电力系统及电网产业深度研究：“四维”掘金新型电力系统.docx

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1、电力系统及电网产业深度研究：“四维”掘金新型电力系统一、构建以新能源为主体的新型电力系统（一）发电侧清洁化，用电侧电气化“双碳”目标为可再生能源提供长期确定性指引。2020 年 9 月，在联合国大会上，我国 提出 CO2排放力争于 2030 年前达到峰值，2060 年前实现碳中和。2020 年 12 月，在气候雄心 峰会上，我国宣布到 2030 年单位生产总值 CO2排放将比 2005 年下降 65%以上，非化石能源 占一次能源消费比重达到 25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上。发电侧清洁化率持续提升。根据国网研究院的乐观预计，2025 年我国发电量将达 9.3 万

2、亿 Kwh，十四五期间复合增速达 4.4%，其中太阳能和风电发电量分别占 9.5%和 11%；2025 年装机容量达 29.5 亿千瓦，复合增速 6%，其中太阳能和风电装机容量分别占 19%和 18.2%。假设 2025 年风光发电量占比 57%/43%、风光利用小时数 2070 小时/1360 小时，以国网 研究院的预测数据（十四五期间发电量复合增速 4.4%，2025 年风光发电量占总量 20.5%）作 为基准，我们对于十四五期间的风光新增装机进行了敏感性分析。我们预计光伏年均新增装 机约 65-77GW，风电年均新增装机约 44-55GW。用电侧电气化提升空间大。2020 年我国电气化率

3、（电能占终端能源消费比重）仅 27%， 根据国网预测 2021 年有望达到 28%。长期来看，工业、交通、建筑等行业将持续拓展电能 替代的广度和深度，国网预计 2025/2035 年我国电气化率有望提升至 32%/45%。（二）电网数字化转型升级电网连接能源生产和消费。电力系统可划分为发电、输电、变电、配电、售电、调度六 大环节，除发电外均属于电网产业链。输变电环节，电能通过输电线路进行远距离输送，在 变电站内进行电压等级转换，送至配电系统。配售电环节，由配电变电站及配电线路将电能 分配给负荷用户。调度环节遵循“统一调度，分级管理”原则。由于新能源电力具有强随机波动性，其大量替代常规机组对电网

4、稳定性造成冲击。叠加 电动车、分布式能源、储能等交互式用能设备的广泛应用，电力系统呈现出高比例可再生能 源、高比例电力电子设备的“双高”特征。此外，用电需求呈现冬、夏“双峰”特征，随着 电气化率提升，峰谷差不断扩大。为适应“双高”、“双峰”形势下新能源的并网和消纳， 电力系统亟需转型升级。建设源网荷储一体化和多能互补的新能源电力系统。2021 年 2 月，发改委、能源局发布 了关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见。多能互补侧重于发电端，优 化配置调节性电源或储能，实现各类电源互济互补；源网荷储一体化侧重于负荷端，通过加 强多向互动、完善市场机制等方面调动用户积极性，发挥负荷侧灵活

5、响应能力。“四维”寻找电网投资机会。按环节划分，电网系统分为输变电和配售电；按功能划 分，可分为能源输送和信息数字化处理。在这个四个维度中，我们看好储能、配网扩容改 造、特高压、输变电自动化、信息化系统、综合能源服务等细分领域的未来前景以及蕴藏的 投资机会。二、能源输送：主网、配网、储能协调发展新型电力系统中，1）主网加强远距离输电和省网互济能力：在支持新能源就地消纳的 同时加快建设输电主干通道，加强省间互联互通水平，发挥大电网对清洁能源的配置作用； 2）配网扩容改造以提高用电可靠性：为应对负荷高峰期局部缺电问题，各地需要因地制 宜、补齐短板；3）储能解决系统波动性问题：发挥储能可以提高系统灵

6、活调节的能力。（一）特高压提升远距离输电能力我们预计 2025 年底风光装机有望达到 641GW 和 525GW，是 2020 年的 2.5 倍和 1.9 倍。 由于风光装机大部分建设在远离负荷中心的三北资源区，可再生能源消纳压力大，需要提升 远距离输电容量。2020 年底，国家电网跨省跨区输电能力 2.3 亿千瓦，南网西电东送能力超过 5800 万千 瓦。截至目前，我国已累计投运“13 交 18 直”特高压，其中国网 13 交 14 直，南网 4 直。 根据彭博新能源财经数据，2019 年我国特高压直流利用率为 61%，特高压交流利用率 33%。特高压直流与交流各有优势：直流用于点对点、大功

