公用事业行业：风光消纳能否克服挑战系列I，十四五展望，_平衡压力增大，亟需市场机制护航-20201215-华泰证券-33页_1mb

行业研究总结：新能源消纳与电力系统平衡

核心内容

本报告主要聚焦于中国“十四五”期间新能源消纳与电力系统平衡问题，分析了新能源发展对电力系统带来的挑战，探讨了火电灵活性改造、市场化交易机制、辅助服务、储能技术以及绿证和碳税等关键因素在新能源发展中的作用。同时，报告也预测了未来几年的用电量增长趋势及新能源装机容量的提升。

主要观点

1. “十四五”期间新能源消纳面临挑战：

   • 预计“十四五”期间年均新增光伏装机82GW，风电32GW，2025年风光装机占比将达37%、电量占比达17%。
   • 由于风光发电的波动性，预计弃电率将回升，但随着储能技术的革新和成本下降，未来5-10年可能改变电力系统平衡框架。

2. 用电需求温和增长，新动能接棒高耗能：

   • “十四五”期间全社会用电量预计年均增长5%，其中“新基建”和“新动能”将成为用电增量的主要来源。
   • 预计2025年“新基建”用电增量占比达12%，而“新动能”占比将达26%，成为新的用电增长引擎。

3. 新能源真正的“平价”需要考虑辅助服务成本：

   • 新能源的“平价”不能仅看发电成本，还需考虑其对电力系统平衡带来的额外波动性，如调峰调频成本。
   • 市场化电价机制是解决新能源消纳问题的最佳手段，应推动新能源参与市场化交易，以反映真实的供需关系。

4. 火电仍为电力系统“压舱石”：

   • 火电在电力系统中仍具有不可替代的作用，尤其在储能尚未大规模应用前。
   • 火电灵活性改造和辅助服务市场机制的完善是解决新能源消纳问题的关键。

5. 储能技术将在未来5-10年发挥关键作用：

   • 储能技术的革新和成本下降将有助于缓解风光发电带来的波动性问题，提升电力系统调节能力。

6. 国际经验：风光发电占比15%-30%时系统平衡压力最大：

   • 德国、英国和加州等国家的经验表明，风光发电占比在15%-30%时，电力系统调峰调频压力最大。
   • 随着风光占比超过30%，系统对调峰调频的需求降低，但对虚拟电厂和负荷控制的需求增加。

关键信息

用电需求预测

• 2025年全社会用电量：预计达94,162亿千瓦时，较2020年增长1100亿千瓦时。
• 新基建用电增量：预计2025年较2020年增长5,460亿千瓦时，占全社会用电增量的12%。
• 新动能用电增量：预计2025年较2020年增长13,000亿千瓦时，占全社会用电增量的26%。

新能源装机与发电预测

• 2025年风光装机占比：预计达37%（光伏533GW，风电396GW）。
• 风光电量占比：预计达17%，相比2019年的9%有显著提升。
• 光伏和风电成本下降趋势：预计到2025年，光伏度电成本可降至0.3元/kWh以下，风电成本也有望进一步下降。

市场化交易机制

• 市场化交易是解决新能源消纳的关键手段：德国和中国等国家的经验表明，市场化交易有助于提升新能源消纳能力。
• 市场化交易机制的完善：有助于打破电价只降不升的误区，提升新能源的竞争力。

储能与电力系统

• 储能技术的潜力：未来5-10年，储能技术将显著影响电力系统平衡，解决新能源消纳瓶颈。
• 储能成本下降：预计2020-2030年储能初始投资价格持续下降。

风险提示

• 极端气候：可能导致用电需求和新能源供给大幅波动。
• 储能发展不及预期：可能影响新能源消纳能力。
• 绿证和碳交易市场滞后：可能影响新能源发电企业的收益。
• “十四五”经济与用电需求疲软：可能影响新能源的发展速度。

电力系统平衡与辅助服务

• 辅助服务是电力系统平衡的重要手段：2019年，辅助服务在电力系统中的占比约为10%。
• 辅助服务市场机制：随着新能源占比提高，辅助服务价格将可能提升，推动火电灵活性改造。
• 火电参与调峰的积极性不足：目前调峰补偿费占比不足2%，导致火电参与调峰意愿较低。

电价机制与新能源竞争力

• 电价应反映供需关系：电价的形成应由市场出清决定，而非单一参照某种电源。
• 新能源与火电的“平价”对比：新能源要比火电便宜多少才具有相同的“性价比”，需综合考虑辅助服务成本。
• 辅助服务成本对新能源的影响：新能源需承担更多辅助服务成本，影响其整体收益。

结论

“十四五”期间，新能源消纳和电力系统平衡将面临更大挑战，需通过市场化交易机制、辅助服务市场建设、储能技术发展和政策支持来应对。火电作为“压舱石”仍不可替代，但需通过灵活性改造和辅助服务市场机制的完善来提升其竞争力。新能源真正的“平价”需考虑辅助服务成本和市场机制的完善，未来随着技术进步和市场机制成熟，新能源有望实现更高效的消纳。