中信证券:容量电价渐行渐近 新型储能有望盈利向好

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中信证券11月20日研报指出,国内2023H1新型储能累计装机20.7GW,然而新型储能的利用率较低、盈利模式不清晰、电价机制有待优化,一定程度上限制其可持续快速发展,容量电价机制能够为电力调节性资源盈利托底,目前已在我国煤电、抽水蓄能、气电中大范围应用,并在新型储能小范围试水。考虑到2023年以来新型储能成本持续降低,有望助力容量电价在新型储能中进一步拓展,基于经营期定价法并设定资本金内部收益率为15%,核算新型储能容量电价约200元/kW·年,结合CNESA(中关村储能产业技术联盟)预测新型储能装机量,测算2023-2027年容量电价将有望为新型储能带来8亿/9亿/41亿/74亿/118亿元容量电费,为新型储能实现盈利托底,促进新型储能健康可持续快速发展。

建议核心把握三条主线:新型储能运营商,直接受益逻辑,有望率先受益于容量电价机制的进一步推广落地;储能EPC及系统集成商,同步受益于上游材料端降价和下游盈利能力确定性提升;储能元组件以及温控与安防,装机增量逻辑。

  全文如下

储能|容量电价渐行渐近,新型储能有望盈利向好

▍容量电价:为调节型资源盈利托底,维护新型电力系统可靠性的重要措施。

2023年6月底,国内可再生能源装机容量历史性超越煤电,在新型电力系统下,电网可靠性需求迫切,需要足够的装机容量充裕度,而由于火电灵活性改造、抽水蓄能、新型储能等调节型资源运营小时数偏低,叠加市场化边际电价低,通过单一制电价机制盈利能力较弱,因此需要通过容量成本回收方式实现盈利托底,三种容量成本回收机制中,国内更适合容量补偿机制。目前国内源储侧实施容量电价的机组主要有煤电机组、抽水蓄能电站、部分天然气机组、少数地区新型储能,用户侧主要由大型工商业用户承担容量成本。在新型电力系统中,容量电价将实现调节型资源的价值发现,建设成本向下游传导,并对调节型资源实现盈利托底的关键功能,对维护新型电力系统可靠性具有重要意义。

复盘:容量电价促进抽水蓄能健康发展。

目前国内容量电价机制最成熟的是抽水蓄能,我们复盘了抽水蓄能容量电价发展历程,将其划分为四个阶段,

1)抽水蓄能起步和发展阶段(1958~2014),实现了技术与容量积累,由于难以解决运行经济性,“十二五”规划30GW装机未能实现;

2)两部制电价试水阶段(2014~2021),2014年发改委通知抽水蓄能正式推出容量电价,纳入电网运行费用,不计入输配电价、不纳入有效资产,其成本疏导难度较大;

3)容量电价核准与疏导阶段(2021~2023),2021年发改委下发意见,电价核准上,不再以成本+准许收益,是按经营期定价法核定,以资本金内部收益率为指标核算容量电价,成本疏导上,将抽水蓄能容量电价纳入输配电价,由用户承担,打通成本疏导通道;

4)抽水蓄能发展新阶段(2023~),2023年国家发改委连续发文,一是将48座已/拟投运抽水蓄能电站的容量电价核算完成,给出明码标价,经统计,48座抽水蓄能电站加权平均容量电价为490.36元/kW·年,对应年度累计容量电费近250亿元,二是将抽蓄运行费用从输配电价中单列出来,培养用户为调节型资源付费的意识。在容量电价持续作用下,抽水蓄能近年来快速发展,据CNESA数据,2021-2023H1国内抽水蓄能分别新增装机8.0/6.3/3.3GW,2021和2022年实现累计装机量同比增长25%/16%。

新政:煤电容量电价落地,助力煤电盈利能力修复。

2023年11月8日国家发改委和能源局印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》,明确以330元/ kW·年为标准固定成本,回收比例上,2024~2025年多数地方为30%左右,对应100元/ kW·年,部分地方50%左右(河南、湖南、重庆、四川、青海、云南、广西),对应165元/ kW·年,2026年起逐步调增至50%~70%。我们测算2025年煤电容量电价带来机组收益约为1000亿元,我们预计将助力煤电盈利能力修复提升,以此激励煤电灵活性改造与容量保持,从而提升电力系统的可靠性。

展望:新型储能需要盈利提升,容量电价机制渐近,新型储能盈利有望向好。

随着新型储能装机量持续增长,2023年H1实现累计装机20.7GW,但根据中电联2022年发布的《新能源配储能运行情况调研报告》,电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%,相当于年均利用小时数约为1000小时,远低于其他电力机组设备,盈利是其核心问题,需要通过容量电价机制对其盈利托底。目前国内山东、新疆、湖南等地分别通过容量补偿、容量市场等形式对新型储能构建容量电价,经我们测算各地新型储能容量电价为238-400元/kW·年,考虑近期新型储能成本端持续降低,EPC价格从2022年12月的1.87元/Wh降至2023年9月的降低至1.44元/Wh,降幅达23%,为容量电价进一步实施扫除经济性障碍。我们参考抽水蓄能的经营期定价法,以资本金内部收益率为15%进核算,得到新型储能容量电价约为200元/kW·年,基于此我们测算2027年新型储能容量电价带来的容量成本补偿达到118亿元,新型储能有望盈利向好。

风险因素:

容量电价相关政策推进与落地不及预期风险;电力市场建设不及预期风险;新能源装机量增速不及预期;新型储能原材料价格波动风险;新型储能装机量增速不及预期风险。

投资策略。

国内2023H1新型储能累计装机20.7GW,然而其存在利用率较低、盈利模式不甚清晰、电价机制有待优化等现状,一定程度上限制其可持续快速发展,容量电价机制能够为电力调节性资源盈利托底,目前已在我国煤电、抽水蓄能、气电中大范围应用,已在新型储能小范围试水。考虑到2023年以来新型储能成本持续降低,有望助力容量电价在新型储能中进一步拓展,我们基于经营期定价法并设定资本金内部收益率为15%,核算新型储能容量电价约200元/kW·年,结合CNESA预测新型储能装机量,我们测算2023-2027年容量电价将有望为新型储能带来8亿/9亿/41亿/74亿/118亿元容量电费,为新型储能实现盈利托底,促进新型储能健康可持续快速发展。

投资上建议核心把握三条主线:1)新型储能运营商,直接受益逻辑,有望率先受益于容量电价机制的进一步推广落地;2)储能EPC及系统集成商,同步受益于上游材料端降价和下游盈利能力确定性提升;3)储能元组件以及温控与安防,装机增量逻辑。维持储能行业“强于大市”评级。

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