请务必阅读正文之后的重要声明部分、新型电力系统系列1：独立储能电站调峰、调频经济性探讨公用事业证券研究报告/行业深度报告2022年6月19日评级：增持（维持）分析师：汪磊执业证书编号：S0740521070002电话：021-20315185Email：wanglei01@r.qlzq.com.cn联系人：郑汉林Email：zhenghl@r.qlzq.com.cnTale_Profit]基本状况上市公司数84行业总市值(亿元)24,881行业流通市值(亿元)8,203[Table_QuotePic]行业-市场走势对比相关报告[Table_Finance]重点公司基本状况简称股价EPSPEPEG评级21A22E23E24E21A22E23E24E同力日升34.290.901.421.862.3838.1024.1518.4414.411.51买入林洋能源8.430.450.630.810.9418.7313.3810.418.970.82未评级南网科技23.880.250.360.580.8295.5266.3341.1729.121.64未评级宝光股份10.660.150.230.310.4371.0746.3534.3924.792.21未评级万里扬8.24-0.560.490.640.67-14.7116.8212.8812.300.95未评级中国电力4.80-0.070.260.330.46-68.5718.4614.5510.430.71未评级申菱环境23.290.581.011.411.8740.1623.0616.5212.451.06买入英维克22.500.610.630.861.1036.8935.7126.1620.45-6.33未评级同飞股份55.002.311.862.923.8923.8129.5718.8414.14-41.84未评级高澜股份11.690.230.450.701.0050.8325.9816.7011.691.65未评级国安达38.640.211.182.353.36184.0032.7516.4411.502.21未评级青鸟消防29.111.521.431.872.4419.1520.3615.5711.93-11.32未评级备注：股价取自2022年6月17日数据，未覆盖的公司采用Wind一致预期。3[Table_Summary]报告摘要新能源大规模并网带来电网效率安全问题，配臵可调节电源势在必行。在不配臵储能的前提下，发电侧的发电量和负荷侧的用电量必须相等。火电可以通过控制燃料投放来控制出力，而风电、光伏发电出力由自然资源决定，人为干预作用小，且风光资源日前预测精度相对低。因此当新能源发电量占比达到一定程度，电源和负荷的曲线差异将对电网的运行效率和安全造成冲击，或导致大量弃风弃光现象。部分地区储能调峰已具备经济性。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。当出力曲线不易控制的新能源并网比例逐渐增加，调峰的重要性日益凸显。目前，针对储能调峰，各地多采用市场化补偿，最高固定补偿金额达0.792元/kWh。在基础假设下，我们对储能项目IRR进行测算，当调峰价格达到0.7元/kWh以上时，项目造价在1.5-1.9元/Wh的项目均可取得8%以上的收益率，在部分地区已具备经济性；调峰价格在0.5元/kWh以下的项目相对经济性不佳。储能调频具备性能优势，经济性优于调峰。调频是指电力系统频率偏离目标频率时，并网主体通过调速系统、自动发电控制等方式，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务。调频对速度和精度要求较高，电化学储能AGC跟踪曲线与指令曲线基本能达到一致，做到精准调节。在基础假设下，我们对储能项目IRR进行测算，IRR对调用频率比较敏感，若调用频率达到8min以上，项目难以取得较好收益；里程补偿达到8元/MW以上时项目IRR均达到9%以上，部分地区补偿标准或报价上限可满足这一要求。投资建议：能源结构低碳化转型持续推进，风电、光伏在“十四五”期间装机规模高增长的确定性高。风光大规模并网带来电网运行安全和效率问题，建设可调节电源势在必行。电化学储能具备建设灵活、限制性条件少、响应速度快等优势，多地政府出台政策推动电化学储能发展。建议关注：1）储能集成与核心部件：通过收购进入新能源电站及储能领域，具备储能核心部件设计能力，在手290MWh储能项目的同力日升（重点推荐）；与亿纬锂能深度合作，合资建设年产10GWh储能专用磷酸铁锂电池生产基地项目，储备储能项目1.2GWh的林洋能源；具备储能系统技术服务能力，可根据客户需求针对性提供电化学储能系统整套解决方案的南网科技；合资设立储能子公司，自主研发储能EMS，发力火储联合等储能调频场景的宝光股份。2）独立储能电站建设运营：已在广东、甘肃等省份投运4个发电侧储能电站、目前已签协议拟投资建设1GW储能电站的万里扬；与海博思创设立合资公司，储能规模近0.7GWh的中国电力。3）储能安全系列，储能热管理大有可为的标的申菱环境（重点推荐）、英维克、同飞股份、高澜股份，和拓展储能消防应用场景的国安达、青鸟消防。风险提示：项目收益测算偏差的风险；项目推进不及预期；政策执行不及预期；市场请务必阅读正文之后的重要声明部分-2-行业深度报告竞争加剧；研究报告使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险。请务必阅读正文之后的重要声明部分-3-行业深度报告内容目录1.电化学储能是新型电力系统建设不可或缺的环节............................................-5-1.1.新能源大规模并网对电网运行效率和安全性造成冲击..................................-5-1.2.电化学储能具备独特优势..............................................................................-6-2.储能调峰：最重要的电力辅助服务，初步具备经济性...................................-10-2.1.调峰辅助服务补偿.......................................................................................