电力保供和新能源消纳压力同步加大。适应新型电力系统发展，调频、调峰、备用是关键，三类调节的时间尺度不同，因而灵活性资源（即泛储能，包括储能、火电等类储能及需求侧响应等）也需要多维度配置。
　　从产业发展看趋势：（1）调频：电化学储能最具增长潜力。（2）调峰：在典型调峰情景（5小时下调峰+2小时上调峰）下，锂电池储能、抽水蓄能、火电灵活性改造（顶峰能力充足，无需新建装机）、火电灵活性改造（顶峰能力不足，新建火电仅用于顶峰发电）调峰成本比为1:1.48:0.72:2.26。①短中期，锂电池储能和火电灵活性改造存在明显的竞争关系；预计23年缺电力问题加大，锂电池储能对标火电（顶峰能力不足，需新建装机）情景，具有经济性优势，有望高速增长；24年缺电力问题有望明显缓解，锂电池储能对标火电（顶峰能力充足，无需新建装机）情景，火电灵活性改造经济性优势明显，有望大规模开启。②长期视角下，新能源渗透率提升带动长时调峰需求，抽水蓄能和火电灵活性改造经济性将有所提升，锂电池储能仍需积极降本。（3）备用：氢能商业化之前将依赖火电进行应急保供。火电在严格保供情景下中长期净增4400-5600万千瓦/年，合理保供情景约2200-3200万千瓦/年。两种情景差异即为需求侧响应重点发挥作用的空间。
　　从投资视角看节奏：（1）以锂电为代表的电化学储能最具发展潜力，①23年将受益于建设速度快和缺电力（缺顶峰能力）问题扩大化，在峰谷价差进一步拉大背景下，有望迎来加速增长；24年后需要与火电灵活性改造竞争配置。②长期来看，电化学储能在调频、调峰、备用场景具有不同价值，应关注电力市场建设进展，若能够对电化学储能在不同场景下的不同价值充分定价，其经济性优势有望更早体现。（2）火电灵活性改造在典型调峰情景下最具成本优势，预计24年之后受益于缺电力问题逐步缓解，有望迎来快速发展。（3）抽蓄在典型调峰情景下不具备成本优势，在长时调峰方面成本优势明显，适用于新能源（特别是风电）高比例场景，具有通过容量电价获取稳定收益优势。
　　投资建议。看好23年锂电储能放量，建议关注：南网科技、盛弘股份、国轩高科、阳光电源、涪陵电力等。类储能（火电灵活性改造+新建火电）具备竞争优势，火电灵活性改造有望24年加速发展，备用场景支撑火电建设持续性，建议关注：东方电气、哈尔滨电气、龙源技术、青达环保（环保团队覆盖）等。抽蓄适应未来长时调峰需求，稳定电价机制支撑持续加速发展，建议关注：南网储能、东方电气、哈尔滨电气。
　　风险提示。新能源建设减速导致储能/类储能需求下降；新型储能出现安全问题导致发展减速；碳排放约束加强抑制新增火电。
　　

研究报告全文：TablePage深度分析电力设备证券研究报告新型电力系统系列之三TableTitleTableGr行业评级ade买入前次评级买入泛储能需求无忧电化学一马当先报告日期2023-01-05TableSummary相对市场表现TablePicQuote核心观点电力保供和新能源消纳压力同步加大适应新型电力系统发展调频7-1调峰备用是关键三类调节的时间尺度不同因而灵活性资源即泛012203220522072209221122储能包括储能火电等类储能及需求侧响应等也需要多维度配置-10从产业发展看趋势1调频电化学储能最具增长潜力2调-18峰在典型调峰情景5小时下调峰2小时上调峰下锂电池储能-26抽水蓄能火电灵活性改造顶峰能力充足无需新建装机火电灵-34活性改造顶峰能力不足新建火电仅用于顶峰发电调峰成本比为电力设备沪深300短中期锂电池储能和火电灵活性改造存在明显1148072226的竞争关系预计23年缺电力问题加大锂电池储能对标火电顶峰分析师TableAuthor陈子坤能力不足需新建装机情景具有经济性优势有望高速增长24SAC执证号S0260513080001年缺电力问题有望明显缓解锂电池储能对标火电顶峰能力充足无010-59136690需新建装机情景火电灵活性改造经济性优势明显有望大规模开chenzikungfcomcn启长期视角下新能源渗透率提升带动长时调峰需求抽水蓄能和分析师纪成炜火电灵活性改造经济性将有所提升锂电池储能仍需积极降本3SAC执证号S0260518060001备用氢能商业化之前将依赖火电进行应急保供火电在严格保供情SFCCENoBOI548景下中长期净增4400-5600万千瓦年合理保供情景约2200-3200万021-38003594千瓦年两种情景差异即为需求侧响应重点发挥作用的空间jichengweigfcomcn从投资视角看节奏1以锂电为代表的电化学储能最具发展潜力分析师陈昕23年将受益于建设速度快和缺电力缺顶峰能力问题扩大化在SAC执证号S0260522080008峰谷价差进一步拉大背景下有望迎来加速增长24年后需要与火电010-59136699灵活性改造竞争配置长期来看电化学储能在调频调峰备用场gfchenxingfcomcn景具有不同价值应关注电力市场建设进展若能够对电化学储能在请注