http://www.cgws.com请参考最后一页评级说明及重要声明投资评级：强于大市（维持）报告日期：2022年08月07日分析师：于夕朦S1070520030003☎010-88366060-8831yuximeng@cgws.com分析师：范杨春晓S1070521050001☎010-88366060fycx@cgws.com行业表现数据来源：同花顺相关报告<<规范电力系统并网运行和辅助服务，深化电力辅助服务市场机制建设，国家能源局适时修订发布规章>>2021-12-28独立确认主体，共享提升效益，独立共享储能有望迎来快速发展——电力设备与新能源新型电力系统建设面临三大挑战，储能应用场景丰富，可实现能量时移，是新型电力系统必不可少的一环。电力系统转型面临“电力电量平衡”、“系统稳定安全”和“新能源高效利用”三大挑战，储能是解决新能源发电和负荷用电时空不匹配的最佳手段，相当于“蓄水池”，它能够将电力生产和消费在时间上进行解耦，使得传统实时平衡的“刚性”电力系统变得“柔性”。多项政策支持新型储能发展，确认辅助服务的独立市场地位，独立共享储能运营模式可行。我国“储新比”水平还处于较低水平，储能还有广阔的发展前景。电化学储能作为目前较成熟的储能形式，可为电网运行提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应等多种辅助服务，多项政策的出台为独立共享储能“容量租赁+调峰补偿”的运营模式提供了依据，并具有良好的经济效益。以湖南某独立共享储能电站项目为例，结合市场调研与合理假设，建立财务评价模型，得出项目全投资财务内部收益率IRR（税前）为8.3%，资本金财务内部收益率IRR（税后）为13.8%，项目可行并具有良好经济性。投资建议：储能电站中电芯价值占比较高，建议关注优质电池企业，如：宁德时代、欣旺达；建议关注储能运营企业，如：文山电力；建议关注储能系统集成及项目总包企业，如：南都电源、永福股份、智光电气、金盘科技。风险提示：上游原材料涨价风险；政策执行不及预期风险；市场竞争加剧或其它储能技术突破应用的威胁；疫情散发反复等系统性风险；条件假设及模型测算误差风险。核心观点分析师证券研究报告行业专题报告行业报告电力设备与新能源行业专题报告长城证券2请参考最后一页评级说明及重要声明目录1.新型电力系统与储能...........................................................................................................41.1电力系统转型挑战......................................................................................................41.2新型储能快速发展......................................................................................................62.独立共享储能.......................................................................................................................82.1首个共享储能项目......................................................................................................82.2独立共享储能经济性分析..........................................................................................83.投资建议.............................................................................................................................114.风险提示.............................................................................................................................12行业专题报告长城证券3请参考最后一页评级说明及重要声明图表目录图1：电力系统的“韧性”与“弹性”............................................................................................4图2：2021H2全国电源结构.....................................................................................................5图3：2022H1全国电源结构.....................................................................................................5图4：丰富的储能应用场景.......................................