-10-2.2.储能调峰收益测算.......................................................................................-12-3.储能调频：电化学储能具有优势，在大部分地区具备可行性........................-14-3.1.调频辅助服务补偿.......................................................................................-14-3.2.储能调频收益测算.......................................................................................-17-4.投资建议.........................................................................................................-19-风险提示............................................................................................................-19-请务必阅读正文之后的重要声明部分-4-行业深度报告图表目录图表1：2016-2021我国发电量结构（单位：亿千瓦时）.................................-5-图表2：山西省大风季典型风电出力曲线和负荷曲线.........................................-6-图表3：湖北省光伏出力曲线..............................................................................-6-图表4：湖北省工作日典型负荷曲线（单位：MW）..........................................-6-图表5：2021年以来地方政府要求储能配套的政策...........................................-6-图表6：2021年中国电化学储能应用.................................................................-7-图表7：2011-2021全国新型储能累计装机量....................................................-7-图表8：2021中国储能装机结构........................................................................-8-图表9：2021中国新增储能装机结构.................................................................-8-图表10：我国水电装机分布（单位：万千瓦）..................................................-8-图表11：新型储能主要商业模式........................................................................-9-图表12：电化学储能主要提供的辅助服务.........................................................-9-图表13：部分省份工商业（1-10kV）6月用电价格........................................-10-图表14：储能系统调峰示意图.........................................................................-10-图表15：2021年陕西调峰市场运行数据.........................................................-11-图表16：2021年宁夏调峰市场运行数据.........................................................-11-图表17：新型储能调峰辅助服务主要补偿模式................................................-11-图表18：各地新型储能调峰规定......................................................................-12-图表19：储能调峰测算核心假设......................................................................-13-图表20：储能调峰收益测算.............................................................................-13-图表21：储能调峰IRR敏感性分析.................................................................-14-图表22：电网频率典型小时曲线......................................................................-14-图表23：火电机组跟踪AGC指令响应过程.....................................................-15-图表24：电化学储能跟踪AGC指令响应过程..................................................-15-图表25：广东某电站配臵储能前后K值对比...................................................-15-图表26：2021年5-12月甘肃调频补偿（单位：万元）.................................-16-图表27：2021年湖南调频补偿（单位：万元）..............................................