公用事業行業深度報告：新型電力系統系列獨立儲能電站調峰、調頻經濟性探討-220619（20頁）.pdf

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1、 請務必閱讀正文之后的重要聲明部分請務必閱讀正文之后的重要聲明部分 、 新型電力系統系列新型電力系統系列1：獨立儲能電站調峰、調頻經濟性探討：獨立儲能電站調峰、調頻經濟性探討 公用事業 證券研究報告證券研究報告/行業行業深度報告深度報告 2022年年6月月19日日 評級：評級：增持增持（維持維持） 分析師：汪磊分析師：汪磊 執業證書編號：執業證書編號：S0740521070002 電話：021-20315185 Email： 聯系人：聯系人：鄭漢林鄭漢林 Email： ?Ta?le_Profit 基本狀況基本狀況 上市公司數 84 行業總市值(億元) 24,881 行業流通市值(億元) 8,2

2、03 Table_QuotePic 行業行業-市場走勢對比市場走勢對比 相關報告相關報告 Table_Finance 重點公司基本狀況重點公司基本狀況 簡稱 股價 EPS PE PEG 評級 21A 22E 23E 24E 21A 22E 23E 24E 同力日升 34.29 0.90 1.42 1.86 2.38 38.10 24.15 18.44 14.41 1.51 買入 林洋能源 8.43 0.45 0.63 0.81 0.94 18.73 13.38 10.41 8.97 0.82 未評級 南網科技 23.88 0.25 0.36 0.58 0.82 95.52 66.33 41.1

3、7 29.12 1.64 未評級 寶光股份 10.66 0.15 0.23 0.31 0.43 71.07 46.35 34.39 24.79 2.21 未評級 萬里揚 8.24 -0.56 0.49 0.64 0.67 -14.71 16.82 12.88 12.30 0.95 未評級 中國電力 4.80 -0.07 0.26 0.33 0.46 -68.57 18.46 14.55 10.43 0.71 未評級 申菱環境 23.29 0.58 1.01 1.41 1.87 40.16 23.06 16.52 12.45 1.06 買入 英維克 22.50 0.61 0.63 0.86 1.

4、10 36.89 35.71 26.16 20.45 -6.33 未評級 同飛股份 55.00 2.31 1.86 2.92 3.89 23.81 29.57 18.84 14.14 -41.84 未評級 高瀾股份 11.69 0.23 0.45 0.70 1.00 50.83 25.98 16.70 11.69 1.65 未評級 國安達 38.64 0.21 1.18 2.35 3.36 184.00 32.75 16.44 11.50 2.21 未評級 青鳥消防 29.11 1.52 1.43 1.87 2.44 19.15 20.36 15.57 11.93 -11.32 未評級 備注：

5、股價取自 2022 年 6 月 17 日數據，未覆蓋的公司采用 Wind 一致預期。 31.18 1.12 1.84 2.3 2.82 27.84 16.95 13.56 11.06 0.79 Table_Summary 報告摘要報告摘要 新能源大規模并網帶來電網效率安全問題，配臵可調節電源勢在必行。新能源大規模并網帶來電網效率安全問題，配臵可調節電源勢在必行。在不配臵儲能的前提下，發電側的發電量和負荷側的用電量必須相等?；痣娍梢酝ㄟ^控制燃料投放來控制出力，而風電、光伏發電出力由自然資源決定，人為干預作用小，且風光資源日前預測精度相對低。因此當新能源發電量占比達到一定程度，電源和負荷的曲線差異

6、將對電網的運行效率和安全造成沖擊，或導致大量棄風棄光現象。 部分地區儲能調峰已具備經濟性。部分地區儲能調峰已具備經濟性。調峰是指為跟蹤系統負荷的峰谷變化及可再生能源出力變化，并網主體根據調度指令進行的發用電功率調整或設備啟停所提供的服務。當出力曲線不易控制的新能源并網比例逐漸增加，調峰的重要性日益凸顯。目前，針對儲能調峰，各地多采用市場化補償，最高固定補償金額達 0.792 元/kWh。在基礎假設下，我們對儲能項目 IRR 進行測算，當調峰價格達到 0.7 元/kWh 以上時，項目造價在 1.5-1.9 元/Wh 的項目均可取得 8%以上的收益率，在部分地區已具備經濟性；調峰價格在 0.5 元

7、/kWh 以下的項目相對經濟性不佳。 儲能調頻具備性能優勢，經濟性優于調峰。儲能調頻具備性能優勢，經濟性優于調峰。調頻是指電力系統頻率偏離目標頻率時，并網主體通過調速系統、自動發電控制等方式，調整有功出力減少頻率偏差所提供的服務。調頻對速度和精度要求較高，電化學儲能 AGC 跟蹤曲線與指令曲線基本能達到一致，做到精準調節。在基礎假設下，我們對儲能項目 IRR 進行測算，IRR 對調用頻率比較敏感，若調用頻率達到 8min 以上，項目難以取得較好收益；里程補償達到 8 元/MW 以上時項目 IRR 均達到 9%以上，部分地區補償標準或報價上限可滿足這一要求。 投資建議：投資建議：能源結構低碳化轉

8、型持續推進，風電、光伏在“十四五”期間裝機規模高增長的確定性高。風光大規模并網帶來電網運行安全和效率問題，建設可調節電源勢在必行。電化學儲能具備建設靈活、限制性條件少、響應速度快等優勢，多地政府出臺政策推動電化學儲能發展。建議關注：1）儲能集成與核心部件：通過收購進入新能源電站及儲能領域，具備儲能核心部件設計能力，在手 290MWh 儲能項目的同力日升同力日升（重點推薦）（重點推薦） ；與億緯鋰能深度合作，合資建設年產 10GWh 儲能專用磷酸鐵鋰電池生產基地項目，儲備儲能項目 1.2GWh 的林洋能源林洋能源；具備儲能系統技術服務能力，可根據客戶需求針對性提供電化學儲能系統整套解決方案的南網

9、科技南網科技；合資設立儲能子公司，自主研發儲能 EMS，發力火儲聯合等儲能調頻場景的寶光股份寶光股份。2）獨立儲能電站建設運營：已在廣東、甘肅等省份投運 4 個發電側儲能電站、目前已簽協議擬投資建設 1GW儲能電站的萬里揚萬里揚；與海博思創設立合資公司，儲能規模近 0.7GWh 的中國電力中國電力。3）儲能安全系列，儲能熱管理大有可為的標的申菱環境（重點推薦） 、英維克、同飛股申菱環境（重點推薦） 、英維克、同飛股份、高瀾股份份、高瀾股份，和拓展儲能消防應用場景的國安達、青鳥消防國安達、青鳥消防。 風風險提示：險提示：項目收益測算偏差的風險項目收益測算偏差的風險；項目推進不及預期；政策執行不及

10、預期；市場項目推進不及預期；政策執行不及預期；市場 請務必閱讀正文之后的重要聲明部分請務必閱讀正文之后的重要聲明部分 - 2 - 行業深度報告行業深度報告 競爭加??；研究報告使用的公開資料可能存在信息滯后或更新不及時的風險。競爭加??；研究報告使用的公開資料可能存在信息滯后或更新不及時的風險。 mXaVtNnOnQsPoPoQpM6MaO7NnPpPoMnPlOrRpReRmOpObRmMvMwMrQpQNZpNrN 請務必閱讀正文之后的重要聲明部分請務必閱讀正文之后的重要聲明部分 - 3 - 行業深度報告行業深度報告 內容目錄內容目錄 1.1.電化學儲能是新型電力系統建設不可或缺的環節電化學儲

