深度报告-20221031-国金证券-公用事业及环保产业行业研究_百花齐放进行时-从储能到泛灵活性调节资源_31页_3mb

公用事业及环保产业行业研究总结

核心内容

本报告聚焦于公用事业及环保产业中的灵活性调节资源需求，特别是电化学储能、抽水蓄能及火电灵活性改造三大方向。随着绿电装机容量扩大及电力市场化改革推进，电力系统对灵活性调节资源的需求日益增长，以应对绿电出力波动性及电力负荷侧的不稳定性。同时，政策导向对调节资源的经济性提供了重要保障，推动其发展。

主要观点

• 灵活性调节资源需求确定：电力系统需要实时平衡，绿电出力高波动性及负荷侧变化增加了调节需求，尤其是调峰和调频。
• 不同调节资源各有其用：抽水蓄能、火电灵活性改造及电化学储能各有适用场景，当前处于共同发展阶段，需关注技术成熟度、建设周期及政策支持。
• 政策保障经济性：各层级政策聚焦于调峰容量、调峰电量及调频等辅助服务三类补偿，以弥补建设及运行成本并给予合理收益。
• 经济性分析复杂：需综合考虑系统成本、补偿政策、灵活性资源供需关系及电力市场差异。

关键信息

灵活性调节资源需求

• 需求来源：电力系统实时平衡需求、绿电市场化交易带来的量/价风险。
• 绿电出力波动性：风电呈现“反调峰”特性，光电呈现“正调峰”特性，两者均需灵活性调节资源支持。
• 负荷波动扩大：三产及城乡居民用电比重上升，带来更大的峰谷差，增加系统平衡难度。

技术与经济性分析

• 火电灵活性改造：技术成熟，建设周期短，投资成本低，但运行成本随深调幅度增加而上升。
• 抽水蓄能：技术成熟度高，具备大容量和低度电成本优势，但建设周期长，依赖自然资源，选址影响成本。
• 电化学储能：适用于调频辅助服务，建设周期短，依赖峰谷价差套利，经济性受政策及市场影响较大。

政策与补偿机制

• 补偿类型：调峰容量、调峰电量、调频辅助服务。
• 抽水蓄能：新两部制电价保障IRR在6.5%以上。
• 电化学储能：独立储能模式下，可通过容量租赁、调峰电量及调频辅助服务实现收益，不同模式下IRR显著提升。
• 火电灵活性改造：通过容量补偿及辅助服务补偿提升投资回报。

投资建议

• 关注电化学储能核心环节及独储运营新业态：宁德时代、阳光电源、申菱环境、青达环保、南网储能等。
• 关注火电灵活性改造高弹性环节：脱硝等。
• 关注抽水蓄能龙头标的：南网储能等。

装机预测

• 至2030年：电化学储能累计装机有望达92.7GW，其中电网侧占比最高。
• 电网侧电化学储能装机增量：预计2025年达约44.4GW，2030年达92.7GW。
• 用户侧电化学储能装机增量：预计2025年达4.9GW，2030年达22.19GW。
• 电源侧电化学储能装机增量：预计2025年达5.15GW，2030年达14.12GW。

风险提示

• 调节需求不及预期：绿电消纳能力及电力市场供需变化。
• 政策制定及落地不及预期：补偿政策的执行力度及标准。
• 市场化补偿低于标准：可能影响盈利预期。

结论

灵活性调节资源在电力系统中扮演关键角色，尤其是电化学储能、抽水蓄能和火电灵活性改造。随着技术进步、政策完善及市场需求增长，这些资源的经济性将逐步提升，推动行业高增长。未来，电化学储能将成为主要的调节资源，尤其在现货市场价差高及补偿政策完善的地区，其装机增量有望显著增长。