................................................................6图5：2021年我国储能装机结构..............................................................................................6图6：2021年我国新型储能装机结构......................................................................................6图7：青海格尔木美满闵行共享储能电站...............................................................................8图8：该项目储能系统成本构成...............................................................................................9图9：该项目各期现金流情况.................................................................................................11图10：该项目各期收益情况...................................................................................................11表1：电力系统转型面临的“三大挑战”....................................................................................4表2：全国及部分省级区域新能源并网消纳情况...................................................................5表3：电化学储能主要提供的辅助服务...................................................................................7表4：湖南省独立共享储能收益参考.......................................................................................9表5：湖南某独立共享储能电站投资匡算...............................................................................9表6：该项目IRR敏感性分析.................................................................................................10行业专题报告长城证券4请参考最后一页评级说明及重要声明1.新型电力系统与储能1.1电力系统转型挑战新型电力系统改变传统运营模式，高比例新能源电力系统需增加“弹性”。在过去数十年中，我国优良的煤炭资源禀赋保障了我国能源系统的安全、可靠和经济，支撑着全社会的快速发展。传统的电力系统也是主要围绕着化石能源构建，其中电能的生产、输配和使用必须几乎同步完成。随着新能源电源占比的逐渐提升，电力系统也呈现出新的特点，需要围绕新能源进行电力系统转型，建设发展新型电力系统。根据国家能源局公布的数据，2021年风电和光伏发电量占全社会用电量的比重为11.7%，首次突破10%，相比于约27%的装机容量占比，体现出明显的低可用性。叠加风资源和光资源的随机性，电力系统转型面临着“电力电量平衡”、“系统稳定安全”和“新能源高效利用”三大挑战。高比例的风电和光伏电源接入，给电力系统带来潜在扰动威胁，电力系统在增强抵御扰动“韧性”的同时，还需要增强受到扰动后快速恢复的“弹性”。表1：电力系统转型面临的“三大挑战”项目内容电力电量平衡风光资源非连续和强波动的固有属性，用电负荷日益尖峰化，给特定时段的电力电量平衡带来巨大挑战。系统安全稳定高比例的风光新能源容量对电力系统支撑性弱，系统频率电压支撑调节能力降低，给系统安全稳定带来巨大挑战。新能源高效利用如缺少相应规模的可调节资源支撑，电力系统将不足以维持高比例风光发电量消纳，给新能源高效利用带来巨大挑战。资料来源：国家电网电科院、长城证券研究院图1：电力系统的“韧性”与“弹性”资料来源：别朝红《新型电力系统的弹性提升关键技术》、长城证券研究院风光能源新增装机屡创新高，部分区域风光消纳有所下降。根据中国电力企业联合会的统计，截至2022年H1全国发电装机容量24.4千瓦，同比增长8.1%；其中风电装机3.42亿千瓦（陆上风电315.6GW及海上风电26.7GW），太阳能发电3.37亿千瓦（光伏发电336.2GW及光热发电0.6GW）；风电同比增长17.2%，太阳能发电同比增长25.8%，风电行业专题报告长城证券5请参考最后一页评级说明及重要声明和光伏合计电源装机容量占比达27.8%，比2021年末提升约1.1pct。根据全国新能源消纳监测预警中心的统计，2022H1部分地区的新能源并网消纳利用率有所下降，我们认为这体现出新型电力系统建设的速度已慢于新能源电源的发展速度，储能等环节需提速以支撑新能源电源的持续长久发展。