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

风电、光伏发电主体纳入体系，参与补偿费用分摊。从2015年10月开始，西北地区风电、光伏发电主体均被纳入到“两个细则”的管理。根据规定，风电、光伏的发电主体企业，需要分摊电力辅助服务体系下产生的补偿费用，同时自身的发电行为、技术指标也要被考核。以新疆为例，2015年10月之前，只有14家水电厂、28家火电厂在“两个细则”的体系范围内，10月起新疆的118家光伏电厂、84家风场也纳入到了费用补偿体系内。

2015年~2017年风电、光伏主体数量大增，分别增长105%、147%。从数据来看，2015~2017年三年的10月份，参与考核补偿的火电厂个数分别为26、31、37座;水电厂分别为19、21、22座，风电场85、113、175座;光伏117、170、289座，火电厂数量增长了42%，水电15%，风电105%，光伏147%。可以发现，新疆参与电力辅助服务的光伏、风电厂数量有了翻倍的增长。

我们对比了2015~2017年1~10月新疆省的结算费用(结算费用=补偿费用-考核费用-分摊费用)总规模，从整体来看可以发现风电、光伏为上缴费用(负值)，并且上缴费用逐年提升，2017年的总结算费用规模达到了2.48亿元。从这一角度看，风电光伏纳入补偿体系后，电力辅助服务成为了新能源补偿火电、水电调节电网平衡的机制桥梁，实现了新能源发电对参与调节的火电、水电发电主体的补偿，实际效果上看是新能源“购买”火电、水电的调节服务。所以火电、水电参与市场调节的服务积极性获得了大幅提高。

2、新疆弃电率恶化趋势得到遏制，2018年弃电率进一步下降

2018年2月11日，新疆发改委发布了1月份新能源消纳情况数据，弃风率16.9%，同比下降18.3个百分点，弃风电量同比去年下降26.58%;较上月环比下降51.4%;弃光率16.6%，同比下降32.9个百分点，弃光量同比下降60%，环比下降30%。新疆弃电率进一步改善，新能源消纳能力日益提高。

新疆省弃电率连续改善，2018年一月份数据进一步下降。2017年，新疆省的弃风弃光情况得到了进一步改善，2015年，新疆弃风率32%、弃光率26%，2016年分别为38%、32%，2017年为29.8%、21.5%。

从趋势上看，新疆省的弃风情况趋势已经向好。而同时，新疆省的新能源发电装机量也从2015年底的2219万千瓦提升到了2743万千瓦。2015年，新疆新增风电装机量8.87GW，同比巨幅增长110%，这也为新疆电网的消纳带来了巨大压力，2016年新疆弃风、弃光率达到了历史高峰。

(二)东北辅助服务市场化，弃电率指标摆脱两位数

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

2014年9月，东北调峰辅助服务市场启动。2014年开始，随着东北地区经济下行、风电装机不断增加影响，东北电网的“窝电”现象和冬季供暖期的系统调峰能力不足问题开始逐步显现，特别是冬季风电、热电联产机组的供电矛盾极为尖锐，造成了大量的弃风现象。2014年，东北电力调峰辅助服务市场启动运行。2016年11月，东北电力辅助服务市场专项改革试点工作启动，出台了《东北电力辅助服务市场专项改革试点方案》、《东北电力辅助服务市场运营规则(试行)》(以下简称《试点方案》、《运营规则》)。

根据《试点方案》，东北地区将开展深度调峰、火电停机备用、可中断负荷调峰、电储能调峰、火电应急启停调峰、跨省调峰等多个交易品种。根据时间安排，2017年，这些调峰交易将会全面启动。市场化交易机制的确立，一方面通过市场定价机制使得火电厂调峰获得了相对合理的补偿，刺激了火电机组调峰积极性，另一方面也将调峰资源的调用分配问题，使得调峰资源的分配更加高效合理。

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

东北率先建立了调峰辅助服务市场，但是东北地区的火电厂热电联产机组比例非常高。在冬季供暖期，同时也是风量较大的时期，为了保障供暖很多机组无法压减出力。因此，2016年为配合东北辅助服务市场机制，能源局启动了两个批次的火电机组灵活性改造试点。

2016年，共试点17GW火电灵活性改造，2017年已陆续投运，发挥出巨大调峰能力。与此同时，2016年6月、8月国家能源局下达了两个批次的火电灵活性改造试点通知，这两批火电厂的总装机容量总共了17GW，主要分布在东北地区。

我们认为，东北地区的调峰市场化改革，成为了东北地区热电联产机组改造的驱动因素。前期通过国家试点项目推进，形成了较好的示范效应。通过调峰市场化定价、费用分摊的电力辅助服务机制，刺激出了火电机组参与调峰、灵活性改造的积极性。

