抽水蓄能行業(yè)分析當前最成熟儲能技術-行業(yè)迎來黃金發(fā)展期

抽水蓄能行業(yè)分析當前最成熟儲能技術_行業(yè)迎來黃金發(fā)展期（報告出品方/作者：長城證券，于夕朦，范楊春曉）1、能源結構持續(xù)改變，調節(jié)性電源需求激增1.1、限電情況再現(xiàn)，可靠性電源不足是關鍵大規(guī)模限電情況連續(xù)第二年出現(xiàn)，高峰時段電力供應緊張情況短期難以改變。由于去年全國多省份出現(xiàn)了限電情況，對經(jīng)濟和民生產生了一定影響。為了避免限電再次發(fā)生，今年國家在多次會議上強調了保障電力供應，明確提出了杜絕拉閘限電再度上演。各級地方政府為此也積極開展了許多工作，包括保障電煤、燃氣、燃油供應、發(fā)放補貼支持電力企業(yè)經(jīng)營、推動電力體制改革和出臺虛擬電廠政策引導負荷側用電。但隨著高溫天氣來臨和用電需求快速復蘇，多地再次出現(xiàn)了有序用電情況，川渝地區(qū)更是出現(xiàn)了大面積限電。我們認為今年在政府已經(jīng)做好充足準備情況下，限電情況再次發(fā)生，體現(xiàn)出我國目前電力系統(tǒng)冗余很少，可靠性下降的現(xiàn)狀，而這些問題都難以快速解決，短期內我國高峰時段電力供應緊張的情況可能會持續(xù)發(fā)生。我們認為連續(xù)兩年發(fā)生限電情況的主要原因是我國可靠性電源不足。過去兩年導致我國限電情況發(fā)生的原因不盡相同：從需求側看，去年我國率先走出新冠疫情，用電量持續(xù)高增，多地電網(wǎng)用電負荷創(chuàng)新高，而今年7月開始我國逐漸擺脫新一輪疫情影響，疊加多地高溫天氣導致多地電網(wǎng)用電負荷再創(chuàng)新高。而從供給側看，去年由于能耗雙控政策推進以及煤價高企，煤電機組出力受到影響，而今年則由于極端高溫天氣影響，水電出力顯著下降。但過去兩年導致限制限電發(fā)生的共通原因則是由于我國裝機結構持續(xù)改變，發(fā)電端出力穩(wěn)定性下降，可靠電源出力與高峰用電負荷間存在缺口。1.2、高溫天氣下，多地用電負荷創(chuàng)新高疫情影響消退疊加高溫天氣，用電需求快速復蘇。7月份全國全社會用電量8324億千瓦時，同比增長6.3%。根據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，分產業(yè)看，第一產業(yè)用電量121億千瓦時，同比增長14.3%；第二產業(yè)用電量5132億千瓦時，同比下降0.1%；第三產業(yè)用電量1591億千瓦時，同比增長11.5%；城鄉(xiāng)居民生活用電量1480億千瓦時，同比增長26.8%。分地區(qū)看，東、中、西部和東北地區(qū)全社會用電量增速分別為4.6%、10.5%、7.9%和2.2%。電網(wǎng)最大用電負荷創(chuàng)歷史新高，提高了用電高峰時期對發(fā)電端的出力要求。2022年7月我國全國主要電網(wǎng)最高用電負荷合計值達到12.6億千瓦，同比增長5.6%，創(chuàng)歷史新高。分區(qū)域看，除了東北電網(wǎng)，其余區(qū)域電網(wǎng)在7月的用電負荷均創(chuàng)歷史新高。最高用電負荷不斷提高對電源側的出力和電網(wǎng)運行都提出了更高要求，在電力系統(tǒng)無法穩(wěn)定運行時，電網(wǎng)被迫采取有序用電乃至拉閘限電的方式引導負荷側降低需求。