意陈子坤陈昕并非香港证券及期货事务监察委员会不同场景下的不同价值充分定价其经济性优势有望更早体现2的注册持牌人不可在香港从事受监管活动火电灵活性改造在典型调峰情景下最具成本优势预计24年之后受益相关研究TableDocReport于缺电力问题逐步缓解有望迎来快速发展3抽蓄在典型调峰情景下不具备成本优势在长时调峰方面成本优势明显适用于新能源电力设备行业传统火水电2022-11-10特别是风电高比例场景具有通过容量电价获取稳定收益优势迎来类储能发展机遇投资建议看好23年锂电储能放量建议关注南网科技盛弘股份新型电力系统系列之二新能2022-08-06国轩高科阳光电源涪陵电力等类储能火电灵活性改造新建火源消纳压力渐显储电具备竞争优势火电灵活性改造有望24年加速发展备用场景支输控各尽其责撑火电建设持续性建议关注东方电气哈尔滨电气龙源技术青新型电力系统系列之一迎接2022-06-23达环保环保团队覆盖等抽蓄适应未来长时调峰需求稳定电价机分布式新能源消纳的投资机制支撑持续加速发展建议关注南网储能东方电气哈尔滨电气遇风险提示新能源建设减速导致储能类储能需求下降新型储能出现安全问题导致发展减速碳排放约束加强抑制新增火电联系人TableContac高翔ts0755-88286912gaoxianggfcomcn识别风险发现价值请务必阅读末页的免责声明135TablePageText深度分析电力设备重点公司估值和财务分析表Tableimpcom最新最近合理价值EPS元PExEVEBITDAxROE股票简称股票代码货币评级收盘价报告日期元股2022E2023E2022E2023E2022E2023E2022E2023E南网科技688248SHCNY624320220920买入49120360701734289191277375827801310阳光电源300274SZCNY1122520221127买入15465196387572729013788215115702360数据来源Wind广发证券发展研究中心备注表中估值指标按照最新收盘价计算识别风险发现价值请务必阅读末页的免责声明235TablePageText深度分析电力设备目录索引一新型电力系统需要多维度灵活性资源配置6一新型电力系统运行需要大量灵活性资源6二适应新型电力系统发展灵活性资源需要多维度配置7三灵活性资源建设即将进入快速发展期10二调频传统电源能力不足新型储能渐成刚需11一新能源快速发展造成系统调频能力不足11二传统电源外新型储能将成为调频的重要补充11三电化学储能最具潜力12三调峰火电灵活性改造成本占优新型储能23年具备阶段性发展优势抽蓄适合长时调峰13一关于新能源调峰需求的分析13二关于调峰资源的技术经济性对比15三关于调峰资源发展趋势的判断22四备用火电增容减量类储能化电力保供带来装机持续性26一火电是电力系统的压舱石提供应急保供26二严格保供情景下火电中长期保持年均净增4400-5600万千瓦27三优化保供情景下火电中长期保持年均净增2200-3200万千瓦28五投资分析31六风险提示33识别风险发现价值请务必阅读末页的免责声明335TablePageText深度分析电力设备图表索引图1山东工作日和节假日典型负荷曲线7图2浙江工作日和节假日典型负荷曲线7图3我国新能源装机变化趋势万千瓦7图4不同季节下的风电光伏典型日出力情况7图5电力系统调节的划分和示意图9图6电力系统调节与灵活性资源配置示意图9图7甘肃光伏逐月累计消纳率10图8甘肃风电逐月累计消纳率10图9山东光伏逐月累计消纳率10图10山东风电逐月累计消纳率10图11山西电源装机变化趋势万千瓦11图12美国全国光伏典型逐时净出力系数13图13美国全国风电典型逐时净出力系数13图14光伏春季逐日和平均出力系数14图15风电冬季逐日和平均出力系数14图16美国分季节典型净负荷曲线MW15图17美国分季节预测净负荷曲线MW15图18火电典型调峰曲线与储能和需求侧响应调峰示意图16图19三峡水库入库流量立方米秒27图202021年美国逐日用电量曲线MWh29图212020年美国风电逐日出力特性29表12020年山东和浙江用电量情况6表2十四五用电侧和发电侧波动幅度的增幅对比8表3新能源出力波动带来的调节需求8表4各类电源调频优缺点对比12表5典型储能方式的主要技术指标13表6储能类储能调峰对标情景16表7锂电池储能调峰成本17表8抽水蓄能调峰成本17表9火电灵活性改造调峰成本18表10火电灵活性改造及新建火电机组调峰成本19表11储能和类储能调峰成本对比21表12锂电池储能调峰成本敏感性测算22表13火电灵活性改造顶峰能力不足需新建装机与锂电池储能调峰成本比敏感性测算23识别风险发现价值请务必阅读末页的免责声明435TablePageText深度分析电力设备表14火电发电量和装机测算23表15用电量增速分析24表16十四五电力平衡测算万千瓦25表17各类电源的保供特性26表18严格保供情