。灵活性调节能力直接关系到电力系统安全稳定运行和新能源消纳利用水平，当前灵活性资源挖潜不足，体现在常规火电改造推进迟缓，抽蓄等灵活性调节电源建设缓慢，水电、核电等清洁能源提供灵活性资源的不确定性高，导致电力系统调峰调频压力不断增大。表1部分国家2018年灵活电源占比及新能源发电占比国家灵活电源装机量占比太阳能、风电发电量占比灵活电源装机量占比/ 太阳能、风电发电量占比美国 49 8.4 5.82 西班牙 34 24.5 1.39 德国 18 27.4 0.66 中国 6 8.0 0.75 资料来源中电联，IEA，国海证券研究所表2三种火电机组对比发电方式完全启停时间小时运行功率区间传统煤电机组 4-12 50-100 功率调节难灵活性改造煤电 2-4 20-100 功率调节较难燃气轮机 0.5 0-100 功率调节较灵活资料来源中国煤电机组调峰运行现状分析，富燃科技官网，国海证券研究所证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分 9 调峰能力不足是新能源发电消纳受限的主要因素。我国能源资源与消费需求呈逆向分布，西部地区风、光、水等清洁能源需要大规模外送至中东部地区消纳。目前跨省跨区清洁能源消纳仍然面临着政策和价格机制不完善、电力外送通道建设滞后等问题，局部地区仍存在因外送传输能力受限造成的新能源弃用问题，但是随着高压输电网络的大力建设，外输受限对新能源发电消纳的影响正逐步减少。根据主要省份弃风弃光原因的统计，2020 年相较于 2015 年因传输能力受限导致的弃风弃光占比均有降低，因调峰能力不足导致的弃风弃光占比均有上升并且在多省占比超过 90。因此调峰能力不足是新能源发电消纳受限的主要因素，并且问题正逐步加剧。表3主要省份弃风弃光原因省市弃风原因弃光原因调峰能力不足传输能力受限调峰能力不足传输能力受限 2015 2020 2015 2020 2015 2020 2015 2020 甘肃 52.1 74.2 47.9 25.8 39.6 69.9 60.4 30.1 宁夏 85.8 94.2 14.2 4.8 89.5 96.6 10.5 3.4 青海 / 96.5 / 3.5 69.8 93.2 30.1 6.7 新疆 74.1 92.3 25.8 7.7 73.0 90.1 27.0 9.8 资料来源西北能监局，国海证券研究所 2、提高灵活电源占比和发展储能是解决新能源消纳问题的关键提高灵活电源占比和发展储能是解决新能源消纳问题的两大主要手段。提升电力系统灵活性是解决新能源消纳的关键，主要手段包括提升灵活电源占比、发展储能、加强电网互联、挖掘需求响应资源等。其中，灵活电源和储能是较为主要的灵活性资源，为研究重点。 2.1、灵活火电发展受限提高燃气机组占比不符合我国国情，难以实现。我国具有“富煤贫油少气”的能源资源禀赋，天然气对外依存度较高，燃气发电成本远高于燃煤发电。表4典型燃气机组与燃煤机组对比机型燃料价格燃料成本（元/kWh）固定成本（元/kWh）总成本（元/kWh）标杆电价 9F燃气机组 2.6元/m3 0.539 0.12 0.659 0.665 600MW燃煤机组 500元/吨 0.245 0.14 0.385 0.453 资料来源电力体制改革下天然气发电产业的挑战与机遇，国海证券研究所燃煤机组灵活改造是我国提高灵活电源占比的主要途径。煤电原则上具备秒级以上全时间尺度调节能力，通过煤电灵活性改造，可以使其具备日内调峰能力，从而应对新能源发电的日内波动问题。因补偿标准低等问题，“十三五”期间煤证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分 10 电灵活性改造积极性不强，改造远低于预期，“十三五”规划改造219.5GW，截止19年底仅完成57.75GW。煤电机组灵活性改造支持政策利好不断，改造进度预计加快。在国家政策方面， “十四五”期间计划完成煤电灵活性改造200GW，增加系统调节能力3040GW。地方政府也在积极出台相关政策刺激煤电灵活改造，如内蒙以新建新能源消纳指标激励发电央企对存量煤电机组进行灵活性改造。