-16-图表28：各地新型储能调频规定......................................................................-16-图表29：储能调峰测算核心假设......................................................................-17-图表30：储能调频收益测算.............................................................................-17-图表31：储能调频IRR敏感性分析-调用频率和比例.......................................-18-图表32：储能调频IRR敏感性分析-里程补偿和容量补偿...............................-18-请务必阅读正文之后的重要声明部分-5-行业深度报告1.电化学储能是新型电力系统建设不可或缺的环节1.1.新能源大规模并网对电网运行效率和安全性造成冲击“双碳”目标推动电力系统转型。2022年4月，国家发改委发布文章《完善储能成本补偿机制，助力构建以新能源为主体的新型电力系统》，提出在“双碳”目标背景下，我国电力系统将向以新能源为主体的新型电力系统转型，储能作为灵活调节电源在新型电力系统中承担重任。新能源装机及发电量比例不断上升。截至2021年，我国风电装机规模328.48GW，光伏装机规模306.56GW。2021年风电发电量为6556亿千瓦时，占比7.83%，太阳能发电量3270亿千瓦时，占比3.91%，发电量合计占比11.74%，较2016年的5.10%提升6.64pct。图表1：2016-2021我国发电量结构（单位：亿千瓦时）来源：中电联，中泰证券研究所新能源大规模并网带来电网效率安全问题。电是一种不易储存的能量，在不配臵储能的前提下，发电侧的发电量和负荷侧的用电量必须相等。由于负荷侧相对更分散、不受控制的程度更高，往往通过控制发电侧的出力曲线来配合负荷侧的用电需求，以达成电网的实时平衡。我国主力电源为火电，可以通过控制燃料投放来控制出力，而风电、光伏发电出力由自然资源决定，人为干预作用小，且风光资源日前预测精度相对低。风电出力存在反调峰特性，配臵可调节电源势在必行。根据山西省大风季典型风电出力曲线和负荷曲线可见，风电出力和负荷二者具有较大差异，风电在21时至次日5时出力处于相对高位，而此时用电负荷却是一天中的最低位。光伏出力曲线和负荷曲线相对更适配，白天为曲线高位，但以湖北省为例，20时至23时负荷仍处于相对高位，而此时光伏出力为0。因此当新能源发电量占比达到一定程度，电源和负荷的曲线差异将对电网的运行效率和安全造成冲击，或导致大量弃风弃光现象。01000020000300004000050000600007000080000900002016年2017年2018年2019年2020年2021年火电水电核电风电太阳能请务必阅读正文之后的重要声明部分-6-行业深度报告图表2：山西省大风季典型风电出力曲线和负荷曲线来源：任爱平等《山西电网风电出力特性及消纳形势分析》，中泰证券研究所图表3：湖北省光伏出力曲线图表4：湖北省工作日典型负荷曲线（单位：MW）来源：万黎等《湖北电网典型大负荷日风电光伏出力特性分析》，中泰证券研究所来源：国家发改委，中泰证券研究所1.2.电化学储能具备独特优势新能源配储是我国电化学储能第一大应用。2021年起，各省密集发布新能源项目配套储能政策，配臵比例主要在10%-20%区间，配臵时长1-2小时，推动我国电化学储能高速增长。根据《2022储能产业研究报告》，2021年我国新能源配储占电化学储能应用的45.40%，我国电化学储能主要应用在电源侧和电网侧来支持风光新能源消纳和新型电力系统建设。图表5：2021年以来地方政府要求储能配套的政策时间地区政策主要内容2021.1.11宁夏《关于加快促进自治区储能健康有序发展的指导意见（征求意见稿）》“十四五”期间，按照不低于新能源装机的10%、连续储能时长2小时以上的原则逐年配置。2021.1.18青海《关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知》实行“新能源+储能”一体化开发模式，新建新能源项目，储能容量原则上不低于新能源项目装机量的10%，储能时长2小时以上，对储能配比高/时间长的一体化项目给予优先支持。2021.2.19山东《2021年全省能源工作指导意见》建立独立储能共享和储能优先参与调峰调度机制，新能源场站原则上配置不低于10%储能设施。全省新型储能设施规模达到20万千瓦左右。2021.3.10陕西《关于促进陕西省可再生能从2021年起，关中、陕北新增10万千瓦（含）以上集中式风请务必阅读正文之后的重要声明部分-7-行业深度报告源高质量发展的意见（征求意见稿）》电、光伏发电项目按照不低于装机容量10%配置储能设施，其中榆林地区不低于20%，新增项目储能设施按连续储能时长2小时以上，储能系统满足10年（5000次循环）以上工作寿命，系统容量10年衰减率不超过20%标准进行建设，且须与发电项目同步投运。鼓励地方政府或大型企业牵头在升压站附近配置集中式储能电站。2021.3.15海南《关于开展2021年度海南省集中式光伏发电平价上网项目工作的通知》海南省每个光伏申报项目不得超过100MW，且需同步配套建设备案规模10%的储能装置。2021.3新疆《关于组织开展阿克苏地区2021年光伏发电项目竞争性配置工作的通知》阿克苏地区2021年新增光伏发电项目总规模20万千瓦，需配置10%储能。2021.5.28甘肃《关于“十四五”第一批风电、光伏发电项目开发建设有关事项的通知》河西地区（酒泉、嘉峪关、张掖、金昌、武威）最低按电站装机容量的10%配置，其他地区最低按电站装机容量的5%配置，储能设置连续储能时长均不低于2小时，储能电池等设备满足行业相关标准。2021.6.7天津《2021-2022年风电、光伏发电项目开发建设和2021年保障性并网有关事项的通知》规模超过50MW的项目要承诺配套建设一定比例的储能设施或提供相应的调峰能力，光伏为10%，风电为15%，且储能设施须在发电项目并网后两年内建成投运。