（報告出品方/作者：長城證券，于夕朦，范楊春曉）

1、能源結(jié)構(gòu)持續(xù)改變，調(diào)節(jié)性電源需求激增

1.1、限電情況再現(xiàn)，可靠性電源不足是關(guān)鍵

大規(guī)模限電情況連續(xù)第二年出現(xiàn)，高峰時段電力供應(yīng)緊張情況短期難以改變。由于去年 全國多省份出現(xiàn)了限電情況，對經(jīng)濟(jì)和民生產(chǎn)生了一定影響。為了避免限電再次發(fā)生， 今年國家在多次會議上強調(diào)了保障電力供應(yīng)，明確提出了杜絕拉閘限電再度上演。各級 地方政府為此也積極開展了許多工作，包括保障電煤、燃?xì)?、燃油供?yīng)、發(fā)放補貼支持 電力企業(yè)經(jīng)營、推動電力體制改革和出臺虛擬電廠政策引導(dǎo)負(fù)荷側(cè)用電。但隨著高溫天 氣來臨和用電需求快速復(fù)蘇，多地再次出現(xiàn)了有序用電情況，川渝地區(qū)更是出現(xiàn)了大面 積限電。我們認(rèn)為今年在政府已經(jīng)做好充足準(zhǔn)備情況下，限電情況再次發(fā)生，體現(xiàn)出我 國目前電力系統(tǒng)冗余很少，可靠性下降的現(xiàn)狀，而這些問題都難以快速解決，短期內(nèi)我 國高峰時段電力供應(yīng)緊張的情況可能會持續(xù)發(fā)生。

我們認(rèn)為連續(xù)兩年發(fā)生限電情況的主要原因是我國可靠性電源不足。過去兩年導(dǎo)致我國 限電情況發(fā)生的原因不盡相同：從需求側(cè)看，去年我國率先走出新冠疫情，用電量持續(xù) 高增，多地電網(wǎng)用電負(fù)荷創(chuàng)新高，而今年 7 月開始我國逐漸擺脫新一輪疫情影響，疊加 多地高溫天氣導(dǎo)致多地電網(wǎng)用電負(fù)荷再創(chuàng)新高。而從供給側(cè)看，去年由于能耗雙控政策 推進(jìn)以及煤價高企，煤電機組出力受到影響，而今年則由于極端高溫天氣影響，水電出 力顯著下降。但過去兩年導(dǎo)致限制限電發(fā)生的共通原因則是由于我國裝機結(jié)構(gòu)持續(xù)改變， 發(fā)電端出力穩(wěn)定性下降，可靠電源出力與高峰用電負(fù)荷間存在缺口。

1.2、高溫天氣下，多地用電負(fù)荷創(chuàng)新高

疫情影響消退疊加高溫天氣，用電需求快速復(fù)蘇。7 月份全國全社會用電量 8324 億千瓦 時，同比增長 6.3%。根據(jù)國家能源局?jǐn)?shù)據(jù)，分產(chǎn)業(yè)看，第一產(chǎn)業(yè)用電量 121 億千瓦時， 同比增長 14.3%；第二產(chǎn)業(yè)用電量 5132 億千瓦時，同比下降0.1%；第三產(chǎn)業(yè)用電量 1591 億千瓦時，同比增長 11.5%；城鄉(xiāng)居民生活用電量1480億千瓦時，同比增長 26.8%。分地區(qū)看，東、中、西部和東北地區(qū)全社會用電量增速分別為4.6%、10.5%、7.9%和2.2%。

電網(wǎng)最大用電負(fù)荷創(chuàng)歷史新高，提高了用電高峰時期對發(fā)電端的出力要求。2022 年 7 月 我國全國主要電網(wǎng)最高用電負(fù)荷合計值達(dá)到 12.6 億千瓦，同比增長 5.6%，創(chuàng)歷史新高。 分區(qū)域看，除了東北電網(wǎng)，其余區(qū)域電網(wǎng)在 7 月的用電負(fù)荷均創(chuàng)歷史新高。最高用電負(fù) 荷不斷提高對電源側(cè)的出力和電網(wǎng)運行都提出了更高要求，在電力系統(tǒng)無法穩(wěn)定運行時， 電網(wǎng)被迫采取有序用電乃至拉閘限電的方式引導(dǎo)負(fù)荷側(cè)降低需求。

