今天分享的是储能系列深度研究报告：《 电力行业新型电力体系架构篇 》。（报告出品方：兴业证券 ）
“双碳”目标下，能源为主战场，电力为主力军；然而伴随新能源机组快速扩张，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”首次于 2021 年 3 月提出，与双碳目标绑定。电力作为一次能源转换的重要载体，是当前碳排放的大多数来自，但其亦能利用清洁燃料实现对含碳化石能源的替代（例如太阳能、风能、水能、核能），是双碳战场的主力军。然而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、市场机制有待优化，我们测算，随着绿电大规模并网，全国夏季尖峰负荷容量裕度（电源有效容量供给-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 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行，2022 年气电发电量占比均达 39%，以调峰性能优的燃气机组为主；法国核电占比全球最高，其利用核电机组参与负荷跟踪运行、合理的安排检修配合电网调峰等。而基于我国“富煤缺油少气”的资源禀赋，煤电机组总量大，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。
电网侧：电力供需分布错配，加强互联电网系统建设。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“进少出多”向“夏季进多出少、冬季进少出多”转变，电网深度参与电力系统调节。我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、提高电网错峰互济能力，缓解新能源供需分布错配，降低三北弃风弃光率；并协同大电网、配电网、微电网发展，在分布式资源迅速增加的背景下增强电网灵活性。
负荷侧：加快需求侧由管理向响应过渡，探索虚拟电厂模式。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，典型模式如美国社区光储、欧洲电动汽车有序充电项目，充分的利用分布式资源参与削峰填谷。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过渡阶段；此外可借鉴海外经验，从光储、新能源车等细致划分领域探索虚拟电厂模式。
储能侧：抽蓄及新型储能加快速度进行发展，未来在多方面多层次优势互补。全世界内，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、经济性优，为我国现阶段储能侧核心力量。未来伴随成本下降、技术进步、价格及补偿机制完善，新型储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。完整版《 电力行业新型电力体系架构篇 》来源于公众号：百家全行业报告 研究报告内容节选如下
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年 3 月的中央财经委第九次会议中提出；自此，构建以新能源为主体的新型电力系统与实现双碳目标绑定。2021 年 10 月，我国明确2025/2030/2060 年国内非化石能源消费比重预计分别达 20%、25%、80%以上，能源与电力发展的新方向得以确立
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。我国的自然资源禀赋条件为“富煤、贫油、少气”，反映于一次能源结构中即以煤为最主要的能源类型，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，是当前碳排放的大多数来自，2019 年我国电力及热力的碳排放总量占比高达56.63%，但与此同时，电力亦是实现碳减排的主力军，利用清洁燃料实现对含碳化石能源的替代，例如太阳能、风能、水能、核能发电。
新型电力系统建设的核心为提升灵活性。由于风光等清洁资源的波动性、随机性较强，伴随绿电机组大规模并网，电力供需平衡运行机制趋于复杂。而我国处于转型初期，受制于源、网、荷、储各环节灵活性资源短缺以及电力运行体制相对僵化，以新能源为主的电力系统面临电力供给不稳定、电力消纳不充分、电网运行不安全等挑战。例如，近年我国用电高峰时段多次出现区域性缺电现象。
为探究我国出现缺电现象的原因，我们第一步需区分电量平衡与电力平衡两种不同的定义。电量平衡用于预测某区域可用装机能否满足一段时间内的电量需求，而电力平衡指区域内可用装机能否满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，不难发现，限电通常出现于夏冬用电负荷高峰，并同时伴随来水枯、来风差等极端天气，大致可分为两种情况：（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）、（2）电力&电量双缺（例如全天均缺电）。因此，电力平衡亦为判断电力供需关系的关键。
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、机组检修等带来的容量需求。同时，各电源的顶峰容量供给亦会受机组技术水平、自然条件、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。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、水电和核电等不一样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）为电力供应安全的保障。
以一年为周期、在全国范围内，对全社会用电量增长以及水电、核电、绿电装机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。依照我们的测算结果为，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%，基本能判断全国年度电量可以在一定程度上完成平衡。
全社会用电量增速：根据经济稳步的增长预测，假设2023 年用电量增速为5%，2024-2030 年为 4%。
清洁电源装机增量：1）水电：依照国家能源局规划司、水电水利规划设计总院、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3.8 亿 kW、0.62 亿 kW，到 2030 年预计分别达4.2 亿kW、1.6 亿kW。2）核电：依照国家能源局规划司及国网能源研究院，我国核电规模到2025、2030年预计分别达 0.7、1.2 亿 kW。3）风光：根据中电联，风光2023 年合计装机新增规模达到 2.0 亿 kW，总规模达 9.6 亿 kW，考虑到电网消纳及配套调峰资源的投资，假设未来保持稳健增长。
清洁电源利用小时数：根据历史数据，常规水电、抽蓄、核电、风电、光伏机组年均利用小时数分别假设为 3600、1200、8000、2100、1200 小时。表 3、我国年度电量平衡测算：火电利用小时数呈现持续下降趋势
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86372.3亿度，同比+3.9%。参考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的提高，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（电源有效容量供给-最高容量需求）整体明显下滑，2030 年跌至负数。顶峰容量裕度告急，电力系统灵活性调节资源愈发匮乏。
全国最高负荷增长率：根据上文所述，考虑三产及居民用电的集中效应，假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%。
