首页 > 文档云仓 > 行业研究 | 企业研究 > 电力|能源|储能 > 公用事业及环保产业行业研究: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&经济性)两个变量:(1)基于不同建设周期,消纳主力由近及远将依照“火电灵活性改造-抽水蓄能-电化学储能等新型储能”的顺序,在火电逐步退出、抽蓄优质资源见底后,新型储能为终局选择;(2)调节资源存在“技术成熟-补偿政策完善-经济性体现”的发展路径,目前仅抽蓄已跑通、获国家层面政策支持,其余路线因场景局限、技术不成熟(例如尚存安全隐患)等原因暂时仅有地方性补偿方案。
因此经济性分析除考虑技术降本外,还需关注各省补偿政策、灵活性调节资源供需关系、电力市场的差异。总体上,各层级政策均聚焦于(调峰)容量、(调峰)电量、(调频等)辅助服务三类补偿,用于弥补建设及运行中产生的增量成本、并给予合理收益:
电化学储能:扩增服务类型,3类模式下经济性逐类加强。(1)2000元/KWh系统成本下,仅依靠(调峰)电量补偿,针对每日一充一放和两充两放场景,调峰辅助服务价格/现货市场价差需分别高于0.5、0.6元/KWh方可盈亏平衡;(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IRR11.4%,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IRR22.1%。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5~7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。
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