电力-新型电力体系架构篇：尖峰容量裕度下降灵活性资源亟待建立

证券研究报告推荐(维持)分析师：蔡屹caiyi@S0190518030002朱理显zhulixian@2023年9月3日投资要点张，我国当前尖峰容量裕度不足，系统灵活性资源匮乏。“新型电力体系”定。电力作为一次能源转换的重要载体，是当前碳排放的主要来源，但其亦能通过使用清洁燃料实现对含碳化石风光出力波动性较强，且我国电力系统灵活性资源较为短缺、市场机制有待有效容量供给-最高容量需求)整体明显下滑，2030年跌至负数；电力紧缺等问题或持续加剧，亟待“源网荷储”各环节资源多元互补。电源侧：依托能源结构，煤电灵活性改造或为我国现阶段最优路径。参考欧煤大国，故以煤电为主(2022年德国褐煤、硬煤两类煤机容量占全部可调度电源容量42%)；英美两国得益于北海油气田资源、页岩气革命后燃气成本下核电占比全球最高，其利用核电机组参与负荷跟踪运行、合理安排检修配合且灵活性改造成本整体可控，为我国现阶段最具可操作性和经济性的选择。异，国际电力交易市场应运而生，2009年形成高度集成化互联电网ENTSO-E。其中，作为欧洲邻国最多的国家，德国通过30条220千伏~400千伏的输电”向各省与欧洲各国在物理布局上较为相似，需加强跨省区特高压输电线路建设、；强电网灵活性。侧响应已较为成熟(价格型和激励型)，如分时电价为代表的价格型需求响应，以美国PJM需求响应项目、澳大利亚能源需求响应计划为典型案例的激励型需求响应。其他负荷侧调节手段主要以虚拟电厂为代表，典型模式如美国社我国亦多次强调需提升负荷响应水平，发改委于2023年5月提出，到2025年各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%-5%。各省市陆续执行、优化分时电价政策以及需求响应补贴，处于政府主导的需求侧管理向需求侧响应的厂模式。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明行业深度研究报告请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-2-围内，抽水蓄能仍为市场主力，2022年抽蓄装机占比已投运电力储能的79%，到运用场景，储能可分为表前(发电侧+电网侧)和表后(工商业+户用)两类，其中中美两国均以表前储能为主，英德两国分别引领欧洲表前储能和表后户用储能市场。由于我国抽蓄资源储备丰富(截至2022年底规划资源总量约823GW)，且其充放电技术成熟稳定、经济性优，为我国现阶段储能侧核心力调节周期、运用场景等方面多层次优势互补。系的必要性与紧迫性日益凸显。建议关注新型电力体系下“源-网-荷-储”各环节重要标的，例如火电产业链标的(包括运营商、火电设备以及灵活性改造相关企业等)、特高压&增量配电网相关标的、需求侧&负荷侧管理相关标的(包括分布式开发及运营商等)、各类储能标的等。行业深度研究报告请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-3-录 - - 图1、我国“双碳”目标总体路径(非化石能源消费比重) -6- 瓦) -11- 图11、2000-2022年德国发电量结构演变 -14-图12、2000-2022年波兰发电量结构演变 -14-图13、2000-2022年德国电源装机容量演变 -14-图14、2000-2022年波兰电源装机容量演变 -14-7% -15-图16、2022年德国燃煤机组占全部可调度电源容量的42% -15-图17、2000-2022年英国发电量结构演变 -15-图18、2000-2022年美国发电量结构演变 -15-图19、2022年英国燃气发电装机占比35% -16-图20、2022年美国燃气发电装机占比45% -16-图21、2000-2022年法国发电量结构演变 -16-图22、2000-2022年法国电源装机结构演变 -16- 图24、2000-2022年丹麦发电量结构演变 -17-图25、2000-2022年丹麦电源装机结构演变 -17-热电联产机组运作示意图 -18-图27、2000-2022年中国发电量结构演变 -18-图28、2000-2022年中国电源装机结构演变 -18-图29、2022年煤电机组占我国总装机容量的46% -19- 行业深度研究报告请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-4- 图34、2022年欧洲互联电网交易情况(GWh) -21- 图36、德国历年发电结构 -22-图37、2022年欧洲主要国家出口电量(GWh) -22- 图40、2022年德国与邻国电力交易情况(GWh) -22- 2023年1-5月跨区输送电量(亿千瓦时) -24- 图48、2023年1-6月三北地区弃风率 -25-图49、2023年1-6月三北地区弃光率 -25- 图51、2025年特高压骨干网架示意图 -26-图52、我国历年电网基本建设投资完成额(亿元) -26-国分布式资源增长迅速(万千瓦) -27- 图56、微电网间协调控制示意图 -27- - 64、我国新能源汽车充电电量(万千瓦时) -32- -68、工商业储能可实现分布式“虚拟电厂”功能 -36- 图70、2000-2022年全球电力储能市场累计装机规模占比 -37- 图72、2022-2031欧洲前十大表前储能市场预计带来新增装机77GWh -38-图73、英国预计贡献2022-2031年欧洲表前储能市场1/3的装机增量 -38-图74、2021年德国占欧洲户用储能装机规模的64% -39-图75、德国居民电价常年处于欧洲主要市场较高水平 -39-图76、2022年中国抽水蓄能累计装机占比突破世界总量的1/4 -39-GW -图78、各种储能技术度电成本对比(元/千瓦时) -40-图79、各类储能在放电时间和容量性能的对比 -40-图80、抽水蓄能能够有效降低火电机组启停次数 -40-图81、抽水蓄能降低风光弃电率效果明显 -40-行业深度研究报告请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-5- 步走”及各阶段任务示意图 -43- 表1、2021年以来缺电案例 -8- 表4、我国夏季尖峰负荷容量裕度测算(亿千瓦) -12- 性特征对比 -16-表7、各类电源侧灵活性来源可操性与经济性对比 -19-表8、世界各国分时电价实施模式 -29-表9、PJM容量市场中按照响应期、日内响应时间段等特点划分为具体不同的DR 运行机制 -31-策 -33- - 表14、虚拟电厂的三个阶段 -36- 行业深度研究报告请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-6-0%0%0%0%0%0%0%0%0%0%0%0%0%0%0%替代阶段步替代阶段%4%7.3%7.4%2020年9月，我国为应对全球气候变化问题制定“2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和”的发展目标。