电网新能源消纳系列报告.docx

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电网新能源消纳系列报告

电网新能源消纳系列报告

2019年4月

正文目录

图表目录

一、弃电率好转逻辑得到验证，辅助服务市场有望持续发酵

2018年3月开始，我们发布了本系列报告的前三篇，围绕电力辅助服务体制改革做出了定性、定量分析，并对西北地区、东北地区的弃电率改善做出了预测并在第三篇报告中做出了结论：

2019年新能源发电有望迎来新一轮成长周期。

2019年，风电投资检测预警吉林由红转绿，黑龙江由橙转绿、乌兰察布6GW风电基地开建、多家公司大幅上调2019、2020年风电投资计划……。

详细内容可参考本系列前三篇《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》（2018年2月27日）、《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》（2018年6月13日）、《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》（2019年9月13日）。

随着风电投资预期增大，市场对于后续电网消纳能力以及风电平价后的成长空间产生了疑问。

本篇报告，我们将以2018年底的电网结构、装机数据为基础，进一步讨论辅助服务改革、特高压建设以及用电侧的最新变化，来进一步对今明两年全国新能源消纳和风电新增装机情况作出预判。

从结论上看，我们继续看好风电弃电率的改善趋势，认为风电弃电率，将会继续呈现出好转的趋势。

在此基础上，预判风电装机量在2020年有望达到35GW以上。

图表1电力辅助服务市场机制提高新能源消纳能力

（一）风光装机占比达到18.9%，在新增装机中占比继续维持50%以上

风光装机新增量占比继续维持50%以上提高至52.8%，存量占比逼近19%。

中电联2018年的数据快报显示，截至2018年底，我国发电装机总容量已达到1899.67GW，同比增长6.8%。

其中，风电、光伏装机比例达到了18.89%，较2017年提高了2.35%。

从新增装机上来看，新增发电装机124.39GW，风电、光伏各新增21GW、44.73GW，合计65.73GW，占比新增装机量的52.8%，较去年的50.9%有所增长。

但风光新增装机量同比去年微降4.27%，2017年风电光伏合计新增装机68.09GW，主要因光伏受到政策影响17年分布式装机量暴增，而18年政策调整波动较大而导致下降较多。

图表2我国历年新增装机量、增速及其构成（单位：

GW，%）

图表3风电、光伏装机量占比总装机逼近19%

图表42018年新增装机占比结构

图表5我国历年新增装机量、增速及其构成（单位：

万千瓦）

图表6我国历年新增光伏、风电装机容量与增速（单位：

万千瓦）

我国风电、光伏年新增装机总量继续维持“第三季台阶”。

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”，2018年风电家光伏装机量达到65GW，继续维持“第三级台阶”，并有进一步提高的可能。

（二）以东北为例：

弃电率大幅好转，辅助服务改革持续助力

2018年我国弃电率连续下降，年底已降至7%。

根据能源局2019年风电投资检测预警结果，2019年吉林、黑龙江预警结果分别由2018年的红色、橙色转为绿色。

同时，全国风电的弃电率水平在年内继续保持下降，由2017年底的12%下降至2018年底的7.00%。

图表72019年吉林、黑龙江风电投资检测预警转绿

图表82018年全国弃电率下降至个位数

东北地区灵活性改造、调峰市场化改革，风电投资监测预警全面转绿。

2014年9月，东北调峰辅助服务市场启动，2016年11月，东北电力辅助服务市场专项改革试点工作启动。

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。

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。

从2017年开始东北调峰市场正式启动，东北地区在冬季供热期的风电弃电率得到了大幅缓解，2018年东北三省的弃电率已全面进入个位数区间，重新打开了风电装机空间。

图表9风电弃电率仅内蒙、甘肃、新疆在10%以上

图表10东北电力辅助服务改革政策汇总

图表11辅助服务带动东北三省利用小时数提升（单位：

万千瓦时）

根据能源局统计数据，东北地区在2017~2018年两年的时间内，风电受益电力调峰市场的电量达到了17900GWh，若按照东北地区两年平均30.72GW测算，每年贡献了291小时的发电小时数提升。