7、率、长距离输送电量，线路损耗 低；交流线路组网性能强、覆盖范围大，可以中间落点，对于区域电网的稳定性起到重要作 用。2021 年 3 月，国家电网发布双碳行动方案，十四五规划建成 7 回特高压直流，新增输电 能力 5600 万千瓦，2025 年国网经营区跨省跨区输电能力将达到 3 亿千瓦（包括部分特高压 交流和超高压线路）。特高压直流需要配套特高压交流，国网规划十四五期间完善特高压交流 主网架和区域环网，目前已确定 5 条特高压交流，预计后续会有更多线路纳入规划。根据前瞻产业研究院预测，十四五期间将核准开工 10 交 10 直线路（目前已公布 10 条），按照直流/交流线路投资额每条 200

8、亿元/100 亿元推算十四五期间特高压总投资将达 3000 亿元。特高压投资可分为基础建设、铁塔和线路以及站内设备，其中基建、铁塔和线路技术门 槛较低，竞争格局分散，站内设备技术门槛高，呈现寡头垄断格局。 由于每年招标份额相对固定，特高压站内设备的龙头企业优势明显。特高压交流的核心 设备包括 GIS 和交流变压器等，直流包括换流阀和换流变压器等，主要供应商包括国电南 瑞、特变电工、中国西电、许继电气、平高电气等。随着“一带一路”的持续推进，以特高压为核心的国际能源合作有望发展成为我国高新 技术海外输出的典型代表。从资源禀赋来看，可利用蒙古、俄罗斯的化石能源满足我国用电 需求，同时，我国的清洁能

9、源也可以输往巴基斯坦、尼泊尔、东南亚等国家，实现电力互通 互联。国网研究院预测 2025 年我国计划建成跨国直流工程 9 回，输电容量约 2800 万千瓦。电网跨国互联存在较大增长空间。截至 2020 年底，我国已与周边 7 个国家实现电力联 网，但输送容量较小。根据国家电网规划，2025 年预计我国跨国电力流将达到 2775 万千 瓦，仅相当于跨区跨省电力流的 7.7%；2035 年跨国电力流将增至 8150 万千瓦，相当于跨区 跨省电力流的 15%。中国西电（601179.SH）是特高压设备龙头供应商。公司在输配电装备制造领域特别是 特高压领域拥有雄厚的技术和人才储备，技术水平已达到世界先

10、进水平，交直流产品线齐 全。在特高压直流换流阀、换流变以及特高压交流变压器、GIS 等核心设备市场中，公司市 占率均位居前列。公司 2021 前三季度营收 120.2 亿元，YOY+27.2%；归母净利润 3.28 亿 元，YOY+62.1%。（二）配网扩容改造仍需加强“十三五”期间，我国实施多项配网重点工程，主要包括 6 千亿农网改造升级以及 300 亿贫困县农网改造工程。项目实施后，“三区三州”（“三区”是指西藏自治区和青海、四 川、甘肃、云南四省及南疆的和田地区、阿克苏地区、喀什地区、克孜勒苏柯尔克孜自 治州四地区；“三州”是指四川凉山州、云南怒江州、甘肃临夏州。“三区三州”是深度贫 困

11、地区）供电水平已接近全国平均水平，农网年户均停电和电压不合格时间较 2015 年分别缩 短 6.9 小时、64.5 小时。2020 年，我国主要配电网指标已达到国际先进水平，县域电网联系薄弱问题基本消除， 配电自动化覆盖率达到 90%，供电可靠性大幅提升。根据“十四五”电网发展规 划，南网将继续加强城镇配电网并巩固农村电网，进一步提高用电可靠性，到 2025 年南网 客户年均停电时间降至 5 小时以内，中心城区/城镇地区/乡村地区分别降至 0.5/2/7.5 小时。由于高温天气、工业生产增长以及煤价高企电厂积极性不足，2021 年 7 月 14 日，全国 日用电量达 271.87 亿 kwh，

12、较去年同期峰值超出 10.5%，多地用电负荷创新高，引发局部电 荒问题。广东、云南、内蒙古部分地区执行错峰轮休或高峰限电政策，江苏、安徽等省份实 行季节性尖峰电价。造成电荒的主要原因可归结为：1）省间电网互济能力不足；2）配电网局部容量不足， 架构不完善；3）电力市场机制不完善，煤价高企，火电出力不积极。我们预计十四五期间电 力负荷增长较快，单靠源头侧和市场调节机制是不够的，解决负荷高峰期的缺电问题，配网扩容改造也是重要一环。如果能建成许多局部微电网，接入分布式可再生能源和储能，并充 分利用电动车等柔性负荷的调节能力，就会极大缓解电荒问题。终端电气化率提升带来配网扩容需求。2020 年我国电气