在此背景下，“新型电力体系”概念首次于2021系统与实现双碳目标绑定。2021年10月，我国明确2025/2030/2060年国内非化以确立。图140%25%20%15.9%2000200520102015202020252030203520402045205020552060电力为能源转换的重要载体，“双碳”下亟待建立新型电力体系。我国的自然资源的能源类型，2022年全国原煤消费比重为56%；反映于电力结构中即以火电为最重要的电源类型，2022年全国火电发电量占比65.91%。电力作为一次能源转换的重要载体，是当前碳排放的主要来源，2019年我国电力及热力的碳排放总量占比高达石油煤水能太阳能风能地热能潮汐能中游制造业上游采选冶事业油品蒸汽煤气热水氢能石油煤水能太阳能风能地热能潮汐能中游制造业上游采选冶事业油品蒸汽煤气热水氢能行业深度研究报告理理台一次能源天然气核能生物质能终端消费及投资焦炭资料来源：兴业证券经济与金融研究院整理请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-7-行业深度研究报告请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-8-行不安全等挑战。为探究我国出现缺电现象的原因，我们首先需区分电量平衡与电力平衡两种不同足电力尖峰负荷需求，强调电力生产、传输、使用的瞬时平衡。回顾2021年以来我国出现的缺电案例，可以发现，限电通常出种情况：(1)缺电力&不缺电量(例如白天有序用电、将尖峰负荷转移至晚上)、 系的关键。2021年初寒潮缺顶峰装机年冬季、3年一季度序用电通常发电机组除了覆盖实时的顶峰负荷外，还需覆盖因偶发事故、机组检修等带请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-9-季节等因素的影响，例如火电机组因燃料质量、机组设备缺陷等产生出力受阻问题(无法达到额定出力)、光伏因晚高峰无法出力。综合考虑顶峰负荷供需两端可知，电力系统内有效总装机容量(火电、水电和核电等不同类型机组总容量乘以其各自有效系数的加权汇总之和)>最高用电负荷*(1+备用率)为测算原则测算原则种类电量平衡变化与对应时间的测算结果为煤电利用小时数，表征区域电量供需的松紧积分程度。积分电力平衡时平衡可用装机＞最高负荷×(1+备用率)，说明区域电力供应因素相关。：扩张带来的电力供应进行测算，基于清洁能源优先上网的原则，倒推火电发电量及利用小时数。根据我们的测算结果显示，作为“候补队员”，火电利用小时数自2023年起持续呈现下降趋势，期间绿电发电量占比稳步提升，由2021年的11.7%提升至2030年的25.2%，基本可以判断全国年度电量能够实现平衡。核心假设：全社会用电量增速：根据经济增长预测，假设2023年用电量增速为5%，2024-2030年为4%。22582258行业深度研究报告清洁电源装机增量：1)院、中国水电发展远景规划，我国常规水电及抽蓄规模到2025年预计分别达核电：根据国家能源局规划司及国网能源研究院，我国核电规模到2025、2030W峰资源的投资，假设未来保持稳健增长。总装机量总装机量 (万千瓦)202123769220222564052023E2822472024E3105472025E3393472026E3602472027E3811472028E4025472029E4245472030E447047总总发电量(亿度)8376886941906919431898091102015106095110339114753119343全社会用电量全社会用电量(亿度)831288637290691943189809110201510609511033911475311934310.68%3.90%yoy(%)00%10.68%3.90%yoy(%)火电发电量(亿度)yoy(%)占总发电量比重(%)火电装机量(万千瓦)yoy(绝对值，万千瓦)占总装机量比重(%)火电利用小时数测算(小时)5564635730758366587385922159802606886170662735637809.12%67.40%1.49%65.91%1.85%64.36%0.64%62.28%0.82%60.37%0.98%58.62%1.48%57.20%1.68%55.92%1.67%54.67%1.67%53.44%129678133239138239147239156239159239162239165239168239171239516154.56%356151.96%5000500048.98%9000900030003000300030003000300038.30%47.41%46.04%44.20%42.57%41.05%39.63%45354419443814424944022382382833811380380337937973793791水电发电量水电发电量(亿度)13907141471438714687150471543715947165771340113550yoy(%)占总发电量比重(%)390922076363949016.45%3522水电装机量(万千瓦)yoy(绝对值，万千瓦)390922076363949016.45%3522水电装机量(万千瓦)yoy(绝对值，万千瓦) 其中：抽水蓄能 