风光的大量并网对电力系统的调节能力提出了更高的挑战，主要体现在发电与用电在时间的错配和空间的错配上。2021年后新能源迎来快速增长期，随着风光的大规模并网，电力结构中的风光占比持续提升。未来风光资源禀赋的劣势带来的电力系统的调节压力将会持续加大，在后续相当长的时期内，对消纳问题的关注将持续升温。
华创证券近期推出了长篇报告，从电源侧、电网侧、用电侧及整个电力市场分别对解决消纳的详细路径展开探讨，从中可以看到，除了储能，还有其他措施在助力解决消纳难题。
电源端：储能和火电灵活性改造是主流
一、储能的星辰大海
应用场景 作为一种可调度资源，储能成为解决风光消纳问题的有效途径之一。现在储能技术渗透范围广泛，应用场景多样。在新能源快速增长的现代电力系统中，储能技术在电源侧、电网侧、用户侧均有渗透。在传统电源侧，储能设施主要设在火电厂，协助提供二次调频辅助服务；在新能源电源侧，储能可以平抑风光发电波动性，提高新能源的可调度性，避免弃风弃光现象。在电网侧，储能主要帮助电网调节电力输配，实现削峰填谷、调频调压，缓解电网阻塞，保障负荷用电等。在用户侧，储能不仅可以作为分布式电源自发自用，提高局部供电可靠性，也可以利用峰谷电价差套利，降低用电成本。
最成熟的储能技术 抽水蓄能是中国乃至全球应用最为广泛的储能技术。据CNESA全球储能项目库不完全统计，截止2020年底，全球已投运储能项目累计装机规模191.1GW。其中，抽水蓄能累计装机规模为172.5GW，占比高达90.3%；电化学储能累计装机规模14.2GW，占比7.5%；熔融盐储热、飞轮储能、压缩空气储能规模占比2.2%。2020年我国已投运储能项目累计装机规模35.6GW，占全球总规模的18.6%。中国储能技术市场占比与全球市场相似，其中，抽水蓄能装机规模最大，为31.8GW，占据市场近九成份额；电化学储能装机规模紧随其后，为3.27GW，占比9.2%，其余技术累计装机规模占比不到2%。
当前发展潜力最大的储能技术 电化学储能是利用化学元素为介质，将电能转化成化学能储存起来，在需要的时候，再通过化学反应将化学能转换为电能使用。当前比较常见的电化学储能技术有锂离子电池、钠硫电池、铅蓄电池和液流电池。电化学储能重启高速增长，呈现发展大势。据CNESA全球储能项目库不完全统计，截止2020年底，全球电化学储能累计装机规模为14.2GW，同比增长49.6%；我国电化学储能装机增速较快，2020年累计装机规模为3.27GW，同比增长91.2%，2020年新增装机首次突破1GW。
据CNESA预测，2021年电化学储能市场将继续保持快速发展，保守场景下有望实现装机5.79GW，“十四五”期间也将以57.4%的复合增长率稳步扩张，在2025年实现35.5GW的装机容量。在新能源转型的利好环境下，储能规模化应用迎来利好机遇，在理想场景下，有望在“十四五”后期实现新一轮高增长，在2025年装机容量突破55.9GW，以配合风光的装机目标，电化学储能也有望占据储能市场半壁江山。
储能技术经济性分析 从收入端来看，储能的盈利模式尚不成熟。在现有商业模式背景下，储能主要依附于电力系统间接获得盈利，如减少风光弃电量、参与调峰调频等电力辅助服务、利用峰谷电价差套利等。在收入不明确的背景下，成本成为促进储能产业发展的最重要参数。储能成本也成为了储能技术经济性研究的重要一环。从成本端来看，我们可以利用平准化度电成本（LCOE）来衡量储能电站的经济成本。储能电站的度电成本由全寿命周期成本（投资成本和运维成本）和电站年发电量共同决定。而电站发电量为储能电站装机容量、利用小时数、转换效率的乘积。