2021.6.21河南《关于2021年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》河南I类区域消纳规模为3GW，要求配置项目10%、2h储能，II类区域消纳规模为1GW，要求配置项目15%、2h储能，III类区域协商规定消纳规模，要求配置项目10%、2h储能。2021.7.26湖北《湖北省能源局关于2021年平价新能源项目开发建设有关事项的通知》可配套的新能源项目规模小于基地规模的，不足部分（基地规模与可配套的新能源项目规模之差）应按照化学储能容量不低于10%、市场不低于2小时、充放电不低于6000次的标准配置储能。2021.8.23内蒙古《关于加快推动新型储能发展的实施意见（征求意见稿）》到2025年建成并网新型储能规模达到500万千瓦以上，新建保障性配储不低于15%、2小时；市场化配储不低于15%、4小时。2021.8.26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、朔州、忻州、阳泉四市240万千瓦并网项目，在安全前提下配置10%及以上的储能设施。2021.8安徽《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》对于保障性规模，竞争性配置中要求配置储能项为45分，要求储能电站连续储能时长1小时，循环次数不低于6000次，系统容量10年衰减不超过20%。2021.10.9广西《2021年市场化并网陆上风电、光伏发电及多能互补一体化项目建设方案的通知》风电建设规模325.1万千瓦，2021年安排建设指标325.1万千瓦，要求配置20%·2h储能。光伏项目总规模为395.4万千瓦，2021年安排330.4万千瓦，配置15%、2h储能。2021.10.13湖南《关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见》风电、集中式光伏发电项目应分别按照不低于装机容量15%、5%比例(储能时长2小时)配建储能电站来源：各地政府官网，中泰证券研究所图表6：2021年中国电化学储能应用图表7：2011-2021全国新型储能累计装机量来源：《2022储能产业应用研究报告》，中泰证券研究所来源：CNESA，中泰证券研究所请务必阅读正文之后的重要声明部分-8-行业深度报告相比抽水蓄能，电化学储能更加灵活。2021年中国抽水蓄能装机功率38GW，占比全部储能的86.52%，电化学储能装机功率5GW，占比11.78%，抽水蓄能是我国存量储能的主要形式。2021年中国新增抽水蓄能装机5GW，占比71.14%，电化学储能新增2GW，占比24.94%，电化学储能装机增速超过抽水蓄能。抽水蓄能需要寻找合适地形及水域，同时可能涉及搬迁移民问题，外部限制因素较多，建设期通常长达数年。我国水电资源主要集中在南方地区尤其是西南地区，西北等地区缺发建设大型抽蓄配套新能源的条件。而电化学储能则对外界条件要求不高，建设期较短，单体投资小，因而成为新能源配储的普遍选择。图表8：2021中国储能装机结构图表9：2021中国新增储能装机结构来源：《2022储能产业应用研究报告》，中泰证券研究所来源：《2022储能产业应用研究报告》，中泰证券研究所图表10：我国水电装机分布（单位：万千瓦）来源：中国电力智库，中泰证券研究所1.3.独立储能商业模式日渐明晰完善储能市场机制，保障储能合理收益。2022年6月7日，国家发改委办公厅、国家能源局综合司公开发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》（下简称“《通知》”），在《国家发展改革委、国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》的基础上，提出建立完善适应储能参与的市场机制，鼓励新型储能自主选择参与电力市场，坚持以市场化方式形成价格，持续完善调度运行机制，发挥储能请务必阅读正文之后的重要声明部分-9-行业深度报告技术优势，提升储能总体利用水平，保障储能合理收益，促进行业健康发展的总体要求。从《通知》看电源侧、电网侧、用户侧未来重点推进的储能商业模式：电源侧储能，目前以风光新能源配建为主，1）可转为独立储能；2）可与所配建的电源视为一个整体；3）同一储能主体可以按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同时参与电力市场。电网侧储能主要通过两种途径获得收益，1）参与中长期市场与现货市场，通过电力交易发挥移峰填谷和顶峰发电作用；2）提供电力辅助服务。用户侧储能主要是通过峰谷价差获取收益。本报告将重点讨论电网侧储能提供电力辅助服务的收益。图表11：新型储能主要商业模式类型模式收益来源发挥作用电源侧储能转为独立储能视同电网侧储能视同电网侧储能与电源作为联合主体降低弃风弃光、降低新能源考核/分摊费用，及峰谷交易价差和辅助服务补偿改善新能源涉网性能，保障新能源高效消纳利用部分容量独立、部分容量联合电网侧储能电力交易峰谷交易价差配合电网调峰辅助服务辅助服务补偿提高电网运行性能和保障用户侧储能电力交易峰谷用电价差、降低用户接入增容投资减少高峰用电需求，促进低谷用电消纳来源：《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，中泰证券研究所图表12：电化学储能主要提供的辅助服务类别辅助服务定义有功平衡服务调峰电力系统频率偏离目标频率时，并网主体通过调速系统、自动功率控制等方式，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务。调频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。备用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。爬坡为应对可再生能源发电波动等不确定因素带来的系统净负荷短时大幅变化，具备较强负荷调节速率的并网主体根据调度指令调整出力，以维持系统功率平衡所提供的服务。事故应急及恢复服务黑启动电力系统大面积停电后，在无外界电源支持的情况下，由具备自启动能力的发电机组或抽水蓄能、新型储能等所提供的恢复系统供电的服务。来源：《电力辅助服务管理办法》，中泰证券研究所加快推动储能配合电网调峰，明确储能充电不计输配电价。此前，关于储能充电是否需承担输配电价等费用，各地没有明确统一的标准。