yoy(绝对值，万千瓦)占总装机量比重(%)水电利用小时数测算(小时)25003000350011079200012.63%31121557911079200012.63%311215579250012.83%2981557950013.96%3302457994016.13%3369607950013.07%32817579150012.87%32399079150012.69%3178507950015.00%3323200012.68%3046其中：常规水电36003600360036003600360036003600120012001200120012001200120012004074075417845624802524259226642736281228922yoy(%)占总发电量比重(%)核电装机量(万千瓦)11.28%4.86%53262.53%4.81%55539.20%5.03%58535.26%5.09%61539.16%5.34%695312.97%5.81%785312.16%6.26%875310.84%6.67%965310.32%7.08%106539.85%7.48%1653yoy(绝对值，万千瓦)占总装机量比重(%)核电利用小时数测算(小时)3372.24%79012272.17%768133002.07%80003008009009009001000100010002.61%80001.98%80002.05%80002.18%80002.30%80002.40%80002.51%8000风电发电量(亿度)655676248304945910509140212137128721360714342yoy(%)占总发电量比重(%)风电装机量(万千瓦)40.54%7.83%3284816.29%365448.92%9.16%4254413.91%10.03%4754411.10%525448.49%11.18%560446.45%11.44%595446.06%11.67%6304411.86%665445.40%12.02%70044yoy(绝对值，万千瓦)占总装机量比重(%)风电利用小时数测算(小时)469513.82%369614.25%6000600015.07%5000500015.31%5000500015.48%3500350015.56%3500350015.62%3500350015.66%3500350015.67%3500350015.67%2149219721002100210021002100210021002100光伏发电量(亿度)32704276555171718731102011581129611434115721yoy(%)占总发电量比重(%)25.24%3.90%4.92%29.83%6.12%29.18%7.60%8.90%16.84%10.00%13.53%10.92%11.92%10.65%12.50%9.62%13.17%请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-10--11-行业深度研究报告30656531312.90%30656531312.90%3926153261662617926190761102261113761125261136761001150011500860530.59%122312001200120012001200120012001200占总装机量比重(%)光伏利用小时数测算(小时)备注：各电源电量不考虑厂用损耗电力平衡测算2022年我国电网最高负荷达12.9亿千瓦，同比+8.2%，全社会用电量为86372.3发达国家的人均三产&生活用电情况，以及我国近年用电结构变化趋势，预计未来我国第三产业和居民生活用电量及占比将持续提高，带动空调与采暖负荷比重不断提升，夏季和冬季的尖峰负荷将更加陡峭，最高用电负荷增速或持续略高于用电量增速。根据我们的测算结果，全国范围内我国夏季尖峰负荷容量裕度(电源有效容量供系统灵活性调节资源愈发匮乏。设最高用电负荷增速略高于用电量增速，2023年为6%，2024-2030年为5%。负荷备用容量为最大发电负荷的2%~5%，事故备用容量一般为最大发电负荷的10%左右，再加上检修备用约系统备用率共计20%。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明行业深度研究报告表4、我国夏季尖峰负荷容量裕度测算(亿千瓦)荷yoy(%)6%5%5%5%5%5%5%5%检修备用备用容量：最高负荷*系统备用率27306顶峰容量需求：最高负荷+备用容量 10%10%10%5%5%5%5%5%火电受阻系数12.4412.4413.2514.0615.1315.4115.7015.9816.27yoy(绝对值)yoy(绝对值)44444常规水电受阻系数抽蓄受阻系数水电有效容量(常规+抽蓄)5766电容量yoy(绝对值)核电受阻系数0%0% 0%0%0%0%0%0%0%0%核电有效容量0.590.62量yoy(绝对值)565风电受阻系数95%95% 95%95%95%95%95%95%95%95%风电有效容量yoy(绝对值)光伏受阻系数100%100% 100%100%100%100%100%100%100%100%效容量顶峰容量供给：各电源有效容量加总3顶峰容量裕度仍为正数的2022年，由于持续高温、干旱的极端天气，以水电为主力供应大幅下降，叠加西电东送刚性执行，顶峰负荷下出现缺电现象。因此，上文的供需测算更多起到宏观指引作用。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-12--13-行业深度研究报告随着波动性电源并网比例扩大，电力供需两端相互匹配调节的速率需求及幅度需求均明显增加，需要资源更为灵活地调节发电出力或用电需求以满足供需平衡。单一的源随荷变模式已无法满足系统对灵活性的要求，亟待“源-网-荷-储”各环适应大规模高比例新能源的并网与消纳的经验更为成熟，可给予正在低碳转型道路上的中国启示与借鉴。活性组电网格局资料来源：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》,兴业证券经济与金融研究院整理参考欧美国家，其多以自身能源结构选择调节性电源。