1.3、極端高溫天氣顯著影響水電出力

今年三季度受極端天氣影響，多個流域來水同比顯著減少，影響了水電出力，導(dǎo)致川渝 地區(qū)以及華東地區(qū)出現(xiàn)大面積限電。根據(jù)各上市公司公告，2022 年第三季度溪洛渡水庫 來水總量約 422.69 億立方米，較上年同期偏枯 20.49%；三峽水庫來水總量約 1006.83 億 立方米，較上年同期偏枯 54.40%。瀾滄江流域來水同比偏豐 2-3 成，但因第三季度主汛 期（7-9 月）來水同比偏枯 3-4 成，前三季度來水總體同比偏枯 1-2 成。瀾滄江的來水也 明顯偏枯。來水減少顯著影響了水電出力，即使在多家公司有新機組投產(chǎn)、聯(lián)合調(diào)度增 發(fā)電量的情況下，三季度整體發(fā)電量也明顯低于預(yù)期。

1.4、電源裝機結(jié)構(gòu)持續(xù)改變，可靠電源出力與高峰用電負(fù)荷間存在缺口

過去十年我國火電裝機占比持續(xù)下降，由 2011 年的 72.5%下降至 2022 年 7 月的 53.4%， 而風(fēng)光裝機占比則由 4.5%上升至 28%，不可靠電源占比持續(xù)提升。過去十年我國火電 和水電裝機容量占比持續(xù)下降，水火電合計裝機容量占比由 2011 年底的 94.3%下降至 2022 年 7 月的 69.8%，而核電裝機占比僅從 1.2%小幅提升至 2.3%，整體看可靠電源裝 機占比持續(xù)下降，不可靠電源裝機占比提升，電力系統(tǒng)穩(wěn)定性下降。過去十年我國火電發(fā)電量占比持續(xù)下降，但明顯高于裝機占比。根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，過去 十年我國可靠電源發(fā)電量占比下降，由 2011 年的 98%下降至 2020 年的 88.3%，但仍維 持高位。

為了保證電力系統(tǒng)的平穩(wěn)運行，需要留有備用機組，我國各省合理備用率通常在 13%- 15%，因此可用裝機容量需高于用電負(fù)荷。為了保障電力供應(yīng)，電力系統(tǒng)可用裝機容量 要高于用電負(fù)荷（可用裝機容量=用電負(fù)荷×（1+合理備用率）），因此需要留有部分機 組以備急用。

由于可靠電源裝機容量下降，在某些時段我國部分區(qū)域出現(xiàn)裝機出力將低于用電負(fù)荷的 情況，造成限電發(fā)生。以今年 7 月為例，7 月全國最高用電負(fù)荷達(dá)到 12.59 億千瓦，按 照合理備用率 14%計算，當(dāng)時實際需要裝機 14.35 億千瓦?？紤]各類電源特性以及正常 檢修需求，假設(shè)火電、水電、核電、風(fēng)電和太陽能在極端情況下可用容量比例分別為 90%、60%、95%、10%和 0%，我國 7 月可靠裝機容量約為 15.06 億千瓦，與總需求裝 機接近，電力系統(tǒng)達(dá)到緊平衡。

而實際運行中，由于物理限制，全國電網(wǎng)并不是完全互 聯(lián)互通、盈缺互濟(jì)的，必須分省平衡，因此在我國電源分布并不平均的情況下，全國數(shù) 值的緊平衡就意味著部分地區(qū)在極端情況下會缺少電源出力。以 8 月份的四川為例，在 極端高溫天氣影響下，四川本省用電負(fù)荷激增而水電出力大幅下降，導(dǎo)致了電網(wǎng)被迫采 取限電措施，影響了川渝及華東地區(qū)的用電。

我們認(rèn)為由于可靠性電源裝機規(guī)模難以快速提升，疊加由于高溫天氣導(dǎo)致四川湖北等地 水電站蓄水量明顯下降，到今年冬季枯水期來臨時，我國部分省份可能會再度出現(xiàn)有序用電情況。而根據(jù)電規(guī)總院預(yù)測，到 2023 年，我國將有 6 個省份電力供應(yīng)緊張、17 個 省份電力供應(yīng)偏緊。