1.3、極端高溫天氣顯著影響水電出力今年三季度受極端天氣影響，多個流域來水同比顯著減少，影響了水電出力，導致川渝地區(qū)以及華東地區(qū)出現(xiàn)大面積限電。根據(jù)各上市公司公告，2022年第三季度溪洛渡水庫來水總量約422.69億立方米，較上年同期偏枯20.49%；三峽水庫來水總量約1006.83億立方米，較上年同期偏枯54.40%。瀾滄江流域來水同比偏豐2-3成，但因第三季度主汛期（7-9月）來水同比偏枯3-4成，前三季度來水總體同比偏枯1-2成。瀾滄江的來水也明顯偏枯。來水減少顯著影響了水電出力，即使在多家公司有新機組投產、聯(lián)合調度增發(fā)電量的情況下，三季度整體發(fā)電量也明顯低于預期。1.4、電源裝機結構持續(xù)改變，可靠電源出力與高峰用電負荷間存在缺口過去十年我國火電裝機占比持續(xù)下降，由2011年的72.5%下降至2022年7月的53.4%，而風光裝機占比則由4.5%上升至28%，不可靠電源占比持續(xù)提升。過去十年我國火電和水電裝機容量占比持續(xù)下降，水火電合計裝機容量占比由2011年底的94.3%下降至2022年7月的69.8%，而核電裝機占比僅從1.2%小幅提升至2.3%，整體看可靠電源裝機占比持續(xù)下降，不可靠電源裝機占比提升，電力系統(tǒng)穩(wěn)定性下降。過去十年我國火電發(fā)電量占比持續(xù)下降，但明顯高于裝機占比。根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，過去十年我國可靠電源發(fā)電量占比下降，由2011年的98%下降至2020年的88.3%，但仍維持高位。為了保證電力系統(tǒng)的平穩(wěn)運行，需要留有備用機組，我國各省合理備用率通常在13%-15%，因此可用裝機容量需高于用電負荷。為了保障電力供應，電力系統(tǒng)可用裝機容量要高于用電負荷（可用裝機容量=用電負荷（1+合理備用率）），因此需要留有部分機組以備急用。由于可靠電源裝機容量下降，在某些時段我國部分區(qū)域出現(xiàn)裝機出力將低于用電負荷的情況，造成限電發(fā)生。以今年7月為例，7月全國最高用電負荷達到12.59億千瓦，按照合理備用率14%計算，當時實際需要裝機14.35億千瓦?？紤]各類電源特性以及正常檢修需求，假設火電、水電、核電、風電和太陽能在極端情況下可用容量比例分別為90%、60%、95%、10%和0%，我國7月可靠裝機容量約為15.06億千瓦，與總需求裝機接近，電力系統(tǒng)達到緊平衡。而實際運行中，由于物理限制，全國電網(wǎng)并不是完全互聯(lián)互通、盈缺互濟的，必須分省平衡，因此在我國電源分布并不平均的情況下，全國數(shù)值的緊平衡就意味著部分地區(qū)在極端情況下會缺少電源出力。以8月份的四川為例，在極端高溫天氣影響下，四川本省用電負荷激增而水電出力大幅下降，導致了電網(wǎng)被迫采取限電措施，影響了川渝及華東地區(qū)的用電。我們認為由于可靠性電源裝機規(guī)模難以快速提升，疊加由于高溫天氣導致四川湖北等地水電站蓄水量明顯下降，到今年冬季枯水期來臨時，我國部分省份可能會再度出現(xiàn)有序用電情況。而根據(jù)電規(guī)總院預測，到2023年，我國將有6個省份電力供應緊張、17個省份電力供應偏緊。