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

电力辅助服务及储能市场的兴起，将助力电网新能源消纳。伴随储能的应用，新能源装机弃电率得到进一步下降，未来随着配额制、电力市场机制的改革，特高压送受端压力也将取得获得疏通。储能商业模式日渐清晰，2019年储能投资有望爆发。

主要观点

1、新能源发电对电网冲击愈发强烈

2017年底，我国总发电装机容量达到1777GW，其中新能源发电装机量比例已达到16.54%。新能源发电的新增装机量已经从2013年的28GW分三级台阶逐步提升至2017年的68GW，在新增装机量中的占比达到50%。从2015年开始，我国弃电率水平迅速恶化。2017年，因新增新能源装机量向中东部地区转移，冲击有所减弱。但是，部分省份的弃电率水平仍然在两位数以上，并且全国年新增装机量大概率将维持在60GW以上，对电网冲击仍然强烈。

2、电力系统结构日益复杂，调节能力亟待提升

2018年上半年，全社会用电量同比增长9.8%，2017、2018年7月份最高电网负荷均保持了7%以上的同比增速。电网规模日益扩大，同时新能源发电装机量继续保持高位。华东区域最高电网负荷在可调度的非新能源发电装机中的比例已经达到90%，电网调节压力非常巨大。西北、东北区域2017年底的新能源渗透率分别达到93%、100%，已达到丹麦的水平。这些都对我国电网调节能力提出了巨大挑战。

3、辅助服务机制调整，弃电率恶化态势得到有效遏制

2015年、2016年，东北、西北地区的辅助服务机制开始做出重大调整，西北地区大幅提高了服务补偿标准，东北地区建立了市场化报价机制，以火电为主的传统能源参与电网调节的积极性增强，备用、调峰等工作量明显提高，两区域的弃电率恶化态势得到显著缓解。2018年上半年，全国弃风率仅为8.7%，同下降5个百分点，弃光率3.6%，同比下降3.2个百分点。

4、市场化辅助服务在全国推广，为新能源、储能发展铺平道路

2017年开始，全国已经有9个省份出台了电力辅助服务市场化改革文件，福建、安徽、山东、新疆、宁夏率先启动了调峰辅助服务的市场化运作。借鉴东北地区调峰市场化的经验，这些地区已经为新能源的进一步发展铺平道路。此外，山西、广东等地区的调频市场化改革也已经启动。市场化的调频机制，为储能参与电网调节奠定了制度基础，储能商业模式得以丰富，可获得更体现其价值的经济收益。储能参与电网调节，也将反向促进电网调节能力的增强。

观点1：新能源发电空间仍然巨大，2019年将迎新一轮成长周期

我国用电量未来几年仍对于发电装机的需求仍将保持在120GW左右。新能源将成为我国新增发电装机的主力。华东、华中、南方地区新能源渗透率仍不足20%，拥有非常巨大的渗透空间。我们预计2019年，新能源发电在地方补贴、电力市场化改革政策的促进下将会迎来新一轮成长周期。

观点2：电网级储能爆发，对锂电池需求边际带动提高

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、辅助服务领域装机量占比超过60%，且全部为锂离子电池。从已经公开的项目看，仅宁德时代在福建的储能规划第一期项目就达到100MWh，江苏、河南共300MWh的电网侧储能项目也已开工，“火电+储能”合计需求也将突破100MWh。我们认为，从2019年开始，电网级锂电池储能需求将会达到GW级别，对于锂电池需求的边际带动将显著增强。

目录

一、新能源规模逐年提升，调节能力不足是弃电的根本

截至2017年底，我国发电装机容量达到177703万千瓦(约1777GW)。其中，火电装机量1106GW、水电341GW、核电35.8GW、风电163.7GW、太阳能发电130.3GW。2009年至今，我国发电装机量增加了903GW，增长103%，其中新增火电装机455GW，水电145GW，核电26GW，风电146GW，光伏130GW。十年间，我国发电装机总量增长103%，其中火电贡献率50.4%，水、核、风、光分别贡献16.1%、2.8%、16.2%、14.4%。

非水可再生能源发电比例快速提高，从2009年的1.06%上升至2017年的16.54%。2009年，我国仅有风电装机17.6GW，太阳能发电装机0.25GW，在总装机量中占比仅为1.06%。2017年底，风电、光伏合计装机达到294GW，占比总装机量的16.54%。从装机总量来看，2009年底至今，风电、光伏装机量增长了约276GW，占全部新增装机量903GW的31.7%，占比目前风电光伏总装机量的97.3%。

