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1:1.48:0.72:2.26。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_Grade]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：S0260513080001010-59136690chenzikun@gf.com.cn分析师：纪成炜SAC执证号：S0260518060001SFCCENo.BOI548021-38003594jichengwei@gf.com.cn分析师：陈昕SAC执证号：S0260522080008010-59136699gfchenxin@gf.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0755-88286912gaoxiang@gf.com.cn-34%-26%-18%-10%-1%7%01/2203/2205/2207/2209/2211/22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)PE(x)EV/EBITDA(x)ROE(%)收盘价报告日期（元/股）2022E2023E2022E2023E2022E2023E2022E2023E南网科技688248.SHCNY62.432022/09/20买入49.120.360.70173.4289.19127.7375.827.8013.10阳光电源300274.SZCNY112.252022/11/27买入154.651.963.8757.2729.0137.8821.5115.7023.60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20：2021年美国逐日用电量曲线（MWh）....................................................29图21：2020年美国风电逐日出力特性................................................................29表1：2020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1：2020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6939.8100.0%4829.68100.0%其中：第一产业95.81.4%21.190.4%第二产业5391.777.7%3389.9770.2%其中：工业用电532776.8%3300.3768.3%第三产业726.210.5%731.0615.1%城乡居民生活用电726.210.5%687.4514.2%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-50MW1min-数h削峰填谷、系统调频、新能源配套抽水蓄能100-2000MW4-10h削峰填谷、系统调频、核电配套压缩空气储能500kW-300MW6-20h调峰、系统调频、系统备用飞轮储能5kW-5MW15s-15min系统调频、惯量支撑超导磁储能0.01-1MWms-15min改善暂态稳定性、提高输电能力超级电容器0.01-1MW1s-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1:2，抽水蓄能为1:6（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0.5×6÷75%=4kWh，放电0.5×6=3kWh，故上述对标锂电池情景，抽水蓄能产能利用率仅1÷3=33%。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kW0.50.5kW为最大充放电功率。储能功率/能量按1:2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h2储能规模kWh1EPC单价元/Wh1.8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kWh1日充电电量kWh1.111年调峰天数天300假设充电电价元/kWh0.2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1.2kWh，上调峰放电功率0.5kW、放电2h，发电1kWh。抽蓄EPC单价约7000元/kW，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242.06元/年。表8：抽水蓄能调峰成本单位数据备注锂电池储能对应抽蓄规模kW0.5高峰放电功率与锂电池储能保持一致储能时长h6抽蓄储能时长一般在6小时以上EPC单价元/kW7000初始投资元3500全投资收益率要求6%考虑税前全投资收益率6%储能使用年限年50大坝等建筑物实际可使用百年，机组可使用30年，平均按50年保守估计年固定成本元/年222.06涵盖每年折旧及资金要求的合理回报识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明18/35[Table_PageText]深度分析电力设备充放电效率75%抽蓄充放电效率一般能达到75%，目前新机组甚至能超过80%假设充电电价元/kWh0.2假设中午光伏大发，电价年平均电价为0.2元/kWh日放电电量kWh1对标锂电池储能调峰情景，日内高峰放电1kWh日充电电量kWh1.333根据抽蓄效率测算日供电电量年调峰天数天300夏季7、8月中午用电负荷高，一般无需深度调峰年可变成本元/年20.00涵盖充放电损耗对应成本年调峰成本元/年242.06数据来源：广发证券发展研究中心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、用电负荷长周期波动时，抽水蓄能等长时储能产能利用率将明显提升，调峰成本也将明显降低：测算调峰情景由5小时下调峰+2小时上调峰变化为5小时下调峰+3/4/5小时上调峰时，抽水蓄能调峰成本将由242.06元/年下降至168.04/131.03/108.82元/年。火电灵活性改造（假设顶峰能力充足，无需新建火电机组）：储能的调峰作用等价于低谷时段火电深度调峰+高峰时段火电顶峰发电。0.5kW/1kWh锂电池储能，在日内下调峰5小时、上调峰2小时背景下，对应1.11kW火电进行灵活性改造（最低技术出力由50%下降至30%）+存量火电机组在高峰时发电1kWh。火电灵活性改造调峰成本由深度调峰成本、顶峰发电成本和碳成本构成，合计117.97元/年。在碳成本方面，火电灵活性改造调峰相比储能调峰未明显增加碳排放和碳成本。两种调峰情景对比来看，火电深度调峰时减发电量带来煤耗下降但此时发电量度电煤耗上升带来额外煤耗，顶峰发电时也产生煤耗，三者近乎相抵，测算合计仅增加0.0042吨/年标煤煤耗、0.208元/年碳成本。即使考虑欧盟碳价水平80欧元/吨（约600元/吨），上述碳成本也仅2.49元/年。火电灵活性改造调峰相比无调峰情景将减少碳排放和碳成本。两种情景对比来看，顶峰发电均存在，不同之处在于火电深度调峰时减发电量带来煤耗下降但此时发电量度电煤耗上升带来额外煤耗，二者合计-0.088吨/年，降低碳成本4.42元/年；若考虑欧盟碳价水平，则可降低碳成本53.00元/年。表9：火电灵活性改造调峰成本单位数据备注深度调峰：锂电池储能对应火电灵活性改造容量kW1.111kWh锂电池储能低谷时段（5小时）平均充电功率为0.22kW。