电力设备-电改背景下储能经济性提升潜力有多大？-国联证券_14页_1mb

电力设备行业在电改背景下储能经济性提升潜力分析

当前我国储能项目经济性不足问题突出，主要表现为利用率低、盈利模式单一及政策依赖性强。根据中电联数据，2023年上半年我国电化学储能电站平均日等效充放电次数仅为0.58次，相当于年均约212次满功率循环。独立储能与新能源配储电站日充放次数更低于0.3-0.4次，除江苏、广东外，多数省份利用率低于全国均值。这种"建而不用"现象导致储能价值难以实现。

电改政策加速推进为行业带来多重改善机遇。2023年9月出台的国家级电力现货市场交易规则，明确提出新能源及储能等新型主体可参与市场交易。11月发布的容量电价政策，为储能项目提供容量补偿收益。山东、广东等地政策创新推动独立储能同时参与现货和辅助服务市场。多元市场化收益模式逐步建立，涵盖容量租赁、现货交易、辅助服务、容量补偿等渠道。

海外经验显示，电力现货价差扩大对储能长期经济性影响显著。英国2023年9月现货价差达0.69元/kWh，美国加州报价上限为7.28元/kWh，远高于国内普遍不足1.5元/kWh的水平。国内现货价差扩大受风光发电占比提升、充电桩渗透率增长及报价限制放宽等因素驱动，但需电改持续推进才能实现。而年度调用次数提升更具短期操作性，山东等地通过聚类分析显示理论年调用天数可达253天，若从当前131天/年提升至240天/年，IRR可由42%增至53%。

容量补偿机制的推广对短期收益提升明显。目前已在山东等4省区实施，其中山东补偿收益约68元/kW/年。测算显示，若按14元/Wh初始投资成本和220元/kW/年租赁价格，结合容量补偿60元/kW/年，IRR可达5.69%。随着锂价触底及储能项目降本，容量租金预计稳中有降，补偿覆盖范围扩大将释放显著弹性。

储能项目位置对利用率影响显著。优质并网点稀缺性推动"跑马圈地"式超前建设，高调度率区域多位于电网关键节点和新能源富集区。考虑储能电池寿命约为光伏设备的一半，在首批电池周期结束后，原站址换装成本下降将显著提升项目20年期经济性。

投资建议聚焦交易模式优化带来的行业集中度提升。推荐关注具备算法交易能力的集成商，以及PCS和温控环节优势企业。具体包括阳光电源（低估值龙头）、上能电气（产品迭代与客户拓展）、同飞股份/高澜股份（温控技术）、金盘科技（海外订单）、南都电源（锂资源回收闭环）、科陆电子（海外项目改善）。建议关注"报量报价"模式向"报量不报价"的转变趋势，该模式对价格预测和策略制定要求更高，将加剧行业分化。

主要风险包括测算假设偏差、政策落地不及预期及降本进度不达预期。行业需持续关注电改政策对现货市场和辅助服务市场的制度完善，以及技术降本对经济性提升的支撑作用。