我們對未來三年可靠性電源缺口進(jìn)行測算：將假設(shè)條件應(yīng)用在 2023 年-2025 年：（1）極 端情況下，夏季火電、水電、核電、風(fēng)電和太陽能可用容量比例分別為 90%、60%、 95%、10%和 0%，冬季火電、水電、核電、風(fēng)電和太陽能可用容量比例分別為 90%、 40%、95%、10%和 0%；（2）可用裝機容量=用電負(fù)荷×（1+合理備用率），合理備用率 為 14%；（3）水電（不含抽蓄）、核電、風(fēng)電、太陽能發(fā)電并網(wǎng)裝機量平均增速分別為 2.5%、7%、18%、23%（風(fēng)光為平均增速，三年不一致）；（4）2023-2025 年全國最高用 電負(fù)荷同比增長 7%。經(jīng)測算，三年火電及可靠性電源裝機缺口約為 1326 萬千瓦、 10417 萬千瓦，20162 萬千瓦。

長期看，我國用電需求和負(fù)荷伴隨經(jīng)濟(jì)增長有望持續(xù)增加，若可靠性電源裝機建設(shè)不足， 限電情況還將頻發(fā)。若想緩解電力供應(yīng)緊張的情況，我們認(rèn)為目前從電源側(cè)看有幾條路 徑：1）增建火電尤其是燃機機組應(yīng)對高峰用電；2）加大新能源大基地開發(fā)力度，通過 火水電調(diào)節(jié)新能源提高可靠電源裝機規(guī)模；3）超額建設(shè)新能源，通過足夠多的備用裝 機容量保障可靠性電源規(guī)模；4）大力發(fā)展儲能尤其是超長時儲能技術(shù)。

2、儲能：新型電力系統(tǒng)重要組成部分，行業(yè)進(jìn)入發(fā)展快車道

2.1、新型電力系統(tǒng)對能源系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力需求激增，儲能迎來發(fā)展良機

能源生產(chǎn)與消費之間總是存在著差異，能源系統(tǒng)需要足夠的調(diào)節(jié)能力來消除這些差異。 調(diào)節(jié)能力通?？煞譃楣β收{(diào)節(jié)和能量調(diào)節(jié)，功率調(diào)節(jié)能力即全部機組的出力范圍，確保 實時電力平衡；能量調(diào)節(jié)能力即所有儲能設(shè)施存儲的總能量，確保長期的能量平衡。為 了實現(xiàn)雙碳目標(biāo)，風(fēng)光等新能源將逐步取代化石能源成為主要的一次能源，而隨著可調(diào) 節(jié)化石能源逐步退出，電力可調(diào)節(jié)資源規(guī)模逐步下降，需要引入儲能作為新的調(diào)節(jié)能力 來源，以保障電力系統(tǒng)運行的穩(wěn)定性。并且能源系統(tǒng)對于調(diào)節(jié)能力的需求將隨著新能源 滲透率升高而提高，因此儲能成為了新型電力系統(tǒng)的重要組成部分。近年來國家已經(jīng)出 臺多項政策，鼓勵儲能行業(yè)快速發(fā)展，包括抽蓄、新型儲能在內(nèi)的各項儲能技術(shù)都有望 進(jìn)入快速發(fā)展期。

目前儲能技術(shù)應(yīng)用場景豐富，按應(yīng)用場景分類可分為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)以及用戶側(cè)，而根 據(jù)電網(wǎng)凈負(fù)荷波動的情況，我們可將對調(diào)節(jié)能力（儲能）的需求分為短時（秒級-分鐘 級）、長時（小時級到數(shù)日）以及超長時（周、月、季）。不同應(yīng)用場景對儲能的需求不 盡相同，而不同時長的儲能所提供的輔助服務(wù)也不盡相同。目前來看電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)的 應(yīng)用很多是重合的，而日內(nèi)小時級的長時需求是儲能應(yīng)用的重點。

