電力輔助服務及儲能市場的興起，將助力電網新能源消納。伴隨儲能的應用，新能源裝機棄電率得到進一步下降，未來隨著配額制、電力市場機制的改革，特高壓送受端壓力也將取得獲得疏通。儲能商業模式日漸清晰，2019年儲能投資有望爆發。

主要觀點

1、新能源發電對電網沖擊愈發強烈

2017年底，我國總發電裝機容量達到1777GW，其中新能源發電裝機量比例已達到16.54%。新能源發電的新增裝機量已經從2013年的28GW分三級臺階逐步提升至2017年的68GW，在新增裝機量中的占比達到50%。從2015年開始，我國棄電率水平迅速惡化。2017年，因新增新能源裝機量向中東部地區轉移，沖擊有所減弱。但是，部分省份的棄電率水平仍然在兩位數以上，并且全國年新增裝機量大概率將維持在60GW以上，對電網沖擊仍然強烈。

2、電力系統結構日益復雜，調節能力亟待提升

2018年上半年，全社會用電量同比增長9.8%，2017、2018年7月份最高電網負荷均保持了7%以上的同比增速。電網規模日益擴大，同時新能源發電裝機量繼續保持高位。華東區域最高電網負荷在可調度的非新能源發電裝機中的比例已經達到90%，電網調節壓力非常巨大。西北、東北區域2017年底的新能源滲透率分別達到93%、100%，已達到丹麥的水平。這些都對我國電網調節能力提出了巨大挑戰。

3、輔助服務機制調整，棄電率惡化態勢得到有效遏制

2015年、2016年，東北、西北地區的輔助服務機制開始做出重大調整，西北地區大幅提高了服務補償標準，東北地區建立了市場化報價機制，以火電為主的傳統能源參與電網調節的積極性增強，備用、調峰等工作量明顯提高，兩區域的棄電率惡化態勢得到顯著緩解。2018年上半年，全國棄風率僅為8.7%，同下降5個百分點，棄光率3.6%，同比下降3.2個百分點。

4、市場化輔助服務在全國推廣，為新能源、儲能發展鋪平道路

2017年開始，全國已經有9個省份出臺了電力輔助服務市場化改革文件，福建、安徽、山東、新疆、寧夏率先啟動了調峰輔助服務的市場化運作。借鑒東北地區調峰市場化的經驗，這些地區已經為新能源的進一步發展鋪平道路。此外，山西、廣東等地區的調頻市場化改革也已經啟動。市場化的調頻機制，為儲能參與電網調節奠定了制度基礎，儲能商業模式得以豐富，可獲得更體現其價值的經濟收益。儲能參與電網調節，也將反向促進電網調節能力的增強。

觀點1：新能源發電空間仍然巨大，2019年將迎新一輪成長周期

我國用電量未來幾年仍對于發電裝機的需求仍將保持在120GW左右。新能源將成為我國新增發電裝機的主力。華東、華中、南方地區新能源滲透率仍不足20%，擁有非常巨大的滲透空間。我們預計2019年，新能源發電在地方補貼、電力市場化改革政策的促進下將會迎來新一輪成長周期。

觀點2：電網級儲能爆發，對鋰電池需求邊際帶動提高

2018年上半年我國電化學儲能裝機量同比增長127%，其中電網側、輔助服務領域裝機量占比超過60%，且全部為鋰離子電池。從已經公開的項目看，僅寧德時代在福建的儲能規劃第一期項目就達到100MWh，江蘇、河南共300MWh的電網側儲能項目也已開工，“火電+儲能”合計需求也將突破100MWh。我們認為，從2019年開始，電網級鋰電池儲能需求將會達到GW級別，對于鋰電池需求的邊際帶動將顯著增強。

目錄

一、新能源規模逐年提升，調節能力不足是棄電的根本

截至2017年底，我國發電裝機容量達到177703萬千瓦(約1777GW)。其中，火電裝機量1106GW、水電341GW、核電35.8GW、風電163.7GW、太陽能發電130.3GW。2009年至今，我國發電裝機量增加了903GW，增長103%，其中新增火電裝機455GW，水電145GW，核電26GW，風電146GW，光伏130GW。十年間，我國發電裝機總量增長103%，其中火電貢獻率50.4%，水、核、風、光分別貢獻16.1%、2.8%、16.2%、14.4%。

非水可再生能源發電比例快速提高，從2009年的1.06%上升至2017年的16.54%。2009年，我國僅有風電裝機17.6GW，太陽能發電裝機0.25GW，在總裝機量中占比僅為1.06%。2017年底，風電、光伏合計裝機達到294GW，占比總裝機量的16.54%。從裝機總量來看，2009年底至今，風電、光伏裝機量增長了約276GW，占全部新增裝機量903GW的31.7%，占比目前風電光伏總裝機量的97.3%。

2017年我國新增發電裝機中風電、光伏占比突破50%。從新增裝機量來看，近8年我國保持了年均9.2%左右的增速，非水可再生能源(主要為風電、光伏)年新增發電裝機量占比逐年提升，從2009年的5%提高到了2017年的51%，總量達到68.1GW，裝機總量與占比均創歷史新高。2017年的風電、光伏年新增裝機量達到68GW，同比2008年(約5GW)增長了12倍左右。

