类储能产业有望迎来大发展

招商研究碳中和研究小组出品

游家训 招商证券电力设备与新能源行业首席分析师

张伟鑫 招商证券电力设备与新能源行业分析师

核心观点

随着风电光伏等新能源的快速发展，解决新能源消纳成为越来越迫切的问题，而我国由于可快速响应的燃气发电占比低，新能源消纳的问题更突出。除了加快发展抽水蓄能、电化学等能量型储能外，当前阶段，推行火电灵活性改造和加快发展燃气发电，可以很有效的解决新能源消纳问题。火电灵活性改造是当前最经济的解决新能源消纳的措施，预计后续价格政策优化后，将会迅速普及。同时，随着燃气价格回归并考虑其调峰调频价值、环保价值，国内燃气发电也仍有发展空间。

投资建议

国内类储能产业可能迎来一个大发展，相关企业在未来几年可能有较强的经营表现。

01

类储能是当前解决新能源消纳的

高效、经济方式

电力供需失衡概率增加，系统应对能力减弱

由“电源可控+负荷波动”变成“电源、负荷波动”。电力系统中，光伏等波动性电源比例提升；用电总量的提升；旋转机械电机的退出以及电力电子设备的接入造成系统惯量的下降。供需平衡更容易被打破，频率波动更加剧烈。风电、光伏等存在分钟级、小时级的短周期波动，同时受水、风、光等自然资源的月度调整，存在季节性的长周期变化。

而储能/类储能可以提升发电与负荷匹配度，保持系统供需平衡，实现电力供需的时间转移。

发展大规模储能/类储能急迫而且长期

风电光伏发电量占比低于5%时，系统冗余能解决日内能量不平衡，转动惯量可以解决功率不平衡问题，占比8-10%时，功率/能量平衡问题就不能忽视。在大致10-30%的阶段，小时级日内能量储能、短时功率储能是主要问题，25-30%阶段，氢能、压缩空气等长期能量储能也将加速发展。

2021年风电、光伏发电量合计占比已达到11.7%，水电占比超过15%。同时相较海外，国内调峰能力更强的燃气发电结构占比远低于煤电，在可再生能源渗透率逐步提升的过程中，需要在电源出力波动的情况下保持系统稳定，发展储能/类储能等灵活性资源越加迫切。

储能/类储能可以增加系统灵活性，且类储能应用覆盖小时到季度维度、成本更优。

类储能方式主要指火电灵活性改造、燃气发电等。与储能方案最大的区别在于类储能稳态情况下作为主力电源出力，暂态情况下参与系统调节，但不能吸收系统额外的不平衡功率。

不同应用场景下配置灵活性电源需要综合考虑电源、电网、负荷特征。类储能方案能够覆盖从短周期调频调峰到长周期能量调度，适配性更好。灵活性改造在单台火电投资基础上的附加成本大部分在几千万上下，折算每千瓦投资额在500-1000元，燃气投资强度每千瓦在2000-3000元，远低于其他的储能方案。

02

灵活性改造、燃气发电有望快速增长

火电灵活性改造有望高增

灵活性改造指火电机组的运行工况灵活性的优化升级，以降低能源消耗，适应负荷快速、大幅变化的场景。主要量度指标包括调峰深度（偏离额定负荷深度）、响应速率（输出功率调整速率）、启停时间等。

针对不同工况火电机组火电灵活性改造有多种解决方案，总体而言：

纯凝机组-深度调峰改造：优化启停时间、变负荷速度深度；

热电机组-热电解耦：提升额定容量10-20%的调节能力。

火电机组设备改造上也存在多种差异化的方案。

火电灵活性改造是满足大规模、低成本且能够较快投运的灵活性支撑方案。机制理顺后有望快速发展。

受限收益机制、政策稳定性、技术成熟度等影响，“十三五”灵活性改造进程慢于预期（规划2.2亿kW，2020年末完成8000万kW）。

从调峰深度上看，行业内改造目标大致为热电机组最小技术出力达到40-50%、纯凝机组达到30-35%，与丹麦、德国等还有明显的差距。

灵活性改造的主要限制因素在于给发电企业的经济补偿力度不够。形成快速有效的回报机制是灵活性改造的发展重点。相应的政策机制在逐步成型。

2021年底能源局修订发布《电力并网运行管理规定》等，完善辅助服务市场的收益机制。

地方逐步出台调峰辅助服务运营实施方案。针对不同调峰深度，部分地区已经有响应的阶梯电价方案，体现灵活性改造技术的附加价值。

2021年11月，发改委、能源局发布通知，规划“十四五”期间新建机组全部实现灵活性制造，存量现役机组应改尽改，大致估算市场空间500-800亿。

燃气发电是能够快速释放灵活性的电源方案

通常燃气发电所用燃料为天然气，依据电站运行方式，可划分为：

1）简单循环（燃气轮机+发电机）：效率接近40%；

2）联合循环（燃气轮机+余热锅炉+发电机）：联合循环效率在60%上下。

燃气发电相较燃煤优势：

1)燃气发电更清洁。相近的烟气处理方式下，联合循环燃气发电GHG排放量大致为燃煤的一半。

2) 控制响应更灵活。单循环燃气电厂冷启动时间仅为燃煤电厂的几分之一，单循环燃气发电5分钟内单GW气电的最大负荷变化也远高于煤电。

3) 空间更集约、建设周期短。

近十几年国内燃气发电实现了规模成长，但总体占比不高。截止今年8月，国内燃气发电装机仅占火电装机总容量的8.6%，发电量贡献仅3%。

1）资源限制燃气作为主力电源的上限。全球一次能源消费结构中，煤、石油、天然气比例大致相当。国内能源供给以煤炭为主，2021年考虑进口附加后天然气消费比例也只有8.9%。