13、化率仅为 27%， 根据国网预 测，2025、2035 年有望提升至 32%、45%。随着电动车渗透率的快速提升，交通领域的电气 化对局部电网的影响最为明显。根据世界资源研究所研究，在居民小区、工业园区的局部配 电网中，当私家车电动化比例过高时，将明显增加峰值负荷和负载率。以居民小区为例，电 动车户渗透率达到 25%时，峰值负荷增加 14-32%；渗透率 50%时，峰值负荷增加 23-54%。 此外，安装快充公共桩的场所以及本身中载或重载的配变同样易受影响。电网双向趋势催生增量改造空间。随着分布式能源等广泛应用，增加了对配电网反向输 电的需求，也对配电网运行的灵活性提出了更高的要求。配电网作为

14、能源互联网建设的核心 环节，需要提升信息化、自动化和网架建设等方面的水平。各省用电情况存在差别，因地制宜开展配电网建设。从已公布的十四五规划来看，各省 配电网发展目标不尽相同，但主要集中在智能化、供电质量和可靠性、城乡配电网建设改造 等方面。国网河北省电力公司于 2020 年 9 月发布了雄安新区数字化主动配电网建设方 案，将吸收法国、新加坡等城市电网理念，突出国际化、智能化和高端化，力争 2022 年底 基本建成示范性数字化主动配电网。配网设备种类庞杂，分为一次和二次设备。传统配网行业集中度低，产品同质化严重， 市场竞争激烈。以价值量大的变压器、电缆、断路器为例，细分市场 CR10 尚不足

15、10%。随 着电力物联网信息化、智能化发展，配网大量的新增需求主要集中在新能源、智能电网、电 动车等领域，对产品性能质量尤其是稳定性的要求日益增强，高端产品占比有望提升。施耐德、西门子、ABB 等公司历史悠久，技术积累深厚。我国知名品牌大多成立于改革 开放之后，在一般性能方面，已基本追平国外品牌，虽然在短期内取得很大进步，但在高端 领域仍有差距，主要体现在可靠性方面。国外品牌凭借高可靠性和品牌知名度，具备更高的议价能力。以小型断路器为例，其用 于过载和短路保护，分断能力越高意味着产品质量越好。虽然国内品牌也可达到 6000A，但 施耐德、西门子的产品可靠性和品牌知名度更高，售价可以达到 30-

16、40 元，议价优势明显。国产品牌正在努力追赶，看好高端设备机会。低压电器广泛应用于配网、终 端及工控等领域，市场分为三个梯队：第一梯队是 ABB、西门子等外资品牌；第二梯队是正 泰、良信等国产知名品牌；第三梯队是千余家中小企业，以低价无序竞争为主。正泰电器（601877）和良信股份（002706）大力投入技术研发和销售网络建设，产品线 齐全。正泰规模更大，成本控制能力更强，销售网络更广；良信主打高端产品，利润率高、 盈利能力更强。正泰/良信 2020 年营收达 333 亿元/30 亿元，2015-2020 年复合增速 18.8%/19%，低压电器毛利率 32-34%/37-41%。宏力达（68

17、8330）是配电网智能设备领先企业，主营产品为智能柱上开关、故障指示 器。公司在一次开关设备、5G 通讯应用等智能化领域拥有核心技术。基于同源技术优势，公 司正在研发一二次融合环网柜等新产品，有望成为新的业绩增长点。公司 2020 年营收 9.09亿元，2018-2020 年复合增速 53.2%，毛利率在 48-56%之间，且呈上升趋势。（报告来源：未来智库）（三）储能：多场景共同发力，万亿蓝海可期1、储能是核心，电化学 5 年 10 倍多电能是不能储存的，时发时用，且瞬时响应，所以发电和用电必须实时平衡。但是，电 力系统中的用电负荷是经常发生变化的，为了维持有功功率平衡，保持系统频率稳定，需

18、要 发电部门相应改变发电机的出力以适应用电负荷的变化，这就叫做调峰。随着新能源占比和终端电气化率的提升，电力系统“双高双峰”（高比例可再生能源/高 比例电力电子装备；夏季/冬季负荷高峰）特征日益凸显。为确保电网安全运行和电力可靠供 应，亟需发展储能以提高系统灵活调节能力。储能可在容量范围之内削峰填谷，进行有功/无 功功率调节，保持电力系统瞬时平衡。储能可分为发电侧储能、输配电侧储能和用电侧储能。发电侧对储能的需求场景类型较 多，包括可再生能源并网、电力调峰、系统调频（频率响应是一种将电网频率尽可能合理地 保持在额定频率范围内的服务，超出该范围会导致保护性发电机跳闸）、辅助动态运行等；输 配电侧

