2022年新型电力系统行业细分产业分析.docx

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1、2022年新型电力系统行业细分产业分析1. 新型电力系统：储能及电网建设提速2022 年 1 月-2022 年 2 月中旬：电网和储能板块均出现较大幅度调整，主要是 市场风格切换带来的回调。2021 年，电网板块受益于新基建，储能板块受益于 双碳目标，二者估值迅速抬升。美联储加息预期导致市场风格倾向于保守，高估 值板块出现回调。此外，锂价大幅上涨也导致市场对储能板块企业盈利空间压缩 的担忧。 2022 年 2 月中旬-3 月初：2 月 10 日，提出要完善电网体系，推动源网 荷储一体化发展，多省也将储能列入政府工作报告重点，此外，俄乌局势紧张导 致全球能源价格上涨催生新能源加速替代预期，多重利

2、好叠加，电网和储能板块 均出现小幅反弹。2022 年 3 月-4 月：锂价维持高位，IGBT 供应紧张持续，导致储能板块企业盈 利能力承压。上海等全国多地疫情反复，电网建设和储能产业链均遭受一定冲击。 与此同时，阳光电源发布的财报业绩不及预期，宁德时代延期披露一季报，市场 悲观情绪蔓延。这一阶段，电网和储能板块均波动下行。 2022 年 4 月底至今：随着情绪化因素的逐渐消退，整个板块的估值水平略有回 升，欧洲新能源景气也加速了国内储能板块的情绪修复，上海疫情好转，复工复 产加快日程，电网和储能板块迎来反转。2.储能：欧洲户用储能超预期，国内完善补贴政策海外储能市场中，美国市场维持高增，欧洲家

3、储市场增速超预期。美国市场一直 以来是全球储能的核心市场，中国因新能源大基地项目及地方政府补贴加速了储 能项目上马。但 2022 年因上游原材料涨价、缺芯使储能装机预期受到了一定影 响。俄乌局势导致欧洲能源价格持续上涨，户用储能的经济性显著提升。户用分布式 能源及储能是居民端应对全球气候变化以及潜在的能源安全问题采取的措施。俄 乌局势导致光伏、户用储能量价齐升，在很大程度上缓解了上游涨价对相关产品 带来的成本压力，2021 年欧洲户用储能装机 1.7GWh，我们预期 2022 年装机量 将超过 3GWh。中国大部分省市均要求新建新能源项目配置储能设施。国内大部分省市均已出台 储能配置比例及时长

4、要求，基本均要求风电、光伏项目需按照 10%-20%的功率 配置 1-2 小时的储能。我们预计 2022 年国内风光新增装机量将超过 100GW， 若均按照 10%的功率配置 1.5 小时的储能，则储能装机量将超过 15GWh。部分省市出台相应的财政补贴政策鼓励储能建设，推动了储能经济性的改善。浙 江、宁夏、广东等多地出台储能补贴政策，包括：给予容量补偿；给予较高的调 峰服务补偿价格；发放一次性补助等。当前的补贴政策以及未来新型电力系统电 价形成机制的不断完善将有助于提升国内储能运营商的经济性。各类储能方式中：抽水蓄能、压缩空气和熔融盐储能主要适用于长时储能，其中 抽水蓄能当前最为成熟，但存在

5、一定的地理约束；压缩空气技术进步较快；熔融 盐储能主要作为光热电站的配套设施。锂电池优势在于 4h 以下储能，但长期需 要考虑锂资源约束。液流电池优势在于 8h 以上的长时储能，钒电池对温度要求 低。超级电容和飞轮储能主要应用于调频。可再生能源比例提高增加电网调节能力需求。为满足电力系统的安全稳定运 行，系统需要保证容量（可靠性）充裕度。我们假设电力系统的控制策略不变， 维持当前的运行水平条件下，考虑到新能源出力的不确定性，我们根据容量可 信度进行等效，并以2020年实际的备用水平42%、平均备用水平37%（2020、 2021、2025、2030）测算得到调节机组的容量需求，扣除火电机组出力

6、后得到 2025 年、2030 年的调节机组容量缺额，2025 年为 0.21.0 亿千瓦，2030 年为 1.72.7 亿千瓦，这部分调节容量缺额可通过抽水蓄能、储能等方式进行补充。2025 年、2030 年辅助服务费用将达到 1371.0 亿元、1906.2 亿元。考虑到现货 市场将替代调峰，调频、备用对系统灵活性的影响较大，因此我们重点分析调 频、备用辅助服务费用情况。调频、备用的比例与各省的电源结构、负荷特 性、区域联络水平有关，一般新能源发电量占比越高，调频服务需求越大；新 能源装机占比越高，备用服务需求越大。我们假设 2025 年、2030 年辅助服务 费用占全社会电费的 2.5%

7、和 3.0%，其中调频、备用占全社会电费的比例为 2.0%和 2.5%，平均销售电价取 600 元/兆瓦时，调频与备用的比重分别参考 2018 年南方区域、东北区域的 1:4 和 1:5，预测 2025 年、2030 年调频费用分 别为 219.4 亿元、264.8 亿元，备用费用分别为 877.4 亿元、1323.8 亿元。3.电网建设：稳增长的重要手段，下半年将持续提速我国将建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支 撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。特高压 线路建成将对能源远距离输送提供有力保障，并成为坚强智能电网的重要骨架。 “十四五”