2) 进口依赖也造成天然气价格偏高，且未形成有效的激励机制。燃气发电80%成本来自燃料，燃气热电机组成本较煤电偏高，调峰机组在部分地区有响应的辅助服务回报机制，但整体回报率并不高。

燃气发电的增长驱动来自电力系统灵活性需求。如前所述，燃气发电具备启停灵活、输出范围宽、碳排放强度低的优势，在新型电力系统构建背景下，燃气发电是能够快速上规模的灵活性电源。

具备气源优势的地区，燃气发电可能会实现较快的增长。西北、中部、西南地区燃气资源相对丰富，东部沿海有完善的国内外燃气供应渠道，具备规模发展燃气调峰电源的可行性。

气电价格体系也在逐步完善，一方面气电价格联动能够传导上游燃气价格变化，另一方面依据电源调峰深度提供差异化的电价额度，也会进一步推动燃气发电的收益改善。

03

火电迎来强复苏

现阶段火电仍是电力供应的“顶梁柱”和“压舱石”

“双碳”目标下，风电、光伏等可再生能源快速发展，近5年逐步成为新增装机主力。而从电源累计装机看，2021年国内火电累计装机容量占比超 50%，发电量贡献超70%，仍是国内电源侧“顶梁柱”和“压舱石”。

过去几年在经历两轮投资高潮后投资额逐步下行。火电投资的影响因素主要包括投资强度、煤炭价格、电价回报、负荷需求等，近十年能源清洁化的趋势下，风光等可 再生能源的替代效应、环保要求等也是新增的火电投资影响因素，此外相应的政策机制调控也是重要的变量因素。

2005年：供需失衡及厂网分开推动世纪初首轮火电建设高潮。

2015年：煤炭价格下行，电站回报率优化推动火电再次扩张。

对比此前两轮热潮，自上而下的供需变化是决定火电投资更深远的影响因素。

区别2004、2005年电力总供需趋紧形成的火电投资高潮，2015年前后的火电投资高点更偏向于企业回报情况 改善、自下而上的表现。从电力总供需看，供给是超过需求的，2015年电源投资总额同比增长10.5%（其中主力火电增加 47%），发电 装机容量同比增长24%，然而用电量增长仅为 0.5%，这也一定程度造成了2015、2016年的投资额高位之后， 需要较长的时间消化火电冗余，直观体现为发电利用小时数的下降，火电运营商的有效产出受影响，项目回报率下降。

煤炭价格上升、电价浮动空间有限，火电盈利承压。

1）2020年下半年，复工复产、水力发电不足造成火电需求拉升，叠加部分煤炭产区检查力度升级、2021年煤炭供给进口存在缺位，价格持续上升，高点涨幅超过一倍。以燃煤为主的火电厂成本大幅上升。

2）2020年“基准价+上下浮动”推出，-15%~+10%的浮动空间相对有限，火电企业的成本增量无法形成有效的传导。

过去几年是国内以光伏为代表的新能源进入 到发电侧平价的过度期，国内维持了相对优厚的补贴额度，风电、光伏成为发电集团的主要投资重心。

综上所述，供需关系相对稳定（且2015、2016年的投资热潮造成了火电供给冗余）、新能源的快速渗透、叠加最近1-2年煤价、电价的差距拉开造成的火电厂盈利压力，火电投资在过去5年始终处在千亿以下。

供需关系、系统角色转变背景下，火电投资有望迎来复苏

1. 电源变化造成电力结构性供需失衡的可能性加大

一方面从总量上看，过去几年火电存量规模增速放缓，供电量增速整体低于用电量。意味着系统出现电力供应紧张的可能性在加大。另一方面结构上，为维持系统稳定，火电等可控电源的配置原则要兼顾其他电源的出力波动，意味着可控灵活电源要有比此前更大的冗余度，而实际冗余度下降。

电力供需失衡时，可再生能源出力波动情况下的供能稳定重要性凸显。目前长周期、大容量储能还没有成熟的方案，火电的保供意义重大。预计在未来较长的时间内，火电仍然是平滑季节波动的重要保供电源。

2. 煤价、电价机制调整利好火电收益率提升

影响火电项目投资收益的主要因素包括煤价、电价、利用小时数等。2021年下半年以来，国家电价、煤价调控政策的相继出台落实，推动形成更有效的煤、电价格传导机制。

煤价：提出合理价格区间，引导煤电价格传导。2022年2月发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，以求引导动力煤在合理价格区间运行。

电价：推动煤电上网电价市场化改革。2020年国内煤电上网电价由标杆电价模式改为“标杆基准+浮动”形式，浮动区间为-10%~+15%。2021年10月，扩大市场交易电价上下浮动范围至±20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制、电力现货价格不受限制。电价放开从收益端更好的反应供需、成本等因素的变化。

2021Q4开始火电项目核准容量开始有明显提升，单季度核准量超过11GW，2022Q1延续了高增趋势，单季度核准8.6GW。

风险提示：

1）电源投资不及预期；

2）新能源装机不及预期；

3）政策调整风险。

特别提示：

本篇文章摘录于2022年10月29日公开发布的研究报告《储能系列报告（7）：类储能产业有望迎来大发展》，完整内容以研究报告为准。

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