2018年电力辅助服务及储能市场分析报告

２０１８年电力辅助服务及储能市场分析报告

一、新能源规模逐年提升，调节能力不足是弃电的根本 (7)

（一）新能源装机实现“三级”台阶跃升 (8)

（二）“第三级”冲击减弱，东北、西北弃电问题仍然严峻 (9)

（三）弃风、弃光的本质是参与电力系统调节 (11)

二、电力系统日趋复杂，调节补偿机制 (13)

（一）用电量增速回升，电网负荷保持高速增长 (13)

（二）华东电力“缺口”显现，配额制带来装机压力 (15)

1、华东地区尖峰电力“缺口”扩大 (15)

2、配额制约束下，全国装机量仍需维持高位 (18)

（三）系统调节能力不足，辅助服务意义日益重要 (19)

1、电力系统调节能力亟待提升 (19)

2、调峰、备用服务对新能源消纳意义重大 (19)

3、电网日趋复杂，调频工作量增速将会加快 (20)

三、辅助服务（补偿）机制调整，有效遏制弃电率恶化 (22)

（一）西北辅助服务机制调整，弃电率得到缓和 (22)

1、补偿力度加大，风电、光伏“购买”传统电厂调节服务量大幅提升 (22)

2、新疆弃电率恶化趋势得到遏制，2018年弃电率进一步下降 (25)

（二）东北辅助服务市场化，弃电率指标摆脱两位数 (26)

1、2014年启动调峰市场，2016年启动电力辅助服务市场化改革专项试点 (26)

2、2016年国家能源局在东北启动火电灵活性改造试点，创造火电“调峰资源”供给 (27)

3、东北弃电率降至个位数，辅助服务贡献主要消纳空间 (29)

四、市场化辅助服务全国铺开，为新能源、电力现货市场铺路 (31)

（一）电力辅助服务机制是电网调节的重要支撑体系 (31)

（二）我国电力辅助服务已开始向“市场化”改革 (32)

1、起步晚、跟进慢，我国辅助服务发展滞后 (32)

2、体系初见雏形，区域电网间结构差异凸显 (33)

3、辅助服务市场化改革加速 (36)

（三）国外辅助服务市场为标尺，辅助服务市场规模料将不断提升 (37)

五、储能优势尽显，调频领域商业模式日渐清晰 (38)

（一）辅助服务市场化，奠定储能参与电网调节制度基础 (38)

（二）储能调频商业模式日益成熟，“火电+储能”模式率先爆发 (38)

六、投资建议 (41)

（一）新能源发电空间巨大，“市场化”政策望催化2019年新成长周期 (41)

（二）电网级电化学储能爆发，对锂离子电池需求边际带动快速提高 (41)

七、风险提示 (43)

图表 1 2009年至今我国发电装机量增长103%（电网并网口径，下同，单位：万千瓦） (7)

图表 2 2009年至今我国发电装机量增长103%（单位：万千瓦） (7)

图表 3 我国历年新增装机量、增速及其构成（单位：万千瓦） (8)

图表 4 我国历年新增装机量、增速及其构成（单位：万千瓦） (8)

图表 5 风电、光伏合计装机量在区域新增装机量（单位：GW） (9)

图表 6 2016年一季度我国弃风率达到高点 (9)

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） (10)

图表8 东北、西北新能源渗透率已达到90%以上 (10)

图表9 六大电网新能源渗透率逐年提升 (11)

图表10 2017年，东北、西北弃风率仍然高居不下 (11)

图表11 光伏发电典型功率曲线（晴天） (12)

图表12 光伏发电典型功率曲线（阴天） (12)

图表13 风电“反负荷”曲线特性更强 (12)

图表14 电能替代带动电力弹性系数回升，用电量增速回升 (13)

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 (14)

图表16 华北区域最高用电负荷保持增长 (14)

图表17 东北区域最高用电负荷保持增长 (14)

图表18 华东区域最高用电负荷保持增长 (15)

图表19 华中区域最高用电负荷企稳回升 (15)

图表20 南方区域最高用电负荷17年增幅超10% (15)

图表21 西北区域最高用电负荷保持增长 (15)

图表22 六大区域最高电网负荷占比总装机量比例 (16)

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） (16)

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 (17)

图表25 六大区域近5年装机结构变化（单位：GW） (17)

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% (18)

图表27 风电、光伏装机比例将保持增长 (18)

图表28 《关于提升电力系统调节能力的指导意见》内容 (19)

图表29 新能源渗透率提升将增加调峰、备用需求 (20)

图表30 电力系统频率变化本质是能量（功率）的不平衡 (21)

图表31 新能源发电比例提升后波动性冲击电网 (21)

图表32 2015年版本辅助服务补偿力度大幅提高 (22)

图表33 2015年版本辅助服务补偿费用大幅提升（单位：千元） (23)

图表34 近两年补偿工作量大幅提升（单位：分） (23)

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 (24)

图表36 2015年至今参与主体数量增长一倍（单位：家） (24)

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） (25)

图表38 新疆弃风限电率大幅下降 (25)

图表39 新疆弃电率恶化态势显著缓解 (25)

图表40 新疆新能源装机量增速放缓（单位：GW） (25)

图表41 新疆弃风率恶化趋势被显著扭转 (26)

图表42 东北电力辅助服务改革政策汇总 (26)

图表43 东北火电调峰辅助服务市场报价区间 (27)

图表44 东北有偿调峰定价机制示意图 (27)

图表45 市场、供给双重推动，有效促进新能源消纳 (27)

图表46 能源局两批次灵活性改造试点项目 (28)

图表47 2018年一季度黑龙江弃电率大幅下降 (29)

图表48 东北地区弃风率保持稳步下降（%） (29)

图表49 东北三省风电装机量（GW） (29)

图表50 电力辅助服务是维护电网平衡的体系服务 (31)

图表51 辅助服务是保证电网电量交易的重要工作 (31)

图表52 我国电力辅助服务政策发展历史 (32)

图表53 2020年我国电力辅助服务市场机制将建立完善 (33)

图表54 我国电力辅助服务将出现重大变化 (33)

图表55 我国电力辅助服务概况 (33)

图表56 2017年Q2~Q4辅助服务费用占比（单位：亿元） (34)

图表57 2017年Q2~Q3六大区域辅助服务费用占比 (34)

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） (35)

图表59 辅助服务费用来源（单位：亿元） (35)

图表60 2017年Q3~Q4风电光伏分摊费用比例（单位：亿元） (36)

图表61 辅助服务费用来源（单位：亿元） (36)

图表62 调频辅助服务市场机制价格形成示意图 (37)

图表63 辅助服务补偿费用占比总电价比例需要提高 (37)

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 (38)

图表65 山西调频性能直接影响收益、调用排序 (39)

图表66 不同类型机组AGC控制环节对比 (39)