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。
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。
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。
2、体系初见雏形，区域电网间结构差异凸显
2017年11月开始，国家能源局先后公布了2017年第二、第三、第四季度的全国辅助服务补偿情况通报，除西藏、蒙西地区外的30个省均已建立起了电力辅助服务机制。补偿费用在上网电费比例达到了0.7~0.8%左右，我们估计目前全国每年的电力辅助服务补偿费用在110~125亿元之间。
我国备用服务、调峰服务、自动发点控制(AGC，二次调频)是我国电力辅助服务最主要的品种。在我国，电力辅助服务中并不是所有服务均予以补偿，统计中的调峰、备用分别指的是有偿调峰、旋转备用，而基本调峰、非旋转备用并不给予补偿，属于发电厂的基本“发电义务”。从公布的两个季度的辅助服务补偿费用来看，备用服务费用占比37%、调峰26%、AGC 26%。
我国六大电网区域的辅助服务补偿情况各不相同，差异较大。从两个季度公布的情况来看，六大区域从补偿费用总额、占比到不同种类辅助服务的占比差异均较大，分别体现出了各自电力系统的特点。值得注意的是东北地区的调峰、西北地区的备用与调峰、华北与华东地区的调频辅助服务费用在各自总费用中的占比较高。
目前，全国范围的风电、光伏已经被纳入到了辅助服务补偿体系内。除去光伏、风电自身需承担的考核费用外，还需要按照自身的发电量比例参与分摊辅助服务补偿费用。根据能源局公布的数据，2017年第三、第四季度，风电光伏合计承担的分摊费用为1.9亿元、4.27亿元，分别占对应季度发电机组分摊费用的7.6%、15%。从实际效果上看，实现了新能源发电“购买”火电、水电等机组调峰、备用服务的效果。
3、辅助服务市场化改革加速
市场化改革加速，多省区市场化改革政策密集发布。2014年，东北地区发布了《东北电力调峰市场化补偿管理办法》，率先启动了调峰市场化尝试。2016年底，东北地区率先启动了电力辅助服务市场化改革试点，发布了《东北电力辅助服务市场运营规则(试行)》。截至2018年3月，已有6各省份、1个区域(东北)启动了电力辅助服务市场化改革，共涉及东北、华北、华东、西北四个区域。
“规定价格、强制调用、事后补偿”向“市场价格、自主申报、事前定价”转变。电力辅助服务市场是电力市场中的重要组成部分，其中维护功率平衡的服务是现货市场的重要品种。其中“调频”市场组织方式是日前申报、日内调用、集中竞价、边际出清、统一价格，调度中心将会根据价格由低到高对所有可用资源排序，并依次调用，并根据被调用的最后一档资源申报价格作为市场出清价格统一结算。
(三)国外辅助服务市场为标尺，辅助服务市场规模将不断提升
与国外相比，我国电力辅助服务起步较晚，补偿力度明显较低。2015年美国PJM电力市场的辅助服务费用占比电量费比例为2.5%(可再生能源装机占比为5%)，同年英国这一数值高达8%(可再生能源比例27%)。电力辅助服务是电网稳定运行的成本，当电网受到的冲击越来越多时，这一成本应当进一步抬高，才能够有效地刺激出足够的可调用资源。
总体来看，欧洲、美国等地区的电力辅助服务已经形成了完善的市场化机制，结合其电力中长期、现货市场，通过经济性手段实现了电网的自发平衡。调度机构对于发电计划、辅助服务不具有干预权限，完全通过市场化的方式解决了辅助服务的资源问题。
储能优势尽显，调频领域商业模式日渐清晰
(一)辅助服务市场化，奠定储能参与电网调节制度基础
一直以来，储能对于电网的技术意义已经非常明确，大规模储能参与电网调节被视为储能的重要应用领域。然而在我国始终没有针对性的制度体系和规定。此前，我国储能参与电网调节更多地依赖于电网现有的运行机制，例如“削峰填谷”依赖的是用电侧的电力用户主体的峰谷电价差，本质是依靠储能与现有市场主体打捆进行的电价套利。这种模式并不是储能与电网的直接交互。
在这一轮电力辅助服务改革中，储能的主体地位开始被确立，各个地方均为储能参与电力辅助服务的具体细则进行了规定。南方电网专门出台了《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务实施细则(试行)》，对电化学储能电站的并网运行给予了正式的主体地位。
我们认为，电力辅助服务就是储能参与电网调节的制度基础，因为辅助服务的补偿机制就是对电网调节行为的补偿制度。市场化的辅助服务体系，在定价、资源调用两个方面解决了电网与储能的互动规则。无论是辅助服务还是电网侧储能，在市场化的辅助服务补偿体系下，参与到电网调节后都将获得给予合理的补偿，摆脱原有的依靠用户侧电价差套利的制度依赖。
(二)储能调频商业模式日益成熟，“火电+储能”模式率先爆发