图2：2021H2全国电源结构图3：2022H1全国电源结构资料来源：中国电力企业联合会、长城证券研究院资料来源：中国电力企业联合会、长城证券研究院表2：全国及部分省级区域新能源并网消纳情况地区风电利用率光伏利用率2021年1-12月2022年1-5月2021年1-12月2022年1-5月全国96.9%95.6%98.0%97.5%山东98.5%96.4%99.1%96.7%蒙西91.1%87.7%96.5%96.0%蒙东97.6%89.0%99.4%98.1%吉林97.1%92.4%98.9%97.3%黑龙江98.1%96.0%99.6%97.6%河南98.3%97.4%99.9%99.1%湖南99.0%96.8%100%100%陕西97.7%94.3%98.0%97.3%甘肃95.9%90.3%98.5%97.3%资料来源：全国新能源消纳监测预警中心、长城证券研究院储能应用场景丰富可实现能量时移，是新型电力系统必不可少的一环。在新型电力系统建设中，储能是解决新能源发电和负荷用电时空不匹配的最佳手段，相当于“蓄水池”，它能够将电力生产和消费在时间上进行解耦，使得传统实时平衡的“刚性”电力系统变得“柔性”。储能主要应用在电网输配与辅助服务、可再生能源并网消纳、分布式及微网以及用户侧等场景中。在电网输配和辅助服务方面，储能技术主要作用分别是电网调峰、加载以及启动和缓解输电阻塞、延缓输电网以及配电网的升级。在可再生能源并网消纳方面，储能主要用于平滑可再生能源输出、吸收过剩电力减少“弃风弃光”以及即时并网。在分布式及微网方面，储能主要用于稳定系统输出、作为备用电源并提高调度的灵活性。在用户侧，储能主要用于工商业削峰填谷、需求侧响应以及能源成本管理。16%55%2%14%13%水电火电核电风电太阳能16%53%2%14%14%水电火电核电风电太阳能行业专题报告长城证券6请参考最后一页评级说明及重要声明图4：丰富的储能应用场景资料来源：《电化学储能技术创新趋势报告》、长城证券研究院1.2新型储能快速发展抽水蓄能仍占绝对份额，新型储能占比逐渐增加。截至2021年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模为46.1GW，同比增长30%，占全球市场总规模的22%。其中抽水蓄能累计装机规模最大，为39.8GW，同比增长25%，但所占比重与去年同比继续下降，减少3个pct；增量主要来自新型储能，累计装机规模达到5729.7MW，同比增长75%。2021年，中国新增投运电力储能项目装机规模首次突破10GW，达到了10.5GW，其中，抽水蓄能新增规模8GW；新型储能新增规模首次突破2GW，达到2.4GW，同比增长54%。图5：2021年我国储能装机结构图6：2021年我国新型储能装机结构资料来源：CNESA《储能产业研究白皮书2022》、长城证券研究院资料来源：CNESA《储能产业研究白皮书2022》、长城证券研究院“十四五”新型储能顶层规划已完成，“新能源+储能”将是主要应用场景。与世界其他国家和地区相比，我国储能与新能源装机容量的比例，即“储新比”，明显偏低，2020年中国的储新比约为6.7%，而中国以外其他国家和地区的储新比为15.8%，随着可再生能源比例提高，我国储能将迎来巨大的发展机遇。2022年2月23日，国家发改委及能源局发布《“十四五”新型储能发展实施方案》，明确了“十四五”期间新型储能产业发展的顶层86.3%12.5%1.2%抽水蓄能新型储能熔融盐储热89.7%5.9%3.2%0.9%0.2%0.1%0.1%锂离子电池铅蓄电池压缩空气液流电池超级电容飞轮储能其它行业专题报告长城证券7请参考最后一页评级说明及重要声明规划。一方面，加快建立新型储能项目管理机制，规范行业管理，强化安全风险防范；另一方面，明确新型储能独立市场地位，完善市场化交易机制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。在规范化与市场化加速推进的背景下，“运营模式”最优者有望脱颖而出。电化学储能作为目前较成熟的储能形式，可为电网运行提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应等多种辅助服务，能够满足电力系统“大规模源网荷储友好互动系统”升级应用的需求，在提高电力系统抵御事故水平、新能源消纳水平和电网综合能效水平等方面具有良好应用前景，对地区电网意义重大。2021年底，国家能源局新发布的“两个细则”（《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》）扩大了辅助服务的提供主体，丰富了辅助服务的服务品种，辅助服务市场向储能放开。2022年6月，国家能源局南方监管局下发了关于印发《南方区域电力并网运行管理实施细则》《南方区域电力辅助服务管理实施细则》的通知，首次专门提到新型独立储能参与辅助服务，同时事实上确立新型储能参与辅助服务服务的独立市场地位表3：电化学储能主要提供的辅助服务类别辅助服务类型服务内容有功平衡服务调峰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。调频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。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。无功平衡服务自动电压控制利用计算机系统、通信网络和可调控设备，根据电网实时运行工况在线计算控制策略，自动闭环控制无功和电压调节设备，以实现合理的无功电压分布。