另辟蹊径氢储能 在储能规模上，氢能没有刚性的储存容量限制，可实现亿千瓦时级的容量储存，远远大于商业化的抽水蓄能和压缩空气等大规模储能技术。另外，氢能在储能时间和空间维度上更为灵活，氢能既可以以固相的形式存储在储氢材料中，也可以以液、气相的形式存储在高压罐中，储存时间可长达数周，并且能通过不同的储存形式实现远距离，跨区域运输，充分解决电力消纳时间空间错配问题。
二、火电灵活性改造：老办法依旧有效
火电灵活性是电力系统灵活性的核心组成部分 火电灵活性通常指火电机组的运行灵活性，即适应出力大幅波动、快速响应各类变化的能力，主要指标包括调峰幅度、爬坡速率及启停时间等，具体要求包括：可实现机组最低负荷运行、输出功率灵活可变等。目前，国内火电灵活性改造的核心目标是充分响应电力系统的波动性变化，实现降低最小出力、快速启停、快速升降负荷三大目标，其中降低最小出力，即增加调峰能力是目前最为广泛和主要的改造目标。灵活性改造涉及电厂内部多个子系统的变化，可能需对机组设备的本体进行改造，也可能新建其他辅助设备。
进入20世纪，由于可再生能源的大量并网，交易市场内的价格波动日益频繁，波动幅度也不断增加，负成交价格也不断发生。为此，火电机组不得不加大在灵活性改造中的投入，其核心是进一步挖掘各设备灵活性潜力和优化机组控制，对于热电联产机组，多种蓄热装置逐步投入使用，以实现供热和发电收益的最大化。2010年之后，灵活性的价值逐步被认可，火电机组的变工况研究逐渐深入。多样化的灵活性提升手段纷纷被采用。其中针对热电联产机组，蓄热装置称为基本配置，利用蓄热装置及供热系统储热特性，实现热电联产运行方式的改善和灵活性提升，电锅炉、热泵等电热、制冷方式也被逐渐应用。
我国改造技术成熟 《电力发展“十三五”规划》和《能源发展“十三五”规划》报告中均对灵活性改造提出了相关要求和明确目标，并对参与调峰的机组进行补偿。国内部分试点机组改造后已经达到国际先进水平。根据中电联发布的《煤电机组灵活性运行政策研究》数据显示，目前我国在运煤电机组一般最小出力为50%～60%，冬季供热期仅能低至75%～85%。
目前经过灵活性改造的试点纯凝机组最小技术出力可低至30%～35%额定容量，部分机组最低可至20%～25%，达到国际先进水平。热电联产机组灵活性改造手段较为丰富，主要通过改进热水蓄热调峰技术，固体电蓄热锅炉调峰技术，电极锅炉调峰技术等，改造后在供热期运行时通过热电解耦力争实现单日6h最小发电出力达到40%额定负荷的调峰能力，目前试点机组在灵活性改造后最小技术出力可达到40%～50%额定容量，且能够达到环保要求。
调峰辅助服务对火电灵活性改造影响最大 2014年，为激励电源端协助电网调峰，东北率先启动调峰辅助服务市场，2016年以来，东北、福建、山西、新疆、山东、甘肃、西北(宁夏)、南方(广东)8个电力辅助服务市场相继获批，并逐步开始建设。目前，国内火电灵活性改造的核心经济驱动力在于调峰辅助服务费用。各地调峰服务标准差异明显，导致改造积极性也各异。
此外，相比于其他国家，我国电力辅助服务的整体补偿水平较低。2019年上半年，电力辅助服务市场补偿费用共130.31亿元，占上网电费总额的1.47%。其中，火电机组的补偿费用占比为94.98%，占上网电费比例远低于美国PJM市场的2.5%、英国市场的8%。未来相关配套政策和机制的跟进，而非技术性因素，决定了未来灵活性改造的推进速度。