其中，德国与波兰为欧洲产煤大国，故以煤电为主(2022年德国褐煤、硬煤两类煤机容量占全部可调度电源容量用核电机组参与负荷跟踪运行、合理安排检修配合电网调峰等。而基于我国“富煤缺最具可操作性和经济性的选择。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明2000200120022003200420052006200720082009201020112000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021202220002001200220032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022煤电气电核电风光水电生物质行业深度研究报告电源侧灵活性主要来自各类电源对电网负荷变化的反应能力，即降低最小出力、内的众多电源，均可在不同程度上承担系统灵活性调节任务。但具体选择哪一种或哪几种电源作为本国电源侧灵活性资源，一国自身能源结构是重要的决定因素。 煤电灵活性改造为德国、波兰电力系统中主要的电源侧灵活性来源。德国和波兰是欧洲本土产煤大国，2022年合计煤炭产量占欧盟总产量的67%。煤炭主导的能源结构影响了两国的发电结构，2000年德国燃煤发电比例为52%，波兰则高达95%。在两国能源转型过程中，高比例的煤电机组自然负担起新能源机组并网带来的灵活性需求，其定位亦更大程度上转换为调节性电源。2022年德国褐煤、硬煤两类燃煤机组容量占全部可调度电演变演变RR、2000-2022年德国电源装机容量演变图14、2000-2022年波兰电源装机容量演变煤电气电核电风光水电生物质RR请-14-2020002001200220032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022行业深度研究报告图16、2022年德国燃煤机组占全部可调度电源容量图16、2022年德国燃煤机组占全部可调度电源容量资料来源：ESTAT，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：Energy-Charts，兴业证券经济与金融研究院整理 资源禀赋影响下，燃气机组为英美供电与灵活性主力。北海油气田为英国和绿电已经成为英国前两大电源，发电量分别占比39%和29%。页岩气革命后美国天然气成本显著下降，到2022年燃气发电量占比同样高达39%。面对风光发电装机的不断增长，英美利用本国装机规模大、调峰性能优良英美两国2022年燃气发电装机比例分别达到35%和45%，有充足的容量可用做灵活性调节。同时燃气机组调峰性能强，负荷调节范围宽、启停时间和爬坡速率较燃煤机组均有明显优势，其中综合灵活性最强的单循环燃气机组爬坡速率可达8%~37%/分钟。18、2000-2022年美国发电量结构演变60%40%20%煤电气电核电风光水电生物质RR请-15--16-200020012002200320042005200620072008200920002001200220032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022行业深度研究报告RR表6、燃气机组与燃煤机组灵活性特征对比联合循环燃气最小负荷(%)0爬坡速率(%/min)热启动时间(min或h)0min3h冷启动时间(min或h)0min资料来源：《高比例可再生能源电力系统关键技术及发展挑战》，兴业证券经济与金融研究院整理 (3)核电机组——法国法国是利用核电提升电源侧灵活性的代表国家。2022年法国核电发电量占比达63.3%，是全世界核能发电占比最高的国家。国际上核电机组的通行用途为基荷运行，但由于化石资源匮乏、煤炭枯竭，法国选择装机占比近50%的核电机组作为电源侧灵活性资源之一。目前法国核电机组部分参与电网负荷跟踪运行，部分通过合理安排检修时间配合电网周度/季度调峰。随着法国“重振核电”新政施行，预期核电机组作为灵活性电源的趋势有望进一步发展。%18%%18%28%45%6%2%80%60%40%20%0%煤电气电核电风光水电生物质RR-17-2000200120002001200220032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022行业深度研究报告 (4)电源多能互补——丹麦丹麦通过风能、光能、生物质能等多种能源互补替代，保证电力系统电源年前取缔化石燃料的国家，丹麦政丹麦拥有全球领先的风能技术，2000至2022年间风光发电量占比从12%年生物质能发电比例达23%，在世界范围内名列前茅。丹麦在边远地区、农村和独立社区以分布式供能方式建设风电、生物100%80%60%40%20%0%14%68%6%11%煤电气电核电风光水电生物质R请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明行业深度研究报告图2000-2022年间，我国可再生能源发电量占比从16%升至29%。尽管同时期煤电发电比例从最高峰的超80%降至61%，但截至2022年，我国煤电机组仍占据全部电源装机容量的46%，而同属可调度电源的燃气、核电机组占比均未超过5%。结合前述发达国家经验和我国“富煤缺油少气”的资源禀赋，燃煤机组仍是最为符合我国现阶段实际情况的灵活性电源。从实施路径出发，燃煤机组灵活性改造是当前我国最具可操作性和经济性的选择。了燃气发电成本。水电方面，短时内流量变化过快会造成水轮机叶片潜在危害，亦导致下游水位陡增陡降；且因水电多分布于西南地区，发挥灵活性时高度依赖高机组平均年非计划停堆小时数，在装机比例较低的情况下，核电充当灵活性电RR请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-18-单单位千瓦灵活性提升对应固定成本投入(元/千瓦)电源侧灵活性来源现状结论行业深度研究报告均为39%均为39%R国天然气发展报告2023》，兴业证券经济与金融研究院整理燃煤机组灵活性改造600-700我国煤电机组存量巨大，且灵活性改造投资成本可控是当前我国最具可操作性和经济性的电源侧灵活性来源新建燃气机组燃气机组置换燃煤机组2630-35467013-9457原料天核电机组生物质发电--装机比例小，参与调峰可导致发电成本升高、发电效率和安全裕度下降目前我国还在探索阶段，体制机制尚未成熟我国水电资源大多分布在西南地区，发挥灵暂时不适宜作为我国现阶段电源侧主要灵活性来源水电机组-活性时高度依赖电网互联，同时易发生超调理欧洲各国资源禀赋存异，国际电力交易市场应运而生，2009年形成高度集成化互联电网ENTSO-E。