假设火电灵活性改造将火电最低技术出力由50%降至30%，为达到低谷时段相同的下调峰效果，需要进行1.11kW火电灵活性改造EPC单价元/kW300灵活性改造投资差异较大，高可达300元/kW，低可能<100元/kW全投资收益率要求6%考虑税前全投资收益率6%储能使用年限年30假设与火电机组使用年限相同年固定成本元/年24.22涵盖每年折旧及资金要求的合理回报常规调峰深度50%深度调峰深度30%假设深度调峰时最低技术出力为30%，工程实践中已能够达到15%每日深度调峰时长5年调峰天数天300夏季7、8月中午用电负荷高，一般无需深度调峰年深度调峰时段火电发电量kWh/年50050%负载率度电标煤煤耗（7000K）g/kWh310识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明19/35[Table_PageText]深度分析电力设备30%负载率度电标煤煤耗（7000K）g/kWh340煤价（5500K）元/吨700年可变成本元/年13.36涵盖深度调峰时额外增加的度电煤耗所对应成本深度调峰成本元/年37.58顶峰发电：年调峰天数天300夏季7、8月中午用电负荷高，一般无需深度调峰顶峰发电电量kWh/年300年调峰300天，每日锂电池储能高峰放电1kWh，年高峰放电300kWh70%以上负载率度电标煤煤耗（7000K）g/kWh300顶峰发电成本元/年80.18碳成本：深度调峰时段减发电量kWh/年333.3350%负载率度电标煤煤耗（7000K）g/kWh310深度调峰减发电量带来的标煤煤耗变化吨/年-0.103年深度调峰时段发电量kWh/年50030%负载率度电标煤煤耗（7000K）g/kWh340深度调峰时发电量因度电煤耗上升带来的标煤煤耗变化吨/年0.015顶峰发电电量kWh/年30070%以上负载率度电标煤煤耗（7000K）g/kWh300顶峰发电时带来的标煤煤耗变化吨/年0.090标煤碳排放系数2.493火电调峰带来的总排放量变化吨/年0.0042碳价元/吨50取我国当前碳价水平深度调峰增加的二氧化碳排放成本元/年0.208火电调峰总成本元/年117.97数据来源：CNKI，广发证券发展研究中心火电灵活性改造（假设顶峰能力不足，需新建火电机组）：0.5kW/1kWh锂电池储能，对应1.11kW火电进行灵活性改造（最低技术出力由50%下降至30%）+0.5kW新建火电机组，假设新增火电仅用于顶峰发电，年利用小时数=顶峰发电电量/需要新增装机容量=600小时，则合计调峰成本370.11元/年。在碳成本方面，依旧表现为火电灵活性改造调峰相比储能调峰未明显增加碳排放和碳成本，相比无调峰情景减少碳排放和碳成本。表10：火电灵活性改造及新建火电机组调峰成本单位数据备注深度调峰：锂电池储能对应火电灵活性改造容量kW1.111kWh锂电池储能低谷时段（5小时）平均充电功率为0.2kW。假设火电灵活性改造将火电最低技术出力由50%降至30%，为达到低谷时段相同的下调峰效果，需要进行1kW火电灵活性改造火电灵活性改造EPC单价元/kW300灵活性改造投资差异较大，高可达300元/kW，低可能<100元/kW全投资收益率要求6%考虑税前全投资收益率6%储能使用年限年30假设与火电机组使用年限相同年固定成本元/年24.22涵盖每年折旧及资金要求的合理回报常规调峰深度50%识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明20/35[Table_PageText]深度分析电力设备深度调峰深度30%假设深度调峰时最低技术出力为30%，工程实践中已能够达到15%每日深度调峰时长5年调峰天数天300夏季7、8月中午用电负荷高，一般无需深度调峰年深度调峰时段发电量kWh/年50050%负载率度电标煤煤耗（7000K）g/kWh31030%负载率度电标煤煤耗（7000K）g/kWh340煤价（5500K）元/吨700年可变成本元/年13.36涵盖深度调峰时额外增加的度电煤耗所对应成本深度调峰成本元/年37.58顶峰发电：需要新增装机容量kW0.51kWh锂电池储能高峰时段（2小时）平均放电功率为0.5kW，当电力系统顶峰能力不足时，需要新增0.5kW火电装机煤电机组EPC单价元/kW3500使用寿命年30全投资收益率要求6%考虑税前全投资收益率6%运维费用元/（kW·年）250测算华能国际火电运维费用约200元/（kW·年），考虑新建火电机组主要进行顶峰发电，故适度提高运维费用至250元/（kW·年）年固定成本元/年252.14年调峰天数天300夏季7、8月中午用电负荷高，一般无需深度调峰顶峰发电电量kWh/年300年调峰300天，每日锂电池储能高峰放电0.9kWh，年高峰放电270kWh年利用小时数h540假设新增火电完全为了顶峰发电，则年利用小时数=顶峰发电电量/需要新增装机容量70%以上负载率度电标煤煤耗（7000K）g/kWh300年可变成本元/年80.18顶峰发电成本元/年332.32碳成本：深度调峰时段减发电量kWh/年333.3350%负载率度电标煤煤耗（7000K）g/kWh310深度调峰减发电量带来的标煤煤耗变化吨/年-0.103年深度调峰时段发电量kWh/年50030%负载率度电标煤煤耗（7000K）g/kWh340深度调峰时发电量因度电煤耗上升带来的标煤煤耗变化吨/年0.015顶峰发电电量kWh/年30070%以上负载率度电标煤煤耗（7000K）g/kWh300顶峰发电时带来的标煤煤耗变化吨/年0.090标煤碳排放系数2.493火电调峰带来的总排放量变化吨/年0.0042碳价元/吨50取我国当前碳价水平深度调峰增加的二氧化碳排放成本元/年0.208火电调峰总成本元/年370.11数据来源：公司公告，CNKI，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21/35[Table_PageText]深度分析电力设备总体来看，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1：1.48：0.72：2.26。火电灵活性改造（顶峰能力充足，无需新建装机）最具成本优势；抽水蓄能调峰成本较高主要因为上调峰时长仅2h，而抽水蓄能一般库容在6h以上，导致其利用率较低所致。锂电池储能：在典型调峰情景（5小时下调峰+2小时上调峰）下，锂电池储能介于火电灵活性改造和抽水蓄能之间。短期来看，在缺电力（而非缺电量）背景下，锂电池储能已具备一定经济性（经济性优于抽水蓄能和火电灵活性改造（顶峰能力不足，新建火电仅用于顶峰发电）），且受益于建设速度快（抽蓄建设周期5年以上，火电1.5年以上，锂电池储能仅3-6月），有望迎来需求扩张。长期而言，其建设潜力仍有赖于降本带来的经济性提升。抽水蓄能：调峰成本随着单次调峰时长增长而快速下降，适合上下调峰时长均较长的情景，如风电在大/小风期长时间高/低出力、用户受气温影响而长时间保持高/低负荷等。测算调峰情景由5小时下调峰+2小时上调峰变化为5小时下调峰+3/4/5小时上调峰时，抽水蓄能调峰成本比将由1.48快速下降至1.03/0.80/0.67。在最有利于抽水蓄能的情景下（抽水蓄能库容可达8小时，假设每日进行连续8小时下调峰+8小时上调峰），调峰成本比将下降至0.46。火电灵活性改造：①只要电力系统顶峰能力充足，火电灵活性改造即具有明显的成本优势。若电力系统顶峰能力充足，无需新建装机，测算5小时下调峰+2小时上调峰情景下，火电灵活性改造初始投资300/200/100元/kW时，调峰成本比为0.72/0.67/0.62。长期来看，用电量增速将逐步降低，高峰负荷增速亦将趋缓，虽然峰谷差率将持续加大，但更多表现为净负荷低谷更深，因此火电灵活性改造应当应改尽改。