新能源行业消纳系列报告·上篇：新能源消纳边际改善行业需求有望持续回暖-20190822-兴业证券-41页 (2).pdf

分析师：朱玥（S0190517060001）研究助理：陶宇鸥（）新能源消纳边际改善，行业需求有望持续回暖兴业电新 新能源消纳系列报告 上篇2019年8月22日证券研究报告核心观点 KEY POINT市场普遍认为，当下中国新能源发展面临两大约束条件补贴和电网消纳。特别是当进入“十四五”补贴约束消除之后，电网将成为新能源发展的最重要约束条件。我们经过前期调研和模型测算，发现事实并非如此。短期来看，消纳新能源的核心因素是需求，即发、用电量增速，新增用电量中新能源的比例尤为重要。长期来看，是否有市场化机制，确保低边际成本的新能源电力在存量市场替代传统能电力，决定了中长期新能源的发展空间。过去几年，扣除电网消纳措施后新增用电量中新能源所占比重比例远低于市场想象，仅为10%左右，腾挪空间很大。2018年我国用电量自然增长带来的风电、光伏发电量增量约为546亿千瓦时，占全社会新增发电量增量比例仅为10%。我们预计，2019-2020年我国用电量自然增长带来的新能源电力消纳量分别为509/713亿千瓦时，占比分别提升至15%-20%，新增用电量中新能源所占比重能否大幅度提升，将是今明两年新能源消纳空间的重要决定力量。图、2020年国网消纳措施边际改善明显，新能源电力消纳大幅度提升资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院测算12111209167902004006008001000120014001600180020182019E2020E全社会用电量自然增长国网清洁替代国网电能替代国网火电灵活性改造国网抽水蓄能国网特高压跨区跨省输送、省间电力交易国网省内市场交易各类因素带来的电力消纳增量（亿千瓦时）核心观点 KEY POINT2019年消纳形势最为严峻，但仍然能够保证风+光合计70GW空间。2020年将大幅度改善，电网保限电率对新能源压制作用持续递减。国家积极促进新能源消纳主要措施包括：火电灵活性改造、抽水蓄能电站建设，特高压输电通道建设等，2018年电网通过以上消纳措施新增新能源电力消纳659亿千瓦时，2019年由于电网限电率需要直接降至5%以下，叠加用电量增速可能不及预期，因此形势最为严峻。2020年，限电率不再大幅度下调，且各项消纳保障措施边际作用逐步强化，国内新增风电消纳空间分别为27.2/34.4GW，新增光伏消纳空间规模分别为47.9/56.3GW。投资建议：电网积极促进新能源消纳，叠加用电自然增长带动的新能源发电量增长，新能源发展有望步入良性轨道。风电、光伏行业加速平价，落后产能逐步退出，行业集中度有望进一步提高。推荐：隆基股份、通威股份、金风科技、天顺风能。风险提示：国网促进新能源消纳的措施落地进度不及预期；全社会用电量增速大幅度减缓。图、预计2019-2020年我国风电装机规模分别为27.2/34.4GW资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院测算图、预计2019-2020年我国光伏装机规模分别为47.9/56.3GW资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院测算20.320.320.329.827.224.737.934.430.90.05.010.015.020.025.030.035.040.045.050.0乐观中性悲观2018风电装机规模2019风电装机规模2020风电装机规模44.244.244.252.447.943.462.156.350.50.010.020.030.040.050.060.070.080.0乐观中性悲观2018光伏装机规模2019光伏装机规模2020光伏装机规模【目录】01新能源装机规模、发电量稳步增长，弃风、弃光现象持续好转电源结构转型发展成效显著，弃风弃光率稳步下降02国网从电源、电网、用户、交易市场及关键技术等多个方面积极促进新能源电力消纳国家电网多举措促进新能源消纳03预计2019-2020年我国风电、光伏累计装机166GW新能源消纳持续好转，风电、光伏装机规模有保障04投资建议05风险提示Content5新能源发电装机稳步增长：2018年全国新能源发电装机容量3.76亿千瓦，占全部电力装机的19.81%，其中风电装机1.84亿千瓦，光伏装机1.75亿千瓦。新能源发电量和占比持续“双升”：2018 年我国新能源发电量5435 亿千瓦时，同比增长28.24%，占全国总发电量的8%，同比提高1.2pct。