19、储能主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等；用电侧储能用途包括电力 自发自用、峰谷价差套利等。我国储能产业的战略布局起始于 2005 年出台的可再生能源发展指导目录。目前储能 发展已从研发示范向规模化、市场化应用转变。迈入十四五，国家级储能政策频繁落地，内 容以电化学储能为主，兼顾抽水蓄能等多种类型。20 余省市相继落实出台了鼓励新能源配置 储能的文件。2020 年底，我国已投运储能项目累计装机 35.6GW，占全球比例 18.6%，同比增长 9.8%；全球已投运储能项目累计装机 191.1GW，同比增长 3.4%（根据 CNESA 全球储能项目 库不完全统计）。目前已投运储能项目中，

20、抽水蓄能占比最大。抽水储能全球累计装机规模 保持领先，达到 172.5GW（占比 90.3%），我国累计装机 31.79GW（占比 89.3%）。抽水蓄能主要满足电网侧储能需求。2021 年 9 月，国家能源局发布抽水蓄能中长期发 展规划（2021-2035 年），规划中纳入重点实施项目库的总装机规模为 421GW，储备项目库 305GW，2025 年装机目标 62GW，2030 年 120GW，是 2020 年 31.79GW 的 3.8 倍。截至 2021 年 8 月，我国已投产抽水蓄能装机规模 32.49GW，在建规模为 53.93GW。2021 年 7 月 15 日，国家发改委、能源局

21、发布关于加快推动新型储能发展的指导意 见，提出 2025 年新型储能装机目标达 30GW 以上。由于具备技术成熟、成本较低、不受自 然条件限制、响应迅速等优点，电化学储能将在新型储能中占据绝对主力。 2020 年底，我国已投运电化学储能累计 3.27GW，我们预测，截止 2025 年该数字达到 44.2GW，十四五期间年均增长约 68.4%。电化学储能 5 年增长 12.5 倍空间。近年来，随着市场复苏以及社会对于储能作为主流电力技术的接受程度越来越高，全球 储能市场已经经历了快速增长期。根据伍德麦肯兹（Wood Mackenzie）统计，2013 年-2020 年，全球电化学储能装机以 CA

22、GR 66%的速度保持高增态势。美国、欧洲、日韩等国家和 地区采用税收优惠和补贴的方式促进储能成本下降和规模应用。2020 年底，全球已投运电化学储能累计约 14.2GW，伍德麦肯兹预计 2025 年该数字有望 达到 70GW，2030 年接近 200GW，2021-2030 年 CAGR 约 35%。其中，美洲和亚太是主要 贡献区域，合计占比约 88%；自 2025 年起，亚太将超过美洲地区一跃成为全球电化学储能 装机容量最大的区域。电化学储能电池主要包括锂离子电池、铅酸电池、钠硫电池和液流电池等。凭借技术成 熟、响应快速、效率高等优势，锂离子电池成为绝对主导。根据 CNESA 统计，截至

23、2020 年 底，国内电化学储能中锂离子电池占比 88.8%，全球电化学储能中锂离子电池占比 92%。2、多场景应用共同发力发电侧取决于新能源配比。我们预计十四五期间光伏/风电新增装机约 351GW/244GW， 其中光伏集中式占比 55%。综合各省十四五储能规划，预计风光电站配比约 15%，时长 2 小 时，增量/存量渗透率约 25%/2%。根据以上假设，推算出十四五未发电侧电化学储能装机将 达到 26GW/52GWh。电网侧与负荷峰值息息相关。调峰的持续时间长、响应速度要求低，抽水蓄能满足电网 侧调峰需求；调频与之相反，电化学储能可以更好地发挥其响应快的优势。根据十四五期间 用电需求的年均

24、增速 4.4%推算，预计 2025 年我国电网最大用电负荷将达到 14.3 亿千瓦。按照北极星电力网估算，2%的备用容量需求、27%的储能调节比例（参考美国 PJM 2018 年市 场情况），推算出十四五末电网侧电化学储能装机将达到 8.7GW/13GWh。用户侧受峰谷电价差影响较大。2021 年 7 月，国家发改委发布关于进一步完善分时电 价机制的通知，提出高峰时段电价应不低于低谷电价的 3 倍，若峰谷差比率超过 40%，则 不低于 4 倍，且尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例不低于 20%。峰谷电价价差拉大直接利 好用户侧工商业的削峰填谷收益。2021 年 6 月 20 日，国家能源局下发关

25、于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试 点方案的通知，明确提出开展整县推进屋顶分布式光伏建设工作，并对申报项目的建筑屋顶 面积可安装光伏比例提出了量化要求。目前全国有 676 个县级地区参与试点，预计单县规模 200MW-300MW，整县推进总量在 170GW 左右。我们预计十四五期间新增分布式光伏中，户用/工商业占 70%/30%，户用增量/存量渗透 率 3.5%/0.5%，工商业增量/存量渗透率 16.5%/2.5%，增量/存量的功率配比 50%/30%，则十 四五未用户侧电化学储能装机将达到 10.5GW/26.1GWh。3、发电侧取决于可再生能源配比我国第一批 100GW 风光大基地