②火电灵活性改造可视为不定时长的调峰资源，调峰时长越长，其优势越明显。火电灵活性改造（顶峰能力充足，无需新建装机）：5/6/7/8小时下调峰+2小时上调峰情景下，调峰成本比为0.72/0.70/0.68/0.67；火电灵活性改造（顶峰能力不足，新建火电仅用于顶峰发电）：5小时下调峰+2/3/4/5小时上调峰情景下，调峰成本比为2.26/1.65/1.39/1.34。表11：储能和类储能调峰成本对比调峰成本（元/年）成本比主要假设锂电池储能162.931EPC单价1.8元/Wh，循环寿命6000次，充电电价0.2元/kWh抽水蓄能EPC单价7000元/kW，使用寿命50年，充电电价0.2元/kWh下调峰5h+上调峰2h242.061.48下调峰5h+上调峰3h168.041.03下调峰5h+上调峰4h131.030.80下调峰5h+上调峰5h108.820.67下调峰8h+上调峰8h75.510.46火电灵活性改造（顶峰能力充足，无需新建装机）火电灵活性改造初始投资火电灵活性改造EPC单价300元/kW/100元/kW，机组最低技术出力由50%下降至30%，70%及以上、50%、30%负载率度电标煤煤耗分别为300g、310g、340g300元/kW100元/kW300元/kW100元/kW下调峰5h+上调峰2h117.97101.830.720.62下调峰6h+上调峰2h113.93100.480.700.61下调峰7h+上调峰2h111.0599.520.680.61识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明22/35[Table_PageText]深度分析电力设备下调峰8h+上调峰2h108.8998.800.670.60火电灵活性改造（顶峰能力不足，需新建装机）火电灵活性改造初始投资火电灵活性改造假设同上。新增火电EPC单价3500元/kW，使用寿命30年，运维费用250元/（kW·年），新增火电完全为了顶峰发电（利用小时600h）300元/kW100元/kW300元/kW100元/kW下调峰5h+上调峰2h370.11353.962.262.16下调峰5h+上调峰3h286.06269.921.751.65下调峰5h+上调峰4h244.04227.891.491.39下调峰5h+上调峰5h218.82202.681.341.24数据来源：广发证券发展研究中心（三）关于调峰资源发展趋势的判断1.短中期发展趋势短中期视角下，锂电池储能和火电灵活性改造存在明显的竞争关系：预计2023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，锂电池储能具有经济性优势，有望超预期增长；2024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。锂电池储能调峰成本短期内难以低于火电灵活性改造（顶峰能力充足，无需新建装机）。依据上节测算，火电灵活性改造（顶峰能力充足，无需新建装机）调峰成本为101.83元/年（改造投资100元/kW）-117.97元/年（改造投资300元/kW）。锂电池储能需EPC单价明显下降且循环次数明显上升：①当火电灵活性改造投资300元/kW时，锂电池储能需要达到1.5元/Wh+9000次循环/1.4元/Wh+7500次循环/1.3元/Wh+6500次循环。②当火电灵活性改造投资100元/kW时，锂电池储能需要达到1.3元/Wh+9000次循环/1.2元/Wh+7500次循环。目前主流锂电池储能技术经济性参数约为1.8元/Wh+6000次循环，预计在短期内难以实现前述技术经济性参数；假设随着技术进步主流锂电池储能的循环次数上升至6500次，EPC单价每年下降5%，测算从1.8元/Wh降至1.3元/Wh需要6.3年。因此，预计火电灵活性改造应该尽改，锂电池储能在十五五末或能接近其成本。表12：锂电池储能调峰成本敏感性测算调峰成本（元/年）循环次数500055006000650070007500800085009000950010000EPC单价（元/Wh）1.2122.54116.36111.29107.08103.54100.5497.9795.7693.8592.1890.721.3132.20125.50120.01115.45111.61108.36105.58103.19101.1199.3097.721.4141.86134.64128.73123.81119.69116.18113.19110.61108.38106.43104.731.5151.51143.78137.44132.18127.76124.01120.80118.03115.64113.55111.731.6161.17152.92146.16140.55135.83131.83128.41125.46122.90120.68118.731.7170.82162.06154.88148.92143.90139.65136.02132.88130.17127.81125.741.8180.48171.20163.60157.28151.98147.47143.62140.31137.43134.93132.741.9190.14180.34172.32165.65160.05155.30151.23147.73144.70142.06139.752.0199.79189.48181.04174.02168.12163.12158.84155.16151.96149.18146.752.1209.45198.62189.75182.39176.20170.94166.45162.58159.23156.31153.76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23/35[Table_PageText]深度分析电力设备火电灵活性改造与锂电池储能的竞争关系主要取决于电力系统顶峰能力是否充足。预计锂电池储能需求将在缺电力年份刚性释放，在缺电力缓解的年份将面临火电灵活性改造的竞争。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，需新建装机）调峰成本为117.97、370.11元/年，储能调峰成本163.60元/年介于其间。在锂电池储能当前1.8元/Wh的EPC单价下，火电灵活性改造+新建火电调峰方案中，新建火电需达到3400利用小时才具有经济性。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调峰成本比新建火电利用小时数2000220024002600280030003200340036003800400042004400锂电池储能EPC单价（元/Wh）1.21.741.681.631.581.551.511.481.461.441.421.401.381.371.31.611.561.511.471.431.401.381.351.331.311.301.281.271.41.501.451.411.371.341.311.281.261.241.231.211.201.181.51.411.361.321.281.251.231.201.181.161.151.131.121.111.61.321.281.241.211.181.151.131.111.091.081.071.051.041.71.251.211.171.141.111.091.071.051.031.021.010.990.981.81.181.141.111.081.051.031.010.990.980.960.950.940.931.91.121.081.051.021.000.980.960.940.930.920.900.890.882.01.071.031.000.970.950.930.910.900.880.870.860.850.842.11.020.980.950.930.910.890.870.860.840.830.820.810.80数据来源：广发证券发展研究中心基于电量平衡分析，测算2025年、2030年火电发电量分别为57964、57248亿千瓦时。