图、全国可再生能源发电情况资料来源：国家能源局，兴业证券经济与金融研究院整理图、2018年度全国可再生能源装机情况资料来源：国家能源局，兴业证券经济与金融研究院整理我国新能源发电量、装机规模持续增长0%2%4%6%8%10%12%0204060801001201401601802002015201620172018风电装机规模（GW）光伏装机规模（GW）风电装机规模占比光伏装机占规模比装机规模（GW）装机占比0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%010002000300040005000600020112012201320142015201620172018新能源发电量(亿千瓦时)新能源发电占比发电量（亿千瓦时）占比6国网经营区域内风电、光伏装机规模较大。从地理位置分布来看，我国风电装机主要位于新疆、内蒙古、甘肃等北部地区及天津、山东、江苏等风资源丰富的沿海地区，光伏则主要集中于西北、华北、华东地区，但风电光伏装机数量较高的区域均为国网经营区域。风电、光伏装机主要位于国网经营区域图、弃风情况严重的区域主要位于国网经营区域资料来源：电力规划设计总院，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：电力规划设计总院，兴业证券经济与金融研究院整理图、弃光情况严重的区域主要位于国网经营区域7国网经营地区弃风弃光情况较为要哪件呢。从地区分布来看，2018年南网经营地区（广东、广西、云南、贵州、重庆）基本无弃风、弃光情况，而国网经营区域中新疆、甘肃、内蒙古弃风情况较为严重，新疆、西藏、甘肃地区弃光情况较为严重。基于以上现状，国网提出了大量促进新能源消纳的措施。国家电网经营区域内弃风弃光情况严峻图、弃风情况严重的区域主要位于国网经营区域资料来源：电力规划设计总院，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：电力规划设计总院，兴业证券经济与金融研究院整理图、弃光情况严重的区域主要位于国网经营区域8我国弃风弃光现象持续好转。从全国范围来看，我国弃风、弃光率从2016年起持续降低，2018年弃风、弃光率分别下降至7%/3%，2019Q1又分别进一步下降至4%/3%。从国网经营区域来看，2018年国网新能源弃电量占比已下降至5.8%。图、国网经营区内新能源整体弃电量下降资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院整理图、我国弃风弃光现象持续好转资料来源：中电联，兴业证券经济与金融研究院整理弃风弃光情况尚存，但持续好转0.00%2.00%4.00%6.00%8.00%10.00%12.00%14.00%16.00%18.00%05010015020025030035040045050020142015201620172018新能源弃电量/亿千瓦时新能源弃电量占比0%2%4%6%8%10%12%14%16%18%20%010020030040050060020152016201720182019-Q1弃风电量/亿千瓦时弃光电量/亿千瓦时弃风率弃光率【目录】01新能源装机规模、发电量稳步增长，弃风、弃光现象持续好转电源结构转型发展成效显著，弃风弃光率稳步下降02国网从电源、电网、用户、交易市场及关键技术等多个方面积极促进新能源电力消纳国家电网多举措促进新能源消纳03预计2019-2020年我国风电、光伏累计装机166GW新能源消纳持续好转，风电、光伏装机规模有保障04投资建议05风险提示Content102018年国网增加新能源消纳量659亿千瓦时，其中80%来自积极的消纳措施。用电需求增长增发新能源134亿千瓦时，占比20%。2018年全社会用电量增速8.5%，较国家电网年初测算提高3.5pct。国家电网促进消纳减弃525亿千瓦时，占比80%。主要方法包括跨省跨区通道建设、市场交易、优化调度、装机控制、自备电厂替代、火电灵活性改造等。图、国网新能源消纳增量80%来自积极的消纳措施资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院整理图、2018年全社会用电量增速8.5%资料来源：wind，兴业证券经济与金融研究院整理国网积极促进新能源消纳，2018年新增消纳电量659亿千瓦时用电需求增长21%跨区通道建设15%优化调度18%火电灵活性改造6%装机控制14%市场交易13%自备电厂替代13%举措成效跨省跨区通道建设2017年建成“两交四直”特高压外送通道，上述通道2018年增送新能源电量102亿千瓦时市场交易原有跨省跨区通道市场化交易增加84亿千瓦时优化调度跨区域、区域内备用共享等措施，减弃118亿千瓦时装机控制风电