26、项目已有序开工，开工数量达到 21 个，建设规模超 55.14GW，覆盖青海、甘肃、内蒙古等 13 个省自治区。10 月 15 日，甘肃省举行新能源项目 集中开工仪式，开工规模达到 12.85GW。同日，青海省大基地项目也集中开工建设，总装机 容量达 10.90GW，总投资逾 650 亿元。第二批风光大基地项目已于 12 月 15 日完成上报。十四五期间，预计新能源将以集中式兼顾分布式齐头并进的方式积极开发建设。随着整 县分布式光伏的推进，预计光伏集中式占比将逐步小幅下移。由于尚有 0.03 元/kwh 总规模 5 亿的户用补贴，今年分布式光伏装机增长较快。根据能源局数据，截止 2021 年

27、9 月底，我国 光伏装机总容量达到 277.8GW，其中集中式 183.8GW，占比 66.2%，较 2020 年底降低了 2.6 个百分点。2014 年至 2017 年间，新能源装机增长迅速（风光 CAGR 为 28.5%/88.6%），但是当地消 纳以及外送能力不足，导致弃风弃光率居高不下（16 年达到峰值 17%/10%）。近年来外送输 电通道扩容，可再生能源优先上网，风电光伏消纳问题大幅改善。2021 年 1-10 月全国弃风电 量 160.8 亿 kwh，弃风率 3%；弃光电量 53.7 亿 kwh，弃光率 2%。但是未来新能源装机将迎 来高速增长期，弃风弃光率可能会大幅上升，风光电

28、站配储可以提升电量使用效率。光伏出力曲线与光照有关。上午时段随着光照变强，正午达到顶峰，发电大于负荷，可 能引起电能过剩；下午光照逐渐降低直至傍晚停止，但负荷却快速上升，需要其他电源快速 爬坡以满足晚高峰用电需求。光伏日内净负荷曲线形似一只鸭子，俗称“鸭子曲线”。随着 光伏并网增加，鸭子曲线的坡度愈发陡峭。风电出力曲线和风力大小有关。一般情况下风力比光照变化速度更快，因此日内出力波 动性更大且方向不定。此外，风电出力具有逆调峰特性（用电高峰平均 10%-20%铭牌出 力）。因此，光伏和风电出力难以预测，需要增加调频能力以维持电网实时平衡。调频的持续时间短、响应速度要求高，煤电机组调频需要频繁调

29、速阀门导致增加磨损， 不利于机组使用寿命，而抽水蓄能机组响应速度慢且损耗高，相比之下，电化学储能在这方 面优势明显。安装电化学储能将大幅提升电厂调频能力。调频能力的衡量指标为调节速率、 响应速度和调节精度（又称 K1/K2/K3），三者的加权平均指标为 K，K 值越大，调频能力就 越好，调频收益也越高。2021 年 8 月 10 日，国家发改委发布关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能 力增加并网规模的通知。通知重点提出，随着新能源发电技术进步、效率提高、系统调 峰成本下降，电源企业将承担更多消纳责任；超过保障性并网的规模，初期按照 15% 、4 小 时以上比例配建调峰能力，20%以上的优

30、先并网；发电企业自主运营的调峰和储能项目可作为独立主体参与市场交易获取收益。根据十四五各省储能发展规划，风光电站配储的比例约在 10-20%之间，时长 2 小时左 右。对于新建电站，部分省份已纳入并网考核指标，储能配置在一定比例的项目优先获得资 源开发权；对于存量电站，配套储能的时限要求和监督机制仍不明确。目前已有多家发电集团和运营商正在积极推进新能源配套储能项目。储能装机容量较大 的项目包括青海格尔木乌图美仁多能互补项目（新能源 3.82GW/ 储能 0.52GW）、广西横州风光储一体化大型基地示范项目（新能源 2.6GW/ 储能 0.4GW）、鲁北千万千瓦级风光储一体化 基地首批 2GW

31、项目（新能源 2GW/ 储能 0.3GW）等。4、电网侧与负荷峰值息息相关电网侧储能主要用于调峰调频。调峰是指在电网出力过剩时吸收多余电能，电网出力不 足时释放电能，起到削峰填谷的作用；调频是指电力系统负荷或发电出力发生较大变化时电 网所需要的二次调频，以保持电网频率稳定。电网频率取决于总负荷与总发电功率的相对大 小：当负荷侧发电侧时，电网频率50Hz。而发电侧功率可以通过电 厂控制出力大小或者电化学储能控制充放电幅度来实现调整。抽水蓄能容量大，适合作为调峰电源。抽水蓄能电站在电网低负荷时，运用剩余的电力 开动水泵，把下水库里的水送到上水库里贮存起来；等到电网高负荷或急需时，再把上水库 里的水