11、能是新型電力系統建設不可或缺的環節 . - 5 - 1.1.新能源大規模并網對電網運行效率和安全性造成沖擊新能源大規模并網對電網運行效率和安全性造成沖擊 . - 5 - 1.2.電化學儲能具備獨特優勢電化學儲能具備獨特優勢 . - 6 - 2.2.儲能調峰：最重要的電力輔助服務，初步具備經濟性儲能調峰：最重要的電力輔助服務，初步具備經濟性. - 10 - 2.1.調峰輔助服務補償調峰輔助服務補償 . - 10 - 2.2.儲能調峰收益測算儲能調峰收益測算 . - 12 - 3.3.儲能調頻：電化學儲能具有優勢，在大部分地區具備可行性儲能調頻：電化學儲能具有優勢，在大部分地區具備可行性 . -

12、14 - 3.1.調頻輔助服務補償調頻輔助服務補償 . - 14 - 3.2.儲能調頻收益測算儲能調頻收益測算 . - 17 - 4.投資建議投資建議 . - 19 - 風險提示風險提示 . - 19 - 請務必閱讀正文之后的重要聲明部分請務必閱讀正文之后的重要聲明部分 - 4 - 行業深度報告行業深度報告 圖表目錄圖表目錄 圖表圖表 1：2016-2021我國發電量結構（單位：億千瓦時）我國發電量結構（單位：億千瓦時） . - 5 - 圖表圖表 2：山西省大風季典型風電出力曲線和負荷曲線山西省大風季典型風電出力曲線和負荷曲線 . - 6 - 圖表圖表3：湖北省光伏出力曲線：湖北省光伏出力曲線

13、. - 6 - 圖表圖表4：湖北省工作日典型負荷：湖北省工作日典型負荷曲線（單位：曲線（單位：MW） . - 6 - 圖表圖表5：2021年以來地方政府要求儲能配套的政策年以來地方政府要求儲能配套的政策 . - 6 - 圖表圖表6：2021年中國電化學儲能應用年中國電化學儲能應用 . - 7 - 圖表圖表7：2011-2021全國新型儲能累計裝機量全國新型儲能累計裝機量 . - 7 - 圖表圖表 8：2021中國儲能裝機結構中國儲能裝機結構 . - 8 - 圖表圖表 9：2021中國新增儲能裝機結構中國新增儲能裝機結構 . - 8 - 圖表圖表 10：我國水電裝機分布（單位：萬千瓦）我國水電裝

14、機分布（單位：萬千瓦） . - 8 - 圖表圖表11：新型儲能主要商業模式新型儲能主要商業模式 . - 9 - 圖表圖表12：電化學儲能主要提供的輔助服務電化學儲能主要提供的輔助服務 . - 9 - 圖表圖表 13：部分省份工商業（部分省份工商業（1-10kV）6月用電價格月用電價格 . - 10 - 圖表圖表 14：儲能系統調峰示意圖儲能系統調峰示意圖 . - 10 - 圖表圖表15：2021年陜西調峰市場運行數據年陜西調峰市場運行數據 . - 11 - 圖表圖表16：2021年寧夏調峰市場運行數據年寧夏調峰市場運行數據 . - 11 - 圖表圖表 17：新型儲能調峰輔助服務主要補償模式：新

15、型儲能調峰輔助服務主要補償模式 . - 11 - 圖表圖表 18：各地新型儲能調峰規定：各地新型儲能調峰規定 . - 12 - 圖表圖表 19：儲能儲能調峰測算核心假設調峰測算核心假設 . - 13 - 圖表圖表20：儲能調峰收益測算：儲能調峰收益測算 . - 13 - 圖表圖表 21：儲能調峰儲能調峰IRR敏感性分析敏感性分析 . - 14 - 圖表圖表 22：電網頻率典型小時曲線：電網頻率典型小時曲線 . - 14 - 圖表圖表23：火電機：火電機組跟蹤組跟蹤AGC指令響應過程指令響應過程 . - 15 - 圖表圖表24：電化學儲能跟蹤：電化學儲能跟蹤AGC指令響應過程指令響應過程 . -

16、 15 - 圖表圖表 25：廣東某電站配臵儲能前后：廣東某電站配臵儲能前后K值對比值對比 . - 15 - 圖表圖表26：2021年年5-12月甘肅調頻補償（單位：萬元）月甘肅調頻補償（單位：萬元） . - 16 - 圖表圖表27：2021年湖南調頻補償（單位：萬元）年湖南調頻補償（單位：萬元） . - 16 - 圖表圖表 28：各地新型儲能調頻規定：各地新型儲能調頻規定 . - 16 - 圖表圖表 29：儲能儲能調峰測算核心假設調峰測算核心假設 . - 17 - 圖表圖表30：儲能調頻收益測算：儲能調頻收益測算 . - 17 - 圖表圖表 31：儲能調頻儲能調頻IRR敏感性分析敏感性分析-調

17、用頻率和比例調用頻率和比例. - 18 - 圖表圖表 32：儲能調頻儲能調頻IRR敏感性分析敏感性分析-里程補償和容量補償里程補償和容量補償 . - 18 - 請務必閱讀正文之后的重要聲明部分請務必閱讀正文之后的重要聲明部分 - 5 - 行業深度報告行業深度報告 1 1. .電化學儲能是新型電力系統建設不可或缺的環節電化學儲能是新型電力系統建設不可或缺的環節 1.1.新能源大規模并網對電網運行效率和安全性造成沖擊新能源大規模并網對電網運行效率和安全性造成沖擊 “雙碳”目標推動電力系統轉型?！半p碳”目標推動電力系統轉型。2022 年 4 月，國家發改委發布文章完善儲能成本補償機制，助力構建以新能

18、源為主體的新型電力系統 ，提出在“雙碳”目標背景下，我國電力系統將向以新能源為主體的新型電力系統轉型，儲能作為靈活調節電源在新型電力系統中承擔重任。 新能源裝機及發電量比例不斷上升。新能源裝機及發電量比例不斷上升。截至 2021 年，我國風電裝機規模328.48GW，光伏裝機規模 306.56GW。2021 年風電發電量為 6556 億千瓦時，占比 7.83%，太陽能發電量 3270 億千瓦時，占比 3.91%，發電量合計占比 11.74%，較 2016 年的 5.10%提升 6.64pct。 圖表圖表 1：2016-2021我國發電量結構（單位：億千瓦時）我國發電量結構（單位：億千瓦時） 來

19、源：中電聯，中泰證券研究所 新能源大規模并網帶來電網效率安全問題。新能源大規模并網帶來電網效率安全問題。電是一種不易儲存的能量，在不配臵儲能的前提下，發電側的發電量和負荷側的用電量必須相等。由于負荷側相對更分散、不受控制的程度更高，往往通過控制發電側的出力曲線來配合負荷側的用電需求，以達成電網的實時平衡。我國主力電源為火電，可以通過控制燃料投放來控制出力，而風電、光伏發電出力由自然資源決定，人為干預作用小，且風光資源日前預測精度相對低。 風電出力存在反調峰特性，配臵可調節電源勢在必行。風電出力存在反調峰特性，配臵可調節電源勢在必行。根據山西省大風季典型風電出力曲線和負荷曲線可見，風電出力和負荷

