2018-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

• 新能源规模迅速扩大：截至2017年底，我国新能源发电装机容量占比达到16.54%，年新增装机量占比超过50%，主要集中在中东部地区。
• 新能源对电网的冲击：随着新能源装机量的增加，电网调节能力面临挑战，尤其是东北、西北地区新能源渗透率高，弃风、弃光问题突出。
• 辅助服务机制调整：2015年、2016年东北、西北地区对辅助服务机制进行了调整，有效遏制了弃电率的恶化。
• 市场化改革推动发展：自2017年起，全国已有9个省份启动电力辅助服务市场化改革，为新能源和储能发展提供制度基础。
• 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%，其中电网侧储能占比超60%，主要为锂离子电池。
• 投资建议：新能源发电空间广阔，电网级储能需求将显著提升，对锂电池需求带来边际带动。

主要观点

• 新能源发电装机量持续增长，尤其是光伏和风电，对电网调节能力提出了更高要求。
• 东北、西北地区新能源渗透率高，导致弃风弃光率居高不下，但辅助服务机制的调整有效缓解了这一问题。
• 电力辅助服务市场化改革在全国范围内推广，提升了火电等传统能源的参与积极性，为新能源消纳和电力现货市场发展铺平道路。
• 储能技术在调频领域展现优势，商业模式逐渐清晰，将显著提升新能源消纳能力。
• 随着电力市场化改革的推进，电网调节需求将增加，辅助服务市场潜力巨大。

关键信息

新能源装机情况

• 截至2017年底，我国总发电装机容量达到1777GW，其中新能源装机容量为294GW，占比16.54%。
• 2017年新能源新增装机量为68GW，占新增装机总量的50.9%，其中光伏新增装机量为53GW，占比近40%。
• 新能源装机量向中东部地区转移，对电网冲击有所减弱。

弃电率变化

• 2015、2016年弃风弃光率迅速恶化，但2017年弃电率得到有效遏制。
• 2018年上半年，全国弃风率降至8.7%，弃光率降至3.6%，与2015年相比下降明显。
• 新疆弃风率从35.2%降至16.9%，弃光率从49.5%降至16.6%，改善显著。
• 东北地区弃风率从15%降至2.4%，弃光率从44%降至8.1%，辅助服务机制发挥了关键作用。

电力辅助服务机制调整

• 东北、西北地区通过提高补偿标准和市场化报价机制，刺激了火电等传统能源参与调峰、备用的积极性。
• 2015年“两个细则”实施后，辅助服务费用大幅增加，调峰、备用工作量显著提升。
• 火电灵活性改造试点的启动，为调峰提供了更多资源，有效改善了新能源消纳问题。

储能市场发展

• 电网侧储能项目快速增加，2018年上半年电化学储能装机量同比增长127%，其中电网侧储能占比超过60%。
• 储能参与调频市场，为火电提供调峰服务，提升电网调节能力。
• 储能商业模式日益成熟，对锂电池需求边际带动快速提高。

投资建议

1. 新能源发电空间巨大：2019年有望迎来新能源发电的新成长周期，地方补贴和电力市场化改革将起到催化作用。
2. 电网级储能爆发：2019年起，电网级锂电池储能需求有望达到GW级别，对锂电池需求的边际带动将显著增强。

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

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
• 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年~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
• 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

总结

本报告分析了我国新能源发电装机量增长带来的电网调节压力，并指出辅助服务机制调整和储能市场发展是解决弃电问题的重要手段。随着新能源渗透率的提升，电力系统调节能力需求日益增加，辅助服务市场化改革和储能技术的推广为新能源消纳提供了新的解决方案。投资建议显示，新能源发电和电网侧储能市场在未来将有较大增长空间，值得重点关注。