假设存量火电利用小时为4317（2021年用电量超预期大增，出现明显缺电问题，火电利用小时数明显偏高，故选择2018-2020年均火电利用小时4317作为存量火电机组利用小时），测算年均新增火电装机：假设锂电池储能初始投资保持1.8元/Wh不变，火电灵活性改造+新建火电调峰方式成本低于锂电池储能调峰的条件为新增利用小时数达到3400小时，则2022-2025年、2026-2030年年均新增火电1455万千瓦、-234万千瓦。表14：火电发电量和装机测算单位20212025E2030E备注全社会用电量亿千瓦时8312895000110000中电联预计2025年9.5万亿千瓦时，国家能源局预计2030年11万亿千瓦时总发电量亿千瓦时8376796455112264从历史值数据看，总发电量扣减抽蓄发电量后与全社会用电量约有0.5%偏差；假设未来仍有0.5%偏差，据此预测总发电量装机容量水电万千瓦390924469952699水电建设周期5年以上，2025年及之前根据主要水电项目投产计划设置每年新增装机，十五五假设年均新增600万千瓦常规水电、1000万千瓦抽蓄核电万千瓦5326635310240核电建设周期约5年，2026年及之前根据核电项目投产计划设置每年新增装机，之后假设年均新增800万千瓦风电万千瓦328485184876848基于消纳压力假设2022年新增40GW，之后年均新增50GW识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明24/35[Table_PageText]深度分析电力设备太阳能发电万千瓦3065669656119656基于消纳压力假设2022年新增90GW，之后年均新增100GW利用小时水电小时352135213290抽蓄利用小时较低，随着占比提升，将逐渐拉低水电利用小时核电小时7901750075002021年缺电，核电利用小时明显偏高，后续年份选择多年均值风电小时214921892239太阳能发电小时116811881213发电量五类电源合计发电量与总发电量的差值为其他电源发电量（占比极低）水电千瓦时134011537117076核电千瓦时407546297380风电千瓦时65561080316647太阳能发电千瓦时3270767913903火电发电量千瓦时564635796457248基于电量平衡，由总发电量扣减水核风光发电量得到火电装机容量万千瓦1296782022-2025年均新增2026-2030年均新增假设截至2021年底的存量火电利用小时保持4317（2018-2020三年均值），新增火电利用小时34001455-234数据来源：Wind，广发证券发展研究中心若2025、2030年全社会用电量分别为9.5万亿、11.0万亿千瓦时，则分别对应2022-2025年、2026-2030年年均3.4%、3.0%增速。考虑到电能替代等因素，用电量增速有望更高，例如国家电网测算认为全社会用电量仍有较大增长空间，2025、2035年有望达到9.8、12.4万亿千瓦时。若将2025、2030年全社会用电量上调至9.8、11.5万亿千瓦时，测算在经济性合算的范围内，2022-2025年可年均新增3672万千瓦火电，“十五五”可年均新增423万千瓦火电。表15：用电量增速分析202020212025E2030E全社会用电量及预期（亿千瓦时）7511083128950001100002021-2025年均用电量增速：4.8%2026-2030年均用电量增速：3.0%2022-2025年均用电量增速：3.4%更高全社会用电量预期（亿千瓦时）980001150002021-2025年均用电量增速：5.5%2022-2025年均用电量增速：4.2%2026-2030年均用电量增速：3.3%数据来源：中电联，国家能源局，国家电网，广发证券发展研究中心考虑近期火电规划调整，预计2024、2025年有望分别投产8000万千瓦以上煤电机组（满足调峰、应急备用等需求），测算2021-2025年顶峰容量冗余度分别为13.0%、12.4%、11.2%、14.2%、18.3%，预计2023年缺电力问题或将加剧，而2024年之后将明显好转。锂电池储能与火电灵活性改造的竞争逻辑，在2023年为锂电池储能对标火电灵活性改造（顶峰能力不足，需新建装机）情景，锂电池储能经济性更好，有望加速发展；在2024年后逐步演变为锂电池储能对标火电灵活性改造（顶峰能力充足，无需新建装机）情景，火电灵活性改造经济性更好，应改尽改步伐有望加快。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明25/35[Table_PageText]深度分析电力设备表16：十四五电力平衡测算（万千瓦）2021A2022E2023E2024E2025E备注用电量/亿千瓦时8312885871897359242795000中电联预计2025年9.5万亿千瓦时增速假设10.3%3.3%4.5%3.0%2.8%冬季最大负荷/亿千瓦11.8912.4013.0813.6114.12冬季电力供需最紧张，2021年最大负荷为当年1月7日寒潮时数据增速假设4.3%5.5%4.0%3.8%从近年长期趋势来看，最大负荷增速一般较用电量增速高1个百分点顶峰容量需求134357140134147842153755159572假设备用率13%总装机容量238206257425279667306558335445火电129678132902138429147860157295煤电110901112901116901124901132901根据最新煤电规划，预计2022-2025年新增2000、4000、8000、8000万千瓦气电1085911659128591405915259假设十四五新增约5700万千瓦生物质发电及其他79188342866989009135水电3909241232418874260844699常规水电3545336623367983732938015根据水电站投产计划，十四五新增约4000万千瓦抽水蓄能36394609508952796684根据抽蓄投产计划，十四五新增约3500万千瓦核电53265693575359926353根据核电站投产计划，十四五新增约1600万千瓦风电3284836848418484684851848基于消纳压力假设2022年新增40GW，之后年均新增50GW太阳能发电3065639656496565965669656基于消纳压力假设2022年新增90GW，之后年均新增100GW电化学储能5121000200035005500《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出2025年电化学储能累计30GW，根据目前快速增长趋势适当调增其他9494949494顶峰容量供给151789157482164462175636188744受阻系数取值说明火电1193041222691273551360311447128%火电平均每年约有1个月检修，对应受阻系数8%煤电1020291038691075491149091222698%气电9990107261183012934140388%冬季缺气，受阻系数经常高于8%生物质发电及其他728576747975818884048%水电2491126583271682767629493常规水电212722197422079223972280940%冬季枯水期，常规水电40%受阻抽水蓄能363946095089527966840%核电532656935753599263530%风电1642184220922342259295%来风较差时，出力系数仅为5%-10%太阳能发电00000100%冬季用电高峰出现在傍晚，此时太阳能发电无出力电化学储能51210002000350055000%其他94949494940%顶峰容量冗余1743217347166202188129172顶峰容量冗余度13.0%12.4%11.2%14.2%18.3%数据来源：Wind，广发证券发展研究中心若将2025年全社会用电量上调至9.8万亿千瓦时，2021-2025年顶峰容量冗余度分别为13.0%/12.4%/10.7%/12.1%/14.7%，仍表现为2023年缺电力问题加剧，而2024年之后好转，因此不影响上述结论。