20、二者具有較大差異，風電在 21 時至次日 5 時出力處于相對高位，而此時用電負荷卻是一天中的最低位。光伏出力曲線和負荷曲線相對更適配，白天為曲線高位，但以湖北省為例，20 時至 23 時負荷仍處于相對高位，而此時光伏出力為 0。因此當新能源發電量占比達到一定程度，電源和負荷的曲線差異將對電網的運行效率和安全造成沖擊，或導致大量棄風棄光現象。 01000020000300004000050000600007000080000900002016年 2017年 2018年 2019年 2020年 2021年 火電 水電 核電 風電 太陽能 請務必閱讀正文之后的重要聲明部分請務必閱讀正文之后的重要聲明

21、部分 - 6 - 行業深度報告行業深度報告 圖表圖表 2：山西省大風季典型風電出力曲線和負荷曲線山西省大風季典型風電出力曲線和負荷曲線 來源：任愛平等山西電網風電出力特性及消納形勢分析 ，中泰證券研究所 圖表圖表3：湖北省光伏出力曲線湖北省光伏出力曲線 圖表圖表4：湖北省工作日典型負荷曲線（單位：湖北省工作日典型負荷曲線（單位：MW） 來源：萬黎等湖北電網典型大負荷日風電光伏出力特性分析，中泰證券研究所 來源：國家發改委，中泰證券研究所 1.2.電化學儲能具備獨特優勢電化學儲能具備獨特優勢 新能源配儲是我國電化學儲能第一大應用新能源配儲是我國電化學儲能第一大應用。2021 年起，各省密集發布新

22、能源項目配套儲能政策，配臵比例主要在 10%-20%區間，配臵時長1-2 小時，推動我國電化學儲能高速增長。根據2022 儲能產業研究報告 ，2021 年我國新能源配儲占電化學儲能應用的 45.40%，我國電化學儲能主要應用在電源側和電網側來支持風光新能源消納和新型電力系統建設。 圖表圖表5：2021年以來地方政府要求儲能配套的政策年以來地方政府要求儲能配套的政策 時間時間 地區地區 政策政策 主要內容主要內容 2021.1.11 寧夏 關于加快促進自治區儲能健康有序發展的指導意見（征求意見稿） “十四五”期間，按照不低于新能源裝機的 10%、連續儲能時長2 小時以上的原則逐年配置。 2021

23、.1.18 青海 關于印發支持儲能產業發展若干措施（試行）的通知 實行“新能源+儲能”一體化開發模式，新建新能源項目，儲能容量原則上不低于新能源項目裝機量的 10%，儲能時長 2 小時以上，對儲能配比高/時間長的一體化項目給予優先支持。 2021.2.19 山東 2021 年全省能源工作指導意見 建立獨立儲能共享和儲能優先參與調峰調度機制，新能源場站原則上配置不低于 10%儲能設施。全省新型儲能設施規模達到 20萬千瓦左右。 2021.3.10 陜西 關于促進陜西省可再生能從 2021 年起，關中、陜北新增 10 萬千瓦（含）以上集中式風 請務必閱讀正文之后的重要聲明部分請務必閱讀正文之后的重

24、要聲明部分 - 7 - 行業深度報告行業深度報告 源高質量發展的意見（征求意見稿） 電、光伏發電項目按照不低于裝機容量 10%配置儲能設施，其中榆林地區不低于 20%，新增項目儲能設施按連續儲能時長 2 小時以上，儲能系統滿足 10 年（5000 次循環）以上工作壽命，系統容量 10 年衰減率不超過 20%標準進行建設，且須與發電項目同步投運。鼓勵地方政府或大型企業牽頭在升壓站附近配置集中式儲能電站。 2021.3.15 海南 關于開展 2021 年度海南省集中式光伏發電平價上網項目工作的通知 海南省每個光伏申報項目不得超過 100MW，且需同步配套建設備案規模 10%的儲能裝置。 2021.

25、3 新疆 關于組織開展阿克蘇地區2021 年光伏發電項目競爭性配置工作的通知 阿克蘇地區 2021 年新增光伏發電項目總規模 20 萬千瓦，需配置10%儲能。 2021.5.28 甘肅 關于“十四五”第一批風電、光伏發電項目開發建設有關事項的通知 河西地區（酒泉、嘉峪關、張掖、金昌、武威）最低按電站裝機容量的 10%配置，其他地區最低按電站裝機容量的 5%配置，儲能設置連續儲能時長均不低于 2 小時，儲能電池等設備滿足行業相關標準。 2021.6.7 天津 2021-2022 年風電、光伏發電項目開發建設和 2021年保障性并網有關事項的通知 規模超過 50MW 的項目要承諾配套建設一定比例的

26、儲能設施或提供相應的調峰能力，光伏為 10%，風電為 15%，且儲能設施須在發電項目并網后兩年內建成投運。 2021.6.21 河南 關于 2021 年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知 河南 I 類區域消納規模為 3GW，要求配置項目 10%、2h 儲能，II類區域消納規模為 1GW，要求配置項目 15%、2h 儲能，III 類區域協商規定消納規模，要求配置項目 10%、2h 儲能。 2021.7.26 湖北 湖北省能源局關于 2021年平價新能源項目開發建設有關事項的通知 可配套的新能源項目規模小于基地規模的，不足部分（基地規模與可配套的新能源項目規模之差）應按照化學儲能容量不低于10%

27、、市場不低于 2 小時、充放電不低于 6000 次的標準配置儲能。 2021.8.23 內蒙古 關于加快推動新型儲能發展的實施意見（征求意見稿） 到 2025 年建成并網新型儲能規模達到 500 萬千瓦以上，新建保障性配儲不低于 15%、2 小時；市場化配儲不低于 15%、4 小時。 2021.8.26 山西 關于做好 2021 年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知 大同、朔州、忻州、陽泉四市 240 萬千瓦并網項目，在安全前提下配置 10%及以上的儲能設施。 2021.8 安徽 關于 2021 年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知（征求意見稿） 對于保障性規模，競爭性配置中要求配置儲能項

28、為 45 分，要求儲能電站連續儲能時長 1 小時，循環次數不低于 6000 次，系統容量10 年衰減不超過 20%。 2021.10.9 廣西 2021 年市場化并網陸上風電、光伏發電及多能互補一體化項目建設方案的通知 風電建設規模 325.1 萬千瓦，2021 年安排建設指標 325.1 萬千瓦，要求配置 20%2h 儲能。光伏項目總規模為 395.4 萬千瓦，2021 年安排 330.4 萬千瓦，配置 15%、2h 儲能。 2021.10.13 湖南 關于加快推動湖南省電化學儲能發展的實施意見 風電、集中式光伏發電項目應分別按照不低于裝機容量 15%、5%比例(儲能時長 2 小時)配建儲能

29、電站 來源：各地政府官網，中泰證券研究所 圖表圖表6：2021年中國電化學儲能應用年中國電化學儲能應用 圖表圖表7：2011-2021全國新型儲能累計裝機量全國新型儲能累計裝機量 來源：2022 儲能產業應用研究報告，中泰證券研究所 來源：CNESA，中泰證券研究所 請務必閱讀正文之后的重要聲明部分請務必閱讀正文之后的重要聲明部分 - 8 - 行業深度報告行業深度報告 相比抽水蓄能，電化學儲能更加靈活。相比抽水蓄能，電化學儲能更加靈活。2021 年中國抽水蓄能裝機功率38GW，占比全部儲能的 86.52%，電化學儲能裝機功率 5GW，占比11.78%，抽水蓄能是我國存量儲能的主要形式。2021