其中，作为欧洲邻国最多的国家，德国通过30条220千伏~400千伏的输电通道与邻国互联，且随其风光出力增加，进出口电量结构由“进少出国各省与欧洲各国在物理布局上较为相似，需加强跨省区特高压输电线路建设、欧洲电网侧灵活性资源主要体现于跨国电网互联电网互联互济送受两端可比作虚拟电源和虚拟负荷，送端区域出现电力供给大于弃风问题，互联电网通过利用各地区用电的非同时性进行负荷调整，可依据提前请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-19--20-行业深度研究报告签订的送电中长期协议跨区输电，从而提高电网中长时间维度灵活性和供电可靠互联电网(ENTSO-E)可作为我国电网侧灵活性调节的参考。欧洲困境—地区能源结构各异、电网互联--解决电力资源错配。欧洲近年清洁能源利用普遍提速，但各国资源禀赋存异，风力资源主要分布于北海沿岸及爱尔兰地区，水力资源主要分布于北欧地区，太阳能资源主要分布于地中海沿岸地区等。各地区资源分布不均带来电力结构差异，进而引发国家之间电力交易需求，跨国输电线路和国际电力交易市场应运而生。融研究院整理ipedia联盟和一个欧洲输电运营商联盟负责前面五大电网的协调规划和运行。2009年以互联电网ENTSO-E。跨国互联电网可将电力从发电端以低廉成本输送至高负荷区，年通过ENTSO-E交易的总进口电量达到4483亿千瓦时。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-21-行业深度研究报告c、2022年欧洲互联电网交易情况(GWh)作为欧洲邻国最多的国家，德国的跨国电网发展较为成熟。德国与奥地利、荷兰、~400千伏的跨国输电通道与邻国电网互联，亦通过海底电缆与瑞典、挪威电网互图35、德国与邻国电网互联情况由于德国跨国输电线路发达，发电结构配置较为均匀，德国是欧洲电力出口最多随着德国新能源发电逐渐成为电力供应的主力军(截至2022年底风光发电量占比31.79%，已超煤电)，德国电力系统与邻国电力系统的双边互济进一步加深，请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-22-行业深度研究报告2018-2022年德国进出口电量占总发电量比例持续上升至20%以上，而进出口电出少、冬季进少出多”，互联电网有效参与了更加深度的电力系统调节。图36、德国历年发电结构h图40、2022年德国与邻国电力交易情况(GWh)请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-23-行业深度研究报告对中国的启示：电力供需错配，加强跨省区输电线路建设及各级电网协调我国各省与欧洲各国在资源的物理分布上较为相似，可参考互联电网系统，加强区域电网之间互联互通。我国新能源供应和能源需求呈逆向分布，风能资源集中请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-24-行业深度研究报告44、我国2023年1-5月跨区输送电量(亿千瓦时)边疆弃风、弃光率偏高，长途输电能力仍有欠缺。全国弃风、弃光率自2016年持续改善，目前已低位企稳，但边疆省份弃风、弃光现象仍较严重。2023年1-6月，在大量外送通道，主要原因在于我国边疆绿电难以及时调度到中东部负荷中心，且我国新建第二批风光大基地项目外送通道仍存缺口。d经济与金融研究院整理经济与金融研究院整理请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-25-行业深度研究报告9.9%8.9%6.2%5.4%4.9%4.3%3.0%9.9%8.9%6.2%5.4%4.9%4.3%3.0%2.6%2.3%0.0%2.2%1.5%1.5%1%10%8%6%4%2%0%5%0%5%0% 24.5% 7.1%4.9%1.3%3.5%3.4%3.2%4.9%1.3%3.5%3.4%3.2%2023年1-6月弃风率2023年1-6月弃光率业证券经济与金融研究院整理业证券经济与金融研究院整理特高压加快建设、柔性输电技术发展助力远距离电力输送。特高压线路可进行长家能源局提出的“三交九直”特高压规划项目带来新一轮建设高峰期，截至22年底，我国已建成投运36项特高压工程，电网建设年投资额近年维持于5000亿适合新能源并网。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-26-行业深度研究报告20社会责任报告》，兴业证券经济与金融研究院整理网发展合作组济与金融研究院整理图52、我国历年电网基本建设投资完成额(亿元)道属于省市间大电网范畴，城市/农村内部电力输送至用户端则由配电网控制。传统的输-配电网形式中电力输送路径单一，为接入快速增长的分布式资源，我国正积极建设智能配电网以及微电网。二者在不同维度聚合分布式电源、分布式储能、现电力供应及能源网络互联，促进源网荷储互动，从而增强电网灵活性。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-27-行业深度研究报告速(万千瓦)图56、微电网间协调控制示意图国际上，需求侧响应已较为成熟(价格型和激励型)，如分时电价为代表的价格型需求响应，以美国PJM需求响应项目、澳大利亚能源需求响应计划为典型案例的。其他负荷侧调节手段主要以虚拟电厂为代表，典型模式如美国请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明行业深度研究报告请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-28-5月提出，到2025年各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%-5%。