此外，我国调峰在内辅助服务费用占全社会电费占比有望逐步看齐国际经验值，由当前1.5升至3及以上，将利好调峰等辅助服务市场建设。 2.2、政策支持利好储能发展发展储能可以很好地解决新能源大规模并网引起的发电高峰和用电高峰错配及电网不稳定问题。储能可以解决风光出力高峰与负荷高峰错配的难题，通过削峰填谷促进新能源消纳，缓解电网的调峰压力。此外，储能可以提供调频服务，解决风光出力随机性和波动性带来的频率稳定难题，提升系统安全稳定水平。国家储能政策频出，储能收益难题有望得到破解。2014年国家出台政策，国内新建抽水蓄能电站电价主要采用两部制，即上网电价容量电价电量电价，容量电价和电量电价分别用以弥补固定成本和运营产生的变动成本。2019年5月下发的输配电定价成本监审办法规定，抽水蓄能电站及电储能设施费用不得计入输配电定价成本，导致电网投资储能难以疏导成本。但是 2021 年 5 月新政关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见明确抽水蓄能容量电价纳入输配电成本，储能成本可以向下游用户传导，从而保障了抽水蓄能电站的投资收益，为抽水蓄能电站规模化发展打下基础。2021年12月印发的电力辅助服务管理办法提出将辅助服务费用分摊范围由当前发电侧扩大至电力用户，为储能打开盈利空间奠定了基础。表5储能相关国家政策时间文件政策 2014年关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价容量电价以弥补电站固定成本及准许收益的原则核定，抽蓄电站放电电价为当地燃煤标杆电价，充电电价为放电电价75 2019年5月输配电定价成本监审办法抽水蓄能、电储能成本费用不纳入输配电成本 2021年5月关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见抽水蓄能容量电价纳入输配电成本 2021年7月关于加快推动新型储能发展的指导意见建立电网侧独立储能电站容量电价机制，探索将电网替代性储能设施成本纳入输配电成本，完善峰谷电价政策，推动新型储能到2025年装机规模达30GW 2021年12月电力并网运行管理规定与电力辅助服务管理办法按照“谁受益、谁承担”的原则，进一步完善辅助服务考核补偿方式和分摊机制，补偿费用分摊范围扩大到电力用户资料来源官方文件整理，国海证券研究所储能产业迎来政策性利好，地方政府纷纷响应国家政策推出配储政策。2021年 8月，发改委发布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证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分 11 规模的通知，通知鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模，对按规定比例要求配建储能或调峰能力的可再生能源发电企业，经电网企业按程序认定后，可安排相应装机并网。该政策显示了国家层面对储能产业明确的支持态度，国家政策出台后，各地储能产业扶持政策密集出台，多地强制要求保障性并网按照一定比例配储。在国家政策大力推进储能产业发展的背景下，储能产业有望健康快速发展。表6主要省份新能源发电储能配建政策省市文件政策青海关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知新建新能源项目，储能容量原则上不低于新能源项目102小时以上自发自储设施所发售的省内电网电量，给予每千瓦时0.10元运营补贴河南关于 2021 年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知 I类区域配置项目102小时储能 II类区域配置项目152小时储能 III类区域配置项目202小时储能山东关于开展储能示范应用的实施意见新增集中式风电、光伏发电项目，原则上按照不低于 102 小时比例配建或租赁储能设施内蒙古关于加快推动新型储能发展的实施意见新建保障性并网新能源项目，配建储能规模原则上不低于新能源项目 15 2小时储能新建市场化并网新能源项目，配建储能规模原则上不低于新能源项目 15 4小时储能贵州关于上报 2021 年光伏发电项目计划的通知送出消纳受限区域，计划项目需配备10的储能设施甘肃关于加快推进全省新能源存量项目建设工作的通知鼓励在建存量600万风光电项目按河西5市（酒泉、嘉峪关、张掖、金昌、武威）配置10-202小时、其他地区按照5-102小时配置配套储能设施。