32、放出来，带动水轮机进行发电。抽水蓄能可以明显减少负荷的峰谷差。一般用电高峰集中在早 9 点左右和晚 7 点左右两 个时间段，低谷在半夜 1 点左右，日内最大峰谷差可超过 40%。抽水蓄能在电网负荷高峰 时，为电网削峰；负荷低谷时，为电网填谷。由此可以看出，抽水蓄能电站既可以作为电源 又可以作为负荷。2010-2020 年，我国风光装机迅速增长，装机占比由 3.8%提高到 24.3%，而抽水蓄能发 展迟缓，占比由 1.75%降至 1.44%。虽然，抽水蓄能的利用率和风光装机占比并未显示出明 显的相关性，但是新能源装机的增长的确推动了调峰的需求，2019 年抽水蓄能的利用小时数 较 2010 年提

33、高了 46.3%，预计未来仍有较大上升空间。抽水蓄能长期增长空间大。截至 2021 年 10 月底，我国已投产抽蓄装机规模 33.54GW （2020 年底 31.79GW）。根据国家能源局抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年），规划 2025 年/2030 装机将达到 62GW/120GW，据此推算，未来十年 CAGR 为 14.2%。根据北极星电力网不完全统计，2021 年已有 39 个共计 47.7GW 抽水蓄能电站获得了签 约、核准、开工等重要进展，相当于世界最大水电站-三峡水电站总装机规模的 2 倍多。国家 电网曾指出，力争“十四五”期间在新能源集中开发地区和负荷中心新增开

34、工 20GW 以上装 机、1000 亿元以上投资规模的抽水蓄能电站。也则表示，“十四五”和“十五五” 期间，将分别投产 5GW 和 15GW 抽水蓄能。在运抽水蓄能电站由电网企业或地方国企控股。国网区域的抽水蓄能电站由国网新源单 独控股，或由国网新源和省网公司联合控股；南网区域的抽水蓄能电站由南网调峰调频公司 控股；蒙西的呼和浩特抽蓄，由内蒙古电力（集团）有限责任公司（蒙西电网）控股。 在建抽水蓄能电站的控股股东更加多元化，新增了三类控股股东：发电企业、金融资产 管理公司、民营企业。例如三峡集团控股浙江长龙山抽蓄，华电集团控股福建周宁抽蓄，信 达资产控股河南五岳抽蓄，福建省投控股福建永泰抽蓄等

35、。抽蓄的定价机制为“容量电价+电量电价”。容量电价是抽蓄电站提供辅助服务容量的 固定费用，类似电话座机费。目前主要的抽蓄电站由电网调度部门来运营，调度部门每年会 给抽蓄电站一笔租赁费用（按照资本金内部收益率 6.5%核算）。电量电价是卖电和买电的费 用之差（卖电量*上网电价-购电量*抽水电价），与发电出水量密切相关，定价原则基本保障 收支平衡。2019 年国家发改委下发输配电定价成本监审办法，明确抽蓄不得计入输配电定价成 本，国家电网提出“不再安排抽水蓄能新开工项目”。2020 年国网重启抽蓄投资，新开工山 西垣曲抽水蓄能电站等一批工程。2021 年 5 月，发改委发布的关于进一步完善抽水蓄能

36、价 格形成机制的意见提出，以竞争性方式形成电量电价，健全抽蓄电站容量电价分摊疏导方 式，将容量电价纳入输配电价回收，抽蓄可以通过电力现货市场峰谷套利、参与系统辅助服 务实现盈利。2021 年 12 月，国家能源局印发电力辅助服务管理办法，对 2006 年的并网发电厂 辅助服务管理暂行办法进行了较大修订：1）扩大辅助服务提供主体，包括新型储能和可 调节负荷；2）规范辅助服务分类和品种。为适应高比例新能源、高比例电力电子设备接入 系统，新增了转动惯量、爬坡、稳定切机、稳定切负荷等辅助服务品种；3）明确补偿方式 与分摊机制。按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”原则，确定补偿方式和分摊机制。根据国家

37、能源局统计，现阶段我国辅助服务费用约占全社会总电费的 1.5%，距离国际 3%以上的水平差距较大。此次政策修订理顺补偿方式与分摊机制，或将激发辅助服务潜在市 场，抽水蓄能、电化学储能都将从中受益。文山电力（600995.SH）是一家集发供用电为一体的电力企业。2021 年 11 月，公司发布 重大资产重组预案，计划将原有供电及售电业务置出，置入南网调峰调频公司 100%的股 权，目前重组尚处于审计评估阶段。重组完成后，公司将获得南网调峰调频公司旗下的在运 5 座抽水蓄能电站（总装机 7.88GW）、2 座调峰水电站（总装机 1.92GW）、1 座电化学储能站 （10MW）以及在建的 2 座抽水