新增规模较测算少491万千瓦，减弃92亿千瓦时自备电厂替代自备电厂清洁替代电量增加87亿千瓦时火电灵活性改造东北区域火电深度调峰增发新能源42亿千瓦时表、2018年国家电网积极促进新能源消纳资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院整理0%2%4%6%8%10%12%14%16%01000020000300004000050000600007000080000201020112012201320142015201620172018全社会用电量（亿千瓦时）同比增速用电量（亿千瓦时）同比增速11国家电网促进新能源消纳的五个着力点国家电网促进新能源消纳的举措电源环节火电灵活性改造抽水蓄能电站建设辅助服务补偿机制电网环节跨省跨区输送通道建设新能源电力大范围调度用户环节电能替代清洁替代技术研发电网储能技术电网实时调度虚拟同步机智能电表新能源有序充放电蓄热式电采暖用户侧响应市场机制全国统一电力市场有序放开发用电计划交易机制调峰补偿机制配额制需求侧响应机制最低利用小时数保障12火电灵活性改造是指通过热电解耦或者技术改造等方式，将机组的最小技术出力由传统的50%降至40%-20%，使其具有更加灵活的调峰能力。2018年我国已累计完成火电灵活性改造4135万千瓦，2020年预计累计完成14135万千瓦。图、国网经营区火电机组灵活性改造进程加快资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院整理表、火电灵活性改造的主流方案资料来源：江苏中科智储科技，兴业证券经济与金融研究院整理电源环节：加快火电灵活性改造，鼓励火电参与深度调峰91832174000600091841358135141350%50%100%150%200%250%300%350%400%02000400060008000100001200014000160002017201820192020新增火电装机/万千瓦累计装机/万千瓦累计装机增速机组类型技术特点灵活性改造需求技术方案纯凝机组低负荷运行能力强，负荷调节灵活。需解决制煤、锅炉、汽机、辅机、排放系统的低负荷运行适应性问题，重点关注低负荷排放和设备磨损及寿命问题。（1）磨煤机改造；（2）低负荷稳燃、脱硝技术；（3）汽机系统适应性改造。供热机组热电耦合，供热时负荷调节能力差。增加供热能力，降低供热时的强迫出力，或利用热储能实现热电解耦（1）汽轮机旁路供热；（2）低压缸零出力；（3）高背压改造；（4）电极锅炉；（5）固体储热；（6）储热水罐13抽水蓄能电站可在电力负荷低谷时使用电能抽水至上水库将电力转化为重力势能保存，在电力负荷高峰期再放水至下水库将重力势能转换为电能，是目前最成熟、最经济的调峰技术，能够快速启停、灵活调节。抽水蓄能电站的综合效率一般为0.65-0.75，大型抽水蓄能电站大多在0.7以上，条件优越的抽水蓄能电站可达0.78。国内目前在运的抽水蓄能电站共22座，总装机容量1923万千瓦，在建26座，总装机容量3615万千瓦，2018年促进新能源消纳31亿千瓦时。预计2020年全国抽水蓄能电站累计并网装机容量超过4000万千瓦。图、抽水蓄能电站原理示意资料来源：公开资料，兴业证券经济与金融研究院整理电源环节：加强抽水蓄能电站建设，提升电网调峰能力1646191619201923173021751096 3615050010001500200025003000350040002015201620172018在运抽水蓄能电站容量（万千瓦）在建抽水蓄能电站规模（万千瓦）图、2018年国网抽水蓄能电站在运1923万千瓦，多消纳新能源电量31亿千瓦时资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院整理8231010203040506070809020172018抽水蓄能电站促进的新能源电力消纳量（亿千瓦时）14截至2018年，国网已累计建成“八交十直”特高压工程，在运在建线路长度3.49万千米，跨省跨区输电能力2.1亿千瓦，累计输送电量1.24万亿千瓦时。2020年预计特高压直流通道输送清洁能源电量平均占比超过30%。