(一)新能源裝機實現“三級”臺階躍升

我國風電、光伏年新增裝機總量已經進入到“第三級臺階”。從2013年，我國光伏裝機進入規?；l展開始，我國風電、光伏的新增發電裝機容量，歷了三個臺階。第一級是2013、2014年，光伏、風電裝機量各有漲跌，但總量均逼近30GW。第二季臺階是2015、2016年，風電、光伏先后搶裝，兩年的新增裝機總量均突破50GW。2017年，中東部地區分布式光伏裝機量大幅提高，風電+光伏裝機總量逼近70GW，裝機總量達到“第三級臺階”，在新增裝機中的占比已達到50.9%。

光伏撐起“第三級”臺階，向中東部地區轉移。2017年，風電裝機量連續第二年下滑，僅有15GW，不足2015年的一半，而光伏裝機量達到53GW。但值得注意的是，光伏裝機量中有接近40%為分布式光伏裝機，區域分布也大范圍向中東部地區轉移。從2015年開始，華中、華東區域，風電、光伏裝機量在全部新增裝機量中的占比開始迅速提升，從2015年的3.5GW、5.7GW迅速提高到2017年的14.8GW、20.3GW。華北地區在2017年新能源裝機量在總新增裝機量也一躍提升到了17.1GW，同比增長48%。

(二)“第三級”沖擊減弱，東北、西北棄電問題仍然嚴峻

新能源發電新增裝機過多集中于三北地區，對電網沖擊顯現。2015年，因為風電搶裝，三北地區風電裝機量爆發式增長，不合理的快速裝機給三北地區的電網造成了巨大的沖擊，2015年、2016年棄風、棄光率快速提高。從全國平均數據看，2015、2016年，我國棄風率均在15%及以上，2016年一季度高達25%。從全國棄風率數據看，2014年至2016年的棄風情況，很直觀地反映出2015年、2016年“第二級臺階”對電網(主要“三北”地區電網)的沖擊。

新能源發電裝機量開始向中東部地區轉移，2017年，三北地區之外的新能源裝機量。更多地集中在華東、華中。2017年，一方面“三北”地區受政策把控，新增風電裝機量受到限制，另一方面，超過一半以上的分布式光伏更多的落地于中東部地區。因此，2017年的“第三級臺階”對電網的沖擊較為有限。

2017年底，東北、西北地區的新能源發電裝機量分別達到55GW、81GW。而2017年內，東北、西北地區最高用電負荷分別為59GW、81GW，新能源發電滲透率(新能源裝機量/最高電網負荷)分別達到94%、100%。2016年，丹麥、西班牙、葡萄牙的這一指標分別為93%、78%、63%。按照2017年底的裝機量和年內最大負荷情況看，東北、西北地區的新能源滲透率已經達到與丹麥幾乎相同的水平。

然而，東北、西北地區棄風棄光率仍然較高。對電網調節影響更大的風電，在2017年底東北、西北地區的裝機量分別達到了45GW、46GW，分別是全國風電裝機總量的28%、27%。特別是東北地區，風電的滲透率高達76%。2015年開始，東北、西北地區風電的無控制裝機，對電網的沖擊可見一斑。2017年，東北、西北地區省份的棄風率仍然高居不下。甘肅、新疆、吉林三省份的棄電率在20~35%之間不等。

(三)棄風、棄光的本質是參與電力系統調節

電網安全的首要目標就是保證發用電的實時平衡，需要發電側的不斷調節去擬合負荷曲線。新能源發電的出力是依賴于自然資源(光照強度、風力強度)，這些資源是不可控的，因此其實時最大出力是隨其資源波動且不可控的。為了保證電力系統的平衡，當火電等調節空間不足的時候，就要限制新能源發電的出力大小，從而造成了棄風、棄光的發生。因此，棄風、棄光的本質是新能源發電被迫參與電力系統的平衡調節。從一定角度上看，棄風、棄光直接的凸顯出了我國電力系統調節能力不足的情況。

風電“反負荷”特性強，光伏波動性更大。從擬合負荷曲線的角度看，在內陸日內風資源更多的集中在夜晚，因此風電的“反負荷”特性更為明顯。而光伏的日發電曲線(夜晚為零，正午最高的山峰狀曲線)，與負荷曲線的擬合度更高。但是，光伏的光照資源在多云、陰天的時刻，發電短時波動更大。

二、電力系統日趨復雜，調節補償機制

目前，我國“三北”地區面臨較大的新能源滲透率提升問題，華東、華南等電網區域面臨著經濟發展、電能替代等因素疊加新能源滲透帶來的電力系統復雜度快速提升的壓力。這些對電網的平衡提出了挑戰，電網調頻、調峰、備用的需求日益劇增，調節能力亟待提升。

(一)用電量增速回升，電網負荷保持高速增長

從電力消費彈性系數來看(用電量增速與GDP增速比值)，在經過了2015年的增速低谷后，隨著供給側改革、電能替代等因素，2016年開始用電增速逐步恢復。在煤改電、新能源汽車、供給側改革等重大產業發展變化、政策引導下，我國終端電力消費在能源消費中的比例正在逐步提升。2017年，全社會用電量增量達到3905億千瓦時，其中電能替代電量超過1200億千瓦時，電能替代對用電量增量貢獻超過了30%。