各省市陆续执行、优化分时电价政策应补贴，处于政府主导的需求侧管理向需求侧响应的过渡阶段；此外可借鉴海外经验，从光储、新能源车等细分领域探索虚拟电厂模式。需求侧响应(DR)指电力用户根据价格信号或激励措施，暂时改变其用电需求，在特定时段减少或增加用电，促进电力系统供需平衡，其主要分为价格型和激励可作为一种虚拟发电资源，能实现不同容量的秒级、分钟级、10分钟级以及中长期等时间尺度反应，能够快速满足需求侧变化的要求， (1)价格型需求响应—分时电价较成熟价格型需求侧响应指根据负荷特性，通过价格杠杆刺激和鼓励用户改变消费行为和用电方式，平衡电力供需。具体包括分时电价、实时电价、尖峰其中分时电价应用较为广泛，实施细则各有不同，主要根据预测的新能源出力曲线以及当地用电习惯制定，一定程度上有助于绿电消纳和电力系统请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-29-表8、世界各国分时电价实施模式最终确定。不同。融研究院整理 (2)激励型需求响应—美国、澳大利亚需求响应项目激励型需求响应指向能源消费者支付费用或给予其他时段优惠电价，以激励其自愿改变用电习惯与模式，从而达到稳定用电负荷的目的。参与用户获得激励主要有两种来源：1)独立于现有电价政策的直接补偿；2)在现有电价基础上给予折扣优惠。激励型需求侧响应的具体方式包括直接负荷下文以美国PJM电力市场需求响应项目和澳大利亚能源需求响应计划 (DRP)为例展示激励型需求侧响应的国际经验。美国PJM激励型需求响应模式较为成熟且主要面向大型用户。根据响应减少用电，按照调用量获得额外报酬；若未按约定服从调度则被处罚。非紧急情况下大多数服务商保持可响应状态即可按协议获取报酬。2)经济需求响应项目：当电源增加出力的成本高于启动需求响应的成本时，该需求响应将用于取代发电资源以维持平衡，并获得额外补偿。若实际削减量与约定量不同，PJM将按偏差程度处以罚金。-30-减少用电获得额外报酬未服从调用指令处以罚金保持可响应状态获得报酬削减负荷并获得报酬减少用电获得额外报酬未服从调用指令处以罚金保持可响应状态获得报酬削减负荷并获得报酬与先前约定量不同处以罚金紧急需求响应激励型需求响应经济需求响应行业深度研究报告图60、美国PJM电力市场中激励型需求响应机制按信号源分为两种：信号源负荷削减服务商供给短缺或事故供给正常情况机组增加出力成本>需求响应成本机组增加出力成本<需求响应成本扩展年度需求响应年度容量表现夏季容量表现6-9月次年5月任意一天7-9月任意一天次年5月0000月:12h;11月-次年4月:15h月:12h;11月-次年4月:15h与PJM需求响应不同，澳大利亚能源需求响应计划的特点在于居民用户操控，而居民用户较为分散、难以控制。而澳大利亚能源需求响应计划中主要以大众市场行为需求响应(BDR)为主，用户按照提前通知或协议主00，澳大利亚能源协会举行首次大型居民BDR测试，邀请9.83万名居民，93.8%的用户应邀并完成了34.52MW负荷削减。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明行业深度研究报告请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-31-表10、澳大利亚能源需求响应计划响应方式及运行机制需求响应(BDR)收到短信通知后减少用电量从而获得奖励池厂的业务活动其他负荷侧调节手段：虚拟电厂随着电力系统复杂性提升，源-网-荷的单线程运作已无法满足系统的灵活性要求，等资源的集群聚合与优化控制；聚合负荷侧数量多、体积小、总量大的分布式资图62、虚拟电厂在电力系统中的角色资料来源：《面向新型电力系统的虚拟电厂商业模式与关键技术》，兴业证券经济与金融研究院整理需求侧响应的典型应用，美国社区光储已有落地。光储即光伏与储能相结合的虚拟电厂模式，二者结合可较好地解决太阳能出力不稳问题。而社区光储是-32-行业深度研究报告自发自储自用，较集中式光伏在地理上更灵活、较分布式光伏增加了规模效应。美国阿拉巴马州已落地社区光储项目，涵盖62Wh电通过售卖形式共享，由能源管理系统统一调度。负荷快速上升，导致配电网峰值用电负荷增加。2023年6月，全国新能源汽车充电量达29.6亿千瓦时高点，新能车保有量达1620万辆。根据孙逢春院士在第七届中国电动汽车百人会论坛上的预测，2030年全国新能车保有量有望超过8000万辆，彼时充电行为将给电力系统负荷带来极大挑战。而新能车有序充电可缓解其规模增长对电网带来的影响。单向有序充电策略(V1G)即通过峰谷电价的经济措施或者智能控制措施，优化电动汽车充电时序与功率；双向有序充电策略(V2G)将电动汽车视作储际上，欧美日等地在电动车有序充电方面已形成初步的商业模式，例如2016年于丹麦开展的Paker项目，每辆电动汽车在北欧电力市场中年调频收益达1759-2486欧元。国新能源汽车充电电量(万千瓦时)请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-33-行业深度研究报告经济与金融研究院整理werNetworks对中国的启示：需求侧由管理向响应过渡、探索虚拟电厂商业模式 (1)从需求侧管理向需求侧响应过渡到最大用电负荷的3%-5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的省份达到5%或以上。我国政策多次强调需提升需求侧响应能力，各省市亦陆续执行、优化价格需求响应中的分时电价政策，亦通过激励型补贴引导用户响应。