2017~2018年，辽宁、吉林、黑龙江三省平均每年风电利用小时数平均提高了168、362、239小时。

另一方面，连接东北电网的首个直流特高压工程——“扎鲁特-青州”特高压工程在2017年底投运，该工程输送容量达到10GW（1000万千瓦）。

这一工程投运，大幅带动了吉林省、蒙东电网风电外送，因此吉林省风电利用小时数提高超过了辽宁、黑龙江两省。

图表12扎鲁特-青州特高压带动吉林电网外送

综上来看，我们认为辅助服务市场的建立是东北地区弃风限电率大幅好转的根本原因。

通过灵活性改造、市场化补偿机制的建立，一方面全面提高了东北地区火电厂，特别是热电联产机组的调峰w能力w，w大幅.7缓6解7了s供t热o期c的k.调com节压力；另一方面，市场化报价机制也使参与调节的火电机组获得了合理的收益，刺激了火电机组自发调节、主动改造的积极性。

在调峰改造方面，一个典型例子就是上市公司宝馨科技（002414.SZ）在2017年底为辽宁阜新发电厂、内蒙古京科发电厂进行“采用电极锅炉蓄热供热参与电厂灵活性辅助服务调峰”改造。

两项目分别于2017年1月、2018年4月投入使用，已经展现出良好的经济收益。

根据宝馨科技2018年半年报，公司2018年半公司在“灵活性调峰技术服务”创造了8298万元收入，毛利率高达52%。

两个项目采用BOT（“建设－经营－转让”）模式建设、运营，总投资估计分别为2.96亿元、1.23亿元，服务期限为6个采暖期。

其中，辽宁阜新项目供暖季是5个月，内蒙京科项目为6个月。

图表13宝馨科技（002514.SZ）灵活性调峰收入毛利率52%（2018年半年报）

（三）新能源渗透+辅助服务市场化改革，电网平衡运行模式正在改变

1、可调节装机占比不断降低，体制束缚电网调节能力提升

2010~2018年我国发电装机量翻倍，火电、水电可调节电源装机占比下降36个百分点。

2010年，我国全国发电装机容量仅为966GW，只有2018年底的51%左右，风电、光伏装机量占比仅为3.1%左右。

彼时，火电装机量占比高达74.15%，水电为22.46%，这两类具备电网平衡调节能力的电源装机量合计占比96.61%。

而到2018年底，火电占比下降到60.2%，水电为18.54%，合计占比下降到78.74%，较2010年下降了17.87%，而风电、光伏占比提高到18.89%。

风电、光伏的间歇性、波动性对电网的冲击已经开始显现。

图表14具备调节能力的装机比例快速下降（单位：

GW，%）

电网调节能力受到考验，计划体制已无法适应。

过去很长一段时间，我国电力工业系统厂网一家，电网平衡只是系统的“内部工作”。

直至2002年厂网分离，国家电网、南方电网、五大四小集团等主体，但是在调度、结算、电力交易方面仍然延续着计划经济体制模式。

2006年，原国家电监委颁布了《发电厂并网运行管理规定》、《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》，六个能源监管局（对应六大电网区域）分别颁布了具体的实施细则（简称“两个细则”），才基本捋顺了发电主体与电网之间的平衡调节运行机制。

然而，随着新能源渗透、电力系统规模提高、电网结构复杂化，这种依靠“固定价格，调度指挥”的模式，已无法激发出更多的调节资源与调解意愿。

首先，火电、水电这类调节主体占比降低，调节能力增长与整个电力系统规模已不匹配；其二，占比最大的火电调节成本较高，在面对一定调节需求均摊到所有火电时，成本影响并不明显（运维、折旧、设备寿命），而水电分布区域受到限制；其三，如果一味提高补偿价格，电网运行成本（均摊至发电侧）将难以承受。

因此，通过市场化机制发现合适的调节服务价格，并刺激出更多低成本调节资源是一条必须的道路。

这也是中共中央国务院2015年9号文《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》的要求之一。

2、辅助服务市场化改革加速，为新能源打开更大空间

市场化改革加速，多省区市场化改革政策密集发布。

2019年2月18日，在国家能源局例行新闻发布会上，市场监管司副司长陈涛指出，我国正在全国（除西藏外）全面建立并不断完善电力辅助服务补偿机制。

目前，电力辅助服务市场机制已在东北、华北、华东、西北、福建、山西、山东、新疆、宁夏、广东、甘肃、重庆、江苏、蒙西共14个地区启动。

其中，东北、福建、山西、甘肃、宁夏5个电力辅助服务市场已正式运行；山东、新疆、宁夏、广东、山西、重庆、华北、华东、西北、江苏、蒙西等电力调峰、调频辅助服务市场也已经先后启动模拟运行或试运行，将结合实际情况陆续转为正式运行。