2018年上半年，我國用電量同比增速9.4%，遠高于GDP增速6.8%。上半年，三大產業用電量和城鄉居民生活用電量的同比增速分別達到10.3%、7.6%、14.7%、13.2%，對全社會用電量增長的貢獻率分別為1.1%、56.9%、23.4%、19.1%。相比去年，二產用電量貢獻率下降12個百分點。我們認為，隨著我國城鎮化的不斷推進，城鄉居民用電的邊際增量、增速正都在在逐年提升，反映出我國電能替代的趨勢已經開始。根據國網能源院的數據，上半年經濟性因素貢獻4.4個百分點，電能替代貢獻2.8個百分點，氣候氣溫因素貢獻2.2個百分點。因此，未來三年我國全社會用電量增速有望進入一個平臺期，保持年均6%~8%的增長空間。

我國主要電網的最高用電負荷快速提高。2017年7月，我國主要電網的合計最大用電負荷達到了926GW，同比增長7.8%，除華中電網外，其他區域均創歷史新高，繼續維持5~10%的增速。2018年7月，全國主要電網的合計最大用電負荷達到993GW，同比增長7.2%，再創歷史新高。

(二)華東電力“缺口”顯現，配額制帶來裝機壓力

1、華東地區尖峰電力“缺口”擴大

盡管從全國整體上看，我國電力整體呈現寬松的供需形勢，但是具體到區域電網來看，電力缺口問題已經開始愈發嚴重。2017年夏季高峰期，國網經營區內供應缺口為667萬千瓦(約6.67GW)，而今年缺口大概率將超過這一數字。

以江蘇為例，2018年1~5月，江蘇電網最高調度用電負荷為9191萬千瓦，同比增長21.26%。鹽城、宿遷、南京、泰州、南通、鎮江、淮安、揚州、無錫等9個地區用電負荷達到兩位數增長，最高為鹽城地區達18.69%。1-5月，江蘇調度用電總量達2318億千瓦時，同比增長8.98%。此外，2018年6月底，各省經信委、電力公司先后召開的迎峰度夏工作會議傳出電網夏季“缺口”數據：河北南網600萬千瓦、山東500萬千瓦、湖北300萬千瓦、安徽200萬千瓦、江西80萬至100萬千瓦。今年以來，山東需求側相應市場啟動、河南、江蘇大規模建設電網側儲能，這些跡象都反映出中東部地區的負荷結構正在發生變化，電網面臨較大的調度壓力。

華東地區負荷壓力已經凸顯。按照風電、光伏的年利用小時數看，風電的平均負荷率23%~30%，光伏僅為13%~16%，而火電、水電、核電平均負荷率水平分別為50%、40%、80%左右。同時，風電、光伏的可調度性差，基本不具有向上的可調度備用能力。因此，在考慮電網可調度缺口壓力時，應當剔除風電、光伏在裝機中的比例。我們扣除風電、光伏的裝機量后發現，華東、東北、華北地區在的這一指標有所提高(見圖表24)。特別是華東地區，2017年最高負荷在非新能源裝機量中的占比達到了90%，較2012年提高了12個百分點，夏季調度壓力可見一斑。

分區域來看，南方區域、華中區域擁有較多的水電裝機容量，因此負荷在非新能源發電裝機量中的占比較低。東北地區冬季供暖需求大，熱電聯產機組較多，因此負荷壓力也較小。西北電網是我國的火電基地，因此負荷占比非新能源裝機量比例也較低。華北、華東地區較為相似，不但裝機量(負荷規模)增速較快，新能源滲透比例也在快速提升。因此，這兩區域的的電網平衡壓力非常大。

2、配額制約束下，全國裝機量仍需維持高位

2018年3月23日能源局綜合司發布了《可再生能源電力配額及考核辦法(征求意見稿)》，意見稿對于2018年以及2020年各省級行政區域非水電可再生能源電力配額指標進行了詳細的規定，且該措施具有強制性。通過我們分析，我們發現2018年通過提升光伏、風電發電小時數還可以較大的滿足需求，但是到2020年，如不能保證風電、光伏的大比例裝機，將難以滿足配額制的需求。

2020年，非水可再生能源發電量占比有望達到10.2%。2017年，我國用電總量63,086萬億千瓦時，其中新能源發電量4239萬億千瓦時，占比6.7%。以各省2017年的用電量為基礎，按照2018年的配額指標計算，全國總的指標為8.1%;按照2020年的配額指標計算，全國總的指標為10.2%。我們假設2020年，我國非水可再生能源在全部用電量中的占比為10.2%，則2020年新能源發電量應達到7912億千瓦時。

2018年國內非水電可再生電力需求量為5614億千瓦時，相較2017年發電量缺口為1375萬億kWh(5614-4239=1375);2020年國內非水電可再生電力需求量為8049億千瓦時，相較2017發電量缺口為3810億kWh。我們按照2020年全部由存量風電、光伏裝機發電(也就是不考慮2020年新增裝機量)、風電發電小時數2200小時、光伏1200小時測算，2018~2020年，風電、光伏年均需新增裝機量仍將不低于70GW。2017年我國風電光伏總裝機量為68GW，也就是說未來三年，我國風電、光伏新增裝機量需要繼續維持在“第三臺階”并有可能進一步向上提升。