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明26/35[Table_PageText]深度分析电力设备2.长期发展趋势长期视角下，随着新能源渗透率进一步提升，特别是风电渗透率提升（风电在大/小风期会长时间高/低出力），将需要更多长时调峰资源，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以应对竞争。四、备用：火电增容减量“类储能化”，电力保供带来装机持续性（一）火电是电力系统的“压舱石”，提供应急保供电力系统目前主要包含六类电源——火电、常规水电、核电、风电、太阳能发电、储能（抽水蓄能、新型储能等）。电能是二次能源，由一次能源转化而来，一次能源供给的稳定性主要决定了各类电源发电的稳定性。从保供特性来看，火电和核电具有长时间保供能力。结合电源现有装机规模和一次能源资源禀赋来看，火电（特别是其中的煤电）将是未来较长时间内的主要保供电源。表17：各类电源的保供特性电源类型能量来源保供能力火电（煤电、气电、生物质发电等）煤炭/天然气/生物质煤炭、天然气、生物质一般供给充足，火电能够长时间保供。考虑到我国“富煤缺油少气”的能源资源禀赋，火电中煤电能够作为主要的保供电源。长时间保供（调节能力较强）核电核能核燃料使用时间较长，能够支撑核电长期保供。但核电装机和发电量占比较低（截至2021年底核电装机占比2.2%，2021年核电发电量占比4.9%），且调节能力弱，故预计作为补充性的保供电源。长时间保供（调节能力弱）常规水电水能保供能力主要受来水和水库库容影响，来水越充足、库容越大，常规水电的保供能力越强。但我国径流式水电占比高，近几年受气候变化影响来水也出现明显波动，故常规水电只能作为补充性的保供电源。保供能力由来水和水库库容决定（调节能力较强）风电风能风电出力波动大、难以预测，无法作为保供电源。无法保供太阳能发电太阳能太阳能发电以光伏发电为主。光伏出力较风电出力容易预测，光伏仅能够在日间具备一定的保供能力，夜间无法保供。日间具备一定的保供能力，夜间无法保供储能（抽水蓄能、新型储能等）电能储能自身不产生电能，只能在一定程度上对发电量进行时间转移，解决发用电的时间不匹配问题。由于一般抽水蓄能库容8小时左右，新型储能容量2-4小时，故储能具备日内数小时的保供能力，而难以提供日以上级别的长时间保供。日内保供（调节能力强）数据来源：广发证券发展研究中心火电能够提供连续、可靠的电力供应，是主要的保供电源。火电是我国电力系统的主力电源，根据Wind数据，截至2021年底火电装机13.0亿千瓦，占比54.6%，2021年火电发电量5.6万亿千瓦时，占比67.4%。考虑到我国“富煤缺油少气”的能源资源禀赋特点，只要煤炭供给有保证，煤电出力就有保证，火电（特别是其中的煤电）在未来较长时间仍将是我国电力保供的“主力军”。核电出力稳定，但装机容量有限，是补充性的保供电源。核电停堆换料周期一般在1年以上，因此具备长时间保供能力。但由于核电厂址资源稀缺，因而核电尚难以大规模发展，根据Wind数据，截至2021年底我国核电装机5326万千瓦，占识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明27/35[Table_PageText]深度分析电力设备比仅2.2%，2021年核电发电量4075亿千瓦时，占比4.9%。预计核电将作为补充性的保供电源。常规水电、风电、太阳能发电的一次能源分别为水能、风能、太阳能，均为可再生能源，而可再生能源天然具有随机性、波动性、间歇性特征，因此会影响电源出力的可靠性。常规水电出力主要受来水和水库库容影响，具有较大库容的水电出力相对稳定，但我国径流式水电占比高，并且受气候变化影响，来水波动持续加大，例如今年夏季出现了持续数月的来水明显偏枯问题，水电出力显著低于预期，故常规水电将作为补充性的保供电源。风电出力波动大且较难预测，反调峰特性（用电负荷高时，风电往往低出力；用电负荷低时，风电却往往大发）明显，因此难以作为保供电源。太阳能发电以光伏发电为主，光伏出力较风电易于预测，能够在日间具备一定的保供能力，但夜间无法保供。图19：三峡水库入库流量（立方米/秒）数据来源：Wind，广发证券发展研究中心注：每日入库流量以当日14:00数据表征储能具备日内保供能力，而难以提供日以上级别的长时间保供。储能自身不产生电能，只能在一定程度上对发电量进行时间转移，解决发用电的时间不匹配问题。由于一般抽水蓄能库容8小时左右，新型储能容量2-4小时，故储能能够进行日内数小时的保供，但难以提供日以上级别的长时间保供。因此，当可再生能源发电出力多日甚至多周不足（间歇性）时，储能目前尚难以有效保供。（二）严格保供情景下，火电中长期保持年均净增4400-5600万千瓦每年冬季傍晚是电力供需最紧张时刻，若要求此时也不缺电力即为严格保供情景，可根据电力平衡测算火电装机需求：2021年冬季出现局部地区缺电，测算此时顶峰容量冗余度为13.0%，假设要求后续年度达到14.0%，以此倒算火电装机可得2022-2025年、2026-2030年年均净增火电装机5048、3742万千瓦，中长期年均增长中枢大致为4400万千瓦。其中2022-2025年逐年净增5693、7491、4613、2395万千瓦，显示出近期新增装机需求更为迫切。010000200003000040000500006000070000800001月1日1月9日1月17日1月25日2月2日2月10日2月18日2月26日3月5日3月13日3月21日3月29日4月6日4月14日4月22日4月30日5月8日5月16日5月24日6月1日6月9日6月17日6月25日7月3日7月11日7月19日7月27日8月4日8月12日8月20日8月28日9月5日9月13日9月21日9月29日10月7日10月15日10月23日10月31日11月8日11月16日11月24日12月2日12月10日12月18日12月26日2018年2019年2020年2021年2022年识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明28/35[Table_PageText]深度分析电力设备表18：严格保供情景下的火电需求测算（万千瓦）2021A2022E2023E2024E2025E2030E冬季最大负荷/亿千瓦时8312885871897359242795000110000增速假设3.3%4.5%3.0%2.8%十五五年均2.9%冬季最大负荷/亿千瓦11.8912.4013.0813.6114.1217.16最大负荷增速一般较用电量增速高1个百分点增速假设4.3%5.5%4.0%3.8%十五五年均3.5%顶峰容量需求134357140