2019年储能投资进入爆发期：新能源缓解电网压力 电网侧储能拉动锂电池边际需求

二、电力系统日趋复杂，调节补偿机制

目前，我国“三北”地区面临较大的新能源渗透率提升问题，华东、华南等电网区域面临着经济发展、电能替代等因素叠加新能源渗透带来的电力系统复杂度快速提升的压力。这些对电网的平衡提出了挑战，电网调频、调峰、备用的需求日益剧增，调节能力亟待提升。

(一)用电量增速回升，电网负荷保持高速增长

从电力消费弹性系数来看(用电量增速与GDP增速比值)，在经过了2015年的增速低谷后，随着供给侧改革、电能替代等因素，2016年开始用电增速逐步恢复。在煤改电、新能源汽车、供给侧改革等重大产业发展变化、政策引导下，我国终端电力消费在能源消费中的比例正在逐步提升。2017年，全社会用电量增量达到3905亿千瓦时，其中电能替代电量超过1200亿千瓦时，电能替代对用电量增量贡献超过了30%。

2018年上半年，我国用电量同比增速9.4%，远高于GDP增速6.8%。上半年，三大产业用电量和城乡居民生活用电量的同比增速分别达到10.3%、7.6%、14.7%、13.2%，对全社会用电量增长的贡献率分别为1.1%、56.9%、23.4%、19.1%。相比去年，二产用电量贡献率下降12个百分点。我们认为，随着我国城镇化的不断推进，城乡居民用电的边际增量、增速正都在在逐年提升，反映出我国电能替代的趋势已经开始。根据国网能源院的数据，上半年经济性因素贡献4.4个百分点，电能替代贡献2.8个百分点，气候气温因素贡献2.2个百分点。因此，未来三年我国全社会用电量增速有望进入一个平台期，保持年均6%~8%的增长空间。

我国主要电网的最高用电负荷快速提高。2017年7月，我国主要电网的合计最大用电负荷达到了926GW，同比增长7.8%，除华中电网外，其他区域均创历史新高，继续维持5~10%的增速。2018年7月，全国主要电网的合计最大用电负荷达到993GW，同比增长7.2%，再创历史新高。

(二)华东电力“缺口”显现，配额制带来装机压力

1、华东地区尖峰电力“缺口”扩大

尽管从全国整体上看，我国电力整体呈现宽松的供需形势，但是具体到区域电网来看，电力缺口问题已经开始愈发严重。2017年夏季高峰期，国网经营区内供应缺口为667万千瓦(约6.67GW)，而今年缺口大概率将超过这一数字。

以江苏为例，2018年1~5月，江苏电网最高调度用电负荷为9191万千瓦，同比增长21.26%。盐城、宿迁、南京、泰州、南通、镇江、淮安、扬州、无锡等9个地区用电负荷达到两位数增长，最高为盐城地区达18.69%。1-5月，江苏调度用电总量达2318亿千瓦时，同比增长8.98%。此外，2018年6月底，各省经信委、电力公司先后召开的迎峰度夏工作会议传出电网夏季“缺口”数据：河北南网600万千瓦、山东500万千瓦、湖北300万千瓦、安徽200万千瓦、江西80万至100万千瓦。今年以来，山东需求侧相应市场启动、河南、江苏大规模建设电网侧储能，这些迹象都反映出中东部地区的负荷结构正在发生变化，电网面临较大的调度压力。

华东地区负荷压力已经凸显。按照风电、光伏的年利用小时数看，风电的平均负荷率23%~30%，光伏仅为13%~16%，而火电、水电、核电平均负荷率水平分别为50%、40%、80%左右。同时，风电、光伏的可调度性差，基本不具有向上的可调度备用能力。因此，在考虑电网可调度缺口压力时，应当剔除风电、光伏在装机中的比例。我们扣除风电、光伏的装机量后发现，华东、东北、华北地区在的这一指标有所提高(见图表24)。特别是华东地区，2017年最高负荷在非新能源装机量中的占比达到了90%，较2012年提高了12个百分点，夏季调度压力可见一斑。