图、国内已建成“八交十直”，在建“两交四直”资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院整理电网环节：建设跨省跨区输电通道，提升输电效率线路名称年输送量（亿千瓦时）可再生能源（亿千瓦时）可再生能源占比长南荆特高压63.629.045.6%复奉直流307.0297.997.0%锦苏直流387.3369.295.3%天中直流324.8158.348.7%宾金直流316.2314.199.3%灵绍直流377.884.522.4%祁韶直流177.383.347.0%燕淮直流180.39.05.0%锡泰直流56.20.40.7%昭沂直流13.81.913.9%鲁固直流150.347.531.6%吉泉直流47.61.12.3%楚穗直流254.4254.4100%普侨直流252.5252.5100%新东直流181.0181.0100%全国3982.72083.952.3%资料来源：能源局，兴业证券经济与金融研究院整理表、国内已建成“八交十直”，在建“两交四直”15建设电网实时平衡能力监视平台：实时监视火电开机及出力下调空间、跨省通道送电裕度；实时展示送端新能源跨省份外送需求、受端消纳空间；实现新能源调峰受阻状态实时监视及告警等，支撑新能源优先调度和跨省互济及现货交易。建立区域旋转备用电源共享机制：按区域共享原则统一安排备用常规电源，相比于省份独立安排有助于备用电源总容量。2017年西北电网常规电源备用调减400万干瓦，增发新能源47亿干瓦时；东北全网火电机组平均旋转备用调减127万干瓦。图、旋转备用共享机制有助于提高备用电源利用效率资料来源：公开资料，兴业证券经济与金融研究院整理电网环节：提升调度能力，保障新能源消纳图、电网实时平衡能力监视平台有助于提升电网调度能力资料来源：公开资料，兴业证券经济与金融研究院整理各层级调度系统电网实时平衡能力监视平台国调网调省调地调县调火电开机情况、出力下调空间跨省特高压通道裕度新能源上网状态新能源电力外送需求新能源电力受端消纳空间提供参考信息地区A备用电源A地区B备用电源B地区C备用电源C地区A地区B地区C备用电源D分区域设施备用电源按区域共享原则统一安排备用电源备用电源规模：D A+B+C16电能替代：以电能替代煤炭、石油、天然气等化石能源。推广电力在以燃料作为主要能源的行业中的应用，如在冶炼、金属加工、玻璃及陶瓷烧制行业推广电窑炉，在石油钻探、矿山采选行业推广电动挖掘，以及港口岸电、机场油改电等。截至2018年国网已完成电能替代项目13.8万个，累计替代电量1353亿千瓦时。2019年、2020年国网力争电能替代电量1450、1550亿千瓦时以上。清洁替代：以太阳能发电、风电等清洁能源替代火电。积极推动燃煤自备电厂、煤锅（窑）炉清洁替代，组织自备电厂企业与富余水电、风电、光伏以及高效大机组开展直接交易，促进自备电厂停发减发。图、2018年国网清洁替代电量为137亿千瓦时资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院整理用户环节：推动“两个替代”，促进电源结构转型图、2018年国网电能替代规模达到1353亿千瓦时资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院整理140 503 760 1030 1150 1353 1450 1550 0%50%100%150%200%250%300%05001000150020002013201420152016201720182019E2020E电能替代规模/亿千瓦时电能替代规模增速28 94 119 137 170 200 0%50%100%150%200%250%05010015020025020152016201720182019E2020E新能源替代交易规模/亿千瓦时新能源替代交易规模增速172019年5月15日，国家发展改革委、国家能源局联合印发了关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知，对各省规定了最低的可再生能源电力消纳责任权重及非水电可再生能源电力消纳责任权重，国网、南网作为第一类承担消纳责任的市场主体需承担经营区消纳责任权重实施的组织责任。从国网经营区域内的27个省市可再生能源电力消纳情况来看，部分省市尚未达到“配额制”考核要求，仍有提升空间。用户环节：承担“配额制”组织责任，保障新能源消纳底线省（区、市）2018年可再生能源电力消纳权重2018年可再生能源电力消纳最低权重是否完成2018年非水可再生能源电力消纳权重2018年非水可再生能源电力消纳最低权重是否完成省（区、市）2018年可再生能源电力消纳权重2018年可再生能源电力消纳最低权重是否完成2018年非水可再生能源电力消纳权重2018年非水可再生能源电力消纳最低权重是否完成北京13.20%12.10%完成11.70%10.50%完成江西22.90%25.10%未完成8.60%6.50%完成河北12.20%12.10%完成11.30%10.50%完成山东9.90%10.40%未完成9.40%9.00%完成辽宁14.20%13.20%完成11.70%10.00%完成湖北38.00%43