景下的火电需求测算万千瓦28表19美国日用电负荷统计特征亿千瓦时29表20备用情景下的连续五日电量平衡测算30表21不同日均出力系数下的净增火电装机容量31表22关于储能和类储能的发展判断32识别风险发现价值请务必阅读末页的免责声明535TablePageText深度分析电力设备一新型电力系统需要多维度灵活性资源配置一新型电力系统运行需要大量灵活性资源电力系统运行需要实时平衡新型电力系统下负荷曲线峰谷差率扩大叠加新能源占比提升使得负荷侧和电源侧波动同时加大因而对灵活性资源的需求快速增加电力系统运行需要满足下述等式新能源发电机组出力灵活性资源出力用电负荷经济发展带动用电负荷曲线峰谷差率加大双碳目标下新能源发电出力具有随机性波动性间歇性特征装机占比持续提升电源侧波动加大因此需要大量灵活性资源以实现系统平衡负荷侧经济高质量发展背景下第三产业和城乡居民生活用电占比逐渐提升带动用电负荷曲线的峰谷差率扩大峰谷差率最高用电负荷最低用电负荷最高用电负荷一般而言经济发展水平与第三产业和居民生活用电量占比呈同向变化关系我国用电负荷曲线的峰谷差率持续扩大根据国网能源研究院对十四五的分析国网经营区最大负荷增速将高于用电量增速预测2025年最大日峰谷差达到4亿千瓦最大日峰谷差率增至35选择山东和浙江两个典型省份开展对比分析根据两省统计局数据2020年山东浙江省人均GDP分别为72151元100738元同年浙江省第三产业城乡居民生活用电量占比分别达到151142较山东高出4637个百分点显示浙江省经济发展水平相对较高表12020年山东和浙江用电量情况山东浙江用电量亿千瓦时占比用电量亿千瓦时占比全社会用电量6939810004829681000其中第一产业95814211904第二产业53917777338997702其中工业用电5327768330037683第三产业726210573106151城乡居民生活用电726210568745142数据来源山东省统计局浙江省统计局广发证券发展研究中心从日典型负荷曲线来看浙江省峰谷差率明显大于山东基于2020年10月国家发改委国家能源局披露的各省级电网典型电力负荷曲线进行对比分析对于工作日山东最高最低负荷约为7200万千瓦5800万千瓦峰谷差率194浙江最高最低负荷约为7900万千瓦5200万千瓦峰谷差率342对于节假日山东最高最低负荷约为6000万千瓦5000万千瓦峰谷差率167浙江最高最低负荷约为4200万千瓦3200万千瓦峰谷差率238识别风险发现价值请务必阅读末页的免责声明635TablePageText深度分析电力设备图1山东工作日和节假日典型负荷曲线图2浙江工作日和节假日典型负荷曲线数据来源国家发改委国家能源局广发证券发展研究中心数据来源国家发改委国家能源局广发证券发展研究中心发电侧双碳目标下新能源发电装机占比持续提升导致电源侧的波动性持续加大新能源发电出力具有随机性波动性间歇性特征其占比提升将使得电源侧的平均可控性降低波动程度提高图3我国新能源装机变化趋势万千瓦图4不同季节下的风电光伏典型日出力情况数据来源Wind广发证券发展研究中心数据来源郑可轲等大规模新能源发电基地出力特性研究广发证券发展研究中心二适应新型电力系统发展灵活性资源需要多维度配置用电负荷曲线的波动幅度增速有限且有迹可循发电侧新能源出力波动幅度快速增长且不确定性高故灵活性资源配置以适应新能源出力波动为主分别对用电侧和发电侧波动幅度进行估算在一定假设条件下用电侧主要来源于负荷增长和峰谷差率加大波动年均加大2737万千瓦发电侧主要来源于新能源装机增长保守估计年均加大4000万千瓦识别风险发现价值请务必阅读末页的免责声明735TablePageText深度分析电力设备表2十四五用电侧和发电侧波动幅度的增幅对比用电侧发电侧夏季最大用电负荷一般为全年最大用电负荷2021年全国主要电保守估计2022-2025年年均新增新能源装机网最高用电负荷为119162万千瓦120GW光伏80GW风电40GW根据国网能源研究院测算十四五国网经营区最大负荷增速将光伏正午大发而夜间无出力假设正午平均出力高于用电量增速预测2025年达到133亿千瓦年均增速5560则光伏日内波动年均增加48GW风电一高于用电量增速约1个百分点最大日峰谷差率预计将增至35般白天出力小夜间出力大保守估计日内波动估测方法最大日峰谷差达到4亿千瓦20则风电日内波动年均增加8GW在2021年全国最高用电负荷119162万千瓦基础上假设用电量即使考虑风光完全互补则新能源带来的日内出中长期增速为5最大负荷增速为6则2022-2025年最高用力波动也将达到40GW即4000万千瓦电负荷年均增长7819万千瓦假设日峰谷差率35则日峰谷差年均最大增长2737万千瓦日内波动幅度估计年均新增2737万千瓦保守估计年均新增4000万千瓦数据来源Wind国网能源研究院广发证券发展研究中心适应新能源出力波动需要从调频调峰备用多时间尺度配置灵活性资源电力系统调节以有功调节为