《通知》特别指出，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，这一规定将大幅降低储能充电成本。我们统计了部分省份2022年6月代理购电的用电价格，输配电价和政府性基金及附加合计占用电价格的比例超过30%，以江苏省为例，代理购电价格、输配电价、政府性基金及附加分别为0.4594、0.2110、0.0294元/kWh，输配电价及政府性基金占用电价格比例为34.35%。若储能充电需支付这两部分费用，将大幅提高充电成本，因此这一规定将明确储能项目边界条件，保障储能合理收益，提高储能投资意愿。请务必阅读正文之后的重要声明部分-10-行业深度报告图表13：部分省份工商业（1-10kV）6月用电价格来源：各地电网公司，中泰证券研究所2.储能调峰：最重要的电力辅助服务，初步具备经济性2.1.调峰辅助服务补偿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。当出力曲线不易控制的新能源并网比例逐渐增加，调峰的重要性日益凸显。可以看到，调峰的目的和电力交易、峰谷价差相同，都是为了保持电网两侧电能的实时平衡。但当市场化手段不足以解决发电侧和负荷侧电能不平衡问题时，就需要电网调度可调节机组进行调峰。参与调峰的机组一般是火电、核电、抽水蓄能、新型储能等可调节电源。图表14：储能系统调峰示意图来源：国家电网，中泰证券研究所有偿调峰分为深度调峰和启停调峰。深度调峰指机组接受电网调度指令，将有功出力减小到额定容量的一定比率以下，对火电来说一般降低到40-50%可以达到补偿标准，对储能来说一般接受电网指令进入充电状态即可得到补偿。启停调峰指机组因系统调峰需要而停运，且在72小时内再次启动本机组或同一电厂内其他机组的调峰方式。无论哪种调峰方式，只有接到和执行电网指令的部分才能得到补偿，电站自主行为没有补偿。我们重点关注调用更频繁普遍的深度调峰。参考陕西和宁夏调峰市场运行情况，调峰费用已占电费一定比例。根请务必阅读正文之后的重要声明部分-11-行业深度报告据西北能监局数据，2021年全年陕西省内调峰电量13.23亿kWh，调峰补偿5.19亿元，调峰均价为0.39元/kWh；宁夏省内调峰电量8.83亿kWh，调峰补偿5.32亿元，调峰均价为0.60元/kWh。根据国家统计局数据，2021年两省发电量分别为2615和2007亿kWh，按燃煤标杆电价陕西0.3545元/kWh、宁夏0.2595元/kWh计算，调峰费用分别占两省上网电费的0.56%和1.02%。随着新能源并网比例的提升，调峰电量和费用规模有望进一步增长。图表15：2021年陕西调峰市场运行数据图表16：2021年宁夏调峰市场运行数据来源：西北能监局，中泰证券研究所来源：西北能监局，中泰证券研究所从定价机制划分，调峰补偿分为固定补偿和市场化补偿两种。我国早期主要对辅助服务进行固定补偿，2015年至今开启对辅助服务市场化的探索。市场化调峰流程主要为：服务提供方在日前申报调峰价格和电量，调度机构以服务成本最小为原则进行排序，形成出清价格（即最后一名中标者申报的价格），所有中标者均以出清价格结算。调峰当日，服务提供方执行调度指令并最终获得补偿。图表17：新型储能调峰辅助服务主要补偿模式模式代表地区/市场文件调度模式补偿公式固定补偿模式南网区域《南方区域电网新型储能并网细则及辅助服务管理实施细则（征求意见稿）》电力调度机构按照公平、公正、公开原则，结合系统调峰需要，下达调度计划或指令要求独立储能电站进入充电状态时，对其充电电量进行补偿。充电电量24补偿标准R5注：R5为常数，各省不同调峰竞价模式华北调峰市场《第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场规则》调度机构根据市场运营规则，按照报价从低到高的原则调用第三方独立主体和火电机组，直至满足出清时段调峰需求，完成华北市场边际出清。市场出清结果作为充（用）电功率计划下发第三方独立主体。调峰电量市场出清价格购电竞价模式华中省间调峰市场《新型市场主体参与华中电力调峰辅助服务市场规则（试行）》卖方主体申报的省间调峰辅助服务价格从高到低排序，直至满足该时段的调峰需求，形成边际出清价格及中标电力调峰电量（服务卖出省省级电网企业代理购电价格-市场出清价-输电价格）来源：各地能源监管局，中泰证券研究所请务必阅读正文之后的重要声明部分-12-行业深度报告目前各地多采用市场化补偿，最高固定补偿金额达0.792元/kWh。国网区域主要采取市场化补偿模式，收益不确定性较强；南网区域采用固定补偿模式。大多数地区都对储能设臵准入门槛，小规模储能可采用聚合形式参与市场。目前政策下，针对储能固定补偿较高的地区为广东（0.792元/kWh）、云南（0.6624元/kWh），执行市场化模式报价上限较高的地区为福建（1元/kWh）、宁夏（0.6元/kWh）、华北区域（0.6元/kWh）等。图表18：各地新型储能调峰规定区域文件储能准入门槛补偿标准（元/kWh）结算电量青海《青海电力辅助服务市场运营规则（试行）》充电功率10MW以上、时长2h以上放电电量宁夏《宁夏电力辅助服务市场运营规则》充电功率10MW以上、时长2h以上0-0.6充电电量，损耗电量按标杆电价结算由电网回收福建《福建省电力调峰辅助服务市场交易规则（试行）》按火电深度调峰出清价格结算，火电报价区间为0-1充电电量山东《山东电力辅助服务市场运营规则（试行）（2021年修订版）（征求意见稿）》充电功率5MW以上、时长2h以上0-0.4放电电量河北南网《河北南网电力辅助服务市场运营规则》调节容量不小于2MW、调节总量不低于2MWh报价上限不超过华北市场充电电量湖北《湖北电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）》充电功率10MW以上、时长4h以上华北区域《第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场规则（试行，2020版）》调节容量不小于10MW、调节总量不少于30MWh0-0.6华中区域《新型市场主体参与华中电力调峰辅助服务市场规则（试行）》调节功率不小于5MW、调节容量不小于2.5MWh报价下限0.12广东《南方区域电网新型储能并网细则及辅助服务管理实施细则》容量为10MW/1h及以上0.792充电电量广西0.396充电电量云南0.6624充电电量贵州0.648充电电量海南0.5952充电电量来源：各地能源监管局，中泰证券研究所2.2.