分区域来看，南方区域、华中区域拥有较多的水电装机容量，因此负荷在非新能源发电装机量中的占比较低。东北地区冬季供暖需求大，热电联产机组较多，因此负荷压力也较小。西北电网是我国的火电基地，因此负荷占比非新能源装机量比例也较低。华北、华东地区较为相似，不但装机量(负荷规模)增速较快，新能源渗透比例也在快速提升。因此，这两区域的的电网平衡压力非常大。

2、配额制约束下，全国装机量仍需维持高位

2018年3月23日能源局综合司发布了《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》，意见稿对于2018年以及2020年各省级行政区域非水电可再生能源电力配额指标进行了详细的规定，且该措施具有强制性。通过我们分析，我们发现2018年通过提升光伏、风电发电小时数还可以较大的满足需求，但是到2020年，如不能保证风电、光伏的大比例装机，将难以满足配额制的需求。

2020年，非水可再生能源发电量占比有望达到10.2%。2017年，我国用电总量63,086万亿千瓦时，其中新能源发电量4239万亿千瓦时，占比6.7%。以各省2017年的用电量为基础，按照2018年的配额指标计算，全国总的指标为8.1%;按照2020年的配额指标计算，全国总的指标为10.2%。我们假设2020年，我国非水可再生能源在全部用电量中的占比为10.2%，则2020年新能源发电量应达到7912亿千瓦时。

2018年国内非水电可再生电力需求量为5614亿千瓦时，相较2017年发电量缺口为1375万亿kWh(5614-4239=1375);2020年国内非水电可再生电力需求量为8049亿千瓦时，相较2017发电量缺口为3810亿kWh。我们按照2020年全部由存量风电、光伏装机发电(也就是不考虑2020年新增装机量)、风电发电小时数2200小时、光伏1200小时测算，2018~2020年，风电、光伏年均需新增装机量仍将不低于70GW。2017年我国风电光伏总装机量为68GW，也就是说未来三年，我国风电、光伏新增装机量需要继续维持在“第三台阶”并有可能进一步向上提升。

(三)系统调节能力不足，辅助服务意义日益重要

1、电力系统调节能力亟待提升

2018年3月25日，发改委、能源局发布了《关于提升电力系统调节能力的指导意见》(发改能源〔2018〕364号)，表示我国电力系统调节灵活性欠缺、电网调度运行方式较为僵化等现实造成了系统难以完全适应新形势要求，大型机组难以发挥节能高效的优势，部分地区出现了较为严重的弃风、弃光和弃水问题，区域用电用热矛盾突出。为实现我国提出的2020年、2030年非化石能源消费比重分别达到15%、20%的目标，保障电力安全供应和民生用热需求，需着力提高电力系统的调节能力及运行效率，从负荷侧、电源侧、电网侧多措并举，重点增强系统灵活性、适应性，破解新能源消纳难题，推进绿色发展。

2、调峰、备用服务对新能源消纳意义重大

从极端的情况看，当新能源渗透了达到100%之后，就有可能出现瞬时功率完全由新能源发电提供的情况(不考虑电网外送输电)。也就是说，随着新能源发电渗透率的提高，传统能源(火电、水电、核电等)将越来越多的出现在某时段内压减发电功率的情况，并且幅度会越来越大。

举例来看，当一个电网新能源发电装机渗透率(新能源发电装机容量/电网最大负荷)达到35%时，某日午时新能源发电功率可达到了20%的最大电网负荷(新能源发电功率达到了额定装机容量的57%)，其瞬时电网负荷功率为75%最大负荷功率，为了保障新能源的完全消纳，传统能源的发电仅有55%最大负荷的功率空间。也就是说，如果假设传统电源额定装机量是电网最大负荷的120%，那么此时传统能源的功率只有额定功率的45%。

如果渗透率进一步提升，此时最大发电功率达到了25%，那么留给传统电源的空间仅有50%，传统电源此时的功率只有额定功率的41%。如果传统能源此时无法压减至相应水平，那么只能限制新能源发电功率，造成了弃电现象。因此，新能源渗透比例越高，传统电源的调峰深度应越深。