主无功调节为辅有功调节中又以调频调峰备用为主直观地看调频主要调节新能源出力过程中秒级至分钟级的毛刺调峰主要调节小时级的新能源出力大幅变化备用可进一步分为热备用和冷备用热备用主要应对日内新能源出力超预期不足问题冷备用主要应对日以上级别的可再生能源持续低出力问题表3新能源出力波动带来的调节需求定义调节的时间尺度调频分为一次调频和二次调频一次调频是指当电力系统频率偏离目标频率时常规机组通过调速系统的自动反应新能源和储能等并网主体通过快速频率响应调整有功出力减少频率偏差所提供的服务调频秒级至分钟级二次调频是指并网主体通过自动功率控制技术包括自动发电控制AGC自动功率控制APC等跟踪电力调度机构下达的指令按照一定调节速率实时调整发用电功率以满足电力系统频率联络线功率控制要求的服务调峰是指为跟踪系统负荷的峰谷变化及可再生能源出力变化并网主体根据调度指令进行的发调峰小时级用电功率调整或设备启停所提供的服务备用是指为保证电力系统可靠供电在调度需求指令下并网主体通过预留调节能力并在规定的时间内响应调度指令所提供的服务备用日及以上级热备用主要应对日内新能源出力超预期不足问题冷备用主要应对日以上级别的可再生能源持续低出力问题数据来源国家能源局广发证券发展研究中心识别风险发现价值请务必阅读末页的免责声明835TablePageText深度分析电力设备图5电力系统调节的划分和示意图数据来源田旭等青海光伏与风力发电出力特性研究广发证券发展研究中心电力系统需要多时间尺度调节各类灵活性资源具有不同的技术特性故适应新型电力系统发展需要对灵活性资源进行多维度配置调频调峰备用的时间尺度依次提升火电是电力系统的压舱石是调频调峰备用的主体由于近年来新能源快速发展调频速率和折返次数提高调峰深度加大导致火电在调频调峰方面压力提升电化学储能和抽水蓄能具有较强的调频调峰能力是火电的有益补充但由于电化学储能一般配置2-4小时抽水蓄能库容8小时左右故难以满足日以上级别备用需求需求侧响应依托用户侧资源参与电力系统调节调节速率相对有限将主要满足部分调峰和备用需求氢能主要通过电解水制氢和氢燃料电池参与电力系统调节若能够实现氢能长时间低成本的制备和存储则氢能能够广泛满足调频调峰备用需求各类灵活性资源既具有互补效应又存在替代效应在调频方面先前以火电为主目前单纯依靠火电调频已愈发吃力需要电化学储能和抽水蓄能提供支持近年来火储联调项目快速增加正体现了上述变化趋势在调峰方面火电进行灵活性改造抽水蓄能电化学储能需求侧响应均可实现以哪种方式为主将取决于其调峰的经济性在备用方面在氢能商业化之前仍将主要依靠火电支撑今年8月四川来水偏枯水电出力数周均维持在较低水平区域电力系统持续缺电储能放电后难以再次充电对缓解长时缺电作用非常有限故对于可再生能源长时出力不足情景仍需以火电为主进行应急保供图6电力系统调节与灵活性资源配置示意图数据来源广发证券发展研究中心识别风险发现价值请务必阅读末页的免责声明935TablePageText深度分析电力设备三灵活性资源建设即将进入快速发展期电力保供和新能源消纳压力同步加大亟待加强灵活性资源建设灵活性资源不足一方面将导致用电高峰时发电能力不足产生供电缺口另一方面又将导致新能源大发时消纳能力不足出现弃风弃光等问题近两年我国缺电问题和新能源消纳问题频繁出现西部甘肃等东部山东等的新能源开发较多省份已出现明显的消纳率下降趋势四川广东浙江等地区在夏季和冬季用电高峰出现缺电问题显示出加快灵活性资源建设已刻不容缓图7甘肃光伏逐月累计消纳率图8甘肃风电逐月累计消纳率数据来源全国新能源消纳监测预警中心广发证券发展研究数据来源全国新能源消纳监测预警中心广发证券发展研究中心中心图9山东光伏逐月累计消纳率图10山东风电逐月累计消纳率数据来源全国新能源消纳监测预警中心广发证券发展研究数据来源全国新能源消纳监测预警中心广发证券发展研究中心中心灵活性资源建设有望多维度推进进入快速发展期结合上一节分析来看适应新型电力系统发展灵活性资源需要多维度配置目前主要的四种灵活性资源火电进行灵活性改造抽水蓄能电化学储能需求侧响应技术经济特性各有不同既具有互补效应又存在替代效应在当前电力系统调节能力不足灵活性资源紧缺背景下电力系统建设重点有望从单纯的新能源发电装机建设转向新能源发电和灵活性资源同步建设灵活性资源发展有望提速识别风险发现价值请务必阅读末页的免责声明1035TablePageText深度分析电力设备二调频传统电源能力不足新型储能渐成刚需一新能源快速发展造成系统调频能力不足电力系统的频率反映了发电有功功率和负荷之间的平衡关系是电力系统运行的重要控制参数偏离电网正常运行频率将影响电力设备本身的效率偏离较多时甚至威胁设备安全运行新能源快速发展调频需求明显上升直观而言调频主要调节新能源出力过程中秒级至分钟级的毛刺新能源装机持续增长毛刺也将持续加大带来更多调频需求从电力系统运行的实际情况来看亦呈现出上述变化趋势山西近年来新能源装机快速调频压力明显上升已积极出台调频支持政策引导