电气设备行业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-20180913-华创证券-46页-3mb

电网新能源消纳系列报告之三总结

核心内容概述

本报告围绕新能源发电对电网的冲击，分析了电力辅助服务及储能市场的发展现状与前景，指出新能源规模持续扩大，电网调节能力不足是导致弃电的主要原因。随着辅助服务机制调整和储能技术的兴起，新能源消纳能力得到显著提升。报告还提出了针对新能源发电和电网储能的两个投资建议。

主要观点与关键信息

一、新能源规模逐年提升，调节能力不足是弃电的根本

• 新能源装机量快速提升：截至2017年底，我国新能源发电装机量占比达到16.54%，其中风电和光伏合计新增装机量为68GW，占新增装机总量的50%。
• 新能源渗透率提升：2017年，东北、西北新能源渗透率分别达到94%和100%，接近丹麦水平，对电网调节能力提出巨大挑战。
• 弃风弃光问题突出：2015、2016年弃风弃光率迅速恶化，2017年虽有所缓解，但部分省份弃电率仍高于10%。
• 新能源波动性大：风电和光伏的发电波动性较大，尤其在中东部地区，其“反负荷”特性与光伏的波动性，使得电网调节压力剧增。

二、电力系统日趋复杂，调节补偿机制意义重大

• 用电量增速回升：2018年上半年全社会用电量同比增长9.8%，电力消费弹性系数逐步回升，电能替代对用电量增长贡献显著。
• 电网负荷持续增长：2017年7月，主要电网负荷达926GW，2018年7月增至993GW，显示电网负荷增长迅速。
• 华东地区电力缺口显现：2017年夏季，华东电网出现电力供应缺口，2018年预计缺口进一步扩大。
• 配额制推动装机增长：2020年非水可再生能源发电量占比目标为10.2%，预计未来三年风电、光伏年均新增装机量不低于70GW。

三、辅助服务机制调整，有效遏制弃电率恶化

• 西北地区调整机制：2015年西北能监局出台新细则，提高补偿标准，刺激火电参与调峰服务，2018年新疆弃风率降至16.9%，弃光率降至16.6%。
• 东北地区市场化改革：2014年启动调峰市场，2016年启动辅助服务市场化改革，弃电率显著下降，辽宁、吉林、黑龙江弃电率分别降至2.4%、8.1%、8.5%。
• 火电灵活性改造：2016年国家能源局在东北启动火电灵活性改造试点，提升火电调峰能力，为新能源消纳提供支撑。

四、市场化辅助服务全国铺开，为新能源、电力现货市场铺路

• 辅助服务市场化：2017年起，全国已有9个省份启动电力辅助服务市场化改革，福建、安徽、山东等省份已开展调峰服务市场化运作。
• 调频市场发展：调频服务的市场化机制为储能参与电网调节奠定基础，储能商业模式更加多元化，经济收益提升。
• 辅助服务市场发展：电力辅助服务将逐步覆盖所有省级调度机构管理的发电机组，2020年电力辅助服务机制将更加完善，配合现货交易试点推进。

五、储能优势尽显，调频领域商业模式日渐清晰

• 储能参与电网调节：储能通过调频服务，提升电网调节能力，促进新能源消纳。
• 锂电池需求增长：电网侧储能市场快速扩张，2018年上半年电化学储能装机量同比增长127%，其中电网侧占比超60%，主要为锂离子电池。
• 储能项目启动：宁德时代、江苏、河南等地电网侧储能项目已开工，预计2019年起电网级锂电池储能需求将达GW级别。

投资建议

投资建议1：新能源发电空间巨大，2019年有望迎来新成长周期

• 新能源发展潜力：我国用电量未来几年需求仍维持在120GW左右，新能源将成为新增装机主力。
• 渗透率提升空间：华东、华中、南方地区新能源渗透率不足20%，仍有巨大发展空间。
• 政策支持：地方补贴与电力市场化改革政策将推动新能源进一步发展。

投资建议2：电网级储能爆发，对锂电池需求边际带动显著增强

• 储能市场增长：2018年上半年电化学储能装机量增长127%，其中电网侧储能占比超过60%。
• 储能项目启动：宁德时代在福建的储能项目第一期达100MWh，江苏、河南电网侧储能项目也已开工。
• 锂电池需求提升：随着储能市场的扩张，锂电池需求将显著增长，尤其是电网侧储能项目。

风险提示

• 新能源政策不及预期：若新能源政策出现变动，可能影响装机量增长和消纳能力。
• 辅助服务市场化改革不及预期：市场化改革进程缓慢可能影响电网调节能力和新能源消纳。

重点公司盈利预测与估值

行业基本数据

图表目录（摘要）

• 图表1：2009年至今我国发电装机量增长103%
• 图表2：2009年至今我国发电装机量增长103%
• 图表3：我国历年新增装机量、增速及其构成
• 图表4：我国历年新增装机量、增速及其构成
• 图表5：风电、光伏合计装机量在区域新增装机量
• 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、光伏新增装机量被其他区域反超
• 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
• 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
• 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
• 图表34：近两年补偿工作量大幅提升
• 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
• 图表37：2015~2017年风电、光伏合计补偿火电费用规模大幅提升
• 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
• 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
• 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
• 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
• 图表59：辅助服务费用来源
• 图表60：2017年Q3~Q4风电光伏分摊费用比例
• 图表61：辅助服务费用来源
• 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