.00%未完成7.50%7.50%完成吉林24.90%22.00%完成17.00%15.00%完成湖南42.10%50.50%未完成10.20%9.00%完成江苏14.70%13.70%完成7.00%5.50%完成重庆45.90%52.10%未完成2.90%2.00%完成安徽14.90%14.30%完成11.00%9.50%完成四川81.90%88.00%未完成4.40%3.50%完成福建19.00%18.70%完成4.90%4.50%完成甘肃48.40%48.40%完成13.40%14.50%未完成河南16.90%14.90%完成9.40%9.00%完成青海78.20%77.00%完成18.50%19.00%未完成陕西20.30%19.20%完成10.60%9.00%完成内蒙古18.60%20.40%未完成17.30%18.00%未完成宁夏25.20%22.20%完成22.30%18.00%完成西藏89.00%不考核-16.90%不考核-新疆26.80%23.10%完成14.70%11.50%完成海南13.60%12.10%完成5.20%4.50%完成天津11.40%12.10%未完成11.00%10.50%完成广东32.90%34.20%未完成3.50%3.50%完成山西16.40%16.50%未完成14.50%12.50%完成广西46.00%56.20%未完成4.20%4.00%完成黑龙江19.40%21.50%未完成16.20%15.00%完成贵州36.20%36.90%未完成4.50%4.50%完成上海32.10%34.90%未完成3.30%2.50%完成云南83.40%88.00%未完成15.60%11.50%完成浙江17.80%19.80%未完成5.30%5.00%完成资料来源：能源局，兴业证券经济与金融研究院整理注：海南、广东、广西、贵州、云南为南网经营区域。表、国网部分省市尚未达到“配额制”考核要求，新能源消纳仍有提升空间182016年，国家发展改革委、国家能源局在关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知中核定了重点地区风电和光伏发电最低保障收购年利用小时数，要求各省级能源主管部门和经济运行部门优先安排未达到最低保障收购利用小时数的风电、光伏电站发电，并按照标杆电价收购这一部分电量，超出的部分则通过电力市场交易消纳。目前风电最低保障收购年利用小时数落实情况较好，2018年国内规定风电最低保障收购年利用小时数的地区中仅甘肃未落实；光伏最低保障收购年利用小时数落实情况则不尽人意，国内规定光伏最低保障收购年利用小时数的地区超过一半未落实。市场交易：风电、光伏发电最低保障收购年利用小时数省（区）资源区保障性收购利用小时数2018年实际利用小时数是否完成内蒙古类20002254完成类19002250完成新疆类19002357完成类18001897完成河北类19002218完成宁夏类18501888完成黑龙江类19002224完成类18502121完成吉林类18002019完成类18002321完成辽宁类18502264完成山西类19002267完成甘肃类18001792未完成类18001723未完成省（区）资源区保障性收购利用小时数2018年实际利用小时数是否完成内蒙古类15001649完成类14001525完成青海类15001505完成类14501461完成黑龙江类13001311完成陕西类13001316完成吉林类13001283未完成辽宁类13001207未完成河北类14001372未完成山西类14001355未完成新疆类15001353未完成类13501217未完成甘肃类15001328未完成类14001200未完成宁夏类15001376未完成表、2018年风电利用小时数落实情况表、2018年光伏利用小时数落实情况资料来源：能源局，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：能源局，兴业证券经济与金融研究院整理图、最低保障小时数以内电量由相关部门收购资料来源：公开资料，兴业证券经济与金融研究院整理各省级能源主观部门和经济运行部门参与电力市场交易的购电主体可再生能源电力最低保障小时数以内最低保障小时数以外按标杆电价收购通过电力市场出售国网已全面建成国家级的北京电力交易平台和27个省级电力交易平台，实现了交易平台全覆盖，为新能源大范围消纳提供技术支撑。2018年国网完成市场化交易电量1.62亿千瓦时，同比增长32.5%，占国网售电量之比为38.21%。其中，2018年国网新能源电力省间交易规模达到718亿千瓦时，省内交易规模约为265亿千瓦时，占市场化交易电量的6.08%。