储能调峰收益测算我们对储能参与调峰收益进行测算，主要假设如下：（1）参考近期储能招标价格，假设储能项目造价为1.80元/Wh，其中电芯价格为0.80元/Wh，按10年折旧；储能系统其他设备、其他电气设备和土建1元/Wh，按20年折旧；（2）参考宁德时代等电池厂商产品性能，假设储能电池循环次数5000次，EOL为80%，线性衰减，参考阳光工匠光伏网数据，假设系统充放电深度为93%、能量转换效率为88%；（3）假设调峰补偿为0.7元/kWh，每年调用500次；（4）假设储能需承担充放电电量损耗，电价按全国燃煤标杆平均0.37元/kWh结算；请务必阅读正文之后的重要声明部分-13-行业深度报告（5）运维费用参考风电运维招标价格，为每年0.025元/Wh；（6）享受所得税“三免三减半”政策。图表19：储能调峰测算核心假设参数假设数值参数假设数值储能项目容量（MW）100充放电深度93%储能时长（h）2能量转换效率88%储能系统成本（元/Wh)1.50系统循环次数5000其中：电池成本（元/Wh)0.80电池终止容量80%土建安装成本（元/Wh)0.20年调用次数500电气设备成本（元/Wh）0.10调用充电时长（h)2电池折旧年限10补偿标准（元/kWh）0.7其他资产折旧年限20电价（元/kWh）0.37年运维费用（元/Wh）0.025来源：中泰证券研究所电化学储能调峰初步具备经济性。在年调用500次、补偿标准0.7元/kWh、电池寿命5000次的假设下，储能项目IRR为9.16%，具备一定经济性。图表20：储能调峰收益测算年份年末系统容量（MWh）年充电量（万kWh）年放电量（万kWh）含税收入（万元）支付增值税（万元）营业税金及附加（万元）折旧（万元）运维（万元）净利润（万元）净现金流量（万元）0200-36000119692078712626200260050024415762219290218536613500260050023295635318888358360600900260050022175509418486498184588200260050018425119518084638008575600260050017445007617682777832562900260050016464894717280917656550359560260050012833920816879057480537661962260050011973797916477197304525060460260050011143714101607533712851235895926005001031-123691119692078712626200260050018315151121929021853661350026005001747505313188883583606009277282600500164246571418486498184588267768260050015284128151808463800857566626626005001446404616176827778325629648652600500136339631717280917656550363363260050012803880181687905748053766196226005001197379719164771973045250604602600500111437142016075337128512358959260050010313631项目IRR9.16%来源：中泰证券研究所根据敏感性分析结果，调峰价格在0.7元/kWh以上时收益率情况较好。请务必阅读正文之后的重要声明部分-14-行业深度报告我们对储能项目IRR和项目造价、调峰价格之间的关系进行敏感性分析，当调峰价格达到0.7元/kWh以上时，项目造价在1.5-1.9元/Wh的项目均可取得8%以上的收益率，在部分地区已具备经济性；调峰价格在0.5元/kWh以下的项目相对经济性不佳。随着电化学储能技术发展，电池寿命提升、系统造价下降，储能收益率有望进一步提高。图表21：储能调峰IRR敏感性分析储能造价（元/Wh）调峰价格（元/kWh）1.51.61.71.81.92.00.41.79%1.27%0.81%0.40%0.03%-0.31%0.55.38%4.68%4.05%3.49%2.98%2.52%0.68.77%7.88%7.10%6.39%5.76%5.18%0.712.03%10.95%10.00%9.16%8.40%7.71%0.815.19%13.93%12.82%11.83%10.95%10.15%来源：中泰证券研究所3.储能调频：电化学储能具有优势，在大部分地区具备可行性3.1.调频辅助服务补偿调频是指电力系统频率偏离目标频率时，并网主体通过调速系统、自动发电控制等方式，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务。我国电网的额定频率为50Hz，电网发电功率和负荷功率不匹配时会导致电网频率的改变。为了将频率稳定在50Hz附近，需要进行调频。图表22：电网频率典型小时曲线来源：《南方电网频率演变机制与改善分钟级波动的探索》，中泰证券研究所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，对储能来说主要是AGC服务。由于一次调频在大部分区域为并网基本要求，不予补偿，我们重点关注二次调频。请务必阅读正文之后的重要声明部分-15-行业深度报告电化学储能调频具备一定优势。调频对速度和精度要求较高，火电机组的AGC调频性能存在延迟、偏差现象，而电化学储能AGC跟踪曲线与指令曲线基本能达到一致，做到精准调节，基本不会出现火电调频中的调节反向、调节偏差和调节延迟等问题。衡量调频性能的指标为K值，通过响应速度K1、调节速率K2、响应精度K3三个指标加权平均得出。根据阳光电源数据，广东佛山恒益600MW机组在配臵3%储能后，K值提升了3.4倍。鉴于K值是调频调度和补偿的重要依据，电化学储能在获取调频收益上较有优势。图表23：火电机组跟踪AGC指令响应过程图表24：电化学储能跟踪AGC指令响应过程来源：CNESA，中泰证券研究所来源：CNESA，中泰证券研究所图表25：广东某电站配臵储能前后K值对比来源：阳光电源，中泰证券研究所调频补偿规模小于调峰。以甘肃省为例，根据甘肃能监办数据，2021年5-12月调频补偿总额为1.06亿元；根据国家统计局数据，同期甘肃发电量为1136亿kWh，按燃煤标杆电价0.2978元/kWh计算电费，调频补偿占电费的比重为0.31%。