电网级储能应有的商业模式，是能够给予储能系统在调节电网行为给予合理的定价。例如美国基于调频性能和工作量的双轨制补偿，充分体现出了储能的经济价值，为储能参与电网调节创造了良好的环境。2011年3月纽约电力市场的数据显示，占电网调频容量3.3%的储能调频资源完成了23.8%的调频任务量，这些资源中绝大部分是锂离子电池或飞轮储能等，这也证明了储能在电网调频任务中的巨大优势。
以山西为例，山西的AGC明显借鉴了国外调频双轨制的补偿办法，也就是不但对其容量进行补偿，同时还对其实际工作效果进行补偿。在山西的《山西电力调频辅助服务市场运营细则》中，详细规定了AGC服务的性能指标定义，并且将AGC服务的资源调用排序、收益挂钩，调频性能越好的资源有限排序，最终结算收益也要加入性能指标因子。
储能调频性能优异、成本较低。火电机组正常AGC运行中，一方面影响了其最优发电曲线，导致其经济性下降。另一方面，由于AGC指令的频繁反复变化(平均1～2分钟变化一次)，使得机组设备反复变化加剧老化、损坏。因此，火电机组AGC的成本较大。水电成本较低，但是受限于资源问题，受到了一定限制。储能系统通过电力电子装置，控制环节最为简单，因此其控制性能也最优。今年以来“火电+储能”调频AGC 改造项目呈现井喷的态势，据我们统计估计，目前全国已经有不少于20个项目投运或在建。这些改造项目的目的，就是依靠储能的调频性能优势获取更多的辅助服务补偿。
六、总结
(一)新能源发电空间巨大，“市场化”政策将催化2019年新成长周期
首先，我国用电量正在进入一轮经济增长叠加电能替代带动下的快速增长通道，未来三年的负荷增速在7.5%以上。同时，电网最大负荷也将以6%~8%左右的增速保持增长，装机需求仍然较大。考虑到风电、光伏的平均负荷率较火电低40%以上，同等用电量下的装机量将远高于火电装机。整体来看，我国未来三年将保持120GW左右年均新增发电装机量。而考虑到配额制的约束，新能源年均新增装机量也将有望保持70GW左右的水平。
其次，电网调节能力提升不断抬高新能源渗透率天花板，弃电率将持续好转。2017年，“三北”的新能源装机量已经被其他地区反超，。同时，“三北”地区在2017年新增31GW(与2016年基本持平)新能源装机量的同时，弃电率水平在2018年大幅度下降。我们认为，随着辅助服务市场化机制的改革，现有电网结构下的调节能力已经增强，全国弃电率水平已不再可能出现2015、2016年严重恶化的情形。新能源发电运营商将会持续受益，新能源发电存量资产价值将会持续回升。
我们认为，东北、西北地区弃电率已经逐步好转，辅助服务。下一阶段特高压外送电量的提升和新的外送通道的释放将会进一步带动新的装机。而配额制、电力市场机制的改革，也将会疏通特高压送受端地方政府利益矛盾带来的阻塞问题。新疆、宁夏、甘肃等省份的辅助服务市场化改革落地，有望复制东北的成效，压低弃电率水平。
中东部地区电网的压力，已经可以通过“风电+光伏+储能+特高压”的方式解决，但是如何给予无国家补贴指标的新能源，特别是光伏，合理的收益将成为下一轮周期释放的关键。能源局将无国家补贴的光伏项目审批权下放到地方后，地方政府将会主动采取更加灵活的补贴、电费结算方式来提高光伏发电的收益性，例如地方补贴、加快推进分布式售电、建设电力现货市场等政策。我们预计，2019年相关地方、电力体制改革政策将会不断落地，光伏将会在中东部地区迎来新一轮爆发。
(二)电网级电化学储能爆发，对锂离子电池需求边际带动快速提高
通过本文的分析我们可以发现，当前电网对储能需求已经从单纯的电量存储功能向快速出力调节功能转变。而“锂电池+PCS”的组合模式，是目前快速调节出力最为经济有效的方式。辅助服务市场化改革将会给予调频、调峰的更合理的经济性收益，实际上为锂离子电池体现自身性能、成本优势奠定了基础。锂电池的性能、成本优势已经开始被电力领域所认知，加之辅助服务的市场化改革，储能商业模式日渐清晰，2019年开始投资规模必将进入一轮爆发期。
电网侧、辅助服务领域储能爆发，对锂离子电池需求的边际带动快速提高。根据中关村储能产业技术联盟的统计，2018年上半年，全球新增的697MW电化学储能装机中，几乎全部为锂离子电池。同时，辅助服务已成为全球最主要的电化学储能应用领域，达到354MW，占比51%，同比增长344%，并且全部为锂离子电池，电网侧储能装置也全部为锂离子电池。上半年，我国电化学储能项目新增装机量达到100.4MW，同比增长127%，累计装机规模达到490MW。其中，超过六成项目为电网级的电网侧、辅助服务领域储能，并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，第二期、第三期项目分别达到500MWh、1GWh。今年江苏、河南也分别建设了100MWh、200MWh的电网侧储能项目，“火电+储能”对锂电池的合计需求也将突破100MWh。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。
