20180913-华创证券-电网新能源消纳系列报告之三_电力辅助服务及储能市场兴起_助力电网新能源消纳_46页_3mb

电网新能源消纳系列报告之三总结

核心内容

• 新能源发展迅速：截至2017年底，我国新能源发电装机量占比达到16.54%，风电和光伏装机量在新增装机中占比突破50%。
• 新能源对电网冲击加剧：新能源装机量增长迅速，导致电网调节压力显著提升，弃风弃光率一度在2015-2016年恶化。
• 辅助服务机制调整：2015-2016年，东北、西北地区通过提高补偿标准、建立市场化报价机制等方式，有效缓解弃电率恶化。
• 市场化辅助服务推广：2017年开始，全国已有9个省份启动电力辅助服务市场化改革，储能技术开始参与电网调节。
• 电网侧储能需求增长：2018年上半年，我国电化学储能装机量同比增长127%，其中电网侧占比超60%，对锂电池需求产生显著带动。
• 新能源渗透率提升：东北、西北地区新能源渗透率已达90%以上，接近丹麦水平，电网调节能力面临挑战。
• 政策推动新能源发展：2020年配额制要求新能源发电量占比达到10.2%，未来三年新能源新增装机仍需维持在70GW以上。
• 辅助服务机制助力新能源消纳：通过市场化机制，火电等传统能源积极参与调峰、备用、调频等服务，提高了新能源消纳能力。

主要观点

• 新能源装机量持续增长，但电网调节能力不足，导致弃风弃光问题突出。
• 东北、西北地区新能源渗透率高，弃电率长期居高不下，但通过辅助服务机制调整，弃电率已显著改善。
• 储能技术，特别是锂电池，在电网侧储能和辅助服务市场中发挥重要作用，成为新能源消纳的重要手段。
• 电力辅助服务机制的市场化改革，为新能源发展和电力现货市场铺平道路。
• 2019年新能源发电有望迎来新一轮成长周期，电网侧储能需求快速上升。

关键信息

• 新能源装机量：2017年底，我国新能源装机量为294GW，占总装机量的16.54%。
• 弃电率改善：2018年上半年，全国弃风率8.7%，弃光率3.6%，较2015年、2016年显著下降。
• 辅助服务机制：2015年，西北地区提高补偿标准，东北地区建立市场化报价机制，推动火电参与调峰。
• 储能需求增长：2018年上半年，电网侧储能装机量占比超60%，宁德时代、江苏、河南等地区已启动大规模电网侧储能项目。
• 配额制目标：2020年，我国新能源发电量占比有望达到10.2%，新能源新增装机量仍需维持高位。
• 电力系统调节：随着新能源渗透率提升，电网调节能力需求增加，调峰、备用、调频等服务成为电网运行的关键支撑。

投资建议

• 新能源发电：未来几年新能源发电装机需求仍保持在120GW左右，2019年有望迎来新成长周期，推荐关注华东、华中、南方地区新能源渗透空间。
• 电网级储能：电网侧储能需求将爆发，对锂电池需求边际带动显著增强，2019年起有望达到GW级别，推荐关注宁德时代等锂电池企业。

风险提示

• 新能源政策不及预期。
• 电力辅助服务市场化改革不及预期。

重点公司盈利预测与估值

行业基本数据

相关研究报告

• 《电气设备行业周报（20180827-20180831）：上海启动城市出租车电动化，海上风电刺激新增投资需求》
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图表目录