我們對未來三年可靠性電源缺口進行測算：將假設條件應用在2023年-2025年：（1）極端情況下，夏季火電、水電、核電、風電和太陽能可用容量比例分別為90%、60%、95%、10%和0%，冬季火電、水電、核電、風電和太陽能可用容量比例分別為90%、40%、95%、10%和0%；（2）可用裝機容量=用電負荷（1+合理備用率），合理備用率為14%；（3）水電（不含抽蓄）、核電、風電、太陽能發(fā)電并網(wǎng)裝機量平均增速分別為2.5%、7%、18%、23%（風光為平均增速，三年不一致）；（4）2023-2025年全國最高用電負荷同比增長7%。經(jīng)測算，三年火電及可靠性電源裝機缺口約為1326萬千瓦、10417萬千瓦，20162萬千瓦。長期看，我國用電需求和負荷伴隨經(jīng)濟增長有望持續(xù)增加，若可靠性電源裝機建設不足，限電情況還將頻發(fā)。若想緩解電力供應緊張的情況，我們認為目前從電源側看有幾條路徑：1）增建火電尤其是燃機機組應對高峰用電；2）加大新能源大基地開發(fā)力度，通過火水電調節(jié)新能源提高可靠電源裝機規(guī)模；3）超額建設新能源，通過足夠多的備用裝機容量保障可靠性電源規(guī)模；4）大力發(fā)展儲能尤其是超長時儲能技術。2、儲能：新型電力系統(tǒng)重要組成部分，行業(yè)進入發(fā)展快車道2.1、新型電力系統(tǒng)對能源系統(tǒng)調節(jié)能力需求激增，儲能迎來發(fā)展良機能源生產與消費之間總是存在著差異，能源系統(tǒng)需要足夠的調節(jié)能力來消除這些差異。調節(jié)能力通常可分為功率調節(jié)和能量調節(jié)，功率調節(jié)能力即全部機組的出力范圍，確保實時電力平衡；能量調節(jié)能力即所有儲能設施存儲的總能量，確保長期的能量平衡。為了實現(xiàn)雙碳目標，風光等新能源將逐步取代化石能源成為主要的一次能源，而隨著可調節(jié)化石能源逐步退出，電力可調節(jié)資源規(guī)模逐步下降，需要引入儲能作為新的調節(jié)能力來源，以保障電力系統(tǒng)運行的穩(wěn)定性。并且能源系統(tǒng)對于調節(jié)能力的需求將隨著新能源滲透率升高而提高，因此儲能成為了新型電力系統(tǒng)的重要組成部分。近年來國家已經(jīng)出臺多項政策，鼓勵儲能行業(yè)快速發(fā)展，包括抽蓄、新型儲能在內的各項儲能技術都有望進入快速發(fā)展期。目前儲能技術應用場景豐富，按應用場景分類可分為電源側、電網(wǎng)側以及用戶側，而根據(jù)電網(wǎng)凈負荷波動的情況，我們可將對調節(jié)能力（儲能）的需求分為短時（秒級-分鐘級）、長時（小時級到數(shù)日）以及超長時（周、月、季）。不同應用場景對儲能的需求不盡相同，而不同時長的儲能所提供的輔助服務也不盡相同。目前來看電源側和電網(wǎng)側的應用很多是重合的，而日內小時級的長時需求是儲能應用的重點。我國儲能裝機中抽水蓄能仍占絕對份額，新型儲能占比逐漸增加。根據(jù)《儲能產業(yè)研究白皮書2022》，截至2021年底，中國已投運電力儲能項目累計裝機規(guī)模為46.1GW，同比增長30%。其中抽水蓄能累計裝機規(guī)模最大，為39.8GW，同比增長25%，但所占比重與去年同比繼續(xù)下降，減少3個pct；增量主要來自新型儲能，累計裝機規(guī)模達到5729.7MW，同比增長75%。2021年，中國新增投運電力儲能項目裝機規(guī)模首次突破10GW，達到了10.5GW，其中，抽水蓄能新增規(guī)模8GW；新型儲能新增規(guī)模首次突破2GW，達到2.4GW，同比增長54%。