(三)系統調節能力不足，輔助服務意義日益重要

1、電力系統調節能力亟待提升

2018年3月25日，發改委、能源局發布了《關于提升電力系統調節能力的指導意見》(發改能源〔2018〕364號)，表示我國電力系統調節靈活性欠缺、電網調度運行方式較為僵化等現實造成了系統難以完全適應新形勢要求，大型機組難以發揮節能高效的優勢，部分地區出現了較為嚴重的棄風、棄光和棄水問題，區域用電用熱矛盾突出。為實現我國提出的2020年、2030年非化石能源消費比重分別達到15%、20%的目標，保障電力安全供應和民生用熱需求，需著力提高電力系統的調節能力及運行效率，從負荷側、電源側、電網側多措并舉，重點增強系統靈活性、適應性，破解新能源消納難題，推進綠色發展。

2、調峰、備用服務對新能源消納意義重大

從極端的情況看，當新能源滲透了達到100%之后，就有可能出現瞬時功率完全由新能源發電提供的情況(不考慮電網外送輸電)。也就是說，隨著新能源發電滲透率的提高，傳統能源(火電、水電、核電等)將越來越多的出現在某時段內壓減發電功率的情況，并且幅度會越來越大。

舉例來看，當一個電網新能源發電裝機滲透率(新能源發電裝機容量/電網最大負荷)達到35%時，某日午時新能源發電功率可達到了20%的最大電網負荷(新能源發電功率達到了額定裝機容量的57%)，其瞬時電網負荷功率為75%最大負荷功率，為了保障新能源的完全消納，傳統能源的發電僅有55%最大負荷的功率空間。也就是說，如果假設傳統電源額定裝機量是電網最大負荷的120%，那么此時傳統能源的功率只有額定功率的45%。

如果滲透率進一步提升，此時最大發電功率達到了25%，那么留給傳統電源的空間僅有50%，傳統電源此時的功率只有額定功率的41%。如果傳統能源此時無法壓減至相應水平，那么只能限制新能源發電功率，造成了棄電現象。因此，新能源滲透比例越高，傳統電源的調峰深度應越深。

3、電網日趨復雜，調頻工作量增速將會加快

對于交流電系統，頻率是重要的性能指標，電網頻率的過度變化對于發電側和用電側都有非常大的沖擊。同步發電機是電力系統的主要電源形式，其轉子轉速與發電頻率密切相關。當轉子的輸入能量(機械能)與輸出能量(電磁能)不一致時，就會影響其自身的動能，造成了轉速變化，進而改變了交流電頻率。電網頻率變化實際上是電網發、用電功率不平衡累計的結果。

“二次調頻”的實質是分鐘級別的電網發電出力大小的微調。電網頻率的調節精密度遠高于調峰、調頻，往往是分鐘級別、兆瓦級別的出力調控，需要調度中心協調區域內多個資源，統一控制其出力水平，完成整個系統、或區域系統的頻率穩定。一方面，實現電力系統出力功率與負荷功率的平衡，另一方面，對沖掉功率不平衡后積累下來的頻率偏差影響。這一工作稱之為自動發電控制，簡稱AGC，也就是“二次調頻”。從實質上看，“二次調頻”是消除電網功率不平衡累計的影響(頻率震蕩)的調節工作，調頻只是效果，自動發電控制(功率)才是直接手段。

隨著電網規模的提升，日內曲線的波動加大，發電側功率跟蹤負荷的難度在提升，電網不平衡調節壓力也將日益提升。另一方面，對于整個電力系統而言，隨著新能源發電比例的提升，新能源發電的波動性也將加劇這一波動。再次，我國電力市場，特別是電力現貨市場的啟動，使得調度方式從以往的集中、統一調度，走向市場化、分散化的模式，這一制度變化也將在實際運行中對電網的平衡調節提出挑戰。

三、輔助服務(補償)機制調整，有效遏制棄電率惡化

2018年2月、6月，我們先后發布了本系列報告的前兩篇：《電網新能源消納系列報告之一：電力輔助服務助力，新疆棄風限電率顯著改善》、《電網新能源消納系列報告之二：東北市場化調峰成效顯著，多省啟動電力輔助服務市場化升級》。在此將兩篇報告的主要內容做簡要復述，并補充一些新的時效性信息和結論。

我們認為，2017年在“三北”地區新能源新增裝機量基本維持2015、2016年的水平，但是棄電率惡化的態勢在2017年得到了有效的遏制，2018年棄電率回歸到了2014年的水平。其主要原因在于2014~2016年，東北、西北地區分別在電力輔助服務機制上做出了巨大的調整。這些調整極大地緩和了在目前“兩軌制”下，新能源、火電的發電權利益沖突。更進一步，火電機組在調峰服務的收益性得到了提升，從而促進了東北、西北地區火電廠參與調峰的積極性，帶動電力系統調節能力的大幅提升。

(一)西北輔助服務機制調整，棄電率得到緩和

2015年9月，西北能監局頒布了新一版《西北區域發電廠并網運行管理實施細則》與《西北區域并網發電廠輔助服務管理實施細則》(以下簡稱“兩個細則”，分別簡稱《并網管理細則》、《輔助管理細則》)。新版“兩個細則”與2011年版本的文件相比，補償力度進一步增加，可以看出監管機構對于電網安全性、穩定性、靈活性的要求有了進一步提高。

1、補償力度加大，風電、光伏“購買”傳統電廠調節服務量大幅提升

2015版本中，旋轉備用按照負荷率分為了100%~70%、70%~50%兩檔，分別基于0.01元/kWh、0.05元/kWh的少發電量補償。負荷率在50%以下的深度調峰，補償從0.1元/kWh提升到了0.3元/kWh，。這些調整極大地刺激了火電主體參與備用、調峰服務。

