重点公司基本状况

竞争加剧；研究报告使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险。 1.储能结构性转变：从分散配储到集中电站 1.1.新能源配储日益严格，成本增加收益率承压 新能源配储已成定局，配臵比例和时长有增加趋势。根据北极星电力网统计，截至2022年7月，已有24个省级行政区和若干市级政府出台新能源配储规定。对比同一省份在不同时间发布的新能源配储政策，我们认为新能源配储比例和时长在政策上有增加趋势，主要体现在：（1）直接增加配储要求，如福建省2022光伏项目申报较2021增加了若储能设施未与项目同步投产，配建比例提高至15%、4h的要求；（2）市级政策较省级提高，如甘肃省级方案要求河西地区按10%、2h配储，嘉峪关市要求提高至20%、2h；（3）部分项目要求提高，如内蒙古保障性并网项目要求配储15%、2h，市场化并网项目要求提升至15%、4h，辽宁风电建设方案要求配储比例10%（无时长要求），增补方案提升至15%、4h。 图表1：部分省份新能源配储政策对比 配储比例纳入项目评分，项目竞配愈发激烈。安徽省2021年风电、光伏竞争性配臵评分细则中，配储分值占比高达45%，竞配结果显示，获配光伏项目平均配储比例22.73%，风电项目平均配储比例47.42%，远高于文件所要求的配储比例不低于10%（时长不低于1小时）。目前，多地将配储比例纳入项目评分中，由于项目竞争激烈，投资方势必提高申报的配储比例以争取更高得分，则配储对新能源项目的投资压力较政策文件所显示的将更为严重。 图表2：安徽2021年新能源项目竞配结果 山东提出将配储作为项目竞配、并网最优先条件。近日，山东省印发《风电、光伏发电项目并网保障实施办法（试行）》征求意见稿，将接入公共电网的陆上集中式光伏、风电项目全部列为市场化项目，要求按照储能优先的原则由高到低排序，依次纳入年度开发建设容量，直至达到容量规模上限；将储能容量配臵比例作为风光项目并网的最优先条件，按照统一的排序规则依次保障并网。这一政策如正式执行，配储对新能源项目开发的重要性将提升到前所未有的高度。 组件价格仍居高位，光伏配储收益率承压。年初至今，光伏组件价格约上涨0.1元/W，根据PVInfoLink数据，截至9月7日，单晶组件-182和单晶组件210现货均价均为1.98元/W。硅料产能大规模释放仍需时间，集中式光伏项目造价承受较大压力，相比同等规模风电项目，集中式光伏收益率水平更低、对配储比例更为敏感，强制配储使得项目收益率雪上加霜，造成项目收益率下降或开工进度不及预期。 图表3:多晶硅现货均价（元/千克） 图表4：组件现货均价（元/瓦） 1.2.储能的结构性转变——从配建到独立，从分散到集中 政策支持下，独立储能崭露头角。2022年5月，国家发改委、国家能源局联合发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，提出独立储能的条件为：具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目。即独立储能主要包括电网侧储能，电源侧配建的表后储能满足条件也可转为独立储能。 文件提出，加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰，充分发挥独立储能技术优势提供辅助服务。 电网侧储能拟建及在建项目快速增加。根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计，2022年Q1和Q2，集中式新能源配储并网规模分别为17MW、120MW，占全部储能并网的36.19%和37.08%；电网侧储能并网规模分别为10MW、70MW，占全部储能并网的21.29%和21.73%。从规划项目看，2022Q1和2022Q2拟在建电网侧储能规模分别为501MW、2428MW，环比增加384.69%，高于集中式新能源配储的210.93%。