调峰辅助服务利好政策打开未来灵活性改造空间 8月31日，国家能源局发布《并网主体并网运行管理规定（征求意见稿）》、《电力系统辅助服务管理办法（征求意见稿）》，进一步优化现有电力辅助服务补偿与分摊机制，拓宽了辅助服务补偿的资金来源，调峰费用由并网电厂内分摊变为发电企业与电力用户共同分摊。新“两个细则”的落地实施保障火电厂提供的调峰等辅助服务获得相应补偿，有助于火电灵活性改造的进一步推进。此外，近年来辅助服务市场化建设加速，多地区也跟进了配套辅助服务补偿政策，建立健全火电企业的利益分配机制。
电网端：看中特高压、区域互联和智能化
一、特高压助力区域之间的电力运输
特高压输电主要以直流为主。特高压直流主要进行点对点的长距离运输，到2020年底，我国共有特高压线路22条，总容量为19100千伏，其中特高压直流共16条，特高压直流输电比例占整个特高压网络的83%。
特高压直流：直流特高压是800千伏及以上电压等级的直流输电及相关技术。直流特高压输电的主要特点是输送容量大、电压高、距离远。从未来增长来看，特高压直流与电力流增长基本匹配。“十四五”期间特高压直流新增规模约5600kV。特高压交流：特高压交流输送新能源比例较低。特高压交流输电是指1000千伏及以上的交流输电，具有输电容量大、距离远、损耗低、占地少等突出优势。我国特高压交流主要传输非可再生能源电力，6条特高压交流线路中仅长南荆特高压运输可再生能源电力。
二、区域互联加强资源互补
三华电网负荷中心、西北西南电网两个发电基地与东北及南方构成的区域电网格局基本形成。三华电网由华北、华东和华中电网构成；东北与蒙西电网作为一个独立的电网，也会向三华电网进行点对网的送电，整体上是自产自销的运行方式。发电基地主要是西北电网和西南电网：西北电网由陕甘宁青新五个省组成，发电特点是风力发电和光伏发电为基础，西南电网主要是川渝电网和西藏电网，发电特点是水电发电为基础。各个电网内部主要依托于交流电网实现内部的电力互联。
国家各区域电网已经具备联动条件，未来西南西北有望实现水风联动。虽然国家电网目前还没有联网的规划，但已具备各方面联网的条件。此外，西北电网当前已经达到了拐点，如果再增加装机量，很可能会引起大量的弃风弃光率的提高。从未来长远期来看，西南和西北电网可能会联网，西南电网水电发电调西北电网风光发电，建立同步的西部电网和东部电网。
西南西北电网的电力结构差异较大，实现互通后可显著提高能源结构的均衡性。西北地区以火电为主同时有较多的风光电量，西南地区主要以水电为主，水电占全部发电量的63%。西南水电的调节作用强且水电的丰水季和枯水季能和风电的来风情况形成有效互补，在西南西北电网联网情形下三北地区的弃风情况可以得到有效缓解。
三、技术升级叠加智能化，助力电网发展
电网本身作为电源端和用户端的“传输中介”可以通过智能化的升级改造更大的发挥其“中枢”的作用。通过智能终端与通信平台的信息收集，实现“电力流”与“信息流”的相互流转，最终通过收集分析体系及时反馈给电源端与用户端，实现电力调控的实时化和智能化。
用电端：两种需求响应
随着电力系统的改革和电力市场化的不断推进，对需求侧资源的调度也从以有序用电为主的行政管理模式，转变为以需求响应为特征的市场调节机制。依靠经济机制而非强制性手段，需求响应通过分时电价等价格信号或激励补贴，改变用户固有的习惯用电模式，用户主动完成错峰、避峰，实现电力系统从“源随荷变”到“源荷互动”转变。简单来说，就是用户通过主动减少或增加用电负荷，既能获得经济效益，又能提升电网可再生能源消纳水平和电力系统平衡能力。依照用户不同响应方式可将需求响应分为价格型需求响应和激励型需求响应。