调频资源建设2022年5月山西能监办印发山西电力一次调频市场交易实施细则试行提出市场主体须履行基本一次调频义务基本义务以外的一次调频能力可参与一次调频市场交易获得补偿图11山西电源装机变化趋势万千瓦数据来源Wind广发证券发展研究中心注火电水电风电统计范围为6000千瓦及以上发电场站二传统电源外新型储能将成为调频的重要补充应对新能源带来的调频问题主要有三类技术手段一是依托传统火电常规水电机组进行调频传统电网中火电和常规水电机组作为主要的调频电源根据系统频率变化不断改变机组出力维持电网频率稳定二是新能源发电机组自身建立调频能力新能源机组具备二次调频AGC能力但要实现一次调频需要预留有功备用三是新增储能设备进行调频储能调节速率快调频性能强最能够适应新能源调频需求特别是新型储能能够快速响应精确跟踪双向调节较抽水蓄能技术性能更强我国电源装机以火电为主特别是北方地区新能源集中建设水电机组少调频资源更加稀缺由于新能源通过预留有功备用的方式实现一次调频将降低机组发电量经济性较差所以一般采用较少故未来储能特别是新型储能将成为传统电源的重要补充识别风险发现价值请务必阅读末页的免责声明1135TablePageText深度分析电力设备表4各类电源调频优缺点对比优点缺点一次调频性能受锅炉蓄热等问题限制甚至存在未达到一次调频理论调节量问题二次调频量受火电机组爬坡带负荷速率和各类火电装机容量大能够在发电过程中兼顾调频需求调节延时的影响若高频次地改变自身有功出力会造成设备磨损增加燃煤使用量从而提高机组的运行成本建设受地质条件限制常规水电机械系统的性能较好响应速度比火电机组快出力范围要受到季节因素的制约建设受地质条件限制抽水蓄能响应速度快于火电常规水电但是慢于新型储能抽水蓄能机组参与调峰调频的负荷受到蓄能机组运行状态限制不能在额定输出功率范围内双向随意调整快速响应精确跟踪可双向调节根据美国加州电力市场的电源特点来看电化学储新型储能目前装机容量较小使用寿命不及传统电源能调频效果是水电机组的17倍是燃气机组的25倍是燃煤机组的20倍以上数据来源CNKI广发证券发展研究中心三电化学储能最具潜力在各类储能中电化学储能组成混合式储能系统可发挥各自的优势充分契合新能源带来的一次二次调频需求达到更好的调频性能指标最具发展潜力飞轮储能是典型的短时高频储能技术根据飞轮储能技术及其应用场景探讨分析飞轮储能优势在于功率密度高不受充放电次数的限制寿命可达20年以上充放电次数达200万次以上高放电倍率可达200C以上绿色无污染等短板在于能量密度低满功率放电时间较短等因此飞轮储能天然适合短时间内频繁进行充放电循环的应用场景非常适合一次调频目前飞轮储能初始投资价格在5000元kW左右仍需加强降本电化学储能兼具功率型和能量型特征能够进行快速精准的功率响应从技术性能来看能够进行一次二次调频但受限于循环次数现有的电化学储能项目大多仅响应二次调频AGC而不响应一次调频需要高频充放电抽水蓄能和压缩空气储能从建设角度看其机组容量大但建设受到地质条件约束且周期较长预计未来将根据规划进展稳步推进而飞轮储能和电化学储能将根据需求灵活快速配置从发展趋势来看抽水蓄能和压缩空气储能调频速率低于飞轮储能和电化学储能随着新能源渗透率不断提升调频速率要求亦将提升预计飞轮储能和电化学储能增长弹性更大识别风险发现价值请务必阅读末页的免责声明1235TablePageText深度分析电力设备表5典型储能方式的主要技术指标储能类型典型额定功率持续响应时间应用场景电化学储能1kW-50MW1min-数h削峰填谷系统调频新能源配套抽水蓄能100-2000MW4-10h削峰填谷系统调频核电配套压缩空气储能500kW-300MW6-20h调峰系统调频系统备用飞轮储能5kW-5MW15s-15min系统调频惯量支撑超导磁储能001-1MWms-15min改善暂态稳定性提高输电能力超级电容器001-1MW1s-15min电能质量调节输电系统稳定性数据来源CNKI广发证券发展研究中心三调峰火电灵活性改造成本占优新型储能23年具备阶段性发展优势抽蓄适合长时调峰一关于新能源调峰需求的分析以EIA披露的美国风光出力曲线进行分析我们认为长期来看新能源预计需要5小时以上的调峰资源光伏出力集中于正午时段虽然中午时段一般为日内用电高峰但随着光伏装机快速提升中午时段亦显示出了较强的调峰压力结合光伏典型出力系数来看10-15时为光伏出力的峰值平台期调峰压力最大长期来看需要5小时调峰资源转移光伏中午时段的发电量风电出力随机性大在大小风期会持续高低出力因此天然需要长时调峰资源从各季节的典型出力系数来看风电具有反调峰特性中午用电负荷高而风电出力低晚间特别是后半夜用电负荷低而风电出力高即使不考虑大小风期大致估计风电也需要5小时以上的调峰资源转移后半夜时段的发电量图12美国全国光伏典型逐时净出力系数图13美国全国风电典型逐时净出力系数数据来源EIA广发证券发展研究中心数据来源EIA广发证券发展研究中心注净出力扣除了自发自用