市场交易：建立电力中长期交易市场，促进新能源跨区、跨省消纳图、2018年国网市场化交易电量占比已经达到38.21%资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院整理0%20%40%60%80%100%120%0500010000150002000025000300003500040000450002012201320142015201620172018售电量（亿千瓦时）市场化交易电量（亿千瓦时）市场化交易电量占比电量（亿千瓦时）占比图、2018年国网市场化交易电量中新能源电力占比6.08%资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院整理注：国网11家省级电力交易中心于2017年开始开展省内新能源与电力用户的直接交易，2018年省内直接交易规模根据跨省跨区交易规模增速测算。0%5%10%010020030040050060070080020142015201620172018跨省跨区外送交易规模（亿千瓦时）省内直接交易规模（亿千瓦时）新能源电力跨区交易、省内交易占市场化交易电力之比电量（亿千瓦时）占比建立电力现货交易市场，通过市场机制发现电力实时价格，促进边际成本较低的风电、光伏发电成交，提升可再生能源消纳水平。2017年8月，国家发改委、国家能源局选取南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区作为第一批试点，加快推动电力现货市场建设，截至2019年6月30日，以上8个地区已全部完成模拟试运行。2017年国网组织新能源跨区现货交易电量57.7亿千瓦时，其中甘肃、新疆分别多消纳新能源电量32.7/13.8亿千瓦时。市场交易：建立电力现货市场，通过市场机制发现电力实时价格图、河南、江苏通过电力现货市场分别购入电量22.5/15亿千瓦时资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院整理图、甘肃、新疆通过现货市场分别出售新能源电量32.7/13.8亿千瓦时资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院整理22.50 15.00 6.60 3.30 2.50 2.40 2.40 2.20 0.70 0.10 0510152025河南江苏浙江山东上海江西河北湖南四川湖北新能源跨区现货受入电量（亿千瓦时）32.70 13.80 4.70 2.30 1.60 1.10 0.80 0.70 05101520253035甘肃新疆宁夏青海黑龙江蒙东辽宁吉林新能源跨区现货受入电量（亿千瓦时）调峰辅助服务是指为降低弃风、弃光率，以降低火电出力方式保证风电、光伏顺利上网的过程。由于参与调峰辅助服务（即降低出力）会导致火电厂上网电量减少、收益受损，为引导火电厂积极参与调峰服务，我国东北地区率先于2017年启动电力调峰辅助市场并取得了积极成效，2017-2018年东北风电因辅助服务市场分别增发25/179亿千瓦时。除东北调峰辅助市场以外，目前国网也在积极推动山西、山东、福建、新疆政府出台调峰辅助服务市场规则。市场交易：建立调峰辅助服务市场，引导火电积极协助新能源电力上网图、2018年东北辅助服务市场促进风电增发179亿千瓦时资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院整理图、辅助服务市场有助于弥补火电调峰成本，引导火电积极参与调峰资料来源：公开资料，兴业证券经济与金融研究院绘制2517905010015020020172018东北辅助服务市场促进风电增发量（亿千瓦时）提供调峰服务的火电厂出力未减至有偿调峰基准以下的火电厂核电站风电场光伏电站享受调峰服务的发电厂按规定比例分摊费用提供调峰服务的火电厂在交易日前参与集中竞价，并在交易日当天按照调度要求调减出力调峰辅助服务市场原理图电网在促进新能源消纳方面的关键技术可分为电源侧技术及用户侧技术：电源侧技术主要用于促进新能源电力大规模接入，关键技术包括储能、电网实时调度、虚拟同步机等技术。用户侧技术主要用于提高电力用户对新能源电力的响应能力，关键技术包括智能电表、新能源有序充放电、蓄热式电采暖等技术。