2017年我国新增发电装机中风电、光伏占比突破50%。从新增装机量来看，近8年我国保持了年均9.2%左右的增速，非水可再生能源(主要为风电、光伏)年新增发电装机量占比逐年提升，从2009年的5%提高到了2017年的51%，总量达到68.1GW，装机总量与占比均创历史新高。2017年的风电、光伏年新增装机量达到68GW，同比2008年(约5GW)增长了12倍左右。

(一)新能源装机实现“三级”台阶跃升

我国风电、光伏年新增装机总量已经进入到“第三级台阶”。从2013年，我国光伏装机进入规模化发展开始，我国风电、光伏的新增发电装机容量，历了三个台阶。第一级是2013、2014年，光伏、风电装机量各有涨跌，但总量均逼近30GW。第二季台阶是2015、2016年，风电、光伏先后抢装，两年的新增装机总量均突破50GW。2017年，中东部地区分布式光伏装机量大幅提高，风电+光伏装机总量逼近70GW，装机总量达到“第三级台阶”，在新增装机中的占比已达到50.9%。

光伏撑起“第三级”台阶，向中东部地区转移。2017年，风电装机量连续第二年下滑，仅有15GW，不足2015年的一半，而光伏装机量达到53GW。但值得注意的是，光伏装机量中有接近40%为分布式光伏装机，区域分布也大范围向中东部地区转移。从2015年开始，华中、华东区域，风电、光伏装机量在全部新增装机量中的占比开始迅速提升，从2015年的3.5GW、5.7GW迅速提高到2017年的14.8GW、20.3GW。华北地区在2017年新能源装机量在总新增装机量也一跃提升到了17.1GW，同比增长48%。

(二)“第三级”冲击减弱，东北、西北弃电问题仍然严峻

新能源发电新增装机过多集中于三北地区，对电网冲击显现。2015年，因为风电抢装，三北地区风电装机量爆发式增长，不合理的快速装机给三北地区的电网造成了巨大的冲击，2015年、2016年弃风、弃光率快速提高。从全国平均数据看，2015、2016年，我国弃风率均在15%及以上，2016年一季度高达25%。从全国弃风率数据看，2014年至2016年的弃风情况，很直观地反映出2015年、2016年“第二级台阶”对电网(主要“三北”地区电网)的冲击。

新能源发电装机量开始向中东部地区转移，2017年，三北地区之外的新能源装机量。更多地集中在华东、华中。2017年，一方面“三北”地区受政策把控，新增风电装机量受到限制，另一方面，超过一半以上的分布式光伏更多的落地于中东部地区。因此，2017年的“第三级台阶”对电网的冲击较为有限。

2017年底，东北、西北地区的新能源发电装机量分别达到55GW、81GW。而2017年内，东北、西北地区最高用电负荷分别为59GW、81GW，新能源发电渗透率(新能源装机量/最高电网负荷)分别达到94%、100%。2016年，丹麦、西班牙、葡萄牙的这一指标分别为93%、78%、63%。按照2017年底的装机量和年内最大负荷情况看，东北、西北地区的新能源渗透率已经达到与丹麦几乎相同的水平。

然而，东北、西北地区弃风弃光率仍然较高。对电网调节影响更大的风电，在2017年底东北、西北地区的装机量分别达到了45GW、46GW，分别是全国风电装机总量的28%、27%。特别是东北地区，风电的渗透率高达76%。2015年开始，东北、西北地区风电的无控制装机，对电网的冲击可见一斑。2017年，东北、西北地区省份的弃风率仍然高居不下。甘肃、新疆、吉林三省份的弃电率在20~35%之间不等。

(三)弃风、弃光的本质是参与电力系统调节

电网安全的首要目标就是保证发用电的实时平衡，需要发电侧的不断调节去拟合负荷曲线。新能源发电的出力是依赖于自然资源(光照强度、风力强度)，这些资源是不可控的，因此其实时最大出力是随其资源波动且不可控的。为了保证电力系统的平衡，当火电等调节空间不足的时候，就要限制新能源发电的出力大小，从而造成了弃风、弃光的发生。因此，弃风、弃光的本质是新能源发电被迫参与电力系统的平衡调节。从一定角度上看，弃风、弃光直接的凸显出了我国电力系统调节能力不足的情况。

风电“反负荷”特性强，光伏波动性更大。从拟合负荷曲线的角度看，在内陆日内风资源更多的集中在夜晚，因此风电的“反负荷”特性更为明显。而光伏的日发电曲线(夜晚为零，正午最高的山峰状曲线)，与负荷曲线的拟合度更高。但是，光伏的光照资源在多云、阴天的时刻，发电短时波动更大。