134147842153755159572193915总装机容量238206259894284099306172328019443617火电129678135371142861147474149869168580水电390924123241887426084469952699核电5326569357535992635310240风电328483684841848468485184876848太阳能发电3065639656496565965669656119656新型储能512100020003500550015500规划25年达到3000万千瓦，此处按5500万千瓦乐观估计其他949494949494顶峰容量供给151789159753168540175281181912221063受阻系数火电1193041245411314321356761378801550948%水电249112658327168276762949336293常规水电40%/抽蓄0%核电53265693575359926353102400%风电16421842209223422592384295%太阳能发电000000100%新型储能5121000200035005500155000%其他9494949494940%顶峰容量冗余174321961920698215262234027148顶峰容量冗余度13.0%14.0%14.0%14.0%14.0%14.0%数据来源：Wind，广发证券发展研究中心若将2025、2030年全社会用电量上调至9.8、11.5万亿千瓦时，倒算火电装机可得2022-2025年、2026-2030年年均净增火电装机6594、4669万千瓦，中长期年均增长中枢大致为5600万千瓦。其中2022-2025年逐年净增5693、8359、7409、4914万千瓦，可见连续两年投产8000万千瓦需求迫切。（三）优化保供情景下，火电中长期保持年均净增2200-3200万千瓦备用场景主要应对持续多日的用电需求旺盛而新能源出力不足的情景，1日的缺电量问题能够通过储能有效缓解（抽水蓄能储能时长一般为8小时左右，锂电池储能目前国内外大多配置2-4小时）。基于美国全国用电负荷和新能源出力数据的统计特性来看，我们认为长期来看备用场景应当应对的是持续5日缺电量问题。从全美日用电量的统计特征来看，用电高峰期一般持续约5日，且均在夏季7、8月出现。最大连续5日日均用电量与最大日用电量接近，且最大连续6、7日日均用电量将出现明显下降。直观原因在于，工作日用电量明显高于周末用电量，因此高用电负荷往往只连续5日。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明29/35[Table_PageText]深度分析电力设备表19：美国日用电负荷统计特征（亿千瓦时）年度日均用电量最大日用电量最大连续N日日均用电量偏离度5日6日7日日均最大日连续5日连续6日连续7日2016109.3142.7139.7139.3139.4100.0%130.6%127.8%127.4%127.6%2017108.4142.5138.6137.5135.9100.0%131.4%127.8%126.8%125.4%2018111.1140.5136.4135.2134.0100.0%126.5%122.8%121.7%120.6%2019110.0142.0139.2138.4137.3100.0%129.0%126.5%125.7%124.8%2020106.4136.9134.2133.0132.7100.0%128.7%126.1%125.0%124.7%2021109.9141.9139.0136.8135.0100.0%129.2%126.5%124.5%122.8%2022113.3148.1144.4143.2142.1100.0%130.7%127.5%126.4%125.5%平均100.0%129.4%126.4%125.4%124.5%数据来源：EIA，广发证券发展研究中心图20：2021年美国逐日用电量曲线（MWh）数据来源：EIA，广发证券发展研究中心从全美风电出力的统计特征来看，风电低出力期一般持续约5日，且大多在夏季7、8月出现，低出力时段可取日均出力系数10%。图21：2020年美国风电逐日出力特性数据来源：EIA，广发证券发展研究中心由于缺乏全美光伏出力数据（只有净出力数据，与实际出力数据存在较大偏差），识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明30/35[Table_PageText]深度分析电力设备故在此进行估计：按照光伏利用小时1500估计，年均出力系数0.171。考虑连续阴雨天气，光伏进入持续多日的低出力期，可大致假设日均出力系数5%。基于备用情景下的连续五日电量平衡测算，为实现电力保供，仍需持续新增火电：2022-2025年均净增1601万千瓦，2026-2030年均净增2824万千瓦。中长期年均增长中枢大致为2200万千瓦。表20：备用情景下的连续五日电量平衡测算单位20212025E2030E备注全社会用电量亿千瓦时8312895000110000中电联预计2025年9.5万亿千瓦时，国家能源局预计2030年11万亿千瓦时日均用电量亿千瓦时227.7260.3301.4假设最大连续5日日均用电量较日均用电量偏差25%25%25%美国约为26%-28%，假设我国与美国相近，约25%连续5日总用电量亿千瓦时1423.41626.71883.6装机容量水电万千瓦390924469952699水电建设周期5年以上，2025年及之前根据主要水电项目投产计划设置每年新增装机，十五五假设年均新增600万千瓦常规水电、1000万千瓦抽蓄常规水电万千瓦354533801541015抽水蓄能万千瓦3639668411684核电万千瓦5326635310240核电建设周期约5年，2026年及之前根据核电项目投产计划设置每年新增装机，之后假设年均新增800万千瓦风电万千瓦328485284877848基于消纳压力假设2022年新增40GW，之后年均新增50GW太阳能发电万千瓦3065675656135656基于消纳压力假设2022年新增90GW，之后年均新增100GW新型储能万千瓦512550015500规划2025年30GW，此处按55GW乐观估计日利用小时水电常规水电小时13.811.511.52022年8月水电利用小时353，日均11.4，取此极值抽水蓄能小时6.06.06.0核电小时23.524.024.0风电小时2.42.42.4假设日均出力系数10%10%10%太阳能发电小时1.21.21.2假设日均出力系数5%5%5%新型储能小时2.02.32.8假设配储时长逐年微增发电量（连续5日）水电千瓦时246.4222.6242.8常规水电千瓦时244.2218.6235.8抽水蓄能千瓦时2.24.07.0储能发电量=装机容量×日利用小时，无需再×天数。核电千瓦时62.576.2122.9风电千瓦时39.463.493.4太阳能发电千瓦时18.445.481.4新型储能千瓦时0.11.34.3储能发电量=装机容量×日利用小时，无需再×天数。火电发电量千瓦时1056.71224.71351.8识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明31/35[Table_PageText]深度分析电力设备火电日利用小时小时17.418.018.02021年缺电问题严重，测算火电日利用小时17.4h。