关键技术：加强电源侧、用户侧技术研发，提高新能源消纳能力电源侧储能技术用途将难以直接储存的电能转换为其他易于储存的能源形式（如重力势能、化学能等），并在有需要时再次将其转换为电能应用场景电池、抽水蓄能点站、电感器、电容器电网实时调度技术用途根据电网实时运行情况计算出电网最经济运行方式，并及时进行对应电网调度操作应用场景电力调度自动化系统虚拟同步发电机用途可将风力发电机、光伏面板模拟成类似于火电、水电的同步发电机，从而使其并网过程更为友好应用场景风电、光伏并网用户侧智能电表用途使电表在电力计量功能的基础上，进一步实现双向多种费率计量、用户端控制、防窃电、多种数据传输模式的双向数据通信等功能应用场景电力预付费、零电量自动拉闸断电、针对用电过多的用户进行智能调价等新能源汽车有序充放电用途通过调整新能源汽车充电时间将新能源汽车充电时间与用电高峰时间错开，充分发挥新能源汽车电池的储能作用，保证电网运行的稳定性应用场景新能源汽车充电蓄热式电采暖技术用途将电能转变为热能应用场景电暖气、电锅炉、电热膜、相变电热地板、热泵表、促进新能源消纳的关键技术资料来源：公开资料，兴业证券经济与金融研究院整理【目录】01新能源装机规模、发电量稳步增长，弃风、弃光现象持续好转电源结构转型发展成效显著，弃风弃光率稳步下降02国网从电源、电网、用户、交易市场及关键技术等多个方面积极促进新能源电力消纳国家电网多举措促进新能源消纳03预计2019-2020年我国风电、光伏累计装机166GW新能源消纳持续好转，风电、光伏装机规模有保障04投资建议05风险提示Content国网促进新能源消纳带来的风电、光伏装机规模增量测算方法风电、光伏发电量增量用电量自然增长国网促进消纳用电端“两个替代”清洁替代电能替代电网调峰能力提升火电灵活性改造抽水蓄能电站跨区跨省输电电力市场交易省间电力交易省内电力交易风电、光伏装机增量风电、光伏发电量占比假设风电、光伏利用小时数假设弃风率、弃光率假设预计2019-2020火电灵活性改造将增发新能源电力116亿千瓦时根据国网促进新能源消纳白皮书及社会责任报告披露数据，2017-2018年国网火电机组灵活性改造促进消纳的新能源电力分别为9/42亿千瓦时，折合成对应的利用小时数约为101小时，假设2019-2020年灵活性改造后的火电机组参与调峰的利用小时数分别为110/120小时，火电灵活性改造新增规模分别为8135/14135万千瓦，则对应2019-2020年增发的新能源电力分别为44/72亿千瓦时。201720182019E2020E国网公司经营区火电机组灵活性改造规模（万千瓦）9184135813514135国网公司经营区火电机组灵活性改造规模增量（万千瓦）3217 4000 6000 灵活性改造后的火电机组年调峰利用小时数（h）101102110120多消纳新能源电力（亿千瓦时）9424472图、预计2019-2020年国网火电灵活性改造将带来新能源电力增发116亿千瓦时资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院测算942447201020304050607080201720182019E2020E火电灵活性改造增加新能源电力消纳量（亿千瓦时）预计2019-2020抽水蓄能电站将增发新能源电力284亿千瓦时根据国网促进新能源消纳白皮书及社会责任报告披露数据，2017-2018年国网抽水蓄能电站促进消纳的新能源电力分别为82/31亿千瓦时，折合成对应的利用小时数分别为429/161小时，假设2019-2020年抽水蓄能参与调峰的利用小时数为300小时，抽水蓄能电站建设周期为2年，在建抽水蓄能电站装机容量增速为10%，则对应2019-2020年增发的新能源电力分别为112/172亿千瓦时。201720182019E2020E国网在运抽水蓄能电站装机容量（万千瓦）3731571960086116国网在建抽水蓄能电站装机容量（万千瓦）109536152169398国网用于增加新能源消纳量的年利用小时数（小时）429161300300抽水蓄能增加新能源电力消纳量（亿千瓦时）8231112172图、预计2019-2020年国网抽水蓄能电站将带来新能源电力增发284亿千瓦时资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院测算8231112172020406080100120140160180200201720182019E2020E抽水蓄能增加新能源电力消纳量（亿千瓦时）预计2019-2020跨区跨省输电、省间电力交易增发新能源电力758亿千瓦时由于跨省跨区输电及省间电力交易电量均需通过特高压输电通道，因此通过测算特高压新能源输电量计算两部分新增新能源电力消纳量。根据能源局数据，2018年国网17条在运特高压输送新能源平均占比为44.71%，其中，复奉直流、锦苏直流输送新能源占比高达95%以上，而榆横-潍坊、锡盟-山东等线路仍未输送新能源电力，假设至2020年这类线路输送的新能源电力占比均提升至30%，则对应2019-2020跨省跨区输电、省间电力交易带来的新能源电力消纳增量分别为308/450亿千瓦时。