一、价格型需求响应
价格型需求响应主要基于用户的自主选择。行政部门通过合理制定电价，引导用电端根据动态电价水平调整不同时段电力需求，从而实现电力系统的供需平衡。根据电力市场不同发展阶段，价格型需求响应可分为尖峰电价、分时电价和实时电价三类。实时电价建立在高度发展的电力现货市场的基础上，每小时或更短时间内就会更新一次电价，用户通过安装电价监测与反应设备，对电价调整做出实时反应。由于人工监测的成本过高，实时电价模式的推进还依赖于人工智能、智能仪表的发展，目前难以充分发挥价格信号的调节作用。
分时电价基础上附加尖峰电价是目前我国应用最广的机制。我国电力市场建设正处于从初级到过渡阶段转变的时期，电价机制需要考虑现实技术可行性和经济合理性。尖峰电价根据各地前两年电力系统最高负荷95%及以上用电负荷出现的时段，选取一天内几小时或一个月内几天的用电高峰期设置高额电价，指导用户在高峰期减少用电需求。分时电价变动的频率低于实时电价，通过将一天24小时按照负荷曲线的高峰低谷分为峰、平、谷三种时段，鼓励用户多用低价谷电、避免高峰高价用电，以达到削峰填谷的目的。
二、激励型需求响应
激励型需求响应种类丰富，用户可获得直接经济效益。激励型需求响应是指为避免电力系统发生紧急状况，电力部门对电力用户负荷进行直接或间接的控制，并对参与响应的用户给予可观的补偿，主要包括直接负荷控制、可中断负荷控制、紧急需求响应、需求侧竞价等。参与激励型需求响应的用户需要同电力部门签订系统高峰时期配合调整负荷的合同，并在其中明确参与响应的用户降低的负荷与经济激励之间的量化公式，以及用户没有承担合同中相应调峰义务对项目实施的赔偿等。
电力系统：关注市场化和交易体系改革
一、电价：更市场化的价格
定基础：1439号文正式废除了工商业目录电价 回顾过去近20年的电力改革过程，电价在不同的时间节点上承担了不尽相同的历史使命。2006年首轮电改后电价高企，政府选择优先发展经济，希望电价保持在较低水平来促进经济的发展，电价后续又回归计划属性，此轮电改至此“搁浅”。2015年电改的计划电在此时间段更多的是扮演“降电价”的角色，将电力行业让利于经济的发展；虽然允许电价上调，但由于计划电下的目录电价制度没有取消，电力用户在电力折价时参与市场，而在电力溢价时会转向目录电价，市场化改革程度比较局限。2021年1439号文正式取消工商也目录电价，将所有的工商业用户有序引入电力市场进行市场化交易，从根本上为“市场化”改革提供了支撑。
理机制：电价上浮空间打开 燃煤价格上升倒逼电价上浮空间打开，电价信号引导供需的能力正逐步显现。受今年燃煤价格飙涨、水电来水偏枯，用电需求持续旺盛等一系列因素的影响，电力供需持续偏紧，煤价高涨下火电运营商亏损面持续扩大。为缓解这一现象，国家连发两文促进电价上浮空间打开。7月末陆续有省份允许电价上浮，10月8日国常会发文将市场化电的上浮上限由10%提高到20%。
展方向：还原电力商品属性，实用电价信号匹配供需 价值决定价格。我国电力行业目前公用事业的属性较为明显，市场化改革后，市场化电部分几乎全部为折价成交，相当于变相降低标杆电价让利下游企业。电力改革不断深入后，电力有望回归商品属性，回归价值决定价格，用户对电力质量的不同需求决定不同电价，比如有不间断电力需求的用户相较需求灵活的电力用户支付合理的溢价等等。