2.2、抽水蓄能：技術成熟，是大規(guī)模調節(jié)能源的首選抽水蓄能是利用水作為儲能介質，通過電能與勢能相互轉化，實現(xiàn)電能的儲存和管理。利用電力負荷低谷時的電能抽水至上水庫，在電力負荷高峰期再放水至下水庫發(fā)電?？蓪㈦娋W(wǎng)負荷低時的多余電能，轉變?yōu)殡娋W(wǎng)高峰時期的高價值電能。抽水蓄能技術成熟、反應速度快、單機容量大、經(jīng)濟性較好、安全性高等特點，是目前大規(guī)模調節(jié)能源的首選。抽水蓄能電站可將電網(wǎng)負荷低時的多余電能，轉變?yōu)殡娋W(wǎng)高峰時期的高價值電能。抽水蓄能具有技術成熟、反應快速靈活、單機容量大、經(jīng)濟性較好等優(yōu)點，是緩解系統(tǒng)調峰壓力的最有效手段之一，可以快速穩(wěn)定系統(tǒng)頻率，可以調相運行，可以穩(wěn)定系統(tǒng)電壓，是電力系統(tǒng)事故備用電源，能作為電網(wǎng)黑啟動電源，目前是大規(guī)模調節(jié)能源的首選。目前我國抽水蓄能裝機量較高的地區(qū)集中在華南、華東等經(jīng)濟發(fā)展較強、用電量較高且水電建設基礎較好的的地區(qū)；其次是東北、華北、華中等以火電為主要電源的地區(qū)；西北地區(qū)除青海省水電裝機量較高以外，其他地區(qū)以火電為主，風光為輔，抽蓄資源基本未開發(fā)；西南地區(qū)水電資源豐富，包括四川、云南等水電輸出大省均未有抽蓄裝機量，以大型水電站開發(fā)為主。兩網(wǎng)是抽蓄行業(yè)主要投資運營主體，未來將有更多玩家進入。目前我國主要抽蓄運營商為兩網(wǎng)旗下公司，原因在于此前抽蓄的商業(yè)模式及成本疏導機制不成熟，導致除兩網(wǎng)以外的公司投資抽蓄都很難實現(xiàn)盈利，而當抽水蓄能電站不得納入可計提收益的固定資產范圍和計入輸配電成本后，兩網(wǎng)的投資熱情也迅速下降。我們認為隨著抽蓄商業(yè)模式改變，兩網(wǎng)會再次加快對抽蓄的投資建設，而掌握流域資源的能源企業(yè)將再次開始投資、建設、運營抽蓄電站，行業(yè)的從業(yè)主體會增加。2.2.1、抽蓄技術目前的經(jīng)濟性優(yōu)勢，確保其未來10年的主體地位儲能LCOS是儲能技術的全生命周期成本除以其累計傳輸?shù)碾娔芰炕螂姽β剩从沉藘衄F(xiàn)值為零時的內部平均電價，即項目投資的盈利點。目前抽水蓄能的LCOS最低，大約為0.25元/kWh，較其他技術有顯著的經(jīng)濟優(yōu)勢，短期內其他儲能方式無法對其進行大規(guī)模的替代，并且0.3元/kWh的成本也極可能成為其他儲能技術路線的突破點。而其他新型儲能技術的發(fā)展目前處于百花齊放階段，根據(jù)十四五計劃，目前國家并未對某種特定的技術路線給予特殊扶持和選擇，而是隨著各地區(qū)示范項目的建設運營，驗證其技術和經(jīng)濟性水平。充足的抽蓄資源儲備也為行業(yè)發(fā)展提供了基礎。根據(jù)水電水利規(guī)劃設計總院文章，截至2021年底，我國已納入規(guī)劃的抽水蓄能站點資源總量約8.14億kW，其中已建3639萬kW，在建6153萬kW，中長期規(guī)劃重點實施項目4.21億kW，儲備項目規(guī)模有3.05億kW。分區(qū)域看，我國各區(qū)域已納入規(guī)劃的抽水蓄能站點資源量其中，東北、華北、華東、華中、南方、西南、西北電網(wǎng)的資源量分別為10500萬、8000萬、10500萬、12500萬、9700萬、14300萬、15900萬kW。