30、 年中國新增抽水蓄能裝機 5GW，占比 71.14%，電化學儲能新增 2GW，占比 24.94%，電化學儲能裝機增速超過抽水蓄能。抽水蓄能需要尋找合適地形及水域，同時可能涉及搬遷移民問題，外部限制因素較多，建設期通常長達數年。我國水電資源主要集中在南方地區尤其是西南地區，西北等地區缺發建設大型抽蓄配套新能源的條件。而電化學儲能則對外界條件要求不高，建設期較短，單體投資小，因而成為新能源配儲的普遍選擇。 圖表圖表 8：2021中國儲能裝機結構中國儲能裝機結構 圖表圖表 9：2021中國新增儲能裝機結構中國新增儲能裝機結構 來源：2022 儲能產業應用研究報告，中泰證券研究所 來源：2022 儲能

31、產業應用研究報告，中泰證券研究所 圖表圖表 10：我國水電裝機分布（單位：萬千瓦）我國水電裝機分布（單位：萬千瓦） 來源：中國電力智庫，中泰證券研究所 1.3.獨立儲能商業模式日漸明晰獨立儲能商業模式日漸明晰 完善儲能市場機制，保障儲能合理收益。完善儲能市場機制，保障儲能合理收益。2022 年 6 月 7 日，國家發改委辦公廳、國家能源局綜合司公開發布關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知 （下簡稱“ 通知 ” ） ，在國家發展改革委、國家能源局關于加快推動新型儲能發展的指導意見的基礎上，提出建立完善適應儲能參與的市場機制，鼓勵新型儲能自主選擇參與電力市場，堅持以市場化方式形成價格

32、，持續完善調度運行機制，發揮儲能 請務必閱讀正文之后的重要聲明部分請務必閱讀正文之后的重要聲明部分 - 9 - 行業深度報告行業深度報告 技術優勢，提升儲能總體利用水平，保障儲能合理收益，促進行業健康發展的總體要求。 從通知看電源側、電網側、用戶側未來重點推進的儲能商業模式：從通知看電源側、電網側、用戶側未來重點推進的儲能商業模式：電源側儲能，目前以風光新能源配建為主，1）可轉為獨立儲能；2）可與所配建的電源視為一個整體；3）同一儲能主體可以按照部分容量獨立、部分容量聯合兩種方式同時參與電力市場。電網側儲能主要通過兩種途徑獲得收益，1）參與中長期市場與現貨市場，通過電力交易發揮移峰填谷和頂峰發

33、電作用；2）提供電力輔助服務。用戶側儲能主要是通過峰谷價差獲取收益。本報告將重點討論電網側儲能提供電力輔助服務的收益。 圖表圖表11：新型儲能主要商業模式新型儲能主要商業模式 類型類型 模式模式 收益來源收益來源 發揮作用發揮作用 電源側儲能 轉為獨立儲能 視同電網側儲能 視同電網側儲能 與電源作為聯合主體 降低棄風棄光、降低新能源考核/分攤費用，及峰谷交易價差和輔助服務補償 改善新能源涉網性能，保障新能源高效消納利用 部分容量獨立、部分容量聯合 電網側儲能 電力交易 峰谷交易價差 配合電網調峰 輔助服務 輔助服務補償 提高電網運行性能和保障 用戶側儲能 電力交易 峰谷用電價差、降低用戶接入增

34、容投資 減少高峰用電需求，促進低谷用電消納 來源： 關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知 ，中泰證券研究所 圖表圖表12：電化學儲能主要提供的輔助服務電化學儲能主要提供的輔助服務 類別類別 輔助服務輔助服務 定義定義 有功平衡服務 調峰 電力系統頻率偏離目標頻率時，并網主體通過調速系統、自動功率控制等方式，調整有功出力減少頻率偏差所提供的服務。 調頻 為跟蹤系統負荷的峰谷變化及可再生能源出力變化，并網主體根據調度指令進行的發用電功率調整或設備啟停所提供的服務。 備用 為保證電力系統可靠供電，在調度需求指令下，并網主體通過預留調節能力，并在規定的時間內響應調度指令所提供的服務。 爬

35、坡 為應對可再生能源發電波動等不確定因素帶來的系統凈負荷短時大幅變化，具備較強負荷調節速率的并網主體根據調度指令調整出力，以維持系統功率平衡所提供的服務。 事故應急及恢復服務 黑啟動 電力系統大面積停電后，在無外界電源支持的情況下，由具備自啟動能力的發電機組或抽水蓄能、新型儲能等所提供的恢復系統供電的服務。 來源： 電力輔助服務管理辦法 ，中泰證券研究所 加快推動加快推動儲能儲能配合電網調峰配合電網調峰，明確儲能充電不計輸配電價，明確儲能充電不計輸配電價。此前，關于儲能充電是否需承擔輸配電價等費用，各地沒有明確統一的標準。通知特別指出，獨立儲能電站向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政

36、府性基金及附加，這一規定將大幅降低儲能充電成本。我們統計了部分省份 2022 年 6 月代理購電的用電價格，輸配電價和政府性基金及附加合計占用電價格的比例超過 30%，以江蘇省為例，代理購電價格、輸配電價、政府性基金及附加分別為 0.4594、0.2110、0.0294 元/kWh，輸配電價及政府性基金占用電價格比例為 34.35%。若儲能充電需支付這兩部分費用，將大幅提高充電成本，因此這一規定將明確儲能項目邊界條件，保障儲能合理收益，提高儲能投資意愿。 請務必閱讀正文之后的重要聲明部分請務必閱讀正文之后的重要聲明部分 - 10 - 行業深度報告行業深度報告 圖表圖表 13：部分省份工商業（部

37、分省份工商業（1-10kV）6月用電價格月用電價格 來源：各地電網公司，中泰證券研究所 2 2. .儲能調峰：最重要的電力輔助服務，初步具備經濟性儲能調峰：最重要的電力輔助服務，初步具備經濟性 2.1.調峰輔助服務補償調峰輔助服務補償 調峰是指為跟蹤系統負荷的峰谷變化及可再生能源出力變化，并網主體根據調度指令進行的發用電功率調整或設備啟停所提供的服務。當出力曲線不易控制的新能源并網比例逐漸增加，調峰的重要性日益凸顯?？梢钥吹?，調峰的目的和電力交易、峰谷價差相同，都是為了保持電網兩側電能的實時平衡。但當市場化手段不足以解決發電側和負荷側電能不平衡問題時，就需要電網調度可調節機組進行調峰。參與調峰

38、的機組一般是火電、核電、抽水蓄能、新型儲能等可調節電源。 圖表圖表 14：儲能系統調峰示意圖儲能系統調峰示意圖 來源：國家電網，中泰證券研究所 有償有償調峰分為深度調峰和啟停調峰。調峰分為深度調峰和啟停調峰。深度調峰指機組接受電網調度指令，將有功出力減小到額定容量的一定比率以下，對火電來說一般降低到 40-50%可以達到補償標準，對儲能來說一般接受電網指令進入充電狀態即可得到補償。啟停調峰指機組因系統調峰需要而停運，且在 72小時內再次啟動本機組或同一電廠內其他機組的調峰方式。無論哪種調峰方式，只有接到和執行電網指令的部分才能得到補償，電站自主行為沒有補償。我們重點關注調用更頻繁普遍的深度調峰

39、。 參考陜西和寧夏調峰市場運行情況，調峰費用已占電費一定比例。參考陜西和寧夏調峰市場運行情況，調峰費用已占電費一定比例。根 請務必閱讀正文之后的重要聲明部分請務必閱讀正文之后的重要聲明部分 - 11 - 行業深度報告行業深度報告 據西北能監局數據，2021 年全年陜西省內調峰電量 13.23 億 kWh，調峰補償 5.19 億元，調峰均價為 0.39 元/kWh；寧夏省內調峰電量 8.83億 kWh，調峰補償 5.32 億元，調峰均價為 0.60 元/kWh。根據國家統計局數據，2021 年兩省發電量分別為 2615 和 2007 億 kWh，按燃煤標桿電價陜西 0.3545 元/kWh、寧夏