供需反应波动。电价由市场的短期供需决定。以美国为例，美国电价呈现出明显的季节特征，夏季用电需求旺盛，年内电价峰值相较于低谷提价幅度在8%左右。目前我国电价上浮一般要经由各地政府部分层层审批，且只有市场化交易部分才有上浮空间。未来电价并入市场轨道后，电价调整将更为灵活，将交由市场疏导成本变动。
二、交易体系：快捷的效率
我国目前形成了以中长期交易和现货交易为主，并辅以开展调频、调峰、备用等辅助服务交易和发电权交易、可再生能源电力绿色证书交易等其他相关交易的电力市场交易系统。
更多元化的电力交易机制提升电力供需匹配的效率 省内、省外并重，中长期、现货并重或是未来电力市场改革的主要方向。一方面通过跨区跨省中长期交易实现资源的大范围优化配置；另一方面通过灵活的短期交易消解电力系统中新能源波动性带来的调峰调频问题，现货市场的角色将进一步提升，实现省内、省外并重，中长期、现货并重的新型电力市场。
近期来看，建立多种类型的中长期省间交易机制，为新能源跨区跨省外送提供条件;完善省间辅助服务补偿和交易机制，促进各类火电机组为新能源调峰;实施新能源增量跨区跨省现货市场交易，充分利用通道空间和受端调峰资源。远期来看，考虑中国新能源消纳存在困难、补贴负担重等情况，电力市场有望以差价合约或溢价补贴参与市场。
消纳问题的终局之景
（一）短期维度上抽蓄与火电灵活性改造互为补充、网端为解决空间错配贡献主要力量当前来看，抽水蓄能最为成熟，火电灵活性改造适用场景更为广阔。无论在国内市场还是国际市场，抽水蓄能占据了储能市场近90%的庞大规模，是当前最主流的储能技术。面对新能源转型带来的电力供需不匹配挑战，抽水蓄能凭借着其经济性和环保性优势持续布局储能市场，助益电力系统消纳，成为短期内满足电力系统调节需求的关键方式。火电灵活性目前技术已经不存在困难，待价格机制理顺之后十四五有望迎来快速发展，最终与抽水蓄能在资源禀赋不同的地区互为补充。同时特高压电网的推进和各地域内部电网的互联将在空间维度上为新能源的消纳提供保障。
（二）中期维度上看好电化学储能成本拐点出现后带来的突破性增长中期来看，电化学储能将是接棒抽水蓄能电站的有力候补。现阶段国内电化学储能市场份额达9.2%，是储能端的重要辅助手段。伴随政策响应，电化学储能市场空间有望在未来五年实现9倍增长。依托内生技术驱动，电化学储能有望打通降本增效空间，达到成本拐点实现突破性增长，预计2025年占据储能市场半壁江山。
（三）长期维度氢储能前景广阔，电力交易体制如何先“破”后“立”同样值得关注长期来看，氢储能有望成为下一个风口。氢能可响应大规模、长周期、远距离的应用场景，不仅在储能规模上可与抽水蓄能电站比肩，而且在储能时间和空间维度上更为灵活。当前氢能制取已达商业化阶段，储运及终端发展还未成熟，氢能产业化还需时日，未来有望成为储能市场的“生力军”。
电力体系先“破”后“立”的图景逐步显现。更为重要的是，随着1439号文的发布，我们认为电力市场改革“破”的号角被吹响，未来整个电力链的利益有望被重新分配，同时我们也将持续追踪电力体系再“立”的发展之中所蕴含的巨大机遇。从更深远的层面来讲，需求端的调控和电力体系的改革和重构不涉及较大规模的资本开支，更偏向于制度层面的改革，尤其是电力体系的改革涉及到利益在源网荷三者之间的重新分配。更偏向于中长期的持续推动。
（图片来源：veer图库）