陕西关于征求新型储能建设方案（征求意见稿）意见的函新增风电项目，陕北地区102小时；新增集中式光伏，关中地区、延安市102小时，榆林市202小时山西关于做好 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知大同等5市建议配置102小时以上储能设施河北 2021年风电、光伏发电保障性并网项目计划的通知南网、北网保障性并网项目分别由开发企业按照不低于项目容量 102小时、152小时配置储能装置江西江西省能源局关于做好 2021 年新增光伏发电项目竞争优选有关工作的通知对储能配置不低于装机规模101小时以上光伏电站给予政策支持宁夏关于加快促进自治区储能健康有序发展的指导意见 “十四五”期间，储能设施按照容量不低于新能源装机的 102 小时以上的原则逐年配置资料来源各省市政府官方网站，国海证券研究所 3、 2025、2030年电化学储能容量需求区间分别为 111GWh-141GWh和686GWh-731GWh 抽水蓄能发展规模确定性相对较高，储能需求预测的难点在于电化学储能空间证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分 12 测算。抽水蓄能和电化学储能是当前储能发展的主流选择，两者发展模式存在显著差别。我国抽水蓄能规划建设主要围绕两大电网公司展开，在当前抽水蓄能价格机制逐步理顺的趋势下，抽水蓄能发展规划落地的确定性显著增强。电化学储能的投资主体呈现显著的多元化特征，国家规划目标的执行落地面临更大的不确定性，相应的测算分析更为困难。结合当前应用场景看，电化学储能主要起到调峰、调频作用，从调峰调频功能视角测算电化学储能空间更为行之有效。按照安装位置和投资主体划分，电化学储能应用场景可分为电源侧储能、电网侧储能、用户侧储能。由于电化学储能在这些场景所起作用大部分重叠，且各场景电化学储能规模受政策要求、经济性等多方面复杂多变因素影响，采用自下而上分场景测算方法预测电化学储能较为困难。但从在电力系统中所发挥的作用看，储能主要起到调峰、调频功能，从功能视角相较更容易测算出未来电力系统中电化学储能需求。 3.1、新能源装机量预测基于2021年10月国务院印发的2030年前碳达峰行动方案中，2025年非化石能源消费比重达到20、2030年非化石能源消费比重达到25的目标，对新能源装机量进行预测，预计“十四五”期间风电和光伏新增装机量为646GW，累积装机量约为1181GW。图112025新能源发电装机量预测路径资料来源wind，国务院，能源局，国海证券研究所证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分 13 表7新能源发电装机量预测值单位 2020 2025E 2030E 一次能源消费总量亿吨标煤 49.80 55.48 59.43 年均增速 2.8 2.2 1.4 非化石发电量总量万GWh 231 393 531 非化石能源占比 15.9 20.0 25.0 发电煤耗 g/kWh 287.2 282.2 279.7 非化石发电量结构水电发电量万GWh 121.4 144.5 167.8 年均增速 4.0 3.5 3.0 核电发电量万GWh 36.6 53.9 71.9 装机量 GW 49.9 74.9 99.9 装机年均增量 GW 4.5 5.0 5.0 年利用小时数 h 7341.2 7200.0 7200.0 风电光伏发电量万GWh 72.7 194.8 291.5 装机量总和 GW 535.0 1180.8 1804.8 