【行业研究报告】公用事业-公用事业行业深度研究：新型电力系统深度研究3-全场景下电化学储能电站收益测算

公用事业公用事业2022年06月18日投资评级行业评级强于大市(维持评级)上次评级强于大市作者郭丽丽guolili@tfzq.com资料来源：聚源数据相关报告1《公用事业-行业研究周报:火电超超临界机组为什么被关注？》2022-06-122《公用事业-行业研究周报:国家电投集团资产梳理：优质资产整合未来可期》2022-06-053《公用事业-行业点评:政策支持新能源发展，空间、扩张速度有望双提升》2022-05-31行业走势图新型电力系统深度研究3——全场景下电化学储能电站收益测算双碳目标下新能源装机规模持续扩张，储能成必要环节双碳目标下新能源装机维持高增速，装机规模占比不断提升，给电网带来较大考验，储能成为新型电力系统下的必要环节。但传统抽水蓄能受制于自然条件约束及响应速度较慢问题，难以完全满足新能源装机规模快速扩张下的调峰调频需求。以电化学为主的新型储能近年来取得快速发展，截至2021底，国内电化学储能装机规模为5.12GW，2014-2021年CAGR达69.0%。源网侧：收益机制亟待探索，共享独立储能或为最优模式火储联合调频：火储发展初期受补偿政策影响，广东、内蒙、山西等区域收益水平显著，发展优势明显，但该市场目前总体资金池相对有限，伴随电站规模快速扩张，总体资金池将被迅速瓜分，早期发展较快区域开始趋于饱和，补偿标准表现出降低趋势。在此背景下，火储联合调频市场开始向其他区域拓展，据储能与电力市场统计，2021年，新增项目（规划、建设、投运）涵盖广东、江苏、浙江、福建等15个省市，涉及近40个项目。新能源+储能：多个省份提出明确新能源配储要求（比例多在5%-20%之间），推动储能产业规模快速扩张，但“繁荣发展”背后，由于其缺乏明确调用及收益机制，发电侧自建储能压力较大。独立储能：新型储能产业“探索初期”将过，规范化与市场化加速推进。而独立储能电站一方面更加贴合政策导向，相比于依附于发电侧的商业模式，独立储能电站规范性与主体性更强；另一方面，在辅助服务市场逐渐向独立储能放开的背景下，独立储能电站有望满足发电侧、电网侧等多方需求，通过参与调峰、调频等电力辅助服务及容量租赁来扩宽收益渠道，从而有效解决经济性难题。同时，独立储能电站参与电力现货市场交易确定性逐渐增强，市场化机制有望打破资金盘掣肘，进一步提高项目收益水平。根据测算，在综合考虑现货市场交易+容量租赁的情况下，山东独立储能电站项目全投资IRR达13.01%，资本金IRR达26.50%，收益率可观，已具备较强的投资价值。用户侧：需求响应机制必要性凸显，峰谷价差拉大为储能提供套利空间伴随我国分时电价政策加速推进，目前已有29个省份实施了不同的分时电价机制，峰谷电价价差不断拉大，从而为用户侧储能提供了客观的套利空间。根据测算，当平均价差达到0.39元/KWh时可实现盈亏平衡，当平均价差达到0.6元/KWh时，其全投资IRR达11.57%，资本金IRR达23.30%，因此从当前各地区峰谷价差情况来看，用户侧储能已具备一定的经济性与投资价值。投资建议：新型储能商业模式逐渐明朗，共享独立储能电站收益可观，规模放量在即。一方面，双碳目标下，新能源装机维持高增速，装机规模占比不断提升，给电网带来较大考验。在此背景下，国家级储能相关政策频繁出台，对新型储能产业做出一系列顶层战略规划，明确到2025年30GW的发展目标，并推动其规范化与市场化发展；另一方面，在近年来对储能商业模式的持续探索下，其收入渠道不断拓展，盈利能力显著提高，同时伴随政策端补偿机制等的陆续推出，储能经济性有望持续改善。具体标的方面，建议关注【万里扬】【林洋能源】【三峡能源】【文山电力】【宝光股份】【南网科技】等风险提示：储能上游设备涨价，相关政策出台及落地不及预期，储能电站收益渠道拓展不及预期，现货市场下电费价差不及预期，测算假设存在误差等-26%-18%-10%