38、蓄能电站（总装机 2.4GW）。公司力争到 2025 年实现新增投 产抽水蓄能装机 6GW 的发展目标。已在运的 5 座抽水蓄能电站在 18 年之前建成投产，每年 收入规模约 32 亿元。电化学储能我国电网正常运行时频率范围为 500.2Hz，如果超过该限制，会影响用户侧用电器的寿 命，严重时会导致用电器烧毁或跳闸；如果低于下限，发电侧火电汽轮机叶片受到的应力 （内部相互作用力）将显著增加，迫使汽轮机跳闸，从而造成频率进一步下降并形成连锁反 应，最终导致电网崩溃。所以，保持电网频率稳定至关重要。传统发电采用同步发电机并网，发电机转子质量大并有惯性（即转动惯量）。正常状态运 行时，电网频率和同步

39、发电机保持一致。电网频率的变化会反作用于同步发电机，但发电机 的转子转速由于惯性不会瞬间改变，因此具有缓冲的作用并延缓频率变化。由于采用电力电 子并网，不具有转动惯量，加上出力无法调节，光伏和风电机组不具备传统发电机组的调频能力。随着新能源渗透率不断增加，对电网稳定构成严重威胁。以江苏电网为例，2021 年 4 月 4 日 11 点 45 分，全省风光发电功率占负荷比例达到历史新高的 42.4%，此时传统机组处于最 低出力状态并优先保证新能源消纳。在新能源出力充足时，如果要全额保证消纳，电网频率 就会明显上升甚至逼近 50.2Hz 的安全上限，对电网安全稳定带来风险。因此，电化学储能参 与调频

40、是保障电网安全的重要手段。由于输出不需要任何启动时间，可以快速吸收浪涌（瞬 间出现的大电压或大电流），电池特别适合频率调节。2020 年底，美国已有 885MW 的电池存 储容量（占公用事业规模电池总容量的 59%）用于频率响应。目前我国调频市场存在调频里程（元/MW）和调频容量（元/MWh）两种补偿方式。调 频里程是机组响应控制指令前后的出力之差，对每次出力的调整量进行加总，即可得出对应 时间段调频里程补偿费用；调频容量是机组参与调频的装机和时长的乘积，与具体控制指令 无关，是机组提供调频备用容量的固定费用。多地制定政策明确调峰调频补偿标准。京津唐等地区制定了调频里程补偿标准，价格在 15

41、元/MW 之内；山东、甘肃等地区制定了调峰价格标准，部分地区为浮动价格，范围在 1 元 /kWh 之内（东三省调峰特指深度调峰，需满足负荷率有偿调峰基准），其余地区为固定价 格；四川和浙江制定了调频容量补偿标准，价格分别为 0.1-50 元/MWh 和 0-10 元/MWh。宝光股份（600379）跨界布局储能调频业务。公司的传统业务是真空灭弧室和开光设 备。2021 年，公司与北京智中能源互联网研究院成立合资公司，进军储能调频业务。宝光智 中是以 EMS 为核心的储能系统设计集成商、电力辅助服务市场解决方案和服务提供商以及消 纳新能源电力专业技术提供商。在实际运行中，储能系统会受到电网的反作

42、用，需要根据电网状态选择不同的控制策 略：正常运行时，选择削峰填谷、AGC（自动发电控制）和 AVC（自动电压控制）三种模 式，异常时，选择孤岛运行、紧急调频或动态无功模式。宝光智中在该领域积累了丰富的运行经验，形成了核心储能调频控制技术。目前宝光智 中已实施了 5 个火电厂储能调频项目、2 个新能源发电配储能项目和 1 个源网荷储项目。其 中，宝光智中与南网合作承担了深圳宝清锂电池储能电站研制工作，该电站是中国第一个MW 级电池储能站，具有调峰、调频、调压、黑启动等功能，2011 年并网运行。储能电站发生事故概率大，主要原因：1）容量大：电网侧和发电侧大储能项目一般在 MW 级别，最大可超过

43、 100MW；2）串联式设计：储能电池单体容量有限，因此大储能采取 先串后并的形式。当串联电池组中的一个电池发生事故时，易扩大受影响范围；3）集装箱式 设计：为保证储能电池不受外界环境影响，电站中的储能电池位于密闭空间中，对散热能力 构成挑战。2021 年 4 月，北京大红门储能电站起火爆炸，导致严重人员伤亡。事故原因是电池短路 引发热失控起火，产生的可燃气体与空气混合形成爆炸性气体，遇电气火花发生爆炸。事故 暴露了危控管理不到位、不及时的问题。标准规范有待落地。8 月 24 日，发改委、能源局发布了电化学储能电站安全管理暂行 办法(征求意见稿)，这是针对储能电站安全管理的首个政策。暂行办法从