補償費用規模增長了百倍級別，輔助服務(備用、調峰)工作量大幅提高。2015年10月之前，新疆省的水電、火電獲得的全部補償費用不足500萬元/月，10月份按照新標準后，總補償費用規模達到了3500萬元/月。為了避免補償標準提升的影響，我們對比了2015~2017年新疆省輔助服務分類主體的總補償分數，發現近兩年補償分數每年都有翻倍增長的趨勢，這樣就意味著新疆地區輔助服務的工作量有了非常大的提升。毋庸置疑，新疆的輔助服務工作量占比最高的就是備用與調峰輔助服務，這些服務都為風電、光伏發電出讓了大量發電空間。

風電、光伏發電主體納入體系，參與補償費用分攤。從2015年10月開始，西北地區風電、光伏發電主體均被納入到“兩個細則”的管理。根據規定，風電、光伏的發電主體企業，需要分攤電力輔助服務體系下產生的補償費用，同時自身的發電行為、技術指標也要被考核。以新疆為例，2015年10月之前，只有14家水電廠、28家火電廠在“兩個細則”的體系范圍內，10月起新疆的118家光伏電廠、84家風場也納入到了費用補償體系內。

2015年~2017年風電、光伏主體數量大增，分別增長105%、147%。從數據來看，2015~2017年三年的10月份，參與考核補償的火電廠個數分別為26、31、37座;水電廠分別為19、21、22座，風電場85、113、175座;光伏117、170、289座，火電廠數量增長了42%，水電15%，風電105%，光伏147%?？梢园l現，新疆參與電力輔助服務的光伏、風電廠數量有了翻倍的增長。

我們對比了2015~2017年1~10月新疆省的結算費用(結算費用=補償費用-考核費用-分攤費用)總規模，從整體來看可以發現風電、光伏為上繳費用(負值)，并且上繳費用逐年提升，2017年的總結算費用規模達到了2.48億元。從這一角度看，風電光伏納入補償體系后，電力輔助服務成為了新能源補償火電、水電調節電網平衡的機制橋梁，實現了新能源發電對參與調節的火電、水電發電主體的補償，實際效果上看是新能源“購買”火電、水電的調節服務。所以火電、水電參與市場調節的服務積極性獲得了大幅提高。

2、新疆棄電率惡化趨勢得到遏制，2018年棄電率進一步下降

2018年2月11日，新疆發改委發布了1月份新能源消納情況數據，棄風率16.9%，同比下降18.3個百分點，棄風電量同比去年下降26.58%;較上月環比下降51.4%;棄光率16.6%，同比下降32.9個百分點，棄光量同比下降60%，環比下降30%。新疆棄電率進一步改善，新能源消納能力日益提高。

新疆省棄電率連續改善，2018年一月份數據進一步下降。2017年，新疆省的棄風棄光情況得到了進一步改善，2015年，新疆棄風率32%、棄光率26%，2016年分別為38%、32%，2017年為29.8%、21.5%。

從趨勢上看，新疆省的棄風情況趨勢已經向好。而同時，新疆省的新能源發電裝機量也從2015年底的2219萬千瓦提升到了2743萬千瓦。2015年，新疆新增風電裝機量8.87GW，同比巨幅增長110%，這也為新疆電網的消納帶來了巨大壓力，2016年新疆棄風、棄光率達到了歷史高峰。

(二)東北輔助服務市場化，棄電率指標擺脫兩位數

1、2014年啟動調峰市場，2016年啟動電力輔助服務市場化改革專項試點

2014年9月，東北調峰輔助服務市場啟動。2014年開始，隨著東北地區經濟下行、風電裝機不斷增加影響，東北電網的“窩電”現象和冬季供暖期的系統調峰能力不足問題開始逐步顯現，特別是冬季風電、熱電聯產機組的供電矛盾極為尖銳，造成了大量的棄風現象。2014年，東北電力調峰輔助服務市場啟動運行。2016年11月，東北電力輔助服務市場專項改革試點工作啟動，出臺了《東北電力輔助服務市場專項改革試點方案》、《東北電力輔助服務市場運營規則(試行)》(以下簡稱《試點方案》、《運營規則》)。

根據《試點方案》，東北地區將開展深度調峰、火電停機備用、可中斷負荷調峰、電儲能調峰、火電應急啟停調峰、跨省調峰等多個交易品種。根據時間安排，2017年，這些調峰交易將會全面啟動。市場化交易機制的確立，一方面通過市場定價機制使得火電廠調峰獲得了相對合理的補償，刺激了火電機組調峰積極性，另一方面也將調峰資源的調用分配問題，使得調峰資源的分配更加高效合理。

2、2016年國家能源局在東北啟動火電靈活性改造試點，創造火電“調峰資源”供給

東北率先建立了調峰輔助服務市場，但是東北地區的火電廠熱電聯產機組比例非常高。在冬季供暖期，同時也是風量較大的時期，為了保障供暖很多機組無法壓減出力。因此，2016年為配合東北輔助服務市場機制，能源局啟動了兩個批次的火電機組靈活性改造試點。

2016年，共試點17GW火電靈活性改造，2017年已陸續投運，發揮出巨大調峰能力。與此同時，2016年6月、8月國家能源局下達了兩個批次的火電靈活性改造試點通知，這兩批火電廠的總裝機容量總共了17GW，主要分布在東北地區。