201720182019E2020E国网特高压跨区跨省输送电量（亿千瓦时）2496312338464397国网特高压跨区跨省输送新能源电量（亿千瓦时）1098139617042154国网特高压跨区跨省输送新能源电量占比44.0%44.7%44.3%49.0%国网特高压跨区跨省输送的新能源电量增量（亿千瓦时）298308450图、预计2019-2020年国网跨区跨省输电、省间电力交易增发新能源电力758亿千瓦时资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院测算29830845005010015020025030035040045050020182019E2020E国网特高压跨区跨省输送的新能源电量增量（亿千瓦时）预计2019-2020省内新能源电力交易将增发新能源电力245亿千瓦时2019年第一季度我国省内市场化交易电量同比增速为38.86%，假设2019-2020年全年同比增速40%，则对应全国省内市场化交易电量分别为23639/33095亿千瓦时。假设省内市场化交易电量中新能源电力成交量占比保持不变，则对应2019-2020年新增的省内新能源电力成交量分别为357/499亿千瓦时，2019-2020年新增新能源电力消纳量分别为102/143亿千瓦时。201720182019E2020E全国省内市场化交易电量（亿千瓦时）168852363933095全国省内市场化交易电量增速40%40%40%国网省内市场交易带来的新能源电力消纳量（亿千瓦时）182255357499国网省内市场交易带来的新能源电力消纳增量（亿千瓦时）73102143图、预计2019-2020年省内新能源电力交易增发新能源电力245亿千瓦时资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院测算7310214302040608010012014016020182019E2020E国网省内市场交易带来的新能源电力消纳增量（亿千瓦时）预计2019-2020“两个替代”将增发新能源电力260亿千瓦时根据国网规划，2019-2020年国网清洁替代交易电量将分别达到170/200亿千瓦时，对应每年新增新能源电力消纳量分别为33/30亿千瓦时；2019-2020年国网电能替代带来的新能源消纳将分别达到1450/1550亿千瓦时，对应每年新增新能源电力消纳量分别为97/100亿千瓦时。图、预计2019-2020年国网清洁替代增发新能源电力63亿千瓦时资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院测算图、预计2019-2020年国网电能替代增发新能源电力197亿千瓦时资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院测算66251833300102030405060702016201720182019E2020E国网新能源替代交易电量增量（亿千瓦时）270120203971000501001502002503002016201720182019E2020E国网电能替代带来的新能源消纳增量（亿千瓦时）预计2019-2020全社会用电量自然增长将增发新能源电力1222亿千瓦时2018年国内风电、光伏新增发电量合计为1211亿千瓦时，根据前述测算，其中665亿千瓦时来自国网新能源消纳，则余下546亿千瓦时来自全社会用电量自然增长，占2018年风电、光伏新增发电量之比约为10.16%，假设2019-2020年该占比分别提升至15%/20%，同时假设全社会用电量增速为5%，则预计2019-2020年全社会用电量自然增长将分别增发新能源电力509/713亿千瓦时。图、预计2019-2020年全社会用电量自然增长将分别增发新能源电力509/713亿千瓦时资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院整理201720182019E2020E全社会发电量（亿千瓦时）62758679147131074875全社会发电量增速6.57%8.52%5.00%5.00%全社会发电量增量（亿千瓦时）3889537333963565风电发电量（亿千瓦时）30463660-风电发电量增量（亿千瓦时）626614-光伏发电量（亿千瓦时）11781775-光伏发电量增量（亿千瓦时）513597-风电、光伏发电量增量合计（亿千瓦时）1139121112091679国网消纳措施带来的新能源发电量增加（亿千瓦时）-665700966用电量自然增长带来的新能源发电量增加（亿千瓦时）-546509713风电、光伏发电量增量：来自