40、 0.2595 元/kWh 計算，調峰費用分別占兩省上網電費的 0.56%和 1.02%。隨著新能源并網比例的提升，調峰電量和費用規模有望進一步增長。 圖表圖表15：2021年陜西調峰市場運行數據年陜西調峰市場運行數據 圖表圖表16：2021年寧夏調峰市場運行數據年寧夏調峰市場運行數據 來源：西北能監局，中泰證券研究所 來源：西北能監局，中泰證券研究所 從定價機制劃分，調峰補償分為固定補償和市場化補償兩種。從定價機制劃分，調峰補償分為固定補償和市場化補償兩種。我國早期主要對輔助服務進行固定補償， 2015 年至今開啟對輔助服務市場化的探索。市場化調峰流程主要為：服務提供方在日前申報調峰價格和電

41、量，調度機構以服務成本最小為原則進行排序，形成出清價格（即最后一名中標者申報的價格） ，所有中標者均以出清價格結算。調峰當日，服務提供方執行調度指令并最終獲得補償。 圖表圖表 17：新型儲能調峰輔助服務主要補償模式新型儲能調峰輔助服務主要補償模式 模式模式 代表地區代表地區/市場市場 文件文件 調度模式調度模式 補償公式補償公式 固定補償模式 南網區域 南方區域電網新型儲能并網細則及輔助服務管理實施細則（征求意見稿） 電力調度機構按照公平、公正、公開原則，結合系統調峰需要，下達調度計劃或指令要求獨立儲能電站進入充電狀態時，對其充電電量進行補償。 充電電量*24*補償標準 R5 注：R5 為常數

42、，各省不同 調峰競價模式 華北調峰市場 第三方獨立主體參與華北電力調峰輔助服務市場規則 調度機構根據市場運營規則，按照報價從低到高的原則調用第三方獨立主體和火電機組，直至滿足出清時段調峰需求，完成華北市場邊際出清。市場出清結果作為充（用）電功率計劃下發第三方獨立主體。 調峰電量*市場出清價格 購電競價模式 華中省間調峰市場 新型市場主體參與華中電力調峰輔助服務市場規則（試行） 賣方主體申報的省間調峰輔助服務價格從高到低排序，直至滿足該時段的調峰需求，形成邊際出清價格及中標電力 調峰電量*（服務賣出省省級電網企業代理購電價格-市場出清價-輸電價格） 來源：各地能源監管局，中泰證券研究所 請務必閱

43、讀正文之后的重要聲明部分請務必閱讀正文之后的重要聲明部分 - 12 - 行業深度報告行業深度報告 目前各地多采用市場化補償，最高固定補償金額達目前各地多采用市場化補償，最高固定補償金額達 0.792 元元/kWh。國網區域主要采取市場化補償模式，收益不確定性較強；南網區域采用固定補償模式。大多數地區都對儲能設臵準入門檻，小規模儲能可采用聚合形式參與市場。目前政策下，針對儲能固定補償較高的地區為廣東（0.792 元/kWh） 、云南（0.6624 元/kWh） ，執行市場化模式報價上限較高的地區為福建（1 元/kWh） 、寧夏（0.6 元/kWh） 、華北區域（0.6元/kWh）等。 圖表圖表

44、18：各地新型儲能調峰規定各地新型儲能調峰規定 區域區域 文件文件 儲能準入門檻儲能準入門檻 補償標準（元補償標準（元/kWh） 結算電量結算電量 青海 青海電力輔助服務市場運營規則（試行） 充電功率 10MW 以上、時長 2h 以上 放電電量 寧夏 寧夏電力輔助服務市場運營規則 充電功率 10MW 以上、時長 2h 以上 0-0.6 充電電量，損耗電量按標桿電價結算由電網回收 福建 福建省電力調峰輔助服務市場交易規則（試行） 按火電深度調峰出清價格結算，火電報價區間為 0-1 充電電量 山東 山東電力輔助服務市場運營規則（試行）（2021 年修訂版）（征求意見稿） 充電功率 5MW 以上、時

45、長 2h 以上 0-0.4 放電電量 河北南網 河北南網電力輔助服務市場運營規則 調節容量不小于 2MW、調節總量不低于 2MWh 報價上限不超過華北市場 充電電量 湖北 湖北電力調峰輔助服務市場運營規則（試行） 充電功率 10MW 以上、時長 4h 以上 華北區域 第三方獨立主體參與華北電力調峰輔助服務市場規則（試行，2020 版） 調節容量不小于 10MW、調節總量不少于 30MWh 0-0.6 華中區域 新型市場主體參與華中電力調峰輔助服務市場 規則（試行） 調節功率不小于 5MW、調節容量不小于 2.5 MWh 報價下限 0.12 廣東 南方區域電網新型儲能并網細則及輔助服務管理實施細

46、則 容量為 10MW /1h 及以上 0.792 充電電量 廣西 0.396 充電電量 云南 0.6624 充電電量 貴州 0.648 充電電量 海南 0.5952 充電電量 來源：各地能源監管局，中泰證券研究所 2.2.儲能調峰收益測算儲能調峰收益測算 我們對儲能參與調峰收益進行測算，主要假設如下： （1）參考近期儲能招標價格，假設儲能項目造價為 1.80 元/Wh，其中電芯價格為 0.80 元/Wh，按 10 年折舊；儲能系統其他設備、其他電氣設備和土建 1 元/Wh，按 20 年折舊； （2）參考寧德時代等電池廠商產品性能，假設儲能電池循環次數5000 次，EOL 為 80%，線性衰減，

47、參考陽光工匠光伏網數據，假設系統充放電深度為 93%、能量轉換效率為 88%； （3）假設調峰補償為 0.7 元/kWh，每年調用 500 次； （4）假設儲能需承擔充放電電量損耗，電價按全國燃煤標桿平均 0.37元/kWh結算； 請務必閱讀正文之后的重要聲明部分請務必閱讀正文之后的重要聲明部分 - 13 - 行業深度報告行業深度報告 （5）運維費用參考風電運維招標價格，為每年 0.025 元/Wh； （6）享受所得稅“三免三減半”政策。 圖表圖表 19：儲能調峰測算核心假設儲能調峰測算核心假設 參數參數 假設數值假設數值 參數參數 假設數值假設數值 儲能項目容量（MW） 100 充放電深度

48、93% 儲能時長（h） 2 能量轉換效率 88% 儲能系統成本（元/Wh) 1.50 系統循環次數 5000 其中：電池成本（元/Wh) 0.80 電池終止容量 80% 土建安裝成本（元/Wh) 0.20 年調用次數 500 電氣設備成本（元/Wh） 0.10 調用充電時長（h) 2 電池折舊年限 10 補償標準（元/kWh） 0.7 其他資產折舊年限 20 電價（元/kWh） 0.37 年運維費用（元/Wh） 0.025 來源：中泰證券研究所 電化學儲能調峰初步具備經濟性。電化學儲能調峰初步具備經濟性。在年調用 500 次、補償標準 0.7 元/kWh、電池壽命 5000 次的假設下，儲能項