风电占比 52.6 50.0 45.0 光伏占比 47.4 50.0 55.0 风电发电量万GWh 46.7 118.1 162.4 装机量 GW 281.5 590.4 812.2 年利用小时数 h 1657.0 2000.0 2000.0 光伏发电量万GWh 26.1 76.7 129.0 装机量 GW 253.4 590.4 992.6 年利用小时数 h 1027.9 1300.0 1300.0 资料来源wind，国务院，能源局，中国2030年能源电力发展规划研究及2060年展望，国海证券研究所 3.2、 2025年、2030年调峰电化学储能容量需求分别为111GWh和686GWh 3.2.1、新能源发电无法消纳部分即为我国调峰缺口电网负荷日内一般呈规律性波动，负荷峰谷差率在部分较极端情况下会超过 50。电网调峰就是在电网负荷高峰时提高发电功率，电网负荷低谷时降低发电功率。传统电网会通过对负荷波动的预测，按照日前发电计划调整全网火电机组输出功率实现系统调峰。新能源发电大规模并网后，风电和光伏发电的日内波动进一步增大了系统调峰需求。由于传统煤电机组最小技术出力一般为 50，继续降低出力会有停机风险，并且煤电机组启动时间较长，频繁启停还会加速机组磨损，因此传统煤电机组调峰能力有限。当所有煤电机组出力降至最小出力时，若总发电供给仍高于电力需求，则只能弃光、弃风，此部分供给需求差额可视为调峰缺口。该调峰缺口可通过储能设备在发电高峰期进行电能储存，在用电高峰证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分 14 期进行电能释放来补足。调峰储能设备主要以电化学储能和抽蓄储能为主，抽蓄储能的建设对地势环境有要求，并且建设周期一般为 8-10 年，所以未来 10 年抽蓄储能容量可以根据目前已有、在建、规划的抽蓄项目进行较为准确地预测。图12调峰原理资料来源国海证券研究所 3.2.2、 2025年调峰电化学储能功率需求空间为45.9GW 通过供需差计算出2025年调峰缺口为127GW。第一步确定全年调峰需求在冬季供暖期晚高峰期间最大。第二步计算 2025 年该时期调峰缺口（即供需差），调峰缺口调峰需求-调峰能力，其中调峰需求包括峰谷差、备用容量和风电逆调峰容量，调峰能力包括煤电（50调峰深度）、气电（70调峰深度）和抽蓄。两者相减可计算出2025年调峰缺口为127GW。表8调峰储能空间预测 2020 2025E 假设需求端系统最大负荷 GW 1076 1373 年均增速5 备用容量 GW 129 165 备用率12 系统峰谷差率 30 35 峰谷差率扩大5 系统峰谷差 GW 323 481 系统调峰需求 GW 452 645 系统开机容量需求 GW 1205 1538 供给端系统开机容量 GW 1205 1538 水电、核电、光伏 GW 199 246 晚高峰光伏出力为0 抽蓄 GW 31 62 按规划新增31GW 证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分 15 煤电 GW 745 799 开机容量平衡项气电 GW 61 78 装机年均增速5，开机率60 风电 GW 169 354 出力60 系统调峰容量 GW 450 518 水电、核电、光伏 GW 0 0 抽蓄 GW 62 124 2倍容量煤电 GW 372 399 调峰深度50 气电 GW 43 54 调峰深度70 风电 GW -28 -59 反调峰率10 系统调峰缺口 GW 2 127 资料来源能源局，十三五规划，十四五规划，国海证券研究所 2025 年在完成煤电改造目标 200GW 情况下对应调峰电化学储能需求为 45.9GW。调峰缺口由新增灵活性改造煤电和电化学储能弥补，煤电改造后最小出力为30（原为50），电化学储能充放电深度为 90。对电化学储能需求相对于煤电灵活改造容量进行敏感性分析。在中性假设下，“十四五”完成煤电改造目标200GW，则对应电化学储能累计装机需45.9GW，考虑目前发电侧累计装机约3.3GW，对应2021-2025年电化学储能新增装机为42.6GW。