电量光伏净出力系数会明显低于注风电自发自用电量较少净出力系数与实际发电出力系数实际发电出力系数但仍能显示总体波动趋势相近识别风险发现价值请务必阅读末页的免责声明1335TablePageText深度分析电力设备图14光伏春季逐日和平均出力系数数据来源EIA广发证券发展研究中心注光伏春季平均出力系数接近全年均值故以春季逐日出力系数曲线示意图15风电冬季逐日和平均出力系数数据来源EIA广发证券发展研究中心注风电冬季平均出力系数接近全年均值故以冬季逐日出力系数曲线示意更进一步从整个电力系统来看调峰资源需求更为准确从净负荷视角来看更加清晰地显示出需要约5小时的下调峰资源支撑新能源消纳需要约2小时的上调峰资源支撑用电高峰时段保供下调峰当新能源大发时调节性资源降低出力以此支撑新能源消纳基于美国分季节预测净负荷曲线来看随着新能源装机渗透率提升预计将逐步需要5小时识别风险发现价值请务必阅读末页的免责声明1435TablePageText深度分析电力设备的下调峰资源上调峰当用电负荷较高而新能源出力不足时需要调节性资源提高出力以此支撑电力保供基于美国分季节预测净负荷曲线来看约需要2小时的上调峰资源图16美国分季节典型净负荷曲线MW图17美国分季节预测净负荷曲线MW数据来源EIA广发证券发展研究中心数据来源EIA广发证券发展研究中心注基于2020年12月至2021年11月数据净负荷用电负注在2020年12月至2021年11月数据基础上将光伏荷-光伏出力-风电出力风电出力提升至4倍以此模拟观测净负荷变化趋势二关于调峰资源的技术经济性对比火电是电力系统的主要调峰资源其典型调峰曲线可主要参考上节的美国分季节预测净负荷曲线简化来看每日调峰将至少包括一峰一谷中午光伏大发时段进行下调峰支撑光伏消纳傍晚时分进行上调峰支撑全天的高用电负荷时段可能达到两峰两谷在上述一峰一谷外后半夜进行下调峰支撑风电消纳上午进行上调峰在光伏大发前支撑用电负荷上行储能抽水蓄能电化学储能在低谷时段充电增加用电需求支撑新能源消纳在高峰时段放电增加电力供给缓解保供压力储能能够对电量进行时间转移具有较强的调峰能力需求侧响应一般通过电价信号引导用户在低谷时段加大用电在高峰时段减少用电达到与储能相近的效果由于需求侧响应与经济结构和用电习惯息息相关其潜力规模和成本尚难以清晰确定故后续分析以当前最主要的调峰资源火电和储能为主识别风险发现价值请务必阅读末页的免责声明1535TablePageText深度分析电力设备图18火电典型调峰曲线与储能和需求侧响应调峰示意图数据来源广发证券发展研究中心以锂电池储能调峰为基础测算其调峰成本按照达到相同调峰效果考虑典型的一峰一谷中午下调峰5小时傍晚上调峰2小时每日完全充放电1次年调峰300天的原则构建对标情景测算所需抽水蓄能和火电火电灵活性改造规模及调峰成本并进行对比分析表6储能类储能调峰对标情景类型调峰能力对标情景的构建5小时下调峰2小时上调峰假设有1kWh锂电池储能锂电池储能的充放电功率取决于PCS能够灵活调整在5小时下调峰2小时上调峰情境锂电池下调峰下2小时上调峰要求对功率要求更高因此以其作为关键指标确定储能配置模式为05kW1kWh此时能够同时满足储能上调峰上调峰放电功率05kW放电2h和下调峰假设充放电效率90充电功率022kW充电5h需求抽水蓄能与锂电池储能同为储能但是由于充放电效率功率能量比例关系不同难以直接对标因而需要进行折算从充放电效率来看锂电池储能充放电效率约90抽水蓄能约75假设充电1kWh锂电池储能能够放出09kWh抽水蓄能能够放出075kWh因此严格意义上无法构建完全相同的充放电情景充电能量相同和放电能量相同只能选择其一考虑到充电时刻电力供需宽松抽水蓄能耗能更多对电力系统影响不大而放电时刻电力供需紧张若抽水蓄能放电能量低则可能产生缺电问题因此对标情景选择高峰放电量相同下调峰从功率能量比例关系来看锂电池储能的功率能量比一般设置为12抽水蓄能为16库容一般在6小时以上1kWh抽水蓄能上调峰锂电池储能高峰放电时按照05kW功率放出10kWh抽水蓄能要达到相同效果需要建设05kW装机下调峰时充电功率0267kW充电5h耗电133kWh上调峰放电功率05kW放电2h发电10kWh05kW6小时库容的抽水蓄能电站最大可每日充电056754kWh放电0563kWh故上述对标锂电池情景抽水蓄能产能利用率仅1333由于抽水蓄能的功率能量之比较低故在上下调峰时长较短的情景下利用率将明显偏低调峰成本明显增大而在新能源出力持续不足用电高峰持续时间较长时抽水蓄能等长时储能利用率将明显提升调峰成本也将明显降低火电灵活性改造仅能够下调峰无法完全对标储能的调峰能力需要增加考虑既有新增火电作为上调峰资源才能构建完全对标储能的情景当电力系统顶峰能力充足时上调峰时段只需提高既有火电机组出力进行顶峰发电即可无需新建火电05kW1kWh火电灵活下调峰锂电池储能低谷充电功率022kW充电5h对应111kW火电灵活性改造假设最低技术出力从50下降