49、目 IRR 為 9.16%，具備一定經濟性。 圖表圖表20：儲能調峰收益測算：儲能調峰收益測算 年份年份 年末系統容年末系統容量（量（MWh） 年充電年充電量（萬量（萬kWh） 年放電年放電量（萬量（萬kWh） 含稅收入含稅收入（萬元）（萬元） 支付增值支付增值稅（萬稅（萬元）元） 營業稅金營業稅金及附加及附加（萬元）（萬元） 折舊折舊 （萬元）（萬元） 運維運維 （萬元）（萬元） 凈利潤凈利潤（萬元）（萬元） 凈現金流凈現金流量（萬量（萬元）元） 0 200 -36000 1 196 9207 8712 6262 0 0 2600 500 2441 5762 2 192 9021 8536

50、6135 0 0 2600 500 2329 5635 3 188 8835 8360 6009 0 0 2600 500 2217 5509 4 184 8649 8184 5882 0 0 2600 500 1842 5119 5 180 8463 8008 5756 0 0 2600 500 1744 5007 6 176 8277 7832 5629 0 0 2600 500 1646 4894 7 172 8091 7656 5503 595 60 2600 500 1283 3920 8 168 7905 7480 5376 619 62 2600 500 1197 3797 9

51、164 7719 7304 5250 604 60 2600 500 1114 3714 10 160 7533 7128 5123 589 59 2600 500 1031 -12369 11 196 9207 8712 6262 0 0 2600 500 1831 5151 12 192 9021 8536 6135 0 0 2600 500 1747 5053 13 188 8835 8360 6009 277 28 2600 500 1642 4657 14 184 8649 8184 5882 677 68 2600 500 1528 4128 15 180 8463 8008 57

52、56 662 66 2600 500 1446 4046 16 176 8277 7832 5629 648 65 2600 500 1363 3963 17 172 8091 7656 5503 633 63 2600 500 1280 3880 18 168 7905 7480 5376 619 62 2600 500 1197 3797 19 164 7719 7304 5250 604 60 2600 500 1114 3714 20 160 7533 7128 5123 589 59 2600 500 1031 3631 項目項目IRR 9.16% 來源：中泰證券研究所 根據敏感性分

53、析結果，調峰價格在根據敏感性分析結果，調峰價格在 0.7 元元/kWh 以上時收益率情況較好。以上時收益率情況較好。 請務必閱讀正文之后的重要聲明部分請務必閱讀正文之后的重要聲明部分 - 14 - 行業深度報告行業深度報告 我們對儲能項目 IRR 和項目造價、調峰價格之間的關系進行敏感性分析，當調峰價格達到 0.7 元/kWh 以上時，項目造價在 1.5-1.9 元/Wh 的項目均可取得 8%以上的收益率，在部分地區已具備經濟性；調峰價格在 0.5 元/kWh 以下的項目相對經濟性不佳。隨著電化學儲能技術發展，電池壽命提升、系統造價下降，儲能收益率有望進一步提高。 圖表圖表 21：儲能調峰儲能

54、調峰IRR敏感性分析敏感性分析 儲能造價儲能造價 （元（元/ /WhWh） 調峰價格調峰價格 （元（元/ /kWhkWh） 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 2.0 0.4 1.79% 1.27% 0.81% 0.40% 0.03% -0.31% 0.5 5.38% 4.68% 4.05% 3.49% 2.98% 2.52% 0.6 8.77% 7.88% 7.10% 6.39% 5.76% 5.18% 0.7 12.03% 10.95% 10.00% 9.16% 8.40% 7.71% 0.8 15.19% 13.93% 12.82% 11.83% 10.95% 10.15% 來源：中

55、泰證券研究所 3 3. .儲能調頻：電化學儲能具有優勢，在大部分地區具備可行性儲能調頻：電化學儲能具有優勢，在大部分地區具備可行性 3.1.調頻輔助服務補償調頻輔助服務補償 調頻是指電力系統頻率偏離目標頻率時，并網主體通過調速系統、自調頻是指電力系統頻率偏離目標頻率時，并網主體通過調速系統、自動發電控制等方式，調整有功出力減少頻率偏差所提供的服務。動發電控制等方式，調整有功出力減少頻率偏差所提供的服務。我國電網的額定頻率為 50Hz，電網發電功率和負荷功率不匹配時會導致電網頻率的改變。為了將頻率穩定在 50Hz 附近，需要進行調頻。 圖表圖表 22：電網頻率典型小時曲線電網頻率典型小時曲線 來

56、源： 南方電網頻率演變機制與改善分鐘級波動的探索 ，中泰證券研究所 調頻分為一次調頻和二次調頻。調頻分為一次調頻和二次調頻。一次調頻是指當電力系統頻率偏離目標頻率時，常規機組通過調速系統的自動反應、新能源和儲能等并網主體通過快速頻率響應，調整有功出力減少頻率偏差所提供的服務。二次調頻是指并網主體通過自動功率控制技術，包括自動發電控制（AGC） 、自動功率控制（APC）等，跟蹤電力調度機構下達的指令，按照一定調節速率實時調整發用電功率，以滿足電力系統頻率、聯絡線功率控制要求的服務，對儲能來說主要是 AGC 服務。由于一次調頻在大部分區域為并網基本要求，不予補償，我們重點關注二次調頻。 請務必閱讀

57、正文之后的重要聲明部分請務必閱讀正文之后的重要聲明部分 - 15 - 行業深度報告行業深度報告 電電化學儲能調頻具備一定優勢?；瘜W儲能調頻具備一定優勢。調頻對速度和精度要求較高，火電機組的 AGC 調頻性能存在延遲、偏差現象，而電化學儲能 AGC 跟蹤曲線與指令曲線基本能達到一致，做到精準調節，基本不會出現火電調頻中的調節反向、調節偏差和調節延遲等問題。衡量調頻性能的指標為 K值，通過響應速度 K1、調節速率 K2、響應精度 K3 三個指標加權平均得出。根據陽光電源數據，廣東佛山恒益 600MW 機組在配臵 3%儲能后，K 值提升了 3.4 倍。鑒于 K 值是調頻調度和補償的重要依據，電化學儲

58、能在獲取調頻收益上較有優勢。 圖表圖表23：火電機組跟蹤火電機組跟蹤AGC指令響應過程指令響應過程 圖表圖表24：電化學儲能跟蹤電化學儲能跟蹤AGC指令響應過程指令響應過程 來源：CNESA，中泰證券研究所 來源：CNESA，中泰證券研究所 圖表圖表 25：廣東某電站廣東某電站配臵儲能前后配臵儲能前后K值對比值對比 來源：陽光電源，中泰證券研究所 調頻補償規模小于調峰。調頻補償規模小于調峰。以甘肅省為例，根據甘肅能監辦數據，2021年 5-12 月調頻補償總額為 1.06 億元；根據國家統計局數據，同期甘肅發電量為 1136 億 kWh，按燃煤標桿電價 0.2978 元/kWh 計算電費，調頻

59、補償占電費的比重為 0.31%。相同方式計算湖南省數據，2021 年調頻補償總額為 1.71 億元，調頻補償占電費的比重為 0.23%。隨著新能源并網比例的提升，調頻費用規模有望進一步增長。 請務必閱讀正文之后的重要聲明部分請務必閱讀正文之后的重要聲明部分 - 16 - 行業深度報告行業深度報告 圖表圖表26：2021年年5-12月甘肅調頻補償（單位：萬元）月甘肅調頻補償（單位：萬元） 圖表圖表27：2021年湖南調頻補償（單位：萬元）年湖南調頻補償（單位：萬元） 來源：甘肅能源監管辦，中泰證券研究所 來源：湖南能源監管辦，中泰證券研究所 調頻補償主要分為里程補償和容量補償，各地補償標準差異較