• 图表1：2009年至今我国发电装机量增长103%（电网并网口径，单位：万千瓦）
• 图表2：2009年至今我国发电装机量增长103%（单位：万千瓦）
• 图表3：我国历年新增装机量、增速及其构成（单位：万千瓦）
• 图表4：我国历年新增装机量、增速及其构成（单位：万千瓦）
• 图表5：风电、光伏合计装机量在区域新增装机量（单位：GW）
• 图表6：2016年一季度我国弃风率达到高点
• 图表7：2017年“三北”地区风电、光伏年新增装机量被其他区域反超（单位：GW）
• 图表8：东北、西北新能源渗透率已达到90%以上
• 图表9：六大电网新能源渗透率逐年提升
• 图表10：2017年，东北、西北弃风率仍然高居不下
• 图表11：光伏发电典型功率曲线（晴天）
• 图表12：光伏发电典型功率曲线（阴天）
• 图表13：风电“反负荷”曲线特性更强
• 图表14：电能替代带动电力弹性系数回升，用电量增速回升
• 图表15：2018年上半年，电能替代贡献2.8个百分点的用电量增速
• 图表16：华北区域最高用电负荷保持增长
• 图表17：东北区域最高用电负荷保持增长
• 图表18：华东区域最高用电负荷保持增长
• 图表19：华中区域最高用电负荷企稳回升
• 图表20：南方区域最高用电负荷17年增幅超10%
• 图表21：西北区域最高用电负荷保持增长
• 图表22：六大区域最高电网负荷占比总装机量比例
• 图表23：风电、光伏年利用小时数远低于其他发电形式（单位：小时）
• 图表24：六大区域最高电网负荷占比除去风电、光伏装机后总装机量比例
• 图表25：六大区域近5年装机结构变化（单位：GW）
• 图表26：2020年配额制要求我国新能源发电量占比有望达到10.2%
• 图表27：风电、光伏装机比例将保持增长
• 图表28：《关于提升电力系统调节能力的指导意见》内容
• 图表29：新能源渗透率提升将增加调峰、备用需求
• 图表30：电力系统频率变化本质是能量（功率）的不平衡
• 图表31：新能源发电比例提升后波动性冲击电网
• 图表32：2015年版本辅助服务补偿力度大幅提高
• 图表33：2015年版本辅助服务补偿费用大幅提升（单位：千元）
• 图表34：近两年补偿工作量大幅提升（单位：分）
• 图表35：2015年10月开始风电、光伏发电主体被纳入费用分摊体系
• 图表36：2015年至今参与主体数量增长一倍（单位：家）
• 图表37：2015年~2017年，风电、光伏合计补偿火电费用规模大幅提升（单位：万元）
• 图表38：新疆弃风限电率大幅下降
• 图表39：新疆弃电率恶化态势显著缓解
• 图表40：新疆新能源装机量增速放缓（单位：GW）
• 图表41：新疆弃风率恶化趋势被显著扭转
• 图表42：东北电力辅助服务改革政策汇总
• 图表43：东北火电调峰辅助服务市场报价区间
• 图表44：东北有偿调峰定价机制示意图
• 图表45：市场、供给双重推动，有效促进新能源消纳
• 图表46：能源局两批次灵活性改造试点项目
• 图表47：2018年一季度黑龙江弃电率大幅下降
• 图表48：东北地区弃风率保持稳步下降（%）
• 图表49：东北三省风电装机量（GW）
• 图表50：电力辅助服务是维护电网平衡的体系服务
• 图表51：辅助服务是保证电网电量交易的重要工作
• 图表52：我国电力辅助服务政策发展历史
• 图表53：2020年我国电力辅助服务市场机制将建立完善
• 图表54：我国电力辅助服务将出现重大变化
• 图表55：我国电力辅助服务概况
• 图表56：2017年Q2~Q4辅助服务费用占比（单位：亿元）
• 图表57：2017年Q2~Q3六大区域辅助服务费用占比
• 图表58：2017年Q2~Q4六大区域辅助服务费用及其在总上网电费中的占比（单位：亿元）
• 图表59：辅助服务费用来源（单位：亿元）
• 图表60：2017年Q3~Q4风电光伏分摊费用比例（单位：亿元）
• 图表61：辅助服务费用来源（单位：亿元）
• 图表62：调频辅助服务市场机制价格形成示意图
• 图表63：辅助服务补偿费用占比总电价比例需要提高
• 图表64：储能将通过电力辅助服务制度大幅提升新能源消纳能力
• 图表65：山西调频性能直接影响收益、调用排序
• 图表66：不同类型机组AGC控制环节对比
• 图表67：部分的电网级储能项目（单位：MW/分钟）
• 图表68：装机量增速将会维持高位
• 图表69：锂离子电池优势已非常明显
• 图表70：辅助服务、电网侧储能迅速提升
• 图表71：全国在建、规划储能项目概览