2019年3月，华北地区电力调峰辅助服务市场启动按市场规则全额结算。

图表15全国电力辅助服务市场建设进程加快

图表16我国已有14个地区启动电力辅助服务改革

市场监管司副司长陈涛汇总了几大调峰市场的效果。

其中，东北地区在2017~2018年两年的时间内，风电受益电量达到了17900GWh，若按照东北地区两年平均30.72GW测算，每年贡献了291小时的发电小时数。

2018年，辽宁、吉林、黑龙江的风电利用小时数分别为2265、2057、2144小时，意味着调峰市场贡献力其中12.8~14.1%的发电小时数。

此外，国家能源局有关派出机构正在探索研究华中、青海、上海、安徽、四川、江西、湖南、广西等地区的电力辅助服务市场建设，同时鼓励其他地区稳妥有序地探索开展电力辅助服务市场建设，2020年底前在全国范围基本建立电力辅助服务市场机制。

图表17能源局公布调峰市场显著成效

图表18多个地区辅助服务市场化加速推进

我们认为，东北地区的辅助服务改造已经充分证明了电力辅助服务市场在新能源消纳方面的作用。

随着全国各地的电力辅助服务市场机制的建立，辅助服务仍将进一步提高各个地区的新能源消纳能力，为新能源发电，特别是风电，装机打开更大的市场空间。

二、风电是调峰市场深度受益主体，实现“补贴”火电

国家能源局从2017年2季度开始公布了我国辅助服务补偿情况。

2018年全年，共涉及1245GW装机容量纳入到了辅助服务补偿机制中来（仍有部分地区装机，特别是风电、光伏未纳入），已达到全国装机容量的65%。

全国产生了补偿及市场交易费用共146.16亿元，其中，东北、福建、山西、宁夏、甘肃等正式运行的电力辅助服务市场交易费用共36.6亿元，占全国电力辅助服务总费用的25.1%。

可以看出，市场化交易后辅助服务费用出现了大幅提高，一方面由于这些地区辅助服务需求较高，另一方面也反映出这是市场化交易后，合理的补偿价格。

图表19能源局公布的辅助服务基本信息

从能源局公布的数据上看，调峰、备用、AGC（二次调频）费用合计占到了全部费用的90%以上，其中调峰费用占比最高在35%左右，2018年全年绝对金额约为51.96亿元。

其中，大部分补贴金额被火电以及具有调峰能力的水电获得，而未参与调峰的火电、水电以及全部风电、光伏、核电需要分摊这些成本。

按照规则，调峰费用的分摊是按照调峰时段未参与调峰的全部发电机组的发电量分配。

从表格中可以看到，2018年上半年，风电为此付出了10.14亿元左右的，占比在18%左右。

火电占比较高主要因为，这些时段的火电发电量占比总量仍然较高，所以未参与调峰的火电需要分摊的占比最高。

可以看出，风电是调峰的最主要受益主体。

而光伏，因发电曲线与负荷曲线拟合度更高，在调峰时段发电量也较小，所以分摊费用占比很低，仅有1.8%左右。

图表20光伏发电典型功率曲线（晴天）

图表21风电“反负荷”曲线特性更强

在本文第一章第二节提到的宝馨科技辽宁、内蒙的调峰项目便是火电受益的例子之一。

根据宝馨科技2018年半年报，公司2018年半公司在“灵活性调峰技术服务”创造了8298万元收入，毛利率高达52%。

两个项目采用BOT（“建设－经营－转让”）模式建设、运营，总投资估计分别为2.96亿元、1.23亿元，服务期限为6个采暖期，估算年均折旧约为。

其中，辽宁阜新项目供暖季是5个月，内蒙京科项目为6个月。

在供暖季，通过电热锅炉实现了电厂的“热电解耦”，既保证了供热，又实现了压减发电出力的调峰动作。

按照2018年的数据，两个项目的回收期在3~4年左右，宝馨科技与电厂均可获得调峰受益。

三、甘肃风电持续好转，辅助服务+特高压外送装机空间有望重新打开

（一）甘肃调峰市场已启动，风电“补贴”火电金额提高

2018年4月，甘肃省正式启动了调峰市场，累计贡献调峰电量4.03亿千瓦时，火电企业获得调峰收益共1.64亿元，有效减少弃风弃光。

目前，甘肃电力辅助服务延续着“两个细则”机制，但是其中的调峰部分已交由电力调峰市场交易执行（具体规则请参看《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》（2019年9月13日））。