我國儲能裝機中抽水蓄能仍占絕對份額，新型儲能占比逐漸增加。根據(jù)《儲能產(chǎn)業(yè)研究 白皮書 2022》，截至 2021 年底，中國已投運電力儲能項目累計裝機規(guī)模為 46.1GW，同 比增長 30%。其中抽水蓄能累計裝機規(guī)模最大，為 39.8GW，同比增長 25%，但所占比 重與去年同比繼續(xù)下降，減少 3 個 pct；增量主要來自新型儲能，累計裝機規(guī)模達(dá)到 5729.7MW，同比增長 75%。2021 年，中國新增投運電力儲能項目裝機規(guī)模首次突破 10GW，達(dá)到了 10.5GW，其中，抽水蓄能新增規(guī)模 8GW；新型儲能新增規(guī)模首次突破 2GW，達(dá)到 2.4GW，同比增長 54%。

2.2、抽水蓄能：技術(shù)成熟，是大規(guī)模調(diào)節(jié)能源的首選

抽水蓄能是利用水作為儲能介質(zhì)，通過電能與勢能相互轉(zhuǎn)化，實現(xiàn)電能的儲存和管理。 利用電力負(fù)荷低谷時的電能抽水至上水庫，在電力負(fù)荷高峰期再放水至下水庫發(fā)電?？?將電網(wǎng)負(fù)荷低時的多余電能，轉(zhuǎn)變?yōu)殡娋W(wǎng)高峰時期的高價值電能。 抽水蓄能技術(shù)成熟、反應(yīng)速度快、單機容量大、經(jīng)濟(jì)性較好、安全性高等特點，是目前 大規(guī)模調(diào)節(jié)能源的首選。抽水蓄能電站可將電網(wǎng)負(fù)荷低時的多余電能，轉(zhuǎn)變?yōu)殡娋W(wǎng)高峰 時期的高價值電能。抽水蓄能具有技術(shù)成熟、反應(yīng)快速靈活、單機容量大、經(jīng)濟(jì)性較好 等優(yōu)點，是緩解系統(tǒng)調(diào)峰壓力的最有效手段之一，可以快速穩(wěn)定系統(tǒng)頻率，可以調(diào)相運 行，可以穩(wěn)定系統(tǒng)電壓，是電力系統(tǒng)事故備用電源，能作為電網(wǎng)黑啟動電源，目前是大 規(guī)模調(diào)節(jié)能源的首選。

目前我國抽水蓄能裝機量較高的地區(qū)集中在華南、華東等經(jīng)濟(jì)發(fā)展較強、用電量較高且 水電建設(shè)基礎(chǔ)較好的的地區(qū)；其次是東北、華北、華中等以火電為主要電源的地區(qū)；西 北地區(qū)除青海省水電裝機量較高以外，其他地區(qū)以火電為主，風(fēng)光為輔，抽蓄資源基本 未開發(fā)；西南地區(qū)水電資源豐富，包括四川、云南等水電輸出大省均未有抽蓄裝機量， 以大型水電站開發(fā)為主。

兩網(wǎng)是抽蓄行業(yè)主要投資運營主體，未來將有更多玩家進(jìn)入。目前我國主要抽蓄運營商 為兩網(wǎng)旗下公司，原因在于此前抽蓄的商業(yè)模式及成本疏導(dǎo)機制不成熟，導(dǎo)致除兩網(wǎng)以 外的公司投資抽蓄都很難實現(xiàn)盈利，而當(dāng)抽水蓄能電站不得納入可計提收益的固定資產(chǎn) 范圍和計入輸配電成本后，兩網(wǎng)的投資熱情也迅速下降。我們認(rèn)為隨著抽蓄商業(yè)模式改 變，兩網(wǎng)會再次加快對抽蓄的投資建設(shè)，而掌握流域資源的能源企業(yè)將再次開始投資、 建設(shè)、運營抽蓄電站，行業(yè)的從業(yè)主體會增加。

2.2.1、抽蓄技術(shù)目前的經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢，確保其未來10年的主體地位

儲能 LCOS 是儲能技術(shù)的全生命周期成本除以其累計傳輸?shù)碾娔芰炕螂姽β?，反映了?現(xiàn)值為零時的內(nèi)部平均電價，即項目投資的盈利點。目前抽水蓄能的 LCOS 最低，大約 為 0.25 元/kWh，較其他技術(shù)有顯著的經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢，短期內(nèi)其他儲能方式無法對其進(jìn)行大 規(guī)模的替代，并且 0.3 元/kWh 的成本也極可能成為其他儲能技術(shù)路線的突破點。而其他新型儲能技術(shù)的發(fā)展目前處于百 花齊放階段，根據(jù)十四五計劃，目前國家并未對某種特定的技術(shù)路線給予特殊扶持和選 擇，而是隨著各地區(qū)示范項目的建設(shè)運營，驗證其技術(shù)和經(jīng)濟(jì)性水平。