至30性改造锂电池储能高峰放电1kWh对应既有火电在高峰额外发电1kWh仅考虑发电的可变成本即可当电力系统顶峰能力不足时上调峰时段既有火电机组满功率发电也存在电力缺口故需要新建火电05kW1kWh锂电池储能低谷充电功率022kW充电5h对应111kW火电灵活性改造假设最低技术出力从50下降至30识别风险发现价值请务必阅读末页的免责声明1635TablePageText深度分析电力设备锂电池储能高峰放电功率05kW放电量10kWh对应新建火电05kW且在高峰时段发电10kWh需考虑新建火电的固定成本和发电的可变成本数据来源广发证券发展研究中心锂电池储能规模1kWhEPC单价18元Wh假设税前全投资收益率6中午低谷时段平均充电电价02元kWh测算调峰成本16360元年表7锂电池储能调峰成本单位数据备注储能装机容量kW0505kW为最大充放电功率储能时长h2储能功率能量按12配置能够在高峰时段2小时放空最大程度满足高储能规模kWh1峰用电需求EPC单价元Wh18初始投资元1800全投资收益率要求6考虑税前全投资收益率6完全充放电次数次6000年调峰天数天300夏季78月中午用电负荷高一般无需深度调峰日完全充放电次数1使用年限完全充放电次数年调峰天数日完全充放电次数为理论可达的储能使用年限年20最大使用年限实际工程中能否达到尚缺乏有效证据年固定成本元年15693涵盖每年折旧及资金要求的合理回报充放电效率90日放电电量kWh1日充电电量kWh1111年调峰天数天300假设充电电价元kWh02假设中午光伏大发电价年平均电价为02元kWh年可变成本元年667涵盖充放电损耗对应成本年调峰成本元年16360数据来源广发证券发展研究中心抽水蓄能1kWh锂电池储能高峰放电时按照05kW功率放出1kWh抽水蓄能要达到相同效果需要建设05kW装机下调峰时充电功率024kW充电5h耗电12kWh上调峰放电功率05kW放电2h发电1kWh抽蓄EPC单价约7000元kW假设税前全投资收益率6中午低谷时段平均充电电价02元kWh测算调峰成本24206元年表8抽水蓄能调峰成本单位数据备注锂电池储能对应抽蓄规模kW05高峰放电功率与锂电池储能保持一致储能时长h6抽蓄储能时长一般在6小时以上EPC单价元kW7000初始投资元3500全投资收益率要求6考虑税前全投资收益率6储能使用年限年50大坝等建筑物实际可使用百年机组可使用30年平均按50年保守估计年固定成本元年22206涵盖每年折旧及资金要求的合理回报识别风险发现价值请务必阅读末页的免责声明1735TablePageText深度分析电力设备充放电效率75抽蓄充放电效率一般能达到75目前新机组甚至能超过80假设充电电价元kWh02假设中午光伏大发电价年平均电价为02元kWh日放电电量kWh1对标锂电池储能调峰情景日内高峰放电1kWh日充电电量kWh1333根据抽蓄效率测算日供电电量年调峰天数天300夏季78月中午用电负荷高一般无需深度调峰年可变成本元年2000涵盖充放电损耗对应成本年调峰成本元年24206数据来源广发证券发展研究中心由于抽水蓄能的功率能量之比较低故在上下调峰时长较短的情景下利用率将明显偏低调峰成本明显增大而在新能源出力用电负荷长周期波动时抽水蓄能等长时储能产能利用率将明显提升调峰成本也将明显降低测算调峰情景由5小时下调峰2小时上调峰变化为5小时下调峰345小时上调峰时抽水蓄能调峰成本将由24206元年下降至168041310310882元年火电灵活性改造假设顶峰能力充足无需新建火电机组储能的调峰作用等价于低谷时段火电深度调峰高峰时段火电顶峰发电05kW1kWh锂电池储能在日内下调峰5小时上调峰2小时背景下对应111kW火电进行灵活性改造最低技术出力由50下降至30存量火电机组在高峰时发电1kWh火电灵活性改造调峰成本由深度调峰成本顶峰发电成本和碳成本构成合计11797元年在碳成本方面火电灵活性改造调峰相比储能调峰未明显增加碳排放和碳成本两种调峰情景对比来看火电深度调峰时减发电量带来煤耗下降但此时发电量度电煤耗上升带来额外煤耗顶峰发电时也产生煤耗三者近乎相抵测算合计仅增加00042吨年标煤煤耗0208元年碳成本即使考虑欧盟碳价水平80欧元吨约600元吨上述碳成本也仅249元年火电灵活性改造调峰相比无调峰情景将减少碳排放和碳成本两种情景对比来看顶峰发电均存在不同之处在于火电深度调峰时减发电量带来煤耗下降但此时发电量度电煤耗上升带来额外煤耗二者合计-0088吨年降低碳成本442元年若考虑欧盟碳价水平则可降低碳成本5300元年表9火电灵活性改造调峰成本单位数据备注深度调峰1kWh锂电池储能低谷时段5小时平均充电功率为022kW假锂电池储能对应火电灵活性改造容量kW111设火电灵活性改造将火电最低技术出力由50降至30为达到低谷时段相同的下调峰效果需要进行111kW火电灵活性改造EPC单价元kW300灵活性改造投资差异较大高可达300元kW低可能100元kW全投资收