3、东北弃电率降至个位数，辅助服务贡献主要消纳空间

据国家电网报报道，黑龙江电网一季度新能源发电量同比增长107.8%，其中风电发电量33.93亿千瓦时，同比增加96.6%。其中，火电机组开展深度调峰为风电多提供上网电量19.6亿千瓦时，占风电总发电量的57%，同比增加电量10.6亿千瓦时，风电发电小时数595小时，同比增加94%。与2017年同期相比，风电消纳巨幅好转。

黑龙江辅助服务助力，弃电率大幅下降27个百分点。从能源局公布的数据看，2018年一季度黑龙江的弃风率仅为8.5%，而去年同期为36%，同比大幅下降27.5个百分点。黑龙江电网引导火电企业，调峰辅助服务使得风电消纳电量增加了10.6亿千瓦时，占比今年风电新增发电量的61%。同时，东北地区的风电弃电率进一步下降，辽宁、吉林、黑龙江弃电率分别下降到2.4%、8.1%、8.5%，而去年同期这一数字分别为15%、44%、36%。

在市场机制建设完善、电厂技术改造的双重促进下，东北地区调峰市场发挥出了巨大的作用。根据能源局数据，可以看出，从2014年底率先建立调峰市场，再到2016年底升级成为电力辅助服务市场，东北区域已经形成了相对完善的市场化机制。同时，2016年启动的大批东北火电厂灵活性改造陆续完成，也帮助东北调峰市场发挥出了巨大的能效作用。结合前文提到的黑龙江省情况，我们认为东北地区电力辅助服务，特别是调峰服务，已经开始有效地并将进一步促进东北地区新能源消纳。

四、市场化辅助服务全国铺开，为新能源、电力现货市场铺路

(一)电力辅助服务机制是电网调节的重要支撑体系

电力辅助服务的定义：是在电力市场运营过程中，为完成输电和电能量交易并保障电力系统的安全稳定运行和电能商品质量，由发电机组提供的与正常电能生产和交易相耦合的频率控制(一次调频、AGC)、备用、调峰、无功调节、黑启动和其他安全措施等服务。

电力系统的平稳运行必须依靠电力辅助服务。电力系统作为实现电力交易的物理平台，其特殊性在于“商品”不能大比例存储，只能“时发时用”，同时还需要保证电压、频率、无功等方面的电能质量。从安全性角度看，影响电网安全的最主要问题在于如何保证电力系统的功率平衡。电力辅助服务的工作便是解决以上问题。

电网的功率平衡问题是电网安全的核心，也是辅助服务的主要工作内容。具体来看，电力辅助服务解决了系统的四方面需求：1、实时电量平衡;2、有功功率平衡;3、无功功率平衡;4、电网可靠性。其中，前三项是保证电网平衡的具体需求，依靠电力辅助服务中的调峰、调频、调压、无功补偿等方式解决的，这一需求占据了辅助服务90%以上的日常工作。此外，电网安全还包括可靠性、故障恢复的需求，这些由辅助服务中的备用、黑启动等项目保证。

电力辅助服务补偿(市场)机制是电网调节的重要支撑体系。电力辅助服务补偿(市场)机制，是指对于电力系统中提供辅助服务费用补偿或市场化交易的机制，这一机制下可以通过经济性手段刺激出电力辅助服务资源，使得调度中心有足够的调节资源保证电力系统的平稳高效运行。因此，这一机制是覆盖在电源灵活性、负荷灵活性、储能等基础灵活性之上，是保证这些调节手段获得合理的经济性补偿制度基础。直到2009年，我国电力辅助服务还只是电厂对电网的义务，按照电网调度指令调节，保证电网安全运行。这种模式下，电厂缺乏积极性，提供的服务质量也不高。

(二)我国电力辅助服务已开始向“市场化”改革

1、起步晚、跟进慢，我国辅助服务发展滞后

2002年，我国统一的电力工业系统拆分为两大电网、五大发电集团后，实现了“厂网分离”。2006年，原国家电监委出台了辅助服务相关规定，六大电网区域的能源监管机构出台了各自区域对应的相关实施细则，简称“两个细则”。至此，电力辅助服务从电厂“义务”行为转变为商业服务。但是2013年开始，使得“两个细则”体系已经难以适应的新能源装机的快速发展，无法刺激出足够的服务资源。

辅助服务的发展滞后，在影响新能源消纳方面表现最为明显。在2015年新能源发电装机量快速提高后，当时所执行的“两个细则”体系已经催化出更多的调峰资源，造成了弃风、弃光率的急剧恶化。具体可以参见本文第三部分西北、东北的机制调整与弃电率下降的讨论。

2017年开始，电力辅助服务领域的相关政策文件密集出台，据能源局2017年11月出台的《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》，到2020年，我国电力辅助服务补偿(市场)机制将会进一步完善、调整，并将配合现货交易十点，开展电力辅助服务市场建设。我们认为，2018年电力辅助服务将开始全国性的升级，补偿力度高、市场化进程大跨步加速，还将逐步将费用成本向电力用户侧转嫁。