未來十年是抽水蓄能行業(yè)發(fā)展黃金期。根據(jù)規(guī)劃2025年和2030年我國抽蓄裝機規(guī)模將分別達到6200萬千瓦和1.2億千瓦，而實際裝機有望超出規(guī)劃預期。根據(jù)《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》及《十四五現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》，各地按照能核盡核、能開盡開的原則，在規(guī)劃重點實施項目庫內核準建設抽水蓄能電站。到2025年，我國抽水蓄能裝機規(guī)模達到6200萬千瓦以上，在建裝機規(guī)模達到6000萬千瓦左右，到2030年，抽蓄規(guī)模達到1.2億千瓦左右。我國2021年底抽蓄規(guī)模為3639萬千瓦，若實現(xiàn)規(guī)劃目標，則未來4年和9年的裝機復合增速分別達到14.25%和14.18%。2030年我國抽蓄裝機有望達到3億千瓦。今年6月中國電建董事長表示將在200個市、縣開工建設200個以上抽蓄項目，目標開工2.7億千瓦。今年7月能源局相關人士表態(tài)，“十四五”可核準裝機規(guī)模2.7億千瓦，總投資達1.6萬億元，涉及28個省（區(qū)、市）和新疆生產建設兵團。如果“十四五”期間2.7億抽蓄抽蓄全部完全核準，根據(jù)抽蓄項目建設周期，2.7億裝機有望在2030年前全部投產，屆時抽蓄裝機將達到3億千瓦。由于電力系統(tǒng)對于輔助電源的巨大需求以及抽蓄產業(yè)鏈對于穩(wěn)經(jīng)濟的作用，我們認為整個抽蓄行業(yè)投資建設進度和最終投產的裝機規(guī)模將超越規(guī)劃預期。2.2.2、抽蓄商業(yè)模式逐漸成熟，參與電力市場有望提升盈利能力新的兩部制電價出臺疊加電力市場逐漸成熟，抽蓄行業(yè)的商業(yè)模式開始清晰。2021年4月，國家發(fā)改委印發(fā)《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（633號文）。633號文的出臺完善了抽水蓄能的價格機制，形成了穩(wěn)定的成本回收機制+額外的經(jīng)濟效益的商業(yè)模式，并厘清了成本疏導路徑。同時633號文也明確要推動抽水蓄能電站作為獨立市場主體參與市場。隨著我國電力市場的逐漸成熟，其余類似輔助電源的價格機制也有望參照抽蓄的模式。意見主要內容包含兩方面：堅持并優(yōu)化抽水蓄能兩部制電價政策：以競爭性方式形成電量電價：抽蓄電站通過電量電價回收抽水、發(fā)電的運行成本。在電力現(xiàn)貨市場運行的地方，抽水蓄能電站抽水電價、上網(wǎng)電價按現(xiàn)貨市場價格及規(guī)則結算。在電力現(xiàn)貨市場尚未運行的地方，抽水蓄能電站抽水電量可由電網(wǎng)企業(yè)提供，抽水電價按燃煤發(fā)電基準價的75%執(zhí)行，鼓勵委托電網(wǎng)企業(yè)通過競爭性招標方式采購，抽水電價按中標電價執(zhí)行，因調度等因素未使用的中標電量按燃煤發(fā)電基準價執(zhí)行。抽水蓄能電站上網(wǎng)電量由電網(wǎng)企業(yè)收購，上網(wǎng)電價按燃煤發(fā)電基準價執(zhí)行。完善容量電價核定機制：抽蓄電站通過容量電價回收抽發(fā)運行成本外的其他成本并獲得合理收益。