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辅助服务费用规模大幅增长 助力新能源消纳(2)

北极星储能网  来源:华创证券    2019/11/20 8:30:55  我要投稿  

从费用比例上看,调峰、备用费用比例进一步提高。从比例上看,调峰、备用的费用在总费用中的比例进一步提高。其中,调峰费用比例从2017年下半年的27%提高到了38%,备用费用比例在2018年调峰费用快速提高的过程中,比例有所下降,但是2019年部分省份的备用服务市场化之后重新提高到了36%的比例。

分区域来看,东北地区的调峰费用占比最高,达到了97%。从季度环比上看,今年一季度的调峰费用也保持了大幅增长,其中刚刚启动辅助服务费用的蒙东电网区域费用增幅达到235%。黑龙江调峰费用同比增加108%,辽宁调峰费用同比增加40%。东北地区,在供热季存在大量的热电联产机组为保供暖无法压减出力的情况。市场化改革后,众多机组进行了技术改造,具备了“热电解耦”运行的能力,从而在保供热的基础上,压减出力为风电出让发电空间,同时赚取调峰服务费用。

图表 13 2019年上半年东北电网分省辅助服务市场补偿费用情况(单位:GW,亿元)

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资料来源:国家能源局,华创证券整理

二、新能源持续受益,分摊比例进一步提高

根据补偿费用的结算规则,调峰辅助服务费用的分摊由调峰时段非调峰发电主体的发电量决定。风电的负荷曲线与电网负荷曲线基本反向,因此在调峰时段反而发电功率更大,因此风电所需分摊的费用比例高于自身的发电量比例,这也是风电大比例渗透后弃电率始终高于光伏的原因之一。从补偿费用上看,风电分摊费用比例较大,也是这一原因的结果。

新能源分摊比例提高,实现“补贴”火电效果。从绝对额上看,2019年上半年风电分摊费用26.72亿元,同比增长102%。从比例上看,近四个半年度,风电费用分摊比例从10%提高到了24%。这一主要原因在于,首先东北地区等率先启动调峰市场的地区,便是此前风电弃风率较高的区域,市场化改革主要为应对风电的消纳问题;其次,市场化改革后,调峰报价受供需影响进一步走高,从而导致了分摊费用总盘子的提高。此外,光伏分摊费用比例随着辅助服务分摊范围的纳入,也提高到了9%,较去年同期增长了6个百分点。新能源分摊比例的提高,从资金流的角度看实现了新能源补贴火电的效果。

三、风电行业改善突出,同时打开新能源发电板块成长天花板

弃电率进一步快速下降,辅助服务市场化省份表现亮眼。2019年上半年我国弃风率进一步下降,一、二季度全国弃风率分别下降至4.00%、4.70%,东北三省弃电率领先全国水平,一季度辽宁、黑龙江、吉林弃电高发期也分别将至0.7%、2.6%、4.3%。此外,去年4月份启动调峰市场的甘肃省,在今年一、二季度弃电率分别降至9.5%、10.1%,同比分别下降了10、10.4个百分点,弃电率水平大幅下降。这一结果也基本验证了我们对于辅助服务与新能源消纳之间的判断,也就是辅助服务市场的规模提升,将会全面带动新能源消纳水平的提高。

可以看出,当前电力系统辅助服务的主要需求,便是新能源发电带来的调峰、备用需求。市场化改革后,调峰、备用的价格提高,也反映出了服务的“供需矛盾”。我们认为,电力辅助服务市场化改革的进程仍在加速,参考国际成熟市场下的辅助服务费用比例,国内电力辅助服务的市场规模仍将提高,未来三年将有翻倍的空间,形成300~400亿/年的辅助服务市场。这一市场的形成,将会为火电厂、储能等多种主题创造新的商业模式,未来也将为风电、光伏的配套储能打开市场空间(缓解分摊费用)。

我们认为,电力辅助服务市场化改革已见成效,在全国范围内推行的速度正在加快。随着电网平衡运行体制机制(辅助服务市场化改革)的完善,我国电网新能源消纳能力将会有大幅提高,从而避免15年以来的弃风问题。因此我们继续看好风电、光伏的发展空间,特别是2020年、2021年陆上、海上风电的政策截止时间造成的抢装行情。风电、光伏产业链板块核心标的:金风科技、运达股份、明阳智能、通威股份、隆基股份。


原标题:辅助服务费用规模大幅增长,助力新能源消纳

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