20201215-华泰证券-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_33页_3mb

行业研究总结：新能源消纳与电力系统平衡挑战

核心内容概览

本报告聚焦“十四五”期间中国电力系统面临的新能源消纳与平衡压力，探讨新能源发展对电力市场的影响及应对策略。主要分析了用电需求增长、新能源装机容量、电力系统平衡机制、辅助服务市场、储能技术发展以及国际经验借鉴等方面。

主要观点与关键信息

1. 行业评级与背景

• 公用事业与电力设备与新能源行业评级为“增持（维持）”。
• 中国碳减排目标明确，力争2030年碳达峰、2060年碳中和。
• “十四五”期间，预计年均新增光伏装机82GW，风电32GW，2025年风光电量占比将达17%（2019年为9%）。

2. 用电需求预测

• “十四五”期间，全社会用电量预计年均增长5%。
• 用电增长主要由“新基建”和“新动能”带动，预计2025年“新基建”用电增量占比为12%，而“新动能”贡献增量占比为26%。
• 2025年全社会用电量预计为94,162亿千瓦时，较2020年增长约12%。

3. 新能源发展与挑战

• 风光发电占比在15%–30%时，系统平衡压力显著加大；超过30%后，对调峰调频的需求下降，对虚拟电厂和负荷控制要求提高。
• 海外经验表明，风光发电占比超过50%后，系统对波动性容忍度提高，但对负荷控制依赖度上升。
• “十四五”期间，风光发电量占比大概率超过15%，对电力系统平衡构成挑战。

4. 新能源“平价”与市场机制

• 新能源真正的“平价”需考虑市场化交易、辅助服务、储能及碳税+绿证等综合因素。
• 风光发电对系统平衡带来的额外波动性成本约占总发电成本的5%–20%。
• 市场化交易是解决新能源消纳的最佳手段，新能源加速参与传统电源交易是趋势。
• 中国电力市场正在向市场化方向发展，新能源需适应市场化电价形成机制。

5. 火电“压舱石”作用

• 火电仍是电力系统平衡的压舱石，预计2025年火电装机仍需维持在12.5亿–14亿千瓦。
• 火电灵活性改造与辅助服务市场机制是解决平衡问题的关键。
• 当前火电辅助服务收入占利润比例较低，市场化机制尚未完善，影响火电参与调峰积极性。

6. 新能源成本下降趋势

• 风电度电成本持续下降，2009–2019年下降趋势显著。
• 光伏发电成本亦在下降，2018年初始投资成本分别为4.92元/W和4.13元/W，预计2020年分别降至4.17元/W和3.48元/W。
• 技术进步（如HIT/HJT）和规模化效应推动新能源成本下降，助力平价上网。

7. 辅助服务市场与机制

• 中国辅助服务市场尚处于发展初期，2019年全国调峰补偿费用占比不足2%，火电参与调峰积极性不足。
• 电力辅助服务市场已启动，部分省份（如山东）已建立较为完善的政策体系。
• 辅助服务费用由电网企业计量并分摊至终端电价，对火电和新能源都有影响。

8. 储能技术的作用

• 储能技术有望在未来5–10年改变电力系统平衡框架，解决中长期新能源消纳瓶颈。
• 储能初始投资价格持续下降，有助于提升电力系统的弹性与低碳化水平。

9. 国际经验与启示

• 德国、英国、加州等国家/地区在风光发电占比15%–30%时，电力系统平衡压力显著加大。
• 德国通过市场化交易机制和辅助服务奖金促进风光消纳，2012年风光占比达12%，弃电率高达1%。
• 英国2020年因风光发电波动与需求波动，出现电价飙升和负电价并存现象。
• 加州因风光发电波动与电网老化问题，发生2020年首次分区滚动式停电。

10. 风险提示

• 极端气候导致供需波动。
• 储能技术发展不及预期。
• 绿证和碳排放交易市场滞后。
• “十四五”经济与用电需求疲软。

重点领域预测

结论

“十四五”期间，中国新能源装机和发电量将显著增长，但风光消纳面临严峻挑战。电力系统平衡压力增大，火电灵活性改造与辅助服务市场机制亟需完善。新能源“平价”需综合考虑市场化交易、辅助服务、储能和碳税/绿证等多重因素，市场化电价机制是关键。未来5–10年，储能技术的发展可能改变电力系统平衡框架，为新能源消纳提供新路径。