對標行業(yè)先進水平合理核定容量電價。電站經(jīng)營期按40年核定，經(jīng)營期內資本金內部收益率按6.5%核定，《意見》印發(fā)前已核定容量電價的抽水蓄能電站維持原資本金內部收益率。推動電站自主運用剩余機組容量參與電力市場，逐步實現(xiàn)電站主要通過參與市場回收成本、獲得收益，促進抽水蓄能電站健康有序發(fā)展。兩部制電價明確抽水蓄能電站的成本疏導機制：建立相關收益分享機制，鼓勵抽水蓄能電站參與輔助服務市場或輔助服務補償機制，上一監(jiān)管周期內形成的相應收益，以及執(zhí)行抽水電價、上網(wǎng)電價形成的收益，20%由抽水蓄能電站分享，80%在下一監(jiān)管周期核定電站容量電價時相應扣減，形成的虧損由抽水蓄能電站承擔。完善容量電費在多個省級電網(wǎng)的分攤方式，完善容量電費在特定電源和電力系統(tǒng)間的分攤方式。抽水蓄能電站明確同時服務于特定電源和電力系統(tǒng)的，應明確機組容量分攤比例，容量電費按容量分攤比例在特定電源和電力系統(tǒng)之間進行分攤。特定電源應分攤的容量電費由相關受益主體承擔，并在核定抽水蓄能電站容量電價時相應扣減。兩部制電價是重要的過渡性政策，維持項目合理收益鼓勵行業(yè)發(fā)展，長期看將被取消兩部制電價機制是抽蓄或者說調節(jié)性電源在電力市場建設過程中的重要過渡性政策。它在電力市場無法為調節(jié)輔助電源合理定價的時候，通過機制為其提供保底收益，使項目能保持一個合理的收益率，以此鼓勵行業(yè)發(fā)展。但另一方面，由于機制進行了托底，抽蓄項目也不可能在市場供給緊張的情況充分賺取超額收益。長期看，隨著我國電力市場建設的成熟，兩部制電價也將逐漸取消，抽蓄項目將完全通過電力市場獲取收益。2.2.3、峰谷價差拉大，為抽蓄和儲能提供盈利彈性2021年國家發(fā)改委印發(fā)《關于進一步完善分時電價機制的通知》，“通知”提出拉大峰谷電價價差，并設立尖峰電價。新的分時電價機制有利于各類儲能項目在電力市場中通過合理運營增加收益，擴大其發(fā)展空間。2022年1月，國家發(fā)改委和能源局印發(fā)《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》，明確提出進一步推動電力市場建設，完善電力市場體系的功能，積極穩(wěn)妥推進電力現(xiàn)貨市場建設，完善電力輔助服務市場等。根據(jù)633號文，抽蓄電站在有電力現(xiàn)貨市場的區(qū)域都將通過現(xiàn)貨市場形成抽水和放水價格，即抽蓄電站可以通過電力市場高拋低吸，形成額外收入，而不只是回收抽水、發(fā)電的運行成本。根據(jù)各省份推出的分時電價機制，大部分省份的峰谷電價比都達到了4.8:1或3.6:1。在部分用電緊張的省份，現(xiàn)貨市場的單日最高電價和最低電價價差會更大。目前抽蓄電站轉化效率普遍達到為75%-80%，這意味著抽蓄電站可以通過現(xiàn)貨市場獲取較大的額外收入，增厚利潤。由于容量電價是3年一期進行核準，電量電價形成的收入在期末核算時才會被電網(wǎng)收走80%沖抵容量電量電價（容量電價根據(jù)企業(yè)和電網(wǎng)商議，通常是月付或季付）。因此在此前的時間企業(yè)可以自由支配這部分利潤，獲取額外的收益。2.3、新型儲能有望實現(xiàn)爆發(fā)式增長，逐步探索商業(yè)模式“十四五”新型儲能頂層規(guī)劃已完成，“