新能源、环保领域碳中和动态追踪(四十一)：广东省储能/抽蓄成本向用户侧传导 商业模式逐渐走通

事件：《广东省电网企业代理购电实施方案(试行)》发布：指出代理购电用户电价由平均上网电价、辅助服务费用、输配电价、政府性基金及附加组成；明确辅助服务费用主要包括储能、抽水蓄能电站的费用和需求侧响应等费用，相关费用由全体工商业用户共同分摊，储能、抽水蓄能电站的费用具体按电网企业每月实际发生成本的金额确定。

储能成本开始向用户侧传导，储能商业模式逐渐走通。储能成本的摊分是当前电网侧储能建设中的核心问题。此次广东省的方案首次将储能成本向下游用户侧传导。在2021 年5 月国家发改委《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》

中指出，坚持以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收；容量电价体现抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值，抽水蓄能电站通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益。抽水蓄能电站经营期按40 年核定，经营期内资本金内部收益率按6.5%核定。此次广东省明确了成本的核定问题和承担主体：储能、抽水蓄能电站的费用具体按电网企业每月实际发生成本的金额确定；相关费用由全体工商业用户共同分摊。进一步理顺了储能与抽蓄的商业模式。

在电化学储能层面，2021 年7 月《加快推动新型储能发展的指导意见》发布，提出2025 年新型储能装机规模达到30GW，此次广东省方案的发布有利于保障电化学储能行业的快速发展。在抽蓄层面，2021 年3 月国家电网宣布将向社会开放其拟建抽水蓄能项目，“社会资本可参可控”；2021 年9 月，《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035 年)》发布，提出2030 年抽水蓄能投产总规模将达到1.2 亿千瓦。此次广东省方案的发布，有利于吸引社会资本进入抽蓄行业，加快抽蓄行业的发展。

此前，浙江、宁夏发布相关政策，通过补贴的方式提升新型储能建设的积极性。

11 月3 日，浙江发布《关于浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》，强化资金支持：过渡期间，调峰项目(年利用小时数不低于600 小时)给予容量补偿，补偿标准逐年退坡，补贴期暂定3 年(按200 元、180 元、170 元/千瓦·年退坡)；11 月17 日，宁夏发布《关于开展新型储能项目试点工作的通知(征求意见稿)》，鼓励企业投资积极性：2022/2023 年度，给予自治区储能试点项目0.8 元/kWh调峰服务补偿价格，每年调用完全充放电次数不低于300 次。

提高可再生能源并网规模的重要性和紧迫性日益凸显，储能规模的提升是重中之重。目前各方均在探索合适的方式加速推进储能的建设，后续需持续关注各省份与电网企业相关的应对方式。

投资建议：随着储能商业模式逐渐理顺，国内储能行业有望加速发展。新型储能领域：华为储能体系最为受益于国内储能领域发展，推荐亿纬锂能、国轩高科，关注欣旺达；宁德储能体系，推荐宁德时代、星云股份；PCS 领域，推荐阳光电源，关注德业股份；工商业储能，推荐盛弘股份；超级电容方向，推荐思源电气。抽水蓄能领域：建设运营方向，关注文山电力、中国电建；设备方向，关注东方电气(A+H)、哈尔滨电气(H)、浙富控股。

风险分析：储能降本不及预期；储能成本传导不及预期；投资力度不及预期；行业政策产生不利变化。

文章来源：光大证券