由于2021年存在缺煤问题，若不缺煤利用小时有望提升，此处假设18h假设火电日均出力系数75%75%火电装机容量万千瓦1296781360831502012022-2025年均净增2026-2030年均净增16012824数据来源：Wind，广发证券发展研究中心若将2025、2030年全社会用电量上调至9.8、11.5万亿千瓦时，测算2022-2025年均净增火电2930万千瓦，2026-2030年均净增3520万千瓦。中长期年均增长中枢大致为3200万千瓦。储能难以直接作为备用电源应对持续多日的缺电量问题，但能够提升火电的日均出力系数，进而降低火电装机需求，间接支撑备用需求。火电日均出力系数每提升1pct，中长期年均净增装机需求下降约220千瓦。表21：不同日均出力系数下的净增火电装机容量假设火电日均出力系数75%76%77%78%79%80%2022-2025年均净增火电（万千瓦）293024652012157011407212026-2030年均净增火电（万千瓦）3520347334283384334133002022-2030年均净增火电（万千瓦）325830252799257823632153数据来源：广发证券发展研究中心严格保供情景和优化保供情景相比，前者考虑每年电力供需最紧张时刻不缺电力，后者考虑每年电量供需最紧张的五天不缺电量，前者为瞬时概念后者为时段概念。二者相比体现出，若能够在用电尖峰时令部分负荷错峰用电，则能够明显缓解火电建设压力，我们认为两种情景的差异即为需求侧响应重点发挥作用的空间。五、投资分析新能源渗透率提升带来灵活性资源刚性增长。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，因而灵活性资源也需要多维度配置。从产业发展看趋势，基于电力系统整体运行视角下的技术经济性测算分析，我们认为：（1）调频：火电愈发难以满足新能源调频需求，水电（抽水蓄能、常规水电）能够提供调频支持，电化学储能和飞轮储能最具增长潜力。（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1：1.48：0.72：2.26。火电灵活性改造最具成本优势（当电力系统顶峰能力充足时），锂电池储能在十五五末或能接近其成本。①短中期视角下，锂电池储能和火电灵活性改造存在明显的竞争关系：预计2023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，锂电池储能具有经济性优势，有望超预期增长；2024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，随着新能源渗透率进一步提升，特别是风电识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明32/35[Table_PageText]深度分析电力设备渗透率提升（风电在大/小风期会长时间高/低出力），将需要更多长时调峰资源，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以应对竞争。（3）备用：储能（锂电池储能、抽水蓄能）难以应对持续多日的缺电量问题，在氢能大规模商业化之前仍将依赖火电进行应急保供。严格保供情景下，火电需中长期保持每年净增4400-5600万千瓦；合理保供情景下，火电需中长期保持每年净增约2200-3200万千瓦。两种情景的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，我们认为：（1）以锂电池为代表的电化学储能最具发展潜力，①短期来看，2023年将受益于建设速度快和缺电力（缺顶峰能力）问题呈扩大化趋势，锂电池储能较火电灵活性改造+新建火电顶峰发电更具调峰成本优势，在峰谷价差进一步拉大背景下，锂电池储能有望迎来加速增长；2024年后新建火电大规模投产，缺电问题逐步缓解，锂电池储能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，在长时调峰情景下成本优势扩大，预计2024年之后受益于缺电力（缺顶峰能力）问题逐步缓解，火电机组能够大规模停机改造，火电灵活性改造有望迎来快速发展。（3）抽水蓄能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）高比例渗透场景。考虑到长时调峰出现概率相对较低但出现后影响较大，预计抽水蓄能定价难以完全市场化，或长期主要通过容量电价获取稳定收益。表22：关于储能和类储能的发展判断新型储能抽水蓄能火电灵活性改造新增火电调频电化学储能和飞轮储能，分别响应二次、一次调频需求，最具发展潜力。调频能力较强，但一是受制于抽蓄投产较慢，短期内难以发挥更大作用，二是受制于地质条件，难以支撑西北等地区调频需求。与调频无关。火电愈发难以满足新能源调频需求。调峰典型调峰情景（5h下调峰+2h上调峰）下，锂电池储能经济性不及火电灵活性改造。但当电力系统顶峰能力（上调峰能力）不足，锂电池储能经济性优于火电灵活性改造+新建火电。预计2023年缺电力（缺顶峰能力）问题呈扩大化趋势，锂电池储能加快发展；2024年后缺电问题逐步缓解，锂电池储能需与火电灵活性改造竞争配置。典型调峰情景（每日5h下调峰+2h上调峰）下，抽蓄不具备成本优势，其调峰成本约是锂电池储能的1.5倍、火电灵活性改造的2倍。抽蓄在长时调峰方面成本优势明显，适用于新能源（特别是风电）高比例渗透场景：若每日5h下调峰+5h上调峰，其调峰成本约为锂电池储能的67%，与火电灵活性改造相近。若每日8h下调峰+8h上调峰（抽蓄库容可达8h），抽蓄调峰成本仅为锂电池储能的46%，火电灵活性改造的70%。需根据电力系统顶峰能力（上调峰能力）是否充足，分情况讨论：①顶峰能力充足时，在调峰过程中，储能=火电灵活性改造。火电灵活性改造调峰成本约为锂电池储能的60%-70%（火电灵活性改造初始投资100元/kW-300元/kW）。②顶峰能力不足时，在调峰过程中，储能=火电灵活性改造+新建火电。在经济性合算的范围内，2022-2025年均净增火电1455万千瓦（对应锂电池储能EPC单价1.8元/Wh），“十五五”无需进一步新增。考虑到当前火电规划调整，2024年之后缺电力（缺顶峰能力）问题逐步缓解，火电灵活性改造有望迎来快速发展。备用储能难以直接作为备用电源应对持续多日的缺电量问题，但能够提升火电的日均出力系数，进而降低火电装机需求，间接支撑备用需求。与备用无关严格保供情景下，火电中长期保持年均净增4400-5600万千瓦；合理保供情景下，火电中长期保持年均净增约2200-3200万千瓦。数据来源：广发证券发展研究中心看好2023年锂电池储能放量确定性机会，峰谷价差拉大有望带动招标保持高识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明33/35[Table_PageText]深度分析电力设备速增长，优先选择设备、建设环节。建议关注：南网科技（背靠南方电网手握一流资源，锚定世界级电网智能化解决方案提供商），盛弘股份（储能PCS与充电桩双轮驱动高增长）、国轩高科（大储户储双线布局、储能电芯需求快速放量），阳光电源（“成本+渠道+产能”优势明显、打造“风光储氢电”新能源平台型龙头），涪陵电力（“供电+能效服务”体系，重点发展储能等新型业务）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2024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（火电机组核心制造企业，火电灵活性改造总包能力强）、龙源技术（等离子燃烧技术充分适用新增灵活性制造火电和存量深度调峰改造火电）、青达环保（环保团队覆盖）等。抽水蓄能充分适应未来长时调峰需求，稳定的电价机制有望支撑持续加速发展。建议关注：南网储能（南方电网抽水蓄能运营主题），东方电气、哈尔滨电气（抽水蓄能机组核心制造企业）。