我們認為，東北地區的調峰市場化改革，成為了東北地區熱電聯產機組改造的驅動因素。前期通過國家試點項目推進，形成了較好的示范效應。通過調峰市場化定價、費用分攤的電力輔助服務機制，刺激出了火電機組參與調峰、靈活性改造的積極性。

3、東北棄電率降至個位數，輔助服務貢獻主要消納空間

據國家電網報報道，黑龍江電網一季度新能源發電量同比增長107.8%，其中風電發電量33.93億千瓦時，同比增加96.6%。其中，火電機組開展深度調峰為風電多提供上網電量19.6億千瓦時，占風電總發電量的57%，同比增加電量10.6億千瓦時，風電發電小時數595小時，同比增加94%。與2017年同期相比，風電消納巨幅好轉。

黑龍江輔助服務助力，棄電率大幅下降27個百分點。從能源局公布的數據看，2018年一季度黑龍江的棄風率僅為8.5%，而去年同期為36%，同比大幅下降27.5個百分點。黑龍江電網引導火電企業，調峰輔助服務使得風電消納電量增加了10.6億千瓦時，占比今年風電新增發電量的61%。同時，東北地區的風電棄電率進一步下降，遼寧、吉林、黑龍江棄電率分別下降到2.4%、8.1%、8.5%，而去年同期這一數字分別為15%、44%、36%。

在市場機制建設完善、電廠技術改造的雙重促進下，東北地區調峰市場發揮出了巨大的作用。根據能源局數據，可以看出，從2014年底率先建立調峰市場，再到2016年底升級成為電力輔助服務市場，東北區域已經形成了相對完善的市場化機制。同時，2016年啟動的大批東北火電廠靈活性改造陸續完成，也幫助東北調峰市場發揮出了巨大的能效作用。結合前文提到的黑龍江省情況，我們認為東北地區電力輔助服務，特別是調峰服務，已經開始有效地并將進一步促進東北地區新能源消納。

四、市場化輔助服務全國鋪開，為新能源、電力現貨市場鋪路

(一)電力輔助服務機制是電網調節的重要支撐體系

電力輔助服務的定義：是在電力市場運營過程中，為完成輸電和電能量交易并保障電力系統的安全穩定運行和電能商品質量，由發電機組提供的與正常電能生產和交易相耦合的頻率控制(一次調頻、AGC)、備用、調峰、無功調節、黑啟動和其他安全措施等服務。

電力系統的平穩運行必須依靠電力輔助服務。電力系統作為實現電力交易的物理平臺，其特殊性在于“商品”不能大比例存儲，只能“時發時用”，同時還需要保證電壓、頻率、無功等方面的電能質量。從安全性角度看，影響電網安全的最主要問題在于如何保證電力系統的功率平衡。電力輔助服務的工作便是解決以上問題。

電網的功率平衡問題是電網安全的核心，也是輔助服務的主要工作內容。具體來看，電力輔助服務解決了系統的四方面需求：1、實時電量平衡;2、有功功率平衡;3、無功功率平衡;4、電網可靠性。其中，前三項是保證電網平衡的具體需求，依靠電力輔助服務中的調峰、調頻、調壓、無功補償等方式解決的，這一需求占據了輔助服務90%以上的日常工作。此外，電網安全還包括可靠性、故障恢復的需求，這些由輔助服務中的備用、黑啟動等項目保證。

電力輔助服務補償(市場)機制是電網調節的重要支撐體系。電力輔助服務補償(市場)機制，是指對于電力系統中提供輔助服務費用補償或市場化交易的機制，這一機制下可以通過經濟性手段刺激出電力輔助服務資源，使得調度中心有足夠的調節資源保證電力系統的平穩高效運行。因此，這一機制是覆蓋在電源靈活性、負荷靈活性、儲能等基礎靈活性之上，是保證這些調節手段獲得合理的經濟性補償制度基礎。直到2009年，我國電力輔助服務還只是電廠對電網的義務，按照電網調度指令調節，保證電網安全運行。這種模式下，電廠缺乏積極性，提供的服務質量也不高。

(二)我國電力輔助服務已開始向“市場化”改革

1、起步晚、跟進慢，我國輔助服務發展滯后

2002年，我國統一的電力工業系統拆分為兩大電網、五大發電集團后，實現了“廠網分離”。2006年，原國家電監委出臺了輔助服務相關規定，六大電網區域的能源監管機構出臺了各自區域對應的相關實施細則，簡稱“兩個細則”。至此，電力輔助服務從電廠“義務”行為轉變為商業服務。但是2013年開始，使得“兩個細則”體系已經難以適應的新能源裝機的快速發展，無法刺激出足夠的服務資源。

輔助服務的發展滯后，在影響新能源消納方面表現最為明顯。在2015年新能源發電裝機量快速提高后，當時所執行的“兩個細則”體系已經催化出更多的調峰資源，造成了棄風、棄光率的急劇惡化。具體可以參見本文第三部分西北、東北的機制調整與棄電率下降的討論。

2017年開始，電力輔助服務領域的相關政策文件密集出臺，據能源局2017年11月出臺的《完善電力輔助服務補償(市場)機制工作方案》，到2020年，我國電力輔助服務補償(市場)機制將會進一步完善、調整，并將配合現貨交易十點，開展電力輔助服務市場建設。我們認為，2018年電力輔助服務將開始全國性的升級，補償力度高、市場化進程大跨步加速，還將逐步將費用成本向電力用戶側轉嫁。