相同方式计算湖南省数据，2021年调频补偿总额为1.71亿元，调频补偿占电费的比重为0.23%。随着新能源并网比例的提升，调频费用规模有望进一步增长。请务必阅读正文之后的重要声明部分-16-行业深度报告图表26：2021年5-12月甘肃调频补偿（单位：万元）图表27：2021年湖南调频补偿（单位：万元）来源：甘肃能源监管办，中泰证券研究所来源：湖南能源监管办，中泰证券研究所调频补偿主要分为里程补偿和容量补偿，各地补偿标准差异较大。从价格机制看，调频市场化程度总体上低于调峰，部分区域未设立调频市场，且未明确储能的市场主体地位。在明确储能可参加调频的区域/市场中，调频主要补偿包括里程补偿和容量补偿两种，部分地区还有现货补偿等其他形式，其中里程补偿主要依据调频里程计算，容量补偿主要依据调用容量计算。各地的补偿标准差异较大，且补偿的计算方式也存在差异。图表28：各地新型储能调频规定区域/市场文件准入门槛AGC里程/电量补偿（元/MW）AGC容量补偿（元/MW）江苏调频市场《江苏电力辅助服务（调频）市场交易规则（试行）》充电/放电功率10MW以上、时长2h以上0.1-1.22福建调频市场《福建省电力调频辅助服务市场交易规则（试行）（2022年修订版）》充电/放电功率10MW以上、时长1h以上0-12960山东调频市场《山东电力辅助服务市场运营规则（试行）（2021年修订版）（征求意见稿）》充电功率5MW以上、时长2h以上0-8甘肃调频市场《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》充电功率10MW以上、时长4h以上0-12安徽调频市场《安徽电力调频辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》充/放电功率10MW以上、时长2h以上0-6240广东《南方区域电网新型储能并网细则及辅助服务管理实施细则（征求意见稿）》容量为10MW/1h及以上80元/MWh12广西20元/MWh5云南40元/MWh5贵州80元/MWh10海南80元/MWh10来源：各地能源监管局，中泰证券研究所以较有代表性的福建省为例说明调频补偿的计算方式：里程补偿=调节系数M调频里程性能综合指标K市场出清价格，其中M根据市场运行情况调整，暂定M=1；K值根据K1、K2、K3计算得出；市场报价上限为12元/MW。容量补偿=每月AGC投运率可调节容量补偿标准，补偿标准为960元/MW，可调节容量为可投入AGC的运行的调节容量上、下限之差。请务必阅读正文之后的重要声明部分-17-行业深度报告3.2.储能调频收益测算我们参考福建省调频补偿标准及计算方式对储能参与调频收益进行测算，主要假设如下：（1）参考近期储能招标价格，假设储能项目造价为1.80元/Wh，其中电芯价格为0.80元/Wh，按10年折旧；储能系统其他设备、其他电气设备和土建1元/Wh，按20年折旧；（2）参考《基于储能全寿命周期成本的调频经济性研究》，我们假设储能每5min被调度一次，调用比例为80%，K值取1；（3）里程补偿标准为10元/MW，容量补偿标准为960元/MW，每年设备投运350天；（4）参考宁德时代等电池厂商产品性能，假设储能电池循环次数5000次，EOL为80%，线性衰减，参考阳光工匠光伏网数据，假设系统充放电深度为93%、能量转换效率为88%；（5）假设储能需承担充放电电量损耗，电价按全国燃煤标杆平均0.37元/kWh结算；（6）运维费用参考风电运维0.05元/W的招标价格，为每年0.025元/Wh；（7）项目享受所得税“三免三减半”政策。图表29：储能调峰测算核心假设参数取值参数取值储能项目容量（MW）100充放电深度93%储能时长（h）2能量转换效率88%储能系统成本（元/Wh)1.50循环次数5000其中：电池成本（元/Wh)0.80调用频率（min）5土建安装成本（元/Wh)0.20调用比例80%电气设备成本（元/Wh）0.10K值1电池折旧年限（年）10年设备投运时间（天）350其他资产折旧年限（年）20容量补偿标准(元/MW）960年运维费用（元/Wh）0.025里程补偿标准（元/MW)10电价（元/kWh）0.37来源：中泰证券研究所测算调频收益率优于调峰。在上述假设条件下，测算调频储能项目IRR为14.21%，高于调峰。图表30：储能调频收益测算年年末系统容量（MWh）年调频里程（万MW）年可调节容量（万MW）含税收入（万元）支付增值税（万元）营业税金及附加（万元）折旧（万元）运维（万元）净利润（万元）净现金流量（万元）0200-36000119679819080190026005003996576221927821867857002600500385356353188766182769500260050037105509418475017875330026005003121511951807341757371285282600500297050076176718171720982983260050027974894请务必阅读正文之后的重要声明部分-18-行业深度报告7172702167704781181260050022913920816868516368857927926005002185379791646691596723773772600500207937141016065315565617557526005001973-1236911196798190803700260050030105151121927821867857002600500289050531318876618276958738726005002717465714184750178753386787260050026104128151807341757371848852600500250440461617671817172098298326005002397396317172702167704781181260050022913880181686851636885792792600500218537971916466915967237737726005002079371420160653155656175575260050019733631项目IRR14.21%来源：中泰证券研究所调频项目IRR对调用频率和里程补偿较为敏感，在多数地区已具备可行性。