60、大。調頻補償主要分為里程補償和容量補償，各地補償標準差異較大。從價格機制看，調頻市場化程度總體上低于調峰，部分區域未設立調頻市場，且未明確儲能的市場主體地位。在明確儲能可參加調頻的區域/市場中，調頻主要補償包括里程補償和容量補償兩種，部分地區還有現貨補償等其他形式，其中里程補償主要依據調頻里程計算，容量補償主要依據調用容量計算。各地的補償標準差異較大，且補償的計算方式也存在差異。 圖表圖表 28：各地新型儲能調頻規定各地新型儲能調頻規定 區域區域/市場市場 文件文件 準入門檻準入門檻 AGC 里程里程/電量電量補補償（元償（元/MW） AGC 容量補償容量補償（元（元/MW） 江蘇調頻市場 江

61、蘇電力輔助服務（調頻）市場交易規則（試行） 充電/放電功率 10 MW 以上、時長 2h 以上 0.1-1.2 2 福建調頻市場 福建省電力調頻輔助服務市場交易規則（試行）（2022 年修訂版） 充電/放電功率 10 MW 以上、時長 1h 以上 0-12 960 山東調頻市場 山東電力輔助服務市場運營規則（試行）（2021 年修訂版）（征求意見稿） 充電功率 5MW 以上、時長2h 以上 0-8 甘肅調頻市場 甘肅省電力輔助服務市場運營暫行規則 充電功率 10MW 以上、時長4h 以上 0-12 安徽調頻市場 安徽電力調頻輔助服務市場運營規則（征求意見稿） 充/放電功率 10MW 以上、時長

62、 2h 以上 0-6 240 廣東 南方區域電網新型儲能并網細則及輔助服務管理實施細則（征求意見稿） 容量為 10MW /1h 及以上 80 元/MWh 12 廣西 20 元/MWh 5 云南 40 元/MWh 5 貴州 80 元/MWh 10 海南 80 元/MWh 10 來源：各地能源監管局，中泰證券研究所 以較有代表性的福建省為例說明調頻補償的計算方式：里程補償=調節系數 M*調頻里程*性能綜合指標 K*市場出清價格，其中 M 根據市場運行情況調整，暫定 M=1；K 值根據 K1、K2、K3 計算得出；市場報價上限為 12 元/MW。容量補償=每月 AGC 投運率*可調節容量*補償標準，

63、補償標準為 960 元/MW，可調節容量為可投入 AGC 的運行的調節容量上、下限之差。 請務必閱讀正文之后的重要聲明部分請務必閱讀正文之后的重要聲明部分 - 17 - 行業深度報告行業深度報告 3.2.儲能調頻收益測算儲能調頻收益測算 我們參考福建省調頻補償標準及計算方式對儲能參與調頻收益進行測算，主要假設如下： （1）參考近期儲能招標價格，假設儲能項目造價為 1.80 元/Wh，其中電芯價格為 0.80 元/Wh，按 10 年折舊；儲能系統其他設備、其他電氣設備和土建 1 元/Wh，按 20 年折舊； （2）參考基于儲能全壽命周期成本的調頻經濟性研究 ，我們假設儲能每 5min 被調度一次

64、，調用比例為 80%，K 值取 1； （3）里程補償標準為 10 元/MW，容量補償標準為 960 元/MW，每年設備投運 350 天； （4）參考寧德時代等電池廠商產品性能，假設儲能電池循環次數5000 次，EOL 為 80%，線性衰減，參考陽光工匠光伏網數據，假設系統充放電深度為 93%、能量轉換效率為 88%； （5）假設儲能需承擔充放電電量損耗，電價按全國燃煤標桿平均 0.37元/kWh結算； （6）運維費用參考風電運維 0.05 元/W 的招標價格，為每年 0.025 元/Wh； （7）項目享受所得稅“三免三減半”政策。 圖表圖表 29：儲能調峰測算核心假設儲能調峰測算核心假設 參數

65、參數 取值取值 參數參數 取值取值 儲能項目容量（MW） 100 充放電深度 93% 儲能時長（h） 2 能量轉換效率 88% 儲能系統成本（元/Wh) 1.50 循環次數 5000 其中：電池成本（元/Wh) 0.80 調用頻率（min） 5 土建安裝成本（元/Wh) 0.20 調用比例 80% 電氣設備成本（元/Wh） 0.10 K 值 1 電池折舊年限（年） 10 年設備投運時間（天） 350 其他資產折舊年限（年） 20 容量補償標準(元/MW） 960 年運維費用（元/Wh） 0.025 里程補償標準（元/MW) 10 電價（元/kWh） 0.37 來源：中泰證券研究所 測算調頻收益

66、率優于調峰。測算調頻收益率優于調峰。在上述假設條件下，測算調頻儲能項目IRR 為 14.21%，高于調峰。 圖表圖表30：儲能調頻收益測算：儲能調頻收益測算 年年 年末系年末系統容量統容量（MWh） 年調頻年調頻里程里程（萬（萬MWMW） 年可調年可調節容量節容量（萬（萬MWMW） 含稅收含稅收入（萬入（萬元）元） 支付增支付增值稅值稅（萬（萬元）元） 營業稅營業稅金及附金及附加（萬加（萬元）元） 折舊折舊（萬（萬元）元） 運維運維（萬（萬元）元） 凈利潤凈利潤（萬（萬元）元） 凈現金凈現金流量流量（萬（萬元）元） 0 200 -36000 1 196 798 190 8019 0 0 260

67、0 500 3996 5762 2 192 782 186 7857 0 0 2600 500 3853 5635 3 188 766 182 7695 0 0 2600 500 3710 5509 4 184 750 178 7533 0 0 2600 500 3121 5119 5 180 734 175 7371 285 28 2600 500 2970 5007 6 176 718 171 7209 829 83 2600 500 2797 4894 請務必閱讀正文之后的重要聲明部分請務必閱讀正文之后的重要聲明部分 - 18 - 行業深度報告行業深度報告 7 172 702 167 7

68、047 811 81 2600 500 2291 3920 8 168 685 163 6885 792 79 2600 500 2185 3797 9 164 669 159 6723 773 77 2600 500 2079 3714 10 160 653 155 6561 755 75 2600 500 1973 -12369 11 196 798 190 8037 0 0 2600 500 3010 5151 12 192 782 186 7857 0 0 2600 500 2890 5053 13 188 766 182 7695 873 87 2600 500 2717 4657

69、14 184 750 178 7533 867 87 2600 500 2610 4128 15 180 734 175 7371 848 85 2600 500 2504 4046 16 176 718 171 7209 829 83 2600 500 2397 3963 17 172 702 167 7047 811 81 2600 500 2291 3880 18 168 685 163 6885 792 79 2600 500 2185 3797 19 164 669 159 6723 773 77 2600 500 2079 3714 20 160 653 155 6561 755

70、75 2600 500 1973 3631 項目項目 IRR 14.21% 來源：中泰證券研究所 調頻項目調頻項目 IRR 對調用頻率和里程補償較為敏感，在多數地區已具備可對調用頻率和里程補償較為敏感，在多數地區已具備可行性。行性。我們對儲能項目 IRR 和調用頻率、調用比例的關系進行敏感性分析，IRR 對調用頻率比較敏感，若調用頻率達到 8min 以上，項目難以取得較好收益。對項目 IRR 和里程補償、容量補償的關系進行敏感性分析，容量補償對 IRR 的影響較小，里程補償達到 8 元/MW 以上時項目 IRR 均達到 9%以上，部分地區的補償標準或報價上限可以滿足這一要求。 圖表圖表 31：