2、體系初見雛形，區域電網間結構差異凸顯

2017年11月開始，國家能源局先后公布了2017年第二、第三、第四季度的全國輔助服務補償情況通報，除西藏、蒙西地區外的30個省均已建立起了電力輔助服務機制。補償費用在上網電費比例達到了0.7~0.8%左右，我們估計目前全國每年的電力輔助服務補償費用在110~125億元之間。

我國備用服務、調峰服務、自動發點控制(AGC，二次調頻)是我國電力輔助服務最主要的品種。在我國，電力輔助服務中并不是所有服務均予以補償，統計中的調峰、備用分別指的是有償調峰、旋轉備用，而基本調峰、非旋轉備用并不給予補償，屬于發電廠的基本“發電義務”。從公布的兩個季度的輔助服務補償費用來看，備用服務費用占比37%、調峰26%、AGC 26%。

我國六大電網區域的輔助服務補償情況各不相同，差異較大。從兩個季度公布的情況來看，六大區域從補償費用總額、占比到不同種類輔助服務的占比差異均較大，分別體現出了各自電力系統的特點。值得注意的是東北地區的調峰、西北地區的備用與調峰、華北與華東地區的調頻輔助服務費用在各自總費用中的占比較高。

目前，全國范圍的風電、光伏已經被納入到了輔助服務補償體系內。除去光伏、風電自身需承擔的考核費用外，還需要按照自身的發電量比例參與分攤輔助服務補償費用。根據能源局公布的數據，2017年第三、第四季度，風電光伏合計承擔的分攤費用為1.9億元、4.27億元，分別占對應季度發電機組分攤費用的7.6%、15%。從實際效果上看，實現了新能源發電“購買”火電、水電等機組調峰、備用服務的效果。

3、輔助服務市場化改革加速

市場化改革加速，多省區市場化改革政策密集發布。2014年，東北地區發布了《東北電力調峰市場化補償管理辦法》，率先啟動了調峰市場化嘗試。2016年底，東北地區率先啟動了電力輔助服務市場化改革試點，發布了《東北電力輔助服務市場運營規則(試行)》。截至2018年3月，已有6各省份、1個區域(東北)啟動了電力輔助服務市場化改革，共涉及東北、華北、華東、西北四個區域。

“規定價格、強制調用、事后補償”向“市場價格、自主申報、事前定價”轉變。電力輔助服務市場是電力市場中的重要組成部分，其中維護功率平衡的服務是現貨市場的重要品種。其中“調頻”市場組織方式是日前申報、日內調用、集中競價、邊際出清、統一價格，調度中心將會根據價格由低到高對所有可用資源排序，并依次調用，并根據被調用的最后一檔資源申報價格作為市場出清價格統一結算。

(三)國外輔助服務市場為標尺，輔助服務市場規模將不斷提升

與國外相比，我國電力輔助服務起步較晚，補償力度明顯較低。2015年美國PJM電力市場的輔助服務費用占比電量費比例為2.5%(可再生能源裝機占比為5%)，同年英國這一數值高達8%(可再生能源比例27%)。電力輔助服務是電網穩定運行的成本，當電網受到的沖擊越來越多時，這一成本應當進一步抬高，才能夠有效地刺激出足夠的可調用資源。

總體來看，歐洲、美國等地區的電力輔助服務已經形成了完善的市場化機制，結合其電力中長期、現貨市場，通過經濟性手段實現了電網的自發平衡。調度機構對于發電計劃、輔助服務不具有干預權限，完全通過市場化的方式解決了輔助服務的資源問題。

儲能優勢盡顯，調頻領域商業模式日漸清晰

(一)輔助服務市場化，奠定儲能參與電網調節制度基礎

一直以來，儲能對于電網的技術意義已經非常明確，大規模儲能參與電網調節被視為儲能的重要應用領域。然而在我國始終沒有針對性的制度體系和規定。此前，我國儲能參與電網調節更多地依賴于電網現有的運行機制，例如“削峰填谷”依賴的是用電側的電力用戶主體的峰谷電價差，本質是依靠儲能與現有市場主體打捆進行的電價套利。這種模式并不是儲能與電網的直接交互。

在這一輪電力輔助服務改革中，儲能的主體地位開始被確立，各個地方均為儲能參與電力輔助服務的具體細則進行了規定。南方電網專門出臺了《南方區域電化學儲能電站并網運行管理及輔助服務實施細則(試行)》，對電化學儲能電站的并網運行給予了正式的主體地位。

我們認為，電力輔助服務就是儲能參與電網調節的制度基礎，因為輔助服務的補償機制就是對電網調節行為的補償制度。市場化的輔助服務體系，在定價、資源調用兩個方面解決了電網與儲能的互動規則。無論是輔助服務還是電網側儲能，在市場化的輔助服務補償體系下，參與到電網調節后都將獲得給予合理的補償，擺脫原有的依靠用戶側電價差套利的制度依賴。

(二)儲能調頻商業模式日益成熟，“火電+儲能”模式率先爆發

電網級儲能應有的商業模式，是能夠給予儲能系統在調節電網行為給予合理的定價。例如美國基于調頻性能和工作量的雙軌制補償，充分體現出了儲能的經濟價值，為儲能參與電網調節創造了良好的環境。2011年3月紐約電力市場的數據顯示，占電網調頻容量3.3%的儲能調頻資源完成了23.8%的調頻任務量，這些資源中絕大部分是鋰離子電池或飛輪儲能等，這也證明了儲能在電網調頻任務中的巨大優勢。