益率要求6考虑税前全投资收益率6储能使用年限年30假设与火电机组使用年限相同年固定成本元年2422涵盖每年折旧及资金要求的合理回报常规调峰深度50深度调峰深度30假设深度调峰时最低技术出力为30工程实践中已能够达到15每日深度调峰时长5年调峰天数天300夏季78月中午用电负荷高一般无需深度调峰年深度调峰时段火电发电量kWh年50050负载率度电标煤煤耗7000KgkWh310识别风险发现价值请务必阅读末页的免责声明1835TablePageText深度分析电力设备30负载率度电标煤煤耗7000KgkWh340煤价5500K元吨700年可变成本元年1336涵盖深度调峰时额外增加的度电煤耗所对应成本深度调峰成本元年3758顶峰发电年调峰天数天300夏季78月中午用电负荷高一般无需深度调峰顶峰发电电量kWh年300年调峰300天每日锂电池储能高峰放电1kWh年高峰放电300kWh70以上负载率度电标煤煤耗7000KgkWh300顶峰发电成本元年8018碳成本深度调峰时段减发电量kWh年3333350负载率度电标煤煤耗7000KgkWh310深度调峰减发电量带来的标煤煤耗变化吨年-0103年深度调峰时段发电量kWh年50030负载率度电标煤煤耗7000KgkWh340深度调峰时发电量因度电煤耗上升带来的标煤煤耗变化吨年0015顶峰发电电量kWh年30070以上负载率度电标煤煤耗7000KgkWh300顶峰发电时带来的标煤煤耗变化吨年0090标煤碳排放系数2493火电调峰带来的总排放量变化吨年00042碳价元吨50取我国当前碳价水平深度调峰增加的二氧化碳排放成本元年0208火电调峰总成本元年11797数据来源CNKI广发证券发展研究中心火电灵活性改造假设顶峰能力不足需新建火电机组05kW1kWh锂电池储能对应111kW火电进行灵活性改造最低技术出力由50下降至3005kW新建火电机组假设新增火电仅用于顶峰发电年利用小时数顶峰发电电量需要新增装机容量600小时则合计调峰成本37011元年在碳成本方面依旧表现为火电灵活性改造调峰相比储能调峰未明显增加碳排放和碳成本相比无调峰情景减少碳排放和碳成本表10火电灵活性改造及新建火电机组调峰成本单位数据备注深度调峰1kWh锂电池储能低谷时段5小时平均充电功率为02kW假锂电池储能对应火电灵活性改造容量kW111设火电灵活性改造将火电最低技术出力由50降至30为达到低谷时段相同的下调峰效果需要进行1kW火电灵活性改造火电灵活性改造EPC单价元kW300灵活性改造投资差异较大高可达300元kW低可能100元kW全投资收益率要求6考虑税前全投资收益率6储能使用年限年30假设与火电机组使用年限相同年固定成本元年2422涵盖每年折旧及资金要求的合理回报常规调峰深度50识别风险发现价值请务必阅读末页的免责声明1935TablePageText深度分析电力设备深度调峰深度30假设深度调峰时最低技术出力为30工程实践中已能够达到15每日深度调峰时长5年调峰天数天300夏季78月中午用电负荷高一般无需深度调峰年深度调峰时段发电量kWh年50050负载率度电标煤煤耗7000KgkWh31030负载率度电标煤煤耗7000KgkWh340煤价5500K元吨700年可变成本元年1336涵盖深度调峰时额外增加的度电煤耗所对应成本深度调峰成本元年3758顶峰发电1kWh锂电池储能高峰时段2小时平均放电功率为05kW当需要新增装机容量kW05电力系统顶峰能力不足时需要新增05kW火电装机煤电机组EPC单价元kW3500使用寿命年30全投资收益率要求6考虑税前全投资收益率6测算华能国际火电运维费用约200元kW年考虑新建火电机运维费用元kW年250组主要进行顶峰发电故适度提高运维费用至250元kW年年固定成本元年25214年调峰天数天300夏季78月中午用电负荷高一般无需深度调峰年调峰300天每日锂电池储能高峰放电09kWh年高峰放电顶峰发电电量kWh年300270kWh假设新增火电完全为了顶峰发电则年利用小时数顶峰发电电量年利用小时数h540需要新增装机容量70以上负载率度电标煤煤耗7000KgkWh300年可变成本元年8018顶峰发电成本元年33232碳成本深度调峰时段减发电量kWh年3333350负载率度电标煤煤耗7000KgkWh310深度调峰减发电量带来的标煤煤耗变化吨年-0103年深度调峰时段发电量kWh年50030负载率度电标煤煤耗7000KgkWh340深度调峰时发电量因度电煤耗上升带来的吨年0015标煤煤耗变化顶峰发电电量kWh年30070以上负载率度电标煤煤耗7000KgkWh300顶峰发电时带来的标煤煤耗变化吨年0090标煤碳排放系数2493火电调峰带来的总排放量变化吨年00042碳价元吨50取我国当前碳价水平深度调峰增加的二氧化碳排放成本元年0208火电调峰总成本元年37011数据来源公司公告CNKI广发证券发展研究中心识别风险发现价值请务必阅读末页的免责声明2035