71、儲能調頻儲能調頻IRR敏感性分析敏感性分析-調用頻率和比例調用頻率和比例 調用頻率調用頻率 （min） 調用比例調用比例 2 4 6 8 10 0.5 26.50% 9.19% 2.75% -0.81% -3.29% 0.6 33.16% 12.80% 5.42% 1.36% -1.24% 0.7 39.82% 16.30% 7.96% 3.43% 0.50% 0.8 46.39% 19.73% 10.41% 5.42% 2.20% 0.9 52.92% 23.12% 12.80% 7.33% 3.83% 來源：中泰證券研究所 圖表圖表 32：儲能調頻儲能調頻IRR敏感性分析敏感性分析-里程補

72、償和容量補償里程補償和容量補償 容量補償容量補償 （元（元/ /MW） 里程補償里程補償 （元（元/ /MW） 200 400 600 800 1000 4 -1.15% -0.99% -0.83% -0.67% -0.51% 6 4.24% 4.38% 4.53% 4.67% 4.82% 8 9.12% 9.26% 9.39% 9.53% 9.66% 10 13.72% 13.85% 13.97% 14.10% 14.23% 12 18.16% 18.29% 18.41% 18.54% 18.66% 來源：中泰證券研究所 請務必閱讀正文之后的重要聲明部分請務必閱讀正文之后的重要聲明部分 -

73、19 - 行業深度報告行業深度報告 4.投資建議投資建議 能源結構低碳化轉型持續推進，風電、光伏在“十四五”期間裝機規模高增長的確定性高。風光大規模并網帶來電網運行安全和效率問題，建設可調節電源勢在必行。電化學儲能具備建設靈活、限制性條件少、響應速度快等優勢，多地政府出臺政策推動電化學儲能發展。從測算結果看，部分地區獨立儲能參與輔助服務已具備經濟性，儲能投資有望迎來高峰。建議關注：1）儲能集成與核心部件：通過收購進入新能源電站及儲能領域，具備儲能核心部件設計能力，在手 290MWh 儲能項目的同同力日升力日升（重點推薦）（重點推薦） ；與億緯鋰能深度合作，合資建設年產 10GWh 儲能專用磷酸

74、鐵鋰電池生產基地項目，儲備儲能項目超 3GWh 的林洋能源林洋能源；具備儲能系統技術服務能力，可根據客戶需求針對性提供電化學儲能系統整套解決方案的南網科技南網科技；合資設立儲能子公司，自主研發儲能 EMS，發力火儲聯合等儲能調頻場景的寶光股份寶光股份。2）獨立儲能電站建設運營：已在廣東、甘肅等省份投運 4 個發電側儲能電站、目前已簽協議擬投資建設 1GW 儲能電站的萬里揚萬里揚；與海博思創設立合資公司，儲能規模近0.7GWh 的中國電力中國電力。3）儲能安全系列，儲能熱管理大有可為的標的申菱申菱環境（重點推薦） 、英維克、同飛股份、高瀾股份環境（重點推薦） 、英維克、同飛股份、高瀾股份，和拓展

75、儲能消防應用場景的國安達、青鳥消防國安達、青鳥消防。 風險提示風險提示 項目收益測算偏差的風險：項目收益測算偏差的風險：報告中的項目收益測算基于一定假設條件，若實際情況與假設存在較大偏差，存在不及預期的風險。 政策執行不及預期政策執行不及預期：政策落地執行對行業中的企業業績有重大影響，若新能源配儲、電力輔助服務機制完善等相關政策推進不及預期，可能會對行業內上市公司業績帶來不利影響，進而影響公司的市場表現。 項目推進不及預期：項目推進不及預期：項目執行進度對行業內企業的營業收入確定影響重大，若項目推進不及預期，將會使得企業業績增長不及預期，對企業市場表現帶來不利影響。 市場競爭加?。菏袌龈偁幖觿?/p>

76、：若未來電化學儲能內部以及電化學儲能和其他儲能形式的市場競爭激烈程度不斷增加，將會影響企業的業績增長，同時對企業盈利能力帶來不利影響。 研究報告使用的公開資料可能存在信息滯后或更新不及時研究報告使用的公開資料可能存在信息滯后或更新不及時的風險的風險：報告中公開資料均是基于過往歷史情況梳理，可能存在信息滯后或更新不及時的狀況，難以有效反映當前行業或公司的基本面狀況。 請務必閱讀正文之后的重要聲明部分請務必閱讀正文之后的重要聲明部分 - 20 - 行業深度報告行業深度報告 投資評級說明：投資評級說明： 評級評級 說明說明 股票評級股票評級 買入 預期未來 612個月內相對同期基準指數漲幅在 15%

77、以上 增持 預期未來 612個月內相對同期基準指數漲幅在 5%15%之間 持有 預期未來 612個月內相對同期基準指數漲幅在-10%+5%之間 減持 預期未來 612個月內相對同期基準指數跌幅在 10%以上 行業評級行業評級 增持 預期未來 612個月內對同期基準指數漲幅在 10%以上 中性 預期未來 612個月內對同期基準指數漲幅在-10%+10%之間 減持 預期未來 612個月內對同期基準指數跌幅在 10%以上 備注：評級標準為報告發布日后的 612 個月內公司股價（或行業指數）相對同期基準指數的相對市場表現。其中 A 股市場以滬深 300 指數為基準；新三板市場以三板成指（針對協議轉讓標

78、的）或三板做市指數（針對做市轉讓標的）為基準；香港市場以摩根士丹利中國指數為基準，美股市場以標普 500 指數或納斯達克綜合指數為基準（另有說明的除外） 。 重要聲明：重要聲明： 中泰證券股份有限公司（以下簡稱“本公司”）具有中國證券監督管理委員會許可的證券投資咨詢業務資中泰證券股份有限公司（以下簡稱“本公司”）具有中國證券監督管理委員會許可的證券投資咨詢業務資格。 。本公司不會因接收人收到本報告而視其為客戶。格。 。本公司不會因接收人收到本報告而視其為客戶。 本報告基于本公司及其研究人員認為可信的公開資料或實地調研資料，反映了作者的研究觀點，力求獨立、客觀和公正，結論不受任何第三方的授意或影

79、響。但本公司及其研究人員對這些信息的準確性和完整性不作任何保證，且本報告中的資料、意見、預測均反映報告初次公開發布時的判斷，可能會隨時調整。本公司對本報告所含信息可在不發出通知的情形下做出修改，投資者應當自行關注相應的更新或修改。本報告所載的資料、工具、意見、信息及推測只提供給客戶作參考之用，不構成任何投資、法律、會計或稅務的最終操作建議，本公司不就報告中的內容對最終操作建議做出任何擔保。本報告中所指的投資及服務可能不適合個別客戶，不構成客戶私人咨詢建議。 市場有風險，投資需謹慎。在任何情況下，本公司不對任何人因使用本報告中的任何內容所引致的任何損失負任何責任。 投資者應注意，在法律允許的情況下，本公司及其本公司的關聯機構可能會持有報告中涉及的公司所發行的證券并進行交易，并可能為這些公司正在提供或爭取提供投資銀行、財務顧問和金融產品等各種金融服務。本公司及其本公司的關聯機構或個人可能在本報告公開發布之前已經使用或了解其中的信息。 本報告版權歸“中泰證券股份有限公司”所有。未經事先本公司書面授權，任何人不得對本報告進行任何形式的發布、復制。如引用、刊發，需注明出處為“中泰證券研究所” ，且不得對本報告進行有悖原意的刪節或修改。