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。资料来源：《电力并网运行管理规定》、《电力辅助服务管理办法》、长城证券研究院行业专题报告长城证券8请参考最后一页评级说明及重要声明2.独立共享储能2.1首个共享储能项目青海格尔木美满闵行32MW/64MWh储能电站，是国内首个商业化运行的独立共享储能电站。所谓“共享储能”就是以电网为纽带，将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行整合，由电网来进行统一协调，推动源网荷各端储能能力全面释放。这种模式既可为电源、用户自身提供服务，也可以灵活调整运营模式，实现全网电力共享，提升电力品质。这种模式是2018年由青海电力公司创新提出的，并将其纳入到了电力辅助服务市场。2019年6月18日，青海电力辅助服务市场进入正式试运行阶段。这标志着国内首次储能电站与集中式光伏电站之间的调峰辅助市场化交易正式启动。2020年5月9日到8月16日，青海三江源16个县和1个乡实现了绿电100天，再次打破全清洁能源供电时长记录。实现“绿电100天”除了基于青海丰富的可再生能源资源和高效的电网调度，也离不开储能技术的强大支持。图7：青海格尔木美满闵行共享储能电站资料来源：中国能源网、长城证券研究院共享储能运营模式“优势多元”“各方共赢”，越来越多获得市场认可。相较于新能源自配储能的分散式发展方式，共享储能调度运行更高效、安全质量更可控、经济效益更凸显。目前新能源自配储能主要是为满足竞争性配置要求，而共享储能通过集中式统一建设，便于对建设标准、设备参数、安全性能规范管理，有效减少新能源自配储能设备质量参差不齐、技术性能难以保证、安全隐患风险较大等问题，且电站规模较大、配置时长不低于2小时，也有助于电网调度管理。在政策上，国家明确鼓励新能源企业通过自建或购买储能调峰能力来履行消纳责任，因此新能源企业可向共享储能电站购买一定比例储能容量、按年支付租金。除向新能源企业收取租金外，共享储能还可参与各类电力市场获取相应收入，用于弥补运行成本，提升项目经济性。2.2独立共享储能经济性分析“容量租赁+调峰补偿”是主要的商业模式，政策支持并具有一定经济性。2021年8月，国家能源局及发改委发布《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行业专题报告长城证券9请参考最后一页评级说明及重要声明规模的通知》，确定新能源发电企业可通过租赁储能容量，满足新增新能源装机调峰能力建设需求。以湖南省为例，参考湖南省能源局和发改委发布的《湖南省电力辅助服务市场交易规则（试行）》，并结合对某电力集团湖南分公司的市场调研，独立共享储能电站收益主要来自调峰补偿、容量租赁和电费收益。表4：湖南省独立共享储能收益参考赢利点备注调峰补偿调峰补偿单价由市场竞价决定，报价上限为500元/MWh。容量租赁储能租赁可视同可再生能源储能配额；通过容量租赁，可获得租赁费用收入。电费收益储能电站充电按照煤电标杆电价（0.45元/kWh）的75%计；储能电站放电按照煤电标杆电价计。资料来源：《湖南省电力辅助服务市场交易规则（试行）》，长城证券研究院根据某项目（100MW/200MWh）情况进行投资匡算。储能系统价格为1.63元/Wh，电芯价格为0.9元/Wh，单位静态投资为1.996元/Wh。表5：湖南某独立共享储能电站投资匡算类目金额（万元）占比土地、房屋建筑物及交通相关22505.32%设备类（除电芯）1777242.02%电芯1890044.68%预备费及其它费用30037.10%静态总投资4192599.12%建设期利息371.660.88%动态总投资42296.66100%资料来源：长城证券研究院图8：该项目储能系统成本构成资料来源：长城证券研究院57%21%10%5%7%电芯PCSEMSBMS其它行业专题报告长城证券10请参考最后一页评级说明及重要声明根据以上投资匡算，结合市场调研及合理假设，该项目具有良好经济性。主要假设如下：储能电站运营20年，电芯10年折旧，残值5%，10年后电芯更换成本为当期价格的60%，其它设备折旧20年，残值5%；电池线性衰减，充放电深度为95%，系统能量转换效率为85%；调峰补偿以调研情况的较低值0.23元/kWh计，年调用次数计为400次；容量租赁费用以调研获悉的2021年成交价格46万元/MW·年为准，并考虑后十年中容量租赁费用适当下降；销售所得税“三免三减半”；保险费以固定资产原值的0.25%计；维修费以不同年度分段计算，维修费用率为固定资产价值的0.5%-2%；材料费、人员工资及其它费用分别取合适定值；自有资金30%，贷款70%，长期贷款利率取4.6%；根据以上边界条件进行经济性分析测算，该储能项目全投资财务内部收益率IRR（税前）为8.3%，资本金财务内部收益率IRR（税后）为13.8%，具有较好的经济性。通过敏感性分析可以发现，即使年调峰辅助服务次数和调峰费用均下降20%，该项目全投资财务内部收益率IRR（税前）依然大于6%。