44、前期准入、中 期运行维护到后期退役都提出了宏观指导性意见。5、用户侧受峰谷电价差影响较大用户侧储能可分为工商业大储能和户用小储能。对于工商业用户而言，安装储能的驱动 因素主要是项目收益。2021 年 7 月，国家发改委发布进一步完善分时电价机制的通知， 提出高峰时段电价应不低于低谷电价的 3 倍，若峰谷差比率超过 40%则不低于 4 倍，且尖峰 电价在峰段电价基础上上浮比例不低于 20%（时段分尖峰、高峰、平段和低谷）。储能电站初具经济性。分时电价实施后，根据目前国内电价水平，如果不考虑容量衰减和后期维护费用等因素，初始投资成本 1.2-1.5 元/kWh，峰谷电价差 0.6-0.9 元，静态

45、投资回 收期约 4.3-8.1 年。海外户用储能收益高，原因如下：1）国外居民电价高。在 36 个 OECD 国家中，居民平 均电价为 1.338 元/kwh，而我国居民电价仅有 0.542 元/kwh，排名倒数第二；2）国外居民用 电峰谷价差大，而我国目前尚未出台居民分时电价政策；3）国外家用储能政策成熟。美国、 日本、德国、意大利等均对家用储能出台了补贴或贷款利息优惠等政策。国内用户侧储能面临诸多难题：1）效率问题，充放电效率只有 85%；2）接入问题，物 业考虑到电池安全问题，不允许接入；3）消防安全问题，物业和消防两方对于电池安全责 任分割不清、互相推诿；4）商业立项问题，如果储能项目

46、所用场地用于投资其他项目，收益 可能会更高，物业立项不积极。由此可见，为推进储能项目顺利推进，配套政策亟待出台， 简化流程，明确责任。海外户用储能系统售价高。一方面是由于补贴，另一方面家用储能的消费属性带来品牌 溢价，例如特斯拉 Powerwall 的售价约 7500 美元，根据 13.5kWh 容量计算，储能系统成本约 合 3.59 元/Wh。 国内厂商布局早，具有渠道优势。海外储能市场主要是分散的家庭需求及少量工商业。 客户数量众多，单体安装量较小。因此，国内储能厂商高度依赖当地经销商和安装商将产品 销售到终端用户。派能科技、比亚迪、锦浪科技、固德威等企业布局较早，与当地经销商和 安装商建

47、立了长期稳定的合作关系。6、市场集中度高，成本下移空间大电化学储能系统主要由电池 Pack、储能逆变器（PCS）、电池管理系统（BMS）、能量管 理系统（EMS）组成。从竞争格局看，电池和逆变器的集中度较高，系统集成较分散。2020 年中国储能电池供应商 CR3 为宁德、力神、海基，全球为三星、LG 和宁德；中国 PCS 市场 前三名为阳光电源、科华数据和索英电气，全球是华为、阳光电源和 SMA；储能系统主要供 应商国内为阳光和海博，海外是特斯拉、LG 和派能。储能项目成本差异较大，主要受功率能量比、项目规模、项目复杂程度、配置冗余度及 当地法规的影响。储能项目降本手段包括电池成本降低、系统设

48、计优化、系统充放电时长标 准化程度以及市场成熟度提高。 铁锂电池占比提升。根据 BNEF统计，2020 年有 74%的厂商采用磷 酸铁锂（LFP）路线，较 2019 年的 31%大幅提升。中国电池厂商在全球储能市场中日益显现 竞争力。中国供应商对磷酸铁锂电池的定价显著低于三元电池。 国内价格低于全球。根据 2021 年国内 MWh 级别的储能电站招标情况，系统总成本大部 分落在 1.4-1.8 元/Wh 区间（折合 215-277 美元/kwh），低于 BNEF 统计的全球储能电站价格区 间（235-446 美元/kwh）。根据调研，国内大型电站成分拆分中，电池系统占比约 65%，逆变 器占比

49、约 17%，项目落地、运费、施工等合计占比约 14%，其余为线缆、集装箱、消防等费 用支出。储能系统成本下降空间大。根据 BNEF 统计，全球 2020 年 4 小时储能系统成本为 235- 446 美元/kwh，平均 332 美元/kwh，1 小时约 364 美元/kwh；户用储能平均成本为 684 美元 /kwh。BNEF 预计 2030 年电站/户用储能单价将较 2020 年下降 42.1%/45.7%，电站/户用储能 降至 400/170 美元/kwh 以下。其中，电站/户用储能的电池成本将下降 66.8%/57.8%。三、信息数字化：源网荷储协调互动，大云物移智链应用能源结构变化带来电网结