3、电网日趋复杂，调频工作量增速将会加快

对于交流电系统，频率是重要的性能指标，电网频率的过度变化对于发电侧和用电侧都有非常大的冲击。同步发电机是电力系统的主要电源形式，其转子转速与发电频率密切相关。当转子的输入能量(机械能)与输出能量(电磁能)不一致时，就会影响其自身的动能，造成了转速变化，进而改变了交流电频率。电网频率变化实际上是电网发、用电功率不平衡累计的结果。

“二次调频”的实质是分钟级别的电网发电出力大小的微调。电网频率的调节精密度远高于调峰、调频，往往是分钟级别、兆瓦级别的出力调控，需要调度中心协调区域内多个资源，统一控制其出力水平，完成整个系统、或区域系统的频率稳定。一方面，实现电力系统出力功率与负荷功率的平衡，另一方面，对冲掉功率不平衡后积累下来的频率偏差影响。这一工作称之为自动发电控制，简称AGC，也就是“二次调频”。从实质上看，“二次调频”是消除电网功率不平衡累计的影响(频率震荡)的调节工作，调频只是效果，自动发电控制(功率)才是直接手段。

随着电网规模的提升，日内曲线的波动加大，发电侧功率跟踪负荷的难度在提升，电网不平衡调节压力也将日益提升。另一方面，对于整个电力系统而言，随着新能源发电比例的提升，新能源发电的波动性也将加剧这一波动。再次，我国电力市场，特别是电力现货市场的启动，使得调度方式从以往的集中、统一调度，走向市场化、分散化的模式，这一制度变化也将在实际运行中对电网的平衡调节提出挑战。

三、辅助服务(补偿)机制调整，有效遏制弃电率恶化

2018年2月、6月，我们先后发布了本系列报告的前两篇：《电网新能源消纳系列报告之一：电力辅助服务助力，新疆弃风限电率显著改善》、《电网新能源消纳系列报告之二：东北市场化调峰成效显著，多省启动电力辅助服务市场化升级》。在此将两篇报告的主要内容做简要复述，并补充一些新的时效性信息和结论。

我们认为，2017年在“三北”地区新能源新增装机量基本维持2015、2016年的水平，但是弃电率恶化的态势在2017年得到了有效的遏制，2018年弃电率回归到了2014年的水平。其主要原因在于2014~2016年，东北、西北地区分别在电力辅助服务机制上做出了巨大的调整。这些调整极大地缓和了在目前“两轨制”下，新能源、火电的发电权利益冲突。更进一步，火电机组在调峰服务的收益性得到了提升，从而促进了东北、西北地区火电厂参与调峰的积极性，带动电力系统调节能力的大幅提升。

(一)西北辅助服务机制调整，弃电率得到缓和

2015年9月，西北能监局颁布了新一版《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》与《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》(以下简称“两个细则”，分别简称《并网管理细则》、《辅助管理细则》)。新版“两个细则”与2011年版本的文件相比，补偿力度进一步增加，可以看出监管机构对于电网安全性、稳定性、灵活性的要求有了进一步提高。

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

2015版本中，旋转备用按照负荷率分为了100%~70%、70%~50%两档，分别基于0.01元/kWh、0.05元/kWh的少发电量补偿。负荷率在50%以下的深度调峰，补偿从0.1元/kWh提升到了0.3元/kWh，。这些调整极大地刺激了火电主体参与备用、调峰服务。

补偿费用规模增长了百倍级别，辅助服务(备用、调峰)工作量大幅提高。2015年10月之前，新疆省的水电、火电获得的全部补偿费用不足500万元/月，10月份按照新标准后，总补偿费用规模达到了3500万元/月。为了避免补偿标准提升的影响，我们对比了2015~2017年新疆省辅助服务分类主体的总补偿分数，发现近两年补偿分数每年都有翻倍增长的趋势，这样就意味着新疆地区辅助服务的工作量有了非常大的提升。毋庸置疑，新疆的辅助服务工作量占比最高的就是备用与调峰辅助服务，这些服务都为风电、光伏发电出让了大量发电空间。