国内储能运行情况到底如何？ ——储能行业跟踪报告 2023年11月23日 光大电新团队 殷中枢/和霖 证券研究报告 核心观点 装机情况：整体装机加速增长。 （1）国内储能的装机加速增长，2023H1增长主要集中在电源侧与电网侧。 （2）山东、宁夏、内蒙古、湖南、甘肃等省份储能发展较好。原因可以分为三类：迫在眉睫；未雨绸缪；政策友好。 运行情况：火电配储和用户侧储能利用率更高。 （1）独立储能：大量投运暂时拖累利用率。仅23H1就有6.7GWh的独立储能投运，大量的储能供给短期快速释放，整体上暂时 拖累了利用率的提升。（2）新能源配储：配储质量的提升带动利用率提升。（3）用户侧储能：23H1利用率大幅改善。（4）火 电配储：高性能保障了高利用率。 收益情况：独立储能盈利仍在持续改进。 （1）今年以来，驱动储能电站收益率提升的核心因素为初始投资成本的下降。 （2）租赁+辅助调峰/现货市场+容量电价三大收益来源持续优化。租赁：从集团内部消化，逐步向市场开放，容量租赁比例持续 提升。现货市场建设的持续推进，为独立储能进行价差套利创造了更大的空间。火电容量电价政策出台，同样对电网起到支撑作 用的储能的价值也有望被更多地区认可。 投资建议： 当前时点，优选美国储能和国内工商业储能产业链。储能的利用率是表征储能商业模式健康程度的重要跟踪指标。从这个维度来 看，海外储能市场优于国内储能市场；国内储能市场中，工商业储能优于表前储能。 国内大储在估值上基本已经调整到位，明年产能的出清和盈利模式的进一步完善会同时进行，在需求景气的背景下，板块仍有较 大的机会。 风险分析 市场竞争加剧带来的盈利不及预期风险；电力市场化进程不及预期风险；新能源发展不及预期风险 请务必参阅正文之后的重要声明 1 1、装机情况：整体装机加速增长  国内储能的装机加速增长，2023H1增长主要集中在电源侧与电网侧。根据中国电力企业联合会数据， 2023 年 上 半 年 储 能 新 增 装 机 量 7.4GW/14.7GWh ， 其 中 ， 电 网 侧 新 增 3.7GW/7.1GWh ， 电 源 侧 新 增 3.6GW/7.4GWh。截至2023年6月底，国内储能累计装机14.3GW/28.8GWh。 图3：各类储能应用场景占比情况 （装机量口径，截至2023年6月底） 图2：各类储能应用场景占比情况 （装机量口径，截至2022年底） 图1：储能新增装机量情况 16000 2.03, 7% 1.81, 13% 400% 14000 300% 12000 10000 200% 8000 14.21, 49% 6.8, 48% 100% 6000 4000 5.44, 39% 0% 2000 0 12.53, 44% -100% 2018 2019 2020 2021 2022 2023H1 功率（MW) 能量（MWh） 功率同比增长（右轴） 能量同比增长（右轴） 资料来源：《2022 年度电化学储能电站行业统计数据》、《2023 年上半年度电化学储能 电站行业统计数据》（中国电力企业联合会），光大证券研究所整理 请务必参阅正文之后的重要声明 电源侧 电网侧 用户侧 资料来源：《2022年度电化学储能电站行业统计数据》（中国电力企业联 合会），光大证券研究所整理；单位：GWh 2 电源侧 电网侧 用户侧 资料来源：《2023 年上半年度电化学储能电站行业统计数据》（中国电力 企业联合会），光大证券研究所整理；单位：GWh 1、装机情况：三大原因驱动装机快速增长  山东、宁夏、内蒙古、湖南、甘肃等省份储能发展较好。原因可以分为三类： （1）迫在眉睫：消纳情况紧张，代表省份如内蒙古，2022年，蒙西/蒙东风电利用率仅为92.9%/90%、大幅低于全国平 均利用率。 （2 ）未 雨 绸 缪 ： 风光 发 电量 占比 高 ， 代表 省份 如 甘 肃 、 宁夏 ，2022Q1-Q3， 甘肃 / 宁夏 风光 发 电 量占 比分 别为 29.7%/23.6%，大幅高于全国平均水平。 （3）政策友好：配套政策相对完善，代表省份如湖南、山东。 表1：电化学储能电站累计装机排名情况 （截至2023年6月底） 表3：储能发展较好省份风光发电占比及利用率情况 表2：23H1新增功率排名情况 排名 省份 额定功率 （GW） 额定能量 （GWh） 排名 省份 额定功率（GW) 额定能量 （GWh） 1 山东 2.2 4.3 1 内蒙古 1.4 2.7 2 宁夏 2.1 4.1 2 宁夏 1.3 2.6 3 内蒙古 1.8 3.5 3 山东 0.8 1.7 4 湖南 1.2 2.8 4 湖南 0.8 1.6 5 甘肃 1.1 2.3 5 甘肃 0.8 1.6 6 安徽 0.8 1.1 6 安徽 0.5 0.7 7 广东 0.7 0.8 7 广西 0.5 1 8 青海 0.7 1.2 8 广东 0.2 9 江苏 0.6 1.6 9 西藏 10 广西 0.5 1 10 湖北 3 光伏发电 风光发电量 2022年 量比例 合计占比 2022年光 风电利用 （2022Q （2022Q1伏利用率 率 1-Q3） Q3） 山东 7.10% 8.40% 15.50% 97.90% 98.50% 宁夏 12.90% 10.70% 23.60% 98.50% 97.40% 内蒙古 15.50% 3.80% 19.30% 92.9% 97.4% （蒙西） （蒙西） 90%（蒙 98.6% 东） （蒙东） 0.3 湖南 10.10% 3.10% 13.20% 97.40% 100.00% 0.2 0.9 甘肃 19.60% 10.10% 29.70% 93.80% 98.20% 0.2 0.4 全国 13.90% 96.80% 98.30% 资料来源：《2023 年上半年度电化学储能电站行业统计数据》（中国电力企业联合会），资料来源：《2023 年上半年度电化学储能电站行业统计数据》（中国电力企业联合会）， 光大证券研究所整理 光大证券研究所整理 请务必参阅正文之后的重要声明 风电发电 量比例 （2022Q1 -Q3） 资料来源：全国新能源消纳监测预警中心，光大证券研究所整理 1、装机情况：三大原因驱动装机快速增长 图4：山东储能的政策发展脉络 配储要求： 新能源场站原则 上配置不低于 10%储能设施 配储要求： 新增集中式风电、光伏发电项目， 原则上按照不低于10%比例配建或 租赁储能设施，连续充电时间不低 于2小时 2021年2月 2021年4月 示范项目： 确定5个调峰项目和2 个调频项目 规划： 到2025年，建设450万 千瓦（4.5GW）左右的 储能设施。 2021年6月 2021年6月 盈利模式： 储能设施有偿调峰报价上限暂按400元 /(MW·h) 执行。设置调频辅助服务报 价上、下限，上限暂按 8元/MW执行 2021年9月 点评：完善了配储时间 点评：开始给储能设置寻找对 点评：率先提出了 点评：通过示范项目 点评：给出了整体的 要求，点出了租赁的方 应的盈利模式，以辅助服务为 10%功率配比 推动储能发展 储能体量规划 式 突破口 工商业分时电价： 盈利模式： 示范项目： 高峰时段上浮70%、低谷时段下浮 独立储能可参与电力现货市场，进行售电其相应充电电量不承担输配电 70%、尖峰时段上浮100%、深谷时 价和政府性基金及附加。对参与电力现货市场的示范项目按2倍标准给予 共29个项目，锂电池类项目25个， 新技术类项目4个，总规模超过 段下浮90% 容量补偿，获得容量补偿收益；支持参与调频、爬坡、黑启动等辅助服 3.1GW 务；可在全省范围内租赁使用。 2022年11月 2022年9月 点评：独立储能立足于电力供给侧；分时 点评：系统地完善了独立储能的盈利模式，并在容量电价等方 电价立足于需求侧。拓展了灵活性调节资 面给予了政策照顾。奠定了现有独立储能的整体盈利机制。 源类型。 规划： 规划： 盈利模式： 到2030年，新型储能设施、抽 到2023年底，全省新型储能规模 新能源场站实际配建或租赁储能容量 水蓄能装机规模均达到1000万 达到200万千瓦以上；2024年， 不足的，按照未完成储能容量对应新 千瓦，需求侧响应能力达到750 达到400万千瓦；2025年，达到 能源容量规模的2倍停运其并网发电容 万千瓦左右。 500万千瓦左右 量。 2022年12月 点评：把需求侧响应放到了非 常重要的位置 2022年12月 点评：上调了25年的储能规划 请务必参阅正文之后的重要声明 资料来源：山东省能源局、山东省人民政府、山东省发改委官网，光大证券研究所整理 2023年3月 点评：通过惩罚式方式强制落实储能租 赁 4 2022年4月 点评：示范项目规模大幅提 升 现状： 迎峰度夏晚高峰可能存在约1000万千瓦 供需缺口。需要挖掘机组顶峰发电能力、 执行分时电价、推动需求侧响应、鼓励 新型储能等多方式并举。 2023年3月 点评：储能也好、需求侧响应也好， 本质都是由于新能源大发展之后瞬时 的电力的供需缺口 2、运行情况：火电配储和用户侧储能利用率更高  成熟的盈利模式是支撑储能高利用率的必要条件。在新能源配储、独立储能、火电配储以及用户侧储能这 四种主要的储能类型中，火电配储、用户侧储能的利用率显著高于另两种：根据中国电力企业联合会数据， 从平均利用率指数看，火电配储达到了0.59，用户侧储能达到了0.49；从平均日等效充放电次数来看，火电 配储达到了2.66次（主要用于调频，所以配储时长一般较短），用户侧储能达到了0.82次。 表4：2023H1各类储能运行情况对比 指标 单位 平均运行系数 新能源配储 独立储能 火电配储 用户侧储能 备注 0.09 0.1 0.34 0.42 统计期间运行小时数与统计期间小时数的比值 2.05 2.28 8.18 10.14 统计期间运行小时数与统计期间天数的比值 0.06 0.06 0.14 0.19 统计期间实际传输电量折合成额定功率时的运行小时数与统计期 间天数的比值 1.42 1.45 3.24 4.54 统计期间实际传输电量折合成额定功率时的运行小时数与统计期 间小时数的比值 平均利用率指数 0.27