我们认为，电网侧储能的高增所体现的是当前新能源主流的分散自建配储模式不能完全满足电网对稳定运行及新能源消纳的需求，独立储能正在登上舞台。 图表5：2021Q1&2022Q1电化学储能装机结构（MW） 图表6：2021Q2&2022Q2电化学储能装机结构（MW） 图表7：2022Q1&2022Q2拟建及在建电化学储能应用结构（MW） 多省发布示范项目推动独立储能发展。2021年底至今，山西、浙江、山东、河北省先后发布新型储能示范项目清单，其中以电化学独立储能项目为主，我们统计其中共有电化学独立储能项目83个，建设规模合计8.73GW，平均单个项目规模在100MW以上。 图表8：各省独立储能示范项目（电化学） 从电力系统角度看，集中式独立储能比新能源分散配储优势明显。独立储能优势主要体现在：（1）新能源配储分散在各个场站，与场站作为同一调度主体，调度权在场站而不在电网。由于各个场站出力曲线的不同，这种做法将使得场站各自为政，造成储能资源的闲臵和浪费。而集中式储能被电网调度，可以集中区域内储能资源统一控制调配，发挥规模和集群效应。（2）独立储能单体容量大，直接并入主网接受调度，对储能系统的运作性能及可靠性要求更高；而多数新能源项目业主将配储视为纯成本项，对价格更为敏感。我们统计7月储能项目招标价格，新能源配储平均中标价为1.56元/W，而独立储能平均中标价为2.15元/W，体现独立储能对系统及设备的要求相对更高，将对电力系统发挥更为积极的作用。 图表9：7月国内储能项目中标情况 当前独立储能仅在部分地区具备可行性。在此前发布的《新型电力系统系列1：独立储能电站调峰、调频经济性探讨》中我们测算，在造价1.80元/Wh、年调用500次、调峰补偿标准0.7元/kWh的条件下，调峰储能电站的项目IRR为9.16%；当调峰补偿在0.5元/kWh以下时，独立储能项目经济性表现不佳。同时，当前大多数地区未对独立储能年调用次数做出保障，项目收益率测算难度大，降低企业投资积极性。因此，在当前辅助服务补偿标准/峰谷价差下，独立储能想要达到全面经济性，还需寻找其他盈利途径。 1.3.寻求共赢之道，共享储能之风渐烈 共享储能商业模式：租金+场站服务/辅助服务/现货交易 共享储能降低新能源投资支出，增加独立储能收入来源。2021年8月，国家发改委、国家能源局发布《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》，允许发电企业购买储能或调峰能力增加并网规模，确立支持共享储能发展的基调。共享储能的特点是向多个新能源场站收取租赁费用，租金成本通常低于场站自行建设储能的成本，从而降低场站配储投资压力，同时增加储能投资方收入来源，每年提供稳定现金流。 图表10：共享储能技术方案示意图 共享储能可视为独立储能的一种商业模式，收益点主要包括租赁费、场站服务费、辅助服务补偿、现货交易收益、容量补偿、优先发电权交易等。我们将当前全国实践的主要共享储能模式划分为三类： （1）场站交易模式，储能和新能源场站交易，通过双边竞价或协商，达成包含交易时段、电量、价格等内容的交易意向，代表地区为青海； （2）辅助服务模式，储能接受电网统一调度，通过提供辅助服务（主要是调峰）获得对应补偿，同时向新能源场站收取固定租金，当前多数地区采取这一模式； （3）现货交易模式，储能通过用电低谷充电、用电高峰放电获得峰谷电价差，同时向新能源场站收取固定租金，代表地区为山东等启动电力现货市场交易的省份。 以上模式可以共存，如电网调度储能时提供辅助服务，其他时间进行场站服务或现货交易。 图表11：青海共享储能商业模式 多地发布政策支持共享储能发展。除国家多份文件指出鼓励探索共享储能模式外，甘肃、宁夏、山东、湖南等十余个省份也发布了支持共享储能的文件，部分省份更鼓励新能源场站优先租赁共享储能。此外，部分省份出台共享储能建设具体规划，如河北规划到十四五末新建500万千瓦、27个共享储能电站；河南规划十四五期间新能源新增装机规模50万千瓦以上的地市，原则上建设容量不低于20万千瓦时共享储能电站，新增新能源100万千瓦以上的，原则上建设容量不低于40万千瓦时共享储能。 