以山西為例，山西的AGC明顯借鑒了國外調頻雙軌制的補償辦法，也就是不但對其容量進行補償，同時還對其實際工作效果進行補償。在山西的《山西電力調頻輔助服務市場運營細則》中，詳細規定了AGC服務的性能指標定義，并且將AGC服務的資源調用排序、收益掛鉤，調頻性能越好的資源有限排序，最終結算收益也要加入性能指標因子。

儲能調頻性能優異、成本較低。火電機組正常AGC運行中，一方面影響了其最優發電曲線，導致其經濟性下降。另一方面，由于AGC指令的頻繁反復變化(平均1～2分鐘變化一次)，使得機組設備反復變化加劇老化、損壞。因此，火電機組AGC的成本較大。水電成本較低，但是受限于資源問題，受到了一定限制。儲能系統通過電力電子裝置，控制環節最為簡單，因此其控制性能也最優。今年以來“火電+儲能”調頻AGC 改造項目呈現井噴的態勢，據我們統計估計，目前全國已經有不少于20個項目投運或在建。這些改造項目的目的，就是依靠儲能的調頻性能優勢獲取更多的輔助服務補償。

六、總結

(一)新能源發電空間巨大，“市場化”政策將催化2019年新成長周期

首先，我國用電量正在進入一輪經濟增長疊加電能替代帶動下的快速增長通道，未來三年的負荷增速在7.5%以上。同時，電網最大負荷也將以6%~8%左右的增速保持增長，裝機需求仍然較大?？紤]到風電、光伏的平均負荷率較火電低40%以上，同等用電量下的裝機量將遠高于火電裝機。整體來看，我國未來三年將保持120GW左右年均新增發電裝機量。而考慮到配額制的約束，新能源年均新增裝機量也將有望保持70GW左右的水平。

其次，電網調節能力提升不斷抬高新能源滲透率天花板，棄電率將持續好轉。2017年，“三北”的新能源裝機量已經被其他地區反超，。同時，“三北”地區在2017年新增31GW(與2016年基本持平)新能源裝機量的同時，棄電率水平在2018年大幅度下降。我們認為，隨著輔助服務市場化機制的改革，現有電網結構下的調節能力已經增強，全國棄電率水平已不再可能出現2015、2016年嚴重惡化的情形。新能源發電運營商將會持續受益，新能源發電存量資產價值將會持續回升。

我們認為，東北、西北地區棄電率已經逐步好轉，輔助服務。下一階段特高壓外送電量的提升和新的外送通道的釋放將會進一步帶動新的裝機。而配額制、電力市場機制的改革，也將會疏通特高壓送受端地方政府利益矛盾帶來的阻塞問題。新疆、寧夏、甘肅等省份的輔助服務市場化改革落地，有望復制東北的成效，壓低棄電率水平。

中東部地區電網的壓力，已經可以通過“風電+光伏+儲能+特高壓”的方式解決，但是如何給予無國家補貼指標的新能源，特別是光伏，合理的收益將成為下一輪周期釋放的關鍵。能源局將無國家補貼的光伏項目審批權下放到地方后，地方政府將會主動采取更加靈活的補貼、電費結算方式來提高光伏發電的收益性，例如地方補貼、加快推進分布式售電、建設電力現貨市場等政策。我們預計，2019年相關地方、電力體制改革政策將會不斷落地，光伏將會在中東部地區迎來新一輪爆發。

(二)電網級電化學儲能爆發，對鋰離子電池需求邊際帶動快速提高

通過本文的分析我們可以發現，當前電網對儲能需求已經從單純的電量存儲功能向快速出力調節功能轉變。而“鋰電池+PCS”的組合模式，是目前快速調節出力最為經濟有效的方式。輔助服務市場化改革將會給予調頻、調峰的更合理的經濟性收益，實際上為鋰離子電池體現自身性能、成本優勢奠定了基礎。鋰電池的性能、成本優勢已經開始被電力領域所認知，加之輔助服務的市場化改革，儲能商業模式日漸清晰，2019年開始投資規模必將進入一輪爆發期。

電網側、輔助服務領域儲能爆發，對鋰離子電池需求的邊際帶動快速提高。根據中關村儲能產業技術聯盟的統計，2018年上半年，全球新增的697MW電化學儲能裝機中，幾乎全部為鋰離子電池。同時，輔助服務已成為全球最主要的電化學儲能應用領域，達到354MW，占比51%，同比增長344%，并且全部為鋰離子電池，電網側儲能裝置也全部為鋰離子電池。上半年，我國電化學儲能項目新增裝機量達到100.4MW，同比增長127%，累計裝機規模達到490MW。其中，超過六成項目為電網級的電網側、輔助服務領域儲能，并且全部為鋰離子電池。

從已經公開的項目看，僅寧德時代在福建的儲能規劃第一期項目就達到100MWh，第二期、第三期項目分別達到500MWh、1GWh。今年江蘇、河南也分別建設了100MWh、200MWh的電網側儲能項目，“火電+儲能”對鋰電池的合計需求也將突破100MWh。從2019年開始，電網級鋰電池儲能需求將會達到GW級別，對于鋰電池需求的邊際帶動將顯著增強。