我们对储能项目IRR和调用频率、调用比例的关系进行敏感性分析，IRR对调用频率比较敏感，若调用频率达到8min以上，项目难以取得较好收益。对项目IRR和里程补偿、容量补偿的关系进行敏感性分析，容量补偿对IRR的影响较小，里程补偿达到8元/MW以上时项目IRR均达到9%以上，部分地区的补偿标准或报价上限可以满足这一要求。图表31：储能调频IRR敏感性分析-调用频率和比例调用频率（min）调用比例2468100.526.50%9.19%2.75%-0.81%-3.29%0.633.16%12.80%5.42%1.36%-1.24%0.739.82%16.30%7.96%3.43%0.50%0.846.39%19.73%10.41%5.42%2.20%0.952.92%23.12%12.80%7.33%3.83%来源：中泰证券研究所图表32：储能调频IRR敏感性分析-里程补偿和容量补偿容量补偿（元/MW）里程补偿（元/MW）20040060080010004-1.15%-0.99%-0.83%-0.67%-0.51%64.24%4.38%4.53%4.67%4.82%89.12%9.26%9.39%9.53%9.66%1013.72%13.85%13.97%14.10%14.23%1218.16%18.29%18.41%18.54%18.66%来源：中泰证券研究所请务必阅读正文之后的重要声明部分-19-行业深度报告4.投资建议能源结构低碳化转型持续推进，风电、光伏在“十四五”期间装机规模高增长的确定性高。风光大规模并网带来电网运行安全和效率问题，建设可调节电源势在必行。电化学储能具备建设灵活、限制性条件少、响应速度快等优势，多地政府出台政策推动电化学储能发展。从测算结果看，部分地区独立储能参与辅助服务已具备经济性，储能投资有望迎来高峰。建议关注：1）储能集成与核心部件：通过收购进入新能源电站及储能领域，具备储能核心部件设计能力，在手290MWh储能项目的同力日升（重点推荐）；与亿纬锂能深度合作，合资建设年产10GWh储能专用磷酸铁锂电池生产基地项目，储备储能项目超3GWh的林洋能源；具备储能系统技术服务能力，可根据客户需求针对性提供电化学储能系统整套解决方案的南网科技；合资设立储能子公司，自主研发储能EMS，发力火储联合等储能调频场景的宝光股份。2）独立储能电站建设运营：已在广东、甘肃等省份投运4个发电侧储能电站、目前已签协议拟投资建设1GW储能电站的万里扬；与海博思创设立合资公司，储能规模近0.7GWh的中国电力。3）储能安全系列，储能热管理大有可为的标的申菱环境（重点推荐）、英维克、同飞股份、高澜股份，和拓展储能消防应用场景的国安达、青鸟消防。风险提示项目收益测算偏差的风险：报告中的项目收益测算基于一定假设条件，若实际情况与假设存在较大偏差，存在不及预期的风险。政策执行不及预期：政策落地执行对行业中的企业业绩有重大影响，若新能源配储、电力辅助服务机制完善等相关政策推进不及预期，可能会对行业内上市公司业绩带来不利影响，进而影响公司的市场表现。项目推进不及预期：项目执行进度对行业内企业的营业收入确定影响重大，若项目推进不及预期，将会使得企业业绩增长不及预期，对企业市场表现带来不利影响。市场竞争加剧：若未来电化学储能内部以及电化学储能和其他储能形式的市场竞争激烈程度不断增加，将会影响企业的业绩增长，同时对企业盈利能力带来不利影响。研究报告使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险：报告中公开资料均是基于过往历史情况梳理，可能存在信息滞后或更新不及时的状况，难以有效反映当前行业或公司的基本面状况。请务必阅读正文之后的重要声明部分-20-行业深度报告投资评级说明：评级说明股票评级买入预期未来6~12个月内相对同期基准指数涨幅在15%以上增持预期未来6~12个月内相对同期基准指数涨幅在5%~15%之间持有预期未来6~12个月内相对同期基准指数涨幅在-10%~+5%之间减持预期未来6~12个月内相对同期基准指数跌幅在10%以上行业评级增持预期未来6~12个月内对同期基准指数涨幅在10%以上中性预期未来6~12个月内对同期基准指数涨幅在-10%~+10%之间减持预期未来6~12个月内对同期基准指数跌幅在10%以上备注：评级标准为报告发布日后的6~12个月内公司股价（或行业指数）相对同期基准指数的相对市场表现。其中A股市场以沪深300指数为基准；新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以摩根士丹利中国指数为基准，美股市场以标普500指数或纳斯达克综合指数为基准（另有说明的除外）。重要声明：中泰证券股份有限公司（以下简称“本公司”）具有中国证券监督管理委员会许可的证券投资咨询业务资格。本报告仅供本公司的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。本报告基于本公司及其研究人员认为可信的公开资料或实地调研资料，反映了作者的研究观点，力求独立、客观和公正，结论不受任何第三方的授意或影响。但本公司及其研究人员对这些信息的准确性和完整性不作任何保证，且本报告中的资料、意见、预测均反映报告初次公开发布时的判断，可能会随时调整。本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本报告所载的资料、工具、意见、信息及推测只提供给客户作参考之用，不构成任何投资、法律、会计或税务的最终操作建议，本公司不就报告中的内容对最终操作建议做出任何担保。本报告中所指的投资及服务可能不适合个别客户，不构成客户私人咨询建议。市场有风险，投资需谨慎。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。投资者应注意，在法律允许的情况下，本公司及其本公司的关联机构可能会持有报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易，并可能为这些公司正在提供或争取提供投资银行、财务顾问和金融产品等各种金融服务。本公司及其本公司的关联机构或个人可能在本报告公开发布之前已经使用或了解其中的信息。本报告版权归“中泰证券股份有限公司”所有。未经事先本公司书面授权，任何人不得对本报告进行任何形式的发布、复制。如引用、刊发，需注明出处为“中泰证券研究所”，且不得对本报告进行有悖原意的删节或修改。