系统备用率：参考《电力系统技术导则》，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5%，假设系统备用率共计 20%。
夏季各电源受阻系数：参考相关文献，1）火电：考虑技术进步，假设十四五期间 10%受阻，十五五期间 5%受阻；2）水电：汛期假设10%受阻；3）核电：假设不受阻；4）风电：晚高峰全国范围内少风，假设95%受阻；5）光伏：晚高峰不出力，假设 100%受阻。
此外，有必要注意一下的是，由于我国各省、各地区电源结构&有效装机、电力负荷、电力输送情况均有差异，全国范围内的电量及电力平衡测算存在误差。例如，在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，以水电为主的四川电力供应一下子就下降，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。
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显著增加，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不足以满足系统对灵活性的要求，亟待“源-网-荷-储”各环节的多元化灵活性资源优势互补。国际上，欧美等发达国家较早开始能源转型，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。
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行，2022年气电发电量占比均达 39%，以调峰性能优的燃气机组为主；法国核电占比全球最高，其利用核电机组参与负荷跟踪运行、合理的安排检修配合电网调峰等。而基于我国“富煤缺油少气”的资源禀赋，煤电机组总量大，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。
电源侧灵活性大多数来源于各类电源对电网负荷变化的反应能力，即降低最小出力、快速爬坡、快速启停的能力等。理论上，包括煤电、气电、水电、核电、生物质发电在内的众多电源，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源容量的 42%。
资源禀赋影响下，燃气机组为英美供电与灵活性主力。北海油气田为英国燃气发电提供了资源保障，结合海上风电的全力发展，到2022 年，气电和绿电慢慢的变成了英国前两大电源，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一直增长，英美利用本国装机规模大、调峰性能优良的燃气机组，在发电同时兼顾电源侧灵活性需求。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。
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，部分通过合理的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。
丹麦通过风能、光能、生物质能等多种能源互补替代，保证电力系统电源侧灵活性。作为世界首个决定于 2050 年前取缔化石燃料的国家，丹麦政府积极推动能源多元供给，充分的利用多种形式的生物质能（稻草、秸秆、木屑、沼气），通过电力和供热系统的耦合互联实现多能互补。
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%增长至 61%；其 2022 年生物质能发电比例达23%，在全球范围内名列前茅。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、生物质发电和热电联产，既解决了农村秸秆、垃圾的处理问题，又实现多种能源互补替代，为区域提供灵活、稳定的能源供应。
2000-2022 年间，我国可再次生产的能源发电量占比从 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真实的情况的灵活性电源。
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。对比其他调节电源：气电方面，我国天然气高度依赖进口，高企的原料价格拉高了燃气发电成本。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电网互联，易发生超调现象，加剧频率波动。核电方面，由于参与调峰会大幅度提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，核电充当灵活性电源同样成本比较高。而我国煤电机组总量大，灵活性改造成本整体可控，兼具可操性与经济性。
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“进少出多”向“夏季进多出少、冬季进少出多”转变，电网深度参与电力系统调节。我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、提高电网错峰互济能力，缓解新能源供需分布错配，降低三北弃风弃光率；并协同大电网、配电网、微电网发展，在分布式资源迅速增加的背景下增强电网灵活性。
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用电需求时，可通过外送电量提供需求向上灵活性；受端区域亦然。针对弃光、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，可依据提前签订的送电中长期协议跨区输电，来提升电网中长时间维度灵活性和供电可靠性，有助于波动性较强的绿电接入。欧洲的地区能源结构特征与我国相似，欧洲互联电网（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。
2009 年以前，欧洲有爱尔兰、英国、北欧、欧洲大陆、波罗的海五大输电运营商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年以后，受欧盟条例规定，六大运营商联盟合并，形成高度集成化互联电网，即欧洲互联电网 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，提高低成本、间歇性强的可再次生产的能源的利用率。此举能够大大减少北海风电的大规模开发、南欧光伏机组受制于输出通道而造成的巨大浪费，促进新能源消纳。2022年通过 ENTSO-E 交易的总进口电量达到 4483 亿千瓦时。
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、法国、瑞士、捷克、波兰、丹麦、比利时和卢森堡等国接壤，通过30 条220千伏~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、挪威电网互联。跨国输电线路扩大了德国新能源发电的平衡区域，当德国风电、光伏等新能源发电受天气等因素影响出力较小、用电负荷较大时，可将邻国盈余电力送入德国；反之亦然
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的国家，2022 年德国出口电量达到 763 亿千瓦时，进口电量也将近493 亿千瓦时。随着德国新能源发电慢慢的变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，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，而进出口电量结构由“进少出多”变为了“夏季进多出少、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。
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