充足的抽蓄資源儲備也為行業(yè)發(fā)展提供了基礎(chǔ)。根據(jù)水電水利規(guī)劃設(shè)計總院文章，截至 2021 年底，我國已納入規(guī)劃的抽水蓄能站點資源總量約 8.14 億 kW，其中已建 3639 萬 kW，在建 6153 萬 kW，中長期規(guī)劃重點實施項目 4.21 億 kW，儲備項目規(guī)模有 3.05 億 kW。分區(qū)域看，我國各區(qū)域已納入規(guī)劃的抽水蓄能站點資源量其中，東北、華北、華 東、華中、南方、西南、西北電網(wǎng)的資源量分別為 10500 萬、8000 萬、10500 萬、12500 萬、9700 萬、14 300 萬、15900 萬 kW。

未來十年是抽水蓄能行業(yè)發(fā)展黃金期。根據(jù)規(guī)劃 2025 年和 2030 年我國抽蓄裝機規(guī)模將 分別達(dá)到 6200 萬千瓦和 1.2 億千瓦，而實際裝機有望超出規(guī)劃預(yù)期。根據(jù)《抽水蓄能中 長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035 年）》及《十四五現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》，各地按照能核盡核、 能開盡開的原則，在規(guī)劃重點實施項目庫內(nèi)核準(zhǔn)建設(shè)抽水蓄能電站。到 2025 年，我國 抽水蓄能裝機規(guī)模達(dá)到 6200 萬千瓦以上，在建裝機規(guī)模達(dá)到 6000 萬千瓦左右，到 2030 年，抽蓄規(guī)模達(dá)到 1.2 億千瓦左右。我國 2021 年底抽蓄規(guī)模為 3639 萬千瓦，若實現(xiàn)規(guī) 劃目標(biāo)，則未來 4 年和 9 年的裝機復(fù)合增速分別達(dá)到 14.25%和 14.18%。

2030 年我國抽蓄裝機有望達(dá)到 3 億千瓦。今年 6 月中國電建董事長表示將在 200 個市、 縣開工建設(shè) 200 個以上抽蓄項目，目標(biāo)開工 2.7 億千瓦。今年 7 月能源局相關(guān)人士表態(tài)， “十四五”可核準(zhǔn)裝機規(guī)模 2.7 億千瓦，總投資達(dá) 1.6 萬億元，涉及 28 個?。▍^(qū)、市） 和。如果“十四五”期間 2.7 億抽蓄抽蓄全部完全核準(zhǔn)，根據(jù)抽蓄項 目建設(shè)周期，2.7 億裝機有望在 2030 年前全部投產(chǎn)，屆時抽蓄裝機將達(dá)到 3 億千瓦。由 于電力系統(tǒng)對于輔助電源的巨大需求以及抽蓄產(chǎn)業(yè)鏈對于穩(wěn)經(jīng)濟(jì)的作用，我們認(rèn)為整個 抽蓄行業(yè)投資建設(shè)進(jìn)度和最終投產(chǎn)的裝機規(guī)模將超越規(guī)劃預(yù)期。

2.2.2、抽蓄商業(yè)模式逐漸成熟，參與電力市場有望提升盈利能力

新的兩部制電價出臺疊加電力市場逐漸成熟，抽蓄行業(yè)的商業(yè)模式開始清晰。2021 年 4 月，國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（633 號文）。633 號文的出臺完善了抽水蓄能的價格機制，形成了穩(wěn)定的成本回收機制+額外的經(jīng)濟(jì)效益 的商業(yè)模式，并厘清了成本疏導(dǎo)路徑。同時 633 號文也明確要推動抽水蓄能電站作為獨 立市場主體參與市場。隨著我國電力市場的逐漸成熟，其余類似輔助電源的價格機制也 有望參照抽蓄的模式。意見主要內(nèi)容包含兩方面：