8、期间，东部交流同步电网将进一步得到加强，形成华北、华中、华东 特高压同步电网，建成“五横四纵”特高压交流主网架，西部地区加快形成川渝 “两横一环网”特高压交流主网架。特高压“十四五”期间将继续承担新能源远距离、大规模输送重任。近日国家能源局委托相关单位结合大型风电、光伏基地建设要求，就“十四五”规划的 12 条特高压通道配套水风光及调节电源进行研究论证。12 条特高压通道含 9 直 3 交，建成后预计可满足 1.2 亿千瓦的新能源外送需要。“十四五”期间清洁能源基地与大基地新增装机将达 3.61 亿千瓦。基于九大清 洁能源基地与风电、光伏大基地规划，我们预测，20222025 年东北外送通道、

9、 蒙西山西外送通道、西北外送通道、西南外送通道的源端新增装机 3.18 亿千瓦， 2025 年底总装机容量是 2021 年底的 2.28 倍；至“十五五”末，各区域新能源 装机容量将分别提升至 1.62、2.18、2.98 和 1.45 亿千瓦，总容量将达 8.23 亿 千瓦。“十四五”期间特高压交直流工程投资将达 4500 亿元。东北、蒙西山西、西北、 西南四个区域外送通道现状（截至 2021 年底数据）特高压输送容量 1.43 亿千 瓦，按“十四五”规划新能源容量以 40%外送做测算，仍需增加输送能力达 8452 万千瓦，其中东北、蒙西山西、西北、西南分别为 512、4000、3400 和

10、 540 万 千瓦，输送容量按 800 万千瓦/个测算，各区域分别新增特高压直流工程 1、5、 5 和 1 个，共计 12 个，按在运特高压直流工程平均投资 220 亿元/个测算，我们预测“十四五”投资约 2600 亿元。“十四五”同期完善交流同步电网仍需建设 特高压工程 16 个，按在运特高压交流工程平均投资 120 亿元/个测算，我们预 测投资约 1900 亿元。“十五五”期间，特高压交直流工程投资将达 5900 亿元。其中，东北、蒙西山 西、西北三个区域新能源大基地将分别新增装机容量 9900、7313 和 8288 万千 瓦，按 65%外送比例测算，仍需增加特高压输送容量约 1.65

11、亿千瓦，预计建设 直流工程 21 条，假设技术进步与国产替代带来 15%以上的降本，我们预测“十 五五”特高压直流投资约 3800 亿元，特高压交流工程按直流工程同等建设个数 测算，我们预测投资约 2100 亿元。电力市场改革可发挥市场优化配置资源作用, 经济发展放缓、电力行业产能过 剩、电价未能反映真正成本，构成了电力行业市场化改革的最强大动力。 第一阶段：“电荒”问题促使垂直一体化的电力部进行所有制结构改革。中央政 府允地方政府集资办电厂，并于 1987 年开始实施“三公”调度原则，以确保电 力调度的“公开、公平、公正”。第二阶段：成立国家电力公司，计划体制改造成由市场配置资源的体制。19

12、97 年，电力行业的大部分资产从电力工业部转移至新成立的国家电力公司。第三阶段：区域产能过剩、调度不灵活、省间交易壁垒，促成第一次电力体制改 革。2002 年，电力体制改革方案（中发20025 号文件）发布，实现“厂 网分开”、“政企分开”，发电公司与电网公司开始独立运营。第四阶段：经济发展放缓、电力行业产能过剩、电价未能反映真正成本，第二次 电力体制改革迎难而上。2015 年，关于进一步深化电力体制改革的若干意见 （中发20159 号文）正式印发，目标是实现“三放开、一独立、三加强”，管 住中间，放开两头，激活发电侧与售电侧市场动力。第五阶段：促进新能源消纳、市场化决定电价、提高运行效率，全

13、国统一电力市 场建设正式启动。2021 年 10 月，关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化 改革的通知（发改价格20211439 号）发布，燃煤发电量全部进入电力市 场、工商业用户全部进入电力市场。2022 年 1 月，关于加快建设全国统一电 力市场体系的指导意见（发改体改2022118 号）印发，明确到 2025 年， 全国统一电力市场体系初步建成，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、 联合运营；到 2030 年，全国统一电力市场体系基本建成，电力资源在全国范围 内得到进一步优化配置。 在“双碳”目标下，新型电力系统的制度建设，如对用电资源配置、电价形成机 制的完善，将是重中之重，也将进一步影响新能源、储能运营商及制造商盈利。2022 年 1 月，关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见（发改体改 2022118 号）印发，明确到 2025 年，全国统一电力市场体系初步建成，电 力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营；到 2030 年，全国统一 电力市场体系基本建成，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。在“双碳” 目标下，新型电力系统的制度建设，如对用电资源配置、电价形成机制的完善， 将是重中之重，也将进一步影响新能源、储能运营商及制造商盈利。