价政策地区峰谷电价尖峰电价(峰段价格基础上)政策调整内容最新执行时间贵州上下浮动60%扩大峰谷电价差；优化峰谷时段划分；扩-大实施范围2023.8.1苏峰段上浮71.96%、谷段下浮58.15%(大工业用电)各自上浮20%2023.7.1上下浮动60%上浮20%增加尖峰电价实施时长；调整峰谷时段2023.6.1峰段上浮60%、谷段下浮55%上浮20%细化用户分类实施2023.6.1重庆 (居民)峰段上浮0.1元/千瓦时、谷段下浮0.18元/千瓦时-新建居民分时电价2023.6.1峰段上浮80%、谷段下浮70%(1北京千伏及以上单一制用电)；峰段上浮60%、谷段下浮60%(两上浮20%完善实施范围、峰谷时段划分、峰谷价差2023.9.1部制用电)国家电网，兴业证券经济与金融研究院整理请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-34-行业深度研究报告.06年电力需求响应实施方案(试行)》；.05《关于广东省市场化需求响应相灵活避峰需求响应补偿收益暂按日前邀约的保底价格(1.5元/kWh)执行。.04《2023年云南省电力需求响应方0元/千瓦时。.04以相应收益折算系数进行结算。响应。考核费用结算：对市场主体实际响应负荷低于中标容量80%的部分进行考核，考核费用由不足80%中标电量按照出清价格乘以考核系，考核系数暂设为0.5。任。《甘肃电力需求响应市场实施方案(试行)》.04《关于四川电网试行需求侧市场的可视市场运行情况调源规模。.09《内蒙古自治区蒙东电网电力市》量2)当实际负荷响应率在80%(含)-120%(含)之间时，按有效响应电力进行补偿；补贴。我国仍处于政府主导的需求侧管理向需求侧响应过渡的阶段，相较后者，需求侧管理更为被动，市场化程度更低。现阶段响应方式大多依赖于政府政策补贴，缺少罚款机制，制约了需求响应执行效果；或是政府强制执行，如有序用电。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明行业深度研究报告资料来源：《我国电力需求侧响应的模型方法及实施模式研究》，兴业证券经济与金融研究院整理 (2)探索虚拟电厂商业模式如前文所述，虚拟电厂能聚合资源，推进需求侧响应市场化升级。而当前电投深圳虚拟电厂等)，且处于试点示范阶段，省级层面缺乏统一的虚拟电厂平台，无法实现与大电网的互动。此外，现有虚拟电厂更多通过价格补偿或政策引导来参与市场，商业模式尚不清晰。面对分布式资源高速增以从光储、新能源车等细分领域探索虚拟电厂模式。地区落地案例具体实施2022.6浙江智慧虚拟电厂平台6月30日下午高峰负荷时段，国网浙江综合能源服务有限公司依托智慧虚拟电厂平台聚合3.38万千瓦响应资源参与省级电力需求响应市场交易2022.6深圳虚拟电厂平台完成参与电力现货市场的功能试验国家电投虚拟电厂平台在广东成功完成参与电力现货市场的功能试验。深圳能源通过此次试验获利，平均度电收益0.274元，成为我国首个虚拟电厂调度用户负荷参与电力现货市场盈利的案例2022.7浙江浙江省虚拟电厂通过智慧管控平台聚集浙江省分布式电源、新型储能、充换电站、数字空调等需求侧可调节资源，采用秒级快速响应的协调控制技术，实时参与电网调峰调频，实现“源随荷动”向“源荷互动”转变2022.10浙江文成战略合作国网浙江文成县供电公司与国家能源集团温州办事处签订《文成区域“虚拟电厂、新型储能”战略合作协议》，双方将在电力系统稳定运行等方面开展战略合作2022.10浙江温州梅屿100/200兆瓦时电化学储能电站国内首个以大容量集中式储能电站为主体的虚拟电厂，聚合周边分布式资源和可控负荷，最终建成整体规模不低于200兆瓦的新型虚拟电厂，开拓新型储能应用和虚拟电厂运营新模式2023.2首批15家虚拟电厂首批9家售电主体申报的15家虚拟电厂完成建设，共聚合容量184.74万千瓦，可调节容量39.2万千瓦。在电力供应紧张时期，每天可释放出156.8万千瓦时电2023.8南国内首个省级虚拟电厂管理中心建立海南省虚拟电厂管理平台与负荷聚集商运营平台对接，目前已接入充换电站、5G基站、空调等资源，形成规模50万千瓦的虚拟电厂，接近大型发电厂的装机容量。预计到2025年，海南省虚拟电厂管理中心将接入至少100万千瓦的请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-35--36-行业深度研究报告虚拟电厂规模。表14、虚拟电厂的三个阶段金池推动响应政府机构供冷供热体加入电力市场现货市场交易机构调峰调频主体参与力度智能算法运营机构有源负荷理全球范围内，抽水蓄能仍为市场主力，2022年抽蓄装机占比已投运电力储能的79%，同时，电化学储能发展迅猛，其中锂电子电池规模年增长率超85%。具体到运用场景，储能可分为表前(发电侧+电网侧)和表后(工商业+户用)两类，其中中美两国均以表前储能为主，英德两国分别引领欧洲表前储能和表后户用储能市场。由于我国抽蓄资源储备丰富(截至2022年底规划资源总量约823GW)，且其充放电技术成熟稳定、能商业模式有望进一步理顺，与传统储能技术在调节周期、运用场景等方面多层次优势互补。抽水蓄能仍是储能市场主力，电化学储能发展迅猛抽水蓄能为代表)和电化学储能应用最广。根据CNESA不完全统计，截至2022学储能累计装机规模占比18.8%，其中锂离子电池占绝对主导地位，年增长率超过85%。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-37-行业深度研究报告图70、2000-2022年全球电力储能市场累计装机规模占比A能同步发展，英德分别领跑两类市场。具体到储能设备的应用场景，可以拆解为电表前(发电侧+电网侧)和电表后(工商业+户用)两类。截至2021年，中国和美国表前储能累计装机分别占比87%和79%，在本国处主导地位。欧洲表前与户用储能发展较均衡，2021年占比分别为44%和46%；其中英德两国分别引领欧洲表前储能和户用储能，是欧洲最主要的两大储能市场。资料来源：WoodMackenzie，兴业证券经济与金融研究院整理 (3)欧洲最大表前储能市场——英国英国已经成为，并有可能在较长时间内稳居欧洲表前储能市场首位。LCPDelta数据显示，2022年欧洲新增表前储能装机1.9GW，其中英国新增容表前储能市场规模将达到45GW/89GWh；在此期间，前十大表前储能市场会带来90%(约77GWh)的新增装机，英国稳居榜首贡献1/3的装机增量。碳减排压力下，表前储能是英国前景较好的储能端灵活性资源。英国计划请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-38-行业深度研究报告除了从电源侧出发选择燃气机组，英国政府还必须考虑自身的碳排放压力。