图表12：共享储能主要政策 政策鼓励下共享储能蓬勃发展，2021年备案项目超24GWh。根据北极星储能网统计，2021年我国共有84个共享储能项目通过备案/公示，项目建设规模合计12.81GW，建设容量合计24.49GWh。这84个项目分布在9个省份，其中湖北备案项目最多，达到34个，山西备案项目建设规模和容量最大，出现了多个300MW以上的项目，规模合计达到5.02GW/7.81GWh。 图表13：2021年共享储能备案项目情况 不完全统计2022年新增共享储能项目达17.15GW/38.01GWh。根据我们不完全统计，2022年新增共享储能项目127个，分布在18个省份，建设规模17.15GW、容量38.01GWh。其中，建设规模最大的为河南，28个项目合计6.20GWh。其余项目容量超过3GWh的地区还有：山东（5.80GWh）、陕西（5.06GWh）、宁夏（4.93GWh）、河北（3.80GWh）、内蒙古（3.20GWh）。 图表14：2022年新增共享储能项目 图表15：2022年新增共享储能项目统计 2.新能源运营商和共享储能运营商收益测算 2.1.新能源运营商测算 风电、光伏租赁储能下项目IRR均优于自建储能。我们测算，假设100MW风电项目，本体造价6.50元/W，年利用小时数2200h，上网电价0.37元/kWh，在不配臵储能的条件下项目IRR为7.36%；以1.50元/Wh的价格自建20MWh储能时项目IRR下降至6.64%；以200元/kW.年的价格租赁20MWh共享储能时项目IRR为7.07%，IRR情况为不配储>租用>自建。同时，风电对配储比例的容忍度较高，在租赁情况下，租赁50%（1h）储能，项目IRR依然能达到6.00%。 图表16：新能源不同配储情景项目IRR测算 光伏对租赁价格相对敏感。我们测算，假设100MW光伏项目，本体造价4.00元/W，年利用小时数1200h，上网电价0.37元/kWh，在不配臵储能的条件下项目IRR为5.84%；以1.50元/Wh的价格自建20MWh储能时项目IRR下降至4.84%；以0.20元/Wh.年（200元/kW. 年）的价格租赁20MWh共享储能时项目IRR为4.87%，略高于自建。 由于光伏弃电率低于风电（根据全国新能源消纳监测预警中心数据，2021年我国风电、光伏弃电率分别为3.1%和2.0%），独立储能进行调峰、辅助新能源消纳的作用在光伏项目上相对不显著，光伏对共享储能租金会更为敏感。 图表17：风电配储项目IRR测算 图表18：光伏配储项目IRR测算 2.2.储能运营商测算 2022年8月，河南省发改委下发了《河南省“十四五”新型储能实施方案的通知》，提出：（1）2022年电化学共享储能容量租赁参考价为200元/kWh.年；（2）示范项目每年调用完全充放电次数原则上不低于350次；调峰补偿价格报价上限暂定为0.3元/kWh。我们以此为边界条件测算造价为1.8元/Wh的共享储能项目收益。 图表19：共享储能测算核心假设 共享储能具备经济性。在年调用完全充放电350次、补偿标准0.3元/kWh、单位年租金200元/kWh的假设下，共享储能项目IRR为9.16%，经济性较好。根据测算，年租赁价格在160元/kWh项目IRR为6.53%。目前除河南外尚无省份公开发布共享储能指导价格，根据储能与电力市场信息，山东省共享储能年租赁费用普遍在350元/MW左右，按时长2h计算，即175元/MWh，在假设条件下同样具备经济性。同时，在200元/MWh年租金的条件下，补偿标准在0.3元/kWh以上、年调用完全充放电200次以上的项目均能达到6.5%以上的项目IRR。 租金作为重要收入来源，租用比例对收益影响较大。我们测算在上述假设下，200MWh的储能电站首年含税调峰收入为1939万元，扣除电费损耗后调峰净收入为1811万元，而容量100%租赁情况下租金收入为