表6：该项目IRR敏感性分析调峰补偿费用年调峰调用次数-20%-10%-5%05%10%20%184元/MWh207元/MWh218.5元/MWh230元/MWh241.5元/MWh253元/MWh276元/MWh-20%320次6.18%6.61%6.82%7.04%7.25%7.46%7.87%-10%360次6.73%7.21%7.44%7.68%7.91%8.14%8.59%-5%380次7.01%7.50%7.75%7.99%8.23%8.47%8.94%0400次7.28%7.80%8.05%8.30%8.55%8.80%9.29%5%420次7.55%8.08%8.35%8.61%8.87%9.13%9.64%10%440次7.81%8.37%8.64%8.92%9.19%9.45%9.98%20%480次8.33%8.93%9.22%9.52%9.80%10.09%10.65%资料来源：长城证券研究院该项目运营期间盈利能力及现金流情况良好。各期经营性现金流均为正，总体现金流也仅在第11年进行电池更换时为负，其余各期均为正。各项收益率情况均较为平稳。共享储能电站除了可以实现调峰外，还可以参与调频、黑启动等辅助服务，若后续政策明确相关辅助服务价格，将增加该项目收入来源，可能进一步提高项目投资收益。行业专题报告长城证券11请参考最后一页评级说明及重要声明图9：该项目各期现金流情况资料来源：长城证券研究院图10：该项目各期收益情况资料来源：长城证券研究院3.投资建议1)储能电站中电芯价值占比较高，建议关注优质电池企业，如：宁德时代、欣旺达；2)建议关注储能运营企业，如：文山电力；3)建议关注储能系统集成及项目总包企业，如：南都电源、永福股份、智光电气、金盘科技。-50,000-40,000-30,000-20,000-10,000-10,00020,00030,00040,00050,00001234567891011121314151617181920经营现金流投资现金流融资现金流现金流合计期末现金流0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%01234567891011121314151617181920经营利润率EBITDA/收入总资产收益率净资产收益率行业专题报告长城证券12请参考最后一页评级说明及重要声明4.风险提示上游原材料涨价风险；政策执行不及预期风险；市场竞争加剧或其它储能技术突破应用的威胁；疫情散发反复等系统性风险；条件假设及模型测算误差风险。行业专题报告http://www.cgws.com研究员承诺本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，在执业过程中恪守独立诚信、勤勉尽职、谨慎客观、公平公正的原则，独立、客观地出具本报告。本报告反映了本人的研究观点，不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接接收到任何形式的报酬。特别声明《证券期货投资者适当性管理办法》、《证券经营机构投资者适当性管理实施指引（试行）》已于2017年7月1日起正式实施。因本研究报告涉及股票相关内容，仅面向长城证券客户中的专业投资者及风险承受能力为稳健型、积极型、激进型的普通投资者。若您并非上述类型的投资者，请取消阅读，请勿收藏、接收或使用本研究报告中的任何信息。因此受限于访问权限的设置，若给您造成不便，烦请见谅！感谢您给予的理解与配合。免责声明长城证券股份有限公司（以下简称长城证券）具备中国证监会批准的证券投资咨询业务资格。本报告由长城证券向专业投资者客户及风险承受能力为稳健型、积极型、激进型的普通投资者客户（以下统称客户）提供，除非另有说明，所有本报告的版权属于长城证券。未经长城证券事先书面授权许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制和发布，亦不得作为诉讼、仲裁、传媒及任何单位或个人引用的证明或依据，不得用于未经允许的其它任何用途。如引用、刊发，需注明出处为长城证券研究院，且不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。本报告是基于本公司认为可靠的已公开信息，但本公司不保证信息的准确性或完整性。本报告所载的资料、工具、意见及推测只提供给客户作参考之用，并非作为或被视为出售或购买证券或其他投资标的的邀请或向他人作出邀请。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。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。长城证券在法律允许的情况下可参与、投资或持有本报告涉及的证券或进行证券交易，或向本报告涉及的公司提供或争取提供包括投资银行业务在内的服务或业务支持。长城证券可能与本报告涉及的公司之间存在业务关系，并无需事先或在获得业务关系后通知客户。长城证券版权所有并保留一切权利。长城证券投资评级说明公司评级：买入——预期未来6个月内股价相对行业指数涨幅15%以上增持——预期未来6个月内股价相对行业指数涨幅介于5%~15%之间持有——预期未来6个月内股价相对行业指数涨幅介于-5%~5%之间卖出——预期未来6个月内股价相对行业指数跌幅5%以上行业评级：强于大市——预期未来6个月内行业整体表现战胜市场中性——预期未来6个月内行业整体表现与市场同步弱于大市——预期未来6个月内行业整体表现弱于市场长城证券研究院深圳办公地址：深圳市福田区福田街道金田路2026号能源大厦南塔楼16层邮编：518033传真：86-755-83516207北京办公地址：北京市西城区西直门外大街112号阳光大厦8层邮编：100044传真：86-10-88366686上海办公地址：上海市浦东新区世博馆路200号A座8层邮编：200126传真：021-31829681网址：http://www.cgws.com