表9电化学储能容量敏感性分析新增煤电灵活性改造（GW） 50 100 150 200 250 300 电化学储能需求（GW） 61.7 56.4 51.2 45.9 40.7 35.4 资料来源国海证券研究所 3.2.3、 2025 年、2030 年调峰电化学储能容量需求空间分别为 111GWh和686GWh 调峰储能容量需求空间是最低发电曲线超过负荷曲线部分的积分。调峰电化学储能功率空间按照瞬时最大调峰功率缺口（GW）来计算，但是电化学储能空间普遍以容量（GWh）来衡量。调峰既要满足瞬时的功率需求，也要满足一段时间内容量需求。在负荷曲线上的区别体现在功率缺口是一个时刻发电功率与负荷的最大差值，调峰容量缺口则是发电功率曲线在负荷曲线之上的部分与负荷曲线围成的封闭图形面积，即两条曲线积分之差。全国电力系统负荷与发电功率模拟方法由于湖北地处中国中部，并且作为工业与人口大省，其气候条件与用电负荷曲线较为典型。所以进行测算时用湖北的新能源发电出力特征代替全国新能源发电出力特征，用湖北典型日负荷特征代替全国典型日负荷特征。根据湖北10个风电场和6个光伏电厂的平均日内出力曲线绘制总出力曲线。按照预测的2025年和2030年全国光伏、风电装机量进行等比放大，代表全国光伏、风电发电出力曲线。叠加煤电、水电、燃气、核电、生物质能机组的最小技术出力得到全国系统最小出力曲线。将湖北典型日负荷曲线按照最大负荷与全国预计最大负荷的比值进行等比放大，模拟全国典型日负荷曲线，与全国系统最小出力曲线合并，系统最小出力曲线超出日负荷曲线的部分即为新能源发电无法消纳部分，也可视为调峰最大需求量。负荷曲线纵轴为功率，横轴为时间，对两个曲线求积分相减，即可估算全国 2025 年、2030 年调峰最证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分 16 大需求量。图13湖北10风电场与6光伏电站出力拟合（MW）图14湖北2019年工作日典型负荷曲线（GW）资料来源湖北电网典型大负荷日风电光伏出力特性分析国海证券研究所资料来源发改委，国海证券研究所表10全国电力运行情况及预测全国电力运行情况预测 2025E 2030E 煤电装机量/ GW 1100 1050 开机率 80 73 最低功率 50 50 水电机组装机量/ GW 392 441 开机率 50 60 最低功率 100 100 燃气机组装机量/ GW 152 185 开机率 60 60 最低功率 30 30 核电机组装机量/ GW 72 108 开机率 60 60 最低功率 100 100 生物质能装机量/ GW 65 82 开机率 60 60 最低功率 60 60 光伏装机量/ GW 550 1000 开机率 55 50 风电装机量/ GW 536 800 开机率 55 50 系统最高负荷/ GW 1373 1592 开机容量需求/ GW 1538 1783 抽蓄储能容量/ GW 62 113 抽蓄储能时间/ 小时 6 6 资料来源中国2030年能源电力发展规划研究及2060年展望，国海证券研究所 0 200 400 600 800 1000 1200 0 4 8 12 16 20 24 时刻 0 5 10 15 20 25 30 35 40 0 4 8 12 16 20 24 时刻证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分 17 图152025/2030年全国典型日负荷/发电曲线（万千瓦）资料来源国海证券研究所假设电化学储能调峰需求调峰缺口量-抽蓄容量，根据中国2030年能源电力发展规划研究及2060年展望中的预测，我国2025年抽蓄装机量62GW，2030 年抽蓄装机量113GW，电化学储能充放电深度为90，则可计算电化学储能调峰容量需求。表11调峰缺口及调峰电化学储能容量预测 2025E 2030E 调峰缺口 472 GWh 1296 GWh 电化学储能调峰容量 111 GWh 686 GWh 资料来源国海证券研究所 3.3、 2