更具持续性的选择是从储能端入手，在可再生能源电站附近修建表前储能设备。、取消储能50MW规模限制、取消双图72、2022-2031欧洲前十大表前储能市场预计带来新增装机77GWh资料来源：WoodMackenzie，兴业证券经济与金融研究院整理图73、英国预计贡献2022-2031年欧洲表前储能市场1/3的装机增量资料来源：WoodMackenzie，兴业证券经济与金融研究院整理 (4)欧洲最大表后户用储能市场——德国德国户用储能规模超过整个欧洲市场的60%，主要基于居民屋顶光伏配置。截至2021年欧洲户用储能规模总计5.4Gwh，德国装机量占其中的64%。2022年，德国新增户用储能21万套、新增容量1.9Gwh，约占2022年欧洲新增容量的51%。德国户用储能的快速增长主要来源于居民屋顶光伏的大幅增加和高达70%的配储比例，“光+储”逐渐成为德国普遍模式。基于屋顶光伏的电池储能，是德国家庭性价比较高的储能端灵活性工具。德国广泛采用的户储是基于屋顶光伏的电池储能，可以帮助用户“削峰填谷”节省用电成本，同时调节电力系统负荷波动，是成本较低但收效迅速的储能端灵活性资源。结合德国常年在0.3欧元/KWh左右的较高电价，居民有较强的驱动力自行配储，SolarPowerEurope预测2026年德国居民光伏配储率将达到90%，在德国电力系统灵活性调节上发挥重要作用。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-39-行业深度研究报告图75、德国居民电价常年处于欧洲主要市场较高水平图74、图75、德国居民电价常年处于欧洲主要市场较高水平资料来源：SolarPowerEurope，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：SolarPowerEurope，兴业证券经济与金融研究院整理对中国的启示：抽蓄及新型储能加快建设，未来各种运用场景的储能有望协水蓄能装机容量10.3GW，其中中国新增投产装机达8.8GW，贡献超过85%的新底，已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约823GW。2022年新增核准抽水蓄能参照近年发展，预期2025年累计装机62GW的规划目标能够达成。“十三五”期间我国抽水蓄能发展低于预期，但自《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》发布以来，2021、2022两年抽水蓄能装机增速高达16%和26%，2022年底累计水蓄能装机将完成62GW的规划目标。图76、2022年中国抽水蓄能累计装机占比突破世界总量的1/4资料来源：《抽水蓄能产业发展报告2022》，兴业证券经济与金融研究院整理期突破62GW与金融研究院整理请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-40-行业深度研究报告蓄电站的最小稳定出力一般约为额定容量的30%，通常可以在75秒到100秒内爬升至最大容量。根据中国电力圆桌课题组的电力系统模拟运行测算，抽蓄电站由于持续充放电能力强于电化学储能，可以更有效降低火电机组启停次数和不同时间尺度下的新能源弃电率。此外，抽水蓄能为当前度电成本最低的储能技术(约0.21-0.25元/kW·h)，且容量电价机制较为清晰，是现阶段最具经济性的大规模储能方式。新型储能模式仍待理顺，未来多时间尺度储能协同发展。欧洲表后储能的高度发展与其庞大的居民屋顶光伏市场密不可分，我国该部分市场规模仍较小，表后储能领域仍处于初级阶段。在表前储能的其余类型中，我国积极推动绿电配套/独立性仍不足，2022年新能源配储利用效率仅为6.1%。未来伴随成本下降、技术进步、价格体系及补偿机制的完善，新型储能商业模式有望进一步理顺，与传统的储能技术在调节周期、运用场景等方面形成优势互补。图78、各种储能技术度电成本对比(元/千瓦时)80、抽水蓄能能够有效降低火电机组启停次数00灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，兴业证券经济与金融研究院整理备注：取课题组实验中风光低渗透率场景图79、各类储能在放电时间和容量性能的对比资料来源：《氢储能在我国新型电力系统中的应用价值、挑战灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，兴业证券经济与金融研究院整理请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明行业深度研究报告请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-41-如上文所述，在高比例绿电装机并网的背景下，我国尖峰负荷时段的容量裕度被快速消耗，电力紧缺现象频出“源网荷储”环节灵活性资源亟待建立。各国电力灵活性系统的建设路径均立足于本国国情与发展阶段。基于我国能源禀赋、电源操作性和经济性；2)电网侧，互联电网系统适合新能源供需分布错配特征，加强跨省区特高压输电线路建设；3)负荷侧，充分利用峰谷分时电价加快由需求侧管理向需求侧响应过渡，从光储、新能车等细分领域探索虚拟电厂模式；4)储能侧，潜力。兴业证券经济与金融研究院整理-42-行业深度研究报告灵活性提升特点灵活性提升特点(调节时间尺度)****%热电%热电联产2***-***----**--******电网----0---**--前签订的送电-***用电计划申报机制、市场调度机制等优化运行；提出灵活调节产品,适宜的灵活性补偿机制能够释放系统资料来源：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，兴业证券经济与金融研究院整理表中煤电灵活性提升立足于煤电存量机组改3、气电、常规可调节水电和煤电的灵活性提升分析立足于新建气电、水电或煤电机组。根据党中央2030年碳达峰、2060年碳中和战略目标，将2030年、2045年、2060年作为新型电力系统构建的重要里程碑，形成三段建设时期——加速转型期(当前至2030年)、总体形成期(2030-2045年)、巩固完善期(2045年-2060年)。