六、风险提示（一）新能源建设减速导致储能/类储能需求下降新能源渗透率快速提升是灵活性资源需求加速提升的主要原因。若新能源建设减速，则对于储能/类储能需求亦将有所下降。（二）新型储能出现安全问题导致发展减速安全是电力系统运行的底线。若新型储能出现安全问题，将可能暂缓新建项目，明显影响其发展速度。（三）碳排放约束加强抑制新增火电火电机组运行过程中产量大量二氧化碳排放，若碳排放约束趋紧，将可能影响新建火电机组装机容量。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明34/35[Table_PageText]深度分析电力设备[Table_ResearchTeam]广发新能源和电力设备研究小组陈子坤：首席分析师，5年产业经验，10年证券从业经验。2013年加入广发证券发展研究中心。目前担任电力设备与新能源行业首席分析师，历任有色行业资深分析师、环保行业联席首席分析师。纪成炜：联席首席分析师，ACCA会员，毕业于香港中文大学、西安交通大学，2016年加入广发证券发展研究中心。曹瑞元：资深分析师，毕业于复旦大学，2021年加入广发证券发展研究中心。李靖：高级分析师，毕业于美国西北大学、华中科技大学，2020年加入广发证券发展研究中心。陈昕：高级分析师，毕业于清华大学、北京大学，曾就职于国家电网公司、信达证券，2022年加入广发证券发展研究中心。张玲：高级研究员，毕业于加拿大英属哥伦比亚大学，曾就职于银河证券、工银瑞信，2022年加入广发证券发展研究中心。蒋淑霞：高级研究员，毕业于香港大学、南京大学，2020年加入广发证券发展研究中心。朱北岑：高级研究员，毕业于华东政法大学，2022年加入广发证券发展研究中心。张芷菡：研究员，毕业于新加坡南洋理工大学、中山大学，2021年加入广发证券发展研究中心。高翔：研究员，毕业于新加坡国立大学，2022年加入广发证券发展研究中心。[Table_RatingIndustry]广发证券—行业投资评级说明买入：预期未来12个月内，股价表现强于大盘10%以上。持有：预期未来12个月内，股价相对大盘的变动幅度介于-10%～+10%。卖出：预期未来12个月内，股价表现弱于大盘10%以上。[Table_RatingCompany]广发证券—公司投资评级说明买入：预期未来12个月内，股价表现强于大盘15%以上。增持：预期未来12个月内，股价表现强于大盘5%-15%。持有：预期未来12个月内，股价相对大盘的变动幅度介于-5%～+5%。卖出：预期未来12个月内，股价表现弱于大盘5%以上。[Table_Address]联系我们广州市深圳市北京市上海市香港地址广州市天河区马场路26号广发证券大厦35楼深圳市福田区益田路6001号太平金融大厦31层北京市西城区月坛北街2号月坛大厦18层上海市浦东新区南泉北路429号泰康保险大厦37楼香港德辅道中189号李宝椿大厦29及30楼邮政编码510627518026100045200120-客服邮箱gfzqyf@gf.com.cn[Table_LegalDisclaimer]法律主体声明本报告由广发证券股份有限公司或其关联机构制作，广发证券股份有限公司及其关联机构以下统称为“广发证券”。本报告的分销依据不同国家、地区的法律、法规和监管要求由广发证券于该国家或地区的具有相关合法合规经营资质的子公司/经营机构完成。广发证券股份有限公司具备中国证监会批复的证券投资咨询业务资格，接受中国证监会监管，负责本报告于中国（港澳台地区除外）的分销。广发证券（香港）经纪有限公司具备香港证监会批复的就证券提供意见（4号牌照）的牌照，接受香港证监会监管，负责本报告于中国香港地区的分销。本报告署名研究人员所持中国证券业协会注册分析师资质信息和香港证监会批复的牌照信息已于署名研究人员姓名处披露。[Table_ImportantNotices]重要声明识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明35/35[Table_PageText]深度分析电力设备广发证券股份有限公司及其关联机构可能与本报告中提及的公司寻求或正在建立业务关系，因此，投资者应当考虑广发证券股份有限公司及其关联机构因可能存在的潜在利益冲突而对本报告的独立性产生影响。投资者不应仅依据本报告内容作出任何投资决策。投资者应自主作出投资决策并自行承担投资风险，任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或者口头承诺均为无效。本报告署名研究人员、联系人（以下均简称“研究人员”）针对本报告中相关公司或证券的研究分析内容，在此声明：（1）本报告的全部分析结论、研究观点均精确反映研究人员于本报告发出当日的关于相关公司或证券的所有个人观点，并不代表广发证券的立场；（2）研究人员的部分或全部的报酬无论在过去、现在还是将来均不会与本报告所述特定分析结论、研究观点具有直接或间接的联系。研究人员制作本报告的报酬标准依据研究质量、客户评价、工作量等多种因素确定，其影响因素亦包括广发证券的整体经营收入，该等经营收入部分来源于广发证券的投资银行类业务。本报告仅面向经广发证券授权使用的客户/特定合作机构发送，不对外公开发布，只有接收人才可以使用，且对于接收人而言具有保密义务。广发证券并不因相关人员通过其他途径收到或阅读本报告而视其为广发证券的客户。在特定国家或地区传播或者发布本报告可能违反当地法律，广发证券并未采取任何行动以允许于该等国家或地区传播或者分销本报告。本报告所提及证券可能不被允许在某些国家或地区内出售。请注意，投资涉及风险，证券价格可能会波动，因此投资回报可能会有所变化，过去的业绩并不保证未来的表现。本报告的内容、观点或建议并未考虑任何个别客户的具体投资目标、财务状况和特殊需求，不应被视为对特定客户关于特定证券或金融工具的投资建议。本报告发送给某客户是基于该客户被认为有能力独立评估投资风险、独立行使投资决策并独立承担相应风险。本报告所载资料的来源及观点的出处皆被广发证券认为可靠，但广发证券不对其准确性、完整性做出任何保证。报告内容仅供参考，报告中的信息或所表达观点不构成所涉证券买卖的出价或询价。广发证券不对因使用本报告的内容而引致的损失承担任何责任，除非法律法规有明确规定。客户不应以本报告取代其独立判断或仅根据本报告做出决策，如有需要，应先咨询专业意见。广发证券可发出其它与本报告所载信息不一致及有不同结论的报告。本报告反映研究人员的不同观点、见解及分析方法，并不代表广发证券的立场。广发证券的销售人员、交易员或其他专业人士可能以书面或口头形式，向其客户或自营交易部门提供与本报告观点相反的市场评论或交易策略，广发证券的自营交易部门亦可能会有与本报告观点不一致，甚至相反的投资策略。报告所载资料、意见及推测仅反映研究人员于发出本报告当日的判断，可随时更改且无需另行通告。广发证券或其证券研究报告业务的相关董事、高级职员、分析师和员工可能拥有本报告所提及证券的权益。在阅读本报告时，收件人应了解相关的权益披露（若有）。本研究报告可能包括和/或描述/呈列期货合约价格的事实历史信息（“信息”）。请注意此信息仅供用作组成我们的研究方法/分析中的部分论点/依据/证据，以支持我们对所述相关行业/公司的观点的结论。在任何情况下，它并不（明示或暗示）与香港证监会第5类受规管活动（就期货合约提供意见）有关联或构成此活动。[Table_InterestDisclosure]权益披露(1)广发证券（香港）跟本研究报告所述公司在过去12个月内并没有任何投资银行业务的关系。[Table_Copyright]版权声明未经广发证券事先书面许可，任何机构或个人不得以任何形式翻版、复制、刊登、转载和引用，否则由此造成的一切不良后果及法律责任由私自翻版、复制、刊登、转载和引用者承担。