堅持并優(yōu)化抽水蓄能兩部制電價政策： 以競爭性方式形成電量電價：抽蓄電站通過電量電價回收抽水、發(fā)電的運行成本。在電 力現(xiàn)貨市場運行的地方，抽水蓄能電站抽水電價、上網(wǎng)電價按現(xiàn)貨市場價格及規(guī)則結(jié)算。 在電力現(xiàn)貨市場尚未運行的地方，抽水蓄能電站抽水電量可由電網(wǎng)企業(yè)提供，抽水電價 按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價的 75%執(zhí)行，鼓勵委托電網(wǎng)企業(yè)通過競爭性招標(biāo)方式采購，抽水電價 按中標(biāo)電價執(zhí)行，因調(diào)度等因素未使用的中標(biāo)電量按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價執(zhí)行。抽水蓄能電 站上網(wǎng)電量由電網(wǎng)企業(yè)收購，上網(wǎng)電價按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價執(zhí)行。

完善容量電價核定機制：抽蓄電站通過容量電價回收抽發(fā)運行成本外的其他成本并獲得 合理收益。對標(biāo)行業(yè)先進(jìn)水平合理核定容量電價。電站經(jīng)營期按 40 年核定，經(jīng)營期內(nèi) 資本金內(nèi)部收益率按 6.5%核定，《意見》印發(fā)前已核定容量電價的抽水蓄能電站維持原 資本金內(nèi)部收益率。推動電站自主運用剩余機組容量參與電力市場，逐步實現(xiàn)電站主要 通過參與市場回收成本、獲得收益，促進(jìn)抽水蓄能電站健康有序發(fā)展。

兩部制電價明確抽水蓄能電站的成本疏導(dǎo)機制：建立相關(guān)收益分享機 制，鼓勵抽水蓄能電站參與輔助服務(wù)市場或輔助服務(wù)補償機制，上一監(jiān)管周期內(nèi)形成的 相應(yīng)收益，以及執(zhí)行抽水電價、上網(wǎng)電價形成的收益，20%由抽水蓄能電站分享，80% 在下一監(jiān)管周期核定電站容量電價時相應(yīng)扣減，形成的虧損由抽水蓄能電站承擔(dān)。完善 容量電費在多個省級電網(wǎng)的分?jǐn)偡绞?，完善容量電費在特定電源和電力系統(tǒng)間的分?jǐn)偡绞健３樗钅茈娬久鞔_同時服務(wù)于特定電源和電力系統(tǒng)的，應(yīng)明確機組容量分?jǐn)偙壤?容量電費按容量分?jǐn)偙壤谔囟娫春碗娏ο到y(tǒng)之間進(jìn)行分?jǐn)?。特定電源?yīng)分?jǐn)偟娜萘?電費由相關(guān)受益主體承擔(dān)，并在核定抽水蓄能電站容量電價時相應(yīng)扣減。

兩部制電價是重要的過渡性政策，維持項目合理收益鼓勵行業(yè)發(fā)展，長期看將被取消 兩部制電價機制是抽蓄或者說調(diào)節(jié)性電源在電力市場建設(shè)過程中的重要過渡性政策。它 在電力市場無法為調(diào)節(jié)輔助電源合理定價的時候，通過機制為其提供保底收益，使項目 能保持一個合理的收益率，以此鼓勵行業(yè)發(fā)展。但另一方面，由于機制進(jìn)行了托底，抽 蓄項目也不可能在市場供給緊張的情況充分賺取超額收益。長期看，隨著我國電力市場 建設(shè)的成熟，兩部制電價也將逐漸取消，抽蓄項目將完全通過電力市場獲取收益。

2.2.3、峰谷價差拉大，為抽蓄和儲能提供盈利彈性

2021 年國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步完善分時電價機制的通知》，“通知”提出拉大峰谷 電價價差，并設(shè)立尖峰電價。新的分時電價機制有利于各類儲能項目在電力市場中通過 合理運營增加收益，擴大其發(fā)展空間。2022 年 1 月，國家發(fā)改委和能源局印發(fā)《關(guān)于加 快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》，明確提出進(jìn)一步推動電力市場建設(shè)，完善 電力市場體系的功能，積極穩(wěn)妥推進(jìn)電力現(xiàn)貨市場建設(shè)，完善電力輔助服務(wù)市場等。