而在甘肃电力调峰市场启动之前，调峰收益一直按照西北地区“两个细则”的固定价格执行，具体调用主体依靠调度中心指挥决定。

为了更好的对比调峰市场作用，我们汇总了2017年4月、12月于2018年4月、12月的费用结算情况。

该部分数据在西北能监局网站上公示。

通过对比调峰市场启动前后各主体的结算费用，我们发现，调峰市场对于调峰费用的结算发生了非常巨大的变化，风电“补偿”火电、水电的经济导向作用开始发酵。

图表22甘肃省调峰市场费用统计2017、2018年4月对比（单位：

GW，万元）

图表23甘肃省调峰市场费用统计2017、2018年12月对比（单位：

万元）

2017年4月，甘肃省风电在“两个细则”执行情况下，共支付费用1480万元；而2018年4月共支付1613万元，支付费用增加了133万元。

通过下表可以注意到，增加的133万元费用基本就是调峰市场形成的140万元。

2018年12月于2017年12月相比，风电总体支付费用增加了420万元。

2018年，能源局例行记者会上公布的数据显示，甘肃省启动调峰市场后，累计贡献调峰电量4.03亿千瓦时，火电企业获得调峰收益共1.64亿元，相当于度电补贴了0.4元/kWh。

考虑到火电目前度电利润在0.03元/kWh，调峰对于火电贡献了非常巨大的利润，若刨除运维、折旧等成本算，我们认为火电度电获益也远高于发电。

因此，我们认为，甘肃调峰市场在运行8个月后，已经显示出了非常大的经济导向，有望复制东北地区的发展情况，大幅提高电网调峰灵活性，进一步促进风电利用率提升。

（二）西北外送通道陆续投运，弃电率有望持续下降

特高压外送通道助力，甘肃省外送电量快速提高。

2017年6月，酒泉-湖南±800kV特高压投入试运行，输送容量达到800万千瓦（8GW），有效缓解了甘肃风电窝电现象。

根据甘肃工信厅的数据，2016~2018年，甘肃省外送电量分别为156.18、202.82、324.38亿千瓦时，2017、2018年同比分别增长30%、60%。