根據(jù) 633 號文，抽蓄電站在有電力現(xiàn)貨市場的區(qū)域都將通過現(xiàn)貨市場形成抽水和放水價 格，即抽蓄電站可以通過電力市場高拋低吸，形成額外收入，而不只是回收抽水、發(fā)電 的運行成本。根據(jù)各省份推出的分時電價機制，大部分省份的峰谷電價比都達(dá)到了 4.8:1 或 3.6:1。在部分用電緊張的省份，現(xiàn)貨市場的單日最高電價和最低電價價差會更大。目 前抽蓄電站轉(zhuǎn)化效率普遍達(dá)到為 75%-80%，這意味著抽蓄電站可以通過現(xiàn)貨市場獲取較 大的額外收入，增厚利潤。由于容量電價是 3 年一期進(jìn)行核準(zhǔn)，電量電價形成的收入在期末核算時才會被電網(wǎng)收走 80%沖抵容量電量電價（容量電價根據(jù)企業(yè)和電網(wǎng)商議，通常是月付或季付）。因此在此 前的時間企業(yè)可以自由支配這部分利潤，獲取額外的收益。

2.3、新型儲能有望實現(xiàn)爆發(fā)式增長，逐步探索商業(yè)模式

“十四五”新型儲能頂層規(guī)劃已完成，“新能源+儲能”將是主要應(yīng)用場景。與世界其他 國家和地區(qū)相比，我國儲能與新能源裝機容量的比例，即“儲新比”，明顯偏低，2020 年中國的儲新比約為 6.7%，而中國以外其他國家和地區(qū)的儲新比為 15.8%，隨著可再生 能源比例提高，我國儲能將迎來巨大的發(fā)展機遇。一方面，加快建立新型儲能項目管理機制，規(guī)范行業(yè)管理，強化安全風(fēng) 險防范；另一方面，明確新型儲能獨立市場地位，完善市場化交易機制，充分發(fā)揮市場 在資源配置中的決定性作用。

我國新型儲能規(guī)模有望在 2025 年達(dá)到 4000 萬千瓦。截至 2021 年底，我國新型儲能規(guī) 模達(dá)到了 573 萬千瓦，2021 年新增了 240 萬千瓦。2021 年 7 月，國家發(fā)改委、能源局印 發(fā)《新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》，提出到 2025 年實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)模化發(fā) 展轉(zhuǎn)變，裝機規(guī)模達(dá) 3000 萬千瓦以上，到 2030 年，實現(xiàn)新型儲能全面市場化發(fā)展。此 后 12 個省、自治區(qū)出臺了本區(qū)域的“十四五”規(guī)劃，合計儲能裝機目標(biāo)達(dá)到了 4320 萬 千瓦。

目前新型儲能商業(yè)模式還在積極探索中，各省政策不盡相同，但主要以調(diào)峰輔助市場+ 租賃費用+市場現(xiàn)貨電價差組成。由于各類新型儲能技術(shù)與抽蓄實現(xiàn)的功能并不完全相 同，且抽蓄建設(shè)周期太長，遠(yuǎn)水解不了近渴，因此多個省份紛紛出臺自己的獨立儲能政 策，以鼓勵新型儲能的發(fā)展。整體看，除市場現(xiàn)貨電價差盈利部分，各省份推出相關(guān)政 策根據(jù)充當(dāng)電小時數(shù)、電站裝機規(guī)模等指標(biāo)進(jìn)行補貼，對獨立儲能充放電容量進(jìn)行容量 補償及租賃費、輔助調(diào)節(jié)服務(wù)費等。

目前由于電力系統(tǒng)對于調(diào)節(jié)輔助資源的需求十分旺盛，供需十分緊張，我們認(rèn)為獨立儲 能項目現(xiàn)階段可以通過現(xiàn)貨市場進(jìn)行峰谷價差套利或向電網(wǎng)提供調(diào)峰調(diào)頻獲得可觀的超 額收益。由于有超額收益的存在，未來一兩年涌入電力市場的輔助電源規(guī)模將快速擴大， 供需將逐漸走向平衡乃至寬松，項目收益率將會回落。長期看，我們認(rèn)為儲能運營商會 回歸公用事業(yè)屬性，呈現(xiàn)出重資產(chǎn)、長周期、收益穩(wěn)定但收益率不高的特點。

（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關(guān)信息，請參閱報告原文。）