2019年2月26日，湖南省政府新闻发布会上表示，2018年国网湖南电力公司完成售电量1369亿千瓦时，同比增长13.52%，是增长最快的中部省份。

2019年，湖南最大电力缺口将达到总用电负荷的1/8，2020年约为1/6。

因此，甘肃通过酒泉-湖南特高压工程的输送电量将有望进一步增长，带动甘肃省外送电量的进一步提高。

目前，甘肃省得弃电率在19%左右，风电弃电量约54亿千瓦时，也就是说甘肃省风电在2019年年内提高发电量27亿千瓦时，就可以使得弃电率降到10%以内。

这一增长需要甘肃省在2018年用电量、外送电量合计增长1.6%就可以实现，但是也必须依靠调峰市场的帮助，才能更好的为风电出让发电空间。

东北调峰市场正式启动在2017年1月，2018年东三省弃电率全面下降至个位数。

而甘肃的调峰市场在2018年4月正式运行，我们认为也将在2019年发挥出更大的作用。

新疆省外送电量也在稳步增长。

2017、2018年新疆外送电量分别达到441、503亿千瓦时，2018年同比增加14%。

其中，哈密南-郑州工程外送电力达到了312.58亿千瓦时。

在2018年的外送电量中，有188亿千瓦时新能源，同比增长16.8%。

2018年10月，准东-皖南±1100千伏投运，外送容量达到输送容量1200万千瓦。

我们认为，随着西北地区特高压工程的稳步运行，加之政府间协议电量的提高，西北地区的外送电量还将有增长空间。

图表24甘肃、新疆外送电量大幅提高（单位：

亿千瓦时）

图表25甘肃2018年用电、外送电量增长18%

图表26甘肃各类机组发电小时数全面提升

图表27我国电网跨区调配能力仍在不断增强

甘肃省将受益青海-河南特高压外送工程。

2018年11月8日，青海-河南±800千伏特高压工程正式开工，输送容量800万千瓦（8GW），该工程有望于2020年年内投运。

青海省、甘肃省、和国家电网公司在北京签署了合作协议，明确该工程将兼顾甘肃省可再生能源外送需求。

该工程建成后，每年可输送甘肃省40~80亿千瓦时电量，相当于2018年甘肃省外送电量的12%~25%。

这一数字，也意味着甘肃将可以有3GW风电或5GW光伏的新增装机容量。

综合以上情况来看，我们判断甘肃省在2019年年内的弃风率有望确定性地进一步下降。

作为国内最后两个风电投资监测预警为红色的省份，甘肃省2019年有望“由红转橙”，甚至复制吉林的情况“由红转绿”。

那么2020年，甘肃省风电投资开发有望重新“开闸”。

甘肃省仅酒泉一地可开放风电总量就在4000万千瓦（40GW）以上，而目前甘肃省的风电装机量仅为12.88GW，仍然有非常巨大的开发空间。

我们认为，甘肃省将会在2020年重新打开装机空间，贡献至少2GW风电、2GW光伏新增装机量。

此外，2018年7月锡盟-泰州特高压直流工程全面建成投运，该项目输送容量达到10GW，将极大地利好蒙东区域的新能源消纳，也就是华北电网区域的风电、光伏电量外送。

因此，2019年年内，内蒙古的风电弃电率也将快速下降，并且有望在2020年重新转绿。

同时，2018年12月29日，乌兰察布风电基地一期获得核准，该基地总装机规模600万千瓦（6GW），将在2019年年内开建，并且在19年底开始陆续并网。

我们认为，内蒙古t区在2020年也有望迎来较高的装机增速。

四、电力需求增速仍在增长，风电、光伏将成电力新增供给主力

近年来，随着经济规模的不断提升以及城镇化进程的加速，我国迎来了新一轮“再电气化”进程。

农网改造、电能替代的建设进程也受到了政策的支持，我国总用电量的增速保持了相对稳定的高速增长。

（一）2020年新增装机大概率突破140GW，风光不低于50%

2018年，我国全社会用电量达到69940亿千瓦时，同比增长8.5%。

2018年我国GDP增速为6.6%，对应当年电力弹性系数为1.29，自2015年后连续第三年回升。

结合目前用电结构的变化，未来几年的电力弹性系数有望继续保持在1附近，若假设未来几年平均GDP增速在6.5%左右，我国用电总量增长也应在6%~7%。

图表28全社会用电量增速提高（单位：

亿千瓦时，%）

图表29电力弹性系数周期回升

图表30平均利用小时数因新能源渗透而降低

未来每年装机需求仍在130GW以上，新增装机平均发电小时数低于3000小时。

2018年，我国发电设备平均利用小时数为3862小时，同比去年增长73小时。

如果按照这一发电小时数假设，未来几年6~7%的用电量增速需要105~125GW的新增装机需求。

2018年，风电平均利用小时数为2095小时，火电为4361小时，水电、核电分别为3613、7184小时。

如果我们假设光伏平均发电小时数为1200小时，风电、光伏、火电、水电、核电按照2018年新增装机比例，也就是16.9%、36%、33.1%、6.9%、7.11%的比例估算，新增装机的平均发电小时数为2989.6小时。

那么这一装机比例、平均发电小时数对应的装机需求为137~160GW。

图表31未来几年新增装机需求在130~150GW以上（单位：

GWh、GW）

（2）风电2020年分别有望达到35GW

1、2019~2020年，火电、水电、核电装机增量有限

火电新增装机有限、水电2021年才开始释放增量。

根据国家政策，火电已经获得了明确的限制，未来几年的装机量大概率在40GW左右。

水电在我国的可开发空间也逐步枯竭，除金沙江下游外，其余地区已难有大规模开发可能。

水电装机方面，雅砻江的两河口和杨房沟两个水电站装机量300万千瓦（3GW）150万千瓦（1.5GW），在2021-2022年陆续投产；乌东德2021投产1020万千瓦，白鹤滩2022年1600万千瓦（16GW）。

同时，我国2019~2020年核电并网量不会超过2GW，。

2019年1月9日，1台海阳核电厂2号机组投运，装机容量为125万千瓦；山东石岛湾20万千瓦预计于2019年投运。

而其他核电机组大概率在21年开始才能陆续并网。

图表32火电、水电新增装机已明显放缓（单位：

GW，%）

2017年开始，风电光伏的装机占比已经突破50%，装机总量随占比提高而增速边际提升。

如果考虑到风电、光伏的比例进一步提升，那么因为拉低了新增装机平均发电小时数，所以装机量将有进一步的提高。

因此，我们认为未来，风电光伏将承担全国新增装机至少55%以上的份额，也就是2020年合计至少在80GW以上。

如果按照2020年新增装机达到145GW估算，风电装机量有望达到35GW。

2、“三华”地区已成风电装机主力，用电需求也在倒逼装机

华中、华东地区风电基数低，呈现爆发式增长趋势。

2018年，华东地区风电增装机容量达到5.14GW，同比增长44.3%；画东西去