2018 年 3 月開始，我們發(fā)布了本系列報告的前三篇，圍繞電力輔助服務(wù)體制改革做出了定性、定量分析，并對西北地區(qū)、東北地區(qū)的棄電率改善做出了預(yù)測并在第三篇報告中做出了結(jié)論：2019 年新能源發(fā)電有望迎來新一輪成長周期。2019 年，風電投資檢測預(yù)警吉林由紅轉(zhuǎn)綠，黑龍江由橙轉(zhuǎn)綠、烏蘭察布 6GW 風電基地開建、多家公司大幅上調(diào) 2019、2020 年風電投資計劃……。
詳細內(nèi)容可參考本系列前三篇《系列報告之一：電力輔助服務(wù)助力，新疆棄風限電率顯著改善》(2018 年 2 月27 日)、《系列報告之二：東北市場化調(diào)峰成效顯著，多省啟動電力輔助服務(wù)市場化升級》(2018 年 6 月 13 日)、《系列報告之三：電力輔助服務(wù)及儲能市場興起，助力電網(wǎng)新能源消納》(2019 年 9 月 13 日)。
隨著風電投資預(yù)期增大，市場對于后續(xù)電網(wǎng)消納能力以及風電平價后的成長空間產(chǎn)生了疑問。本篇報告，我們將以 2018 年底的電網(wǎng)結(jié)構(gòu)、裝機數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，進一步討論輔助服務(wù)改革、特高壓建設(shè)以及用電側(cè)的最新變化，來進一步對今明兩年全國新能源消納和風電新增裝機情況作出預(yù)判。從結(jié)論上看，我們繼續(xù)看好風電棄電率的改善趨勢，認為風電棄電率，將會繼續(xù)呈現(xiàn)出好轉(zhuǎn)的趨勢。在此基礎(chǔ)上，預(yù)判風電裝機量在 2020 年有望達到 35GW 以上。
（一）風光裝機占比達到 18.9%，在新增裝機中占比繼續(xù)維持 50%以上
風光裝機新增量占比繼續(xù)維持 50%以上提高至 52.8%，存量占比逼近 19%。中電聯(lián) 2018 年的數(shù)據(jù)快報顯示，截至 2018 年底，我國發(fā)電裝機總?cè)萘恳堰_到 1899.67GW，同比增長 6.8%。其中，風電、光伏裝機比例達到了 18.89%，較 2017 年提高了 2.35%。從新增裝機上來看，新增發(fā)電裝機 124.39GW，風電、光伏各新增 21GW、44.73GW，合計 65.73GW，占比新增裝機量的 52.8%，較去年的 50.9%有所增長。但風光新增裝機量同比去年微降 4.27%，2017年風電光伏合計新增裝機 68.09GW，主要因光伏受到政策影響 17 年分布式裝機量暴增，而 18 年政策調(diào)整波動較大而導致下降較多。
我國風電、光伏年新增裝機總量繼續(xù)維持“第三季臺階”。從 2013 年，我國光伏裝機進入規(guī)模化發(fā)展開始，我國風電、光伏的新增發(fā)電裝機容量，歷了三個臺階。第一級是 2013、2014 年，光伏、風電裝機量各有漲跌，但總量均逼近 30GW。第二季臺階是 2015、2016 年，風電、光伏先后搶裝，兩年的新增裝機總量均突破 50GW。2017 年，中東部地區(qū)分布式光伏裝機量大幅提高，風電+光伏裝機總量逼近 70GW，裝機總量達到“第三級臺階”，2018 年風電家光伏裝機量達到 65GW，繼續(xù)維持“第三級臺階”，并有進一步提高的可能。
（二）以東北為例：棄電率大幅好轉(zhuǎn)，輔助服務(wù)改革持續(xù)助力
2018 年我國棄電率連續(xù)下降，年底已降至 7%。根據(jù)能源局 2019 年風電投資檢測預(yù)警結(jié)果，2019 年吉林、黑龍江預(yù)警結(jié)果分別由 2018 年的紅色、橙色轉(zhuǎn)為綠色。同時，全國風電的棄電率水平在年內(nèi)繼續(xù)保持下降，由 2017年底的 12%下降至 2018 年底的 7.00%。
東北地區(qū)靈活性改造、調(diào)峰市場化改革，風電投資監(jiān)測預(yù)警全面轉(zhuǎn)綠。2014 年 9 月，東北調(diào)峰輔助服務(wù)市場啟動，2016 年 11 月，東北電力輔助服務(wù)市場專項改革試點工作啟動。與此同時，2016 年 6 月、8 月國家能源局下達了兩個批次的火電靈活性改造試點通知，這兩批火電廠的總裝機容量總共了 17GW，主要分布在東北地區(qū)。在市場機制建設(shè)完善、電廠技術(shù)改造的雙重促進下，東北地區(qū)調(diào)峰市場發(fā)揮出了巨大的作用。從 2017 年開始東北調(diào)峰市場正式啟動，東北地區(qū)在冬季供熱期的風電棄電率得到了大幅緩解，2018 年東北三省的棄電率已全面進入個位數(shù)區(qū)間，重新打開了風電裝機空間。
根據(jù)能源局統(tǒng)計數(shù)據(jù)，東北地區(qū)在 2017~2018 年兩年的時間內(nèi)，風電受益電力調(diào)峰市場的電量達到了 17900GWh，若按照東北地區(qū)兩年平均 30.72GW 測算，每年貢獻了 291 小時的發(fā)電小時數(shù)提升。2017~2018 年，遼寧、吉林、黑龍江三省平均每年風電利用小時數(shù)平均提高了 168、362、239 小時。另一方面，連接東北電網(wǎng)的首個直流特高壓工程——“扎魯特-青州”特高壓工程在 2017 年底投運，該工程輸送容量達到 10GW（1000 萬千瓦）。這一工程投運，大幅帶動了吉林省、蒙東電網(wǎng)風電外送，因此吉林省風電利用小時數(shù)提高超過了遼寧、黑龍江兩省。
綜上來看，我們認為輔助服務(wù)市場的建立是東北地區(qū)棄風限電率大幅好轉(zhuǎn)的根本原因。通過靈活性改造、市場化補償機制的建立，一方面全面提高了東北地區(qū)火電廠，特別是熱電聯(lián)產(chǎn)機組的調(diào)峰能力，大幅緩解了供熱期的調(diào)節(jié)壓力；另一方面，市場化報價機制也使參與調(diào)節(jié)的火電機組獲得了合理的收益，刺激了火電機組自發(fā)調(diào)節(jié)、主動改造的積極性。
在調(diào)峰改造方面，一個典型例子就是上市公司寶馨科技（002414.SZ）在 2017 年底為遼寧阜新發(fā)電廠、內(nèi)蒙古京科發(fā)電廠進行“采用電極鍋爐蓄熱供熱參與電廠靈活性輔助服務(wù)調(diào)峰”改造。兩項目分別于 2017 年 1 月、2018年 4 月投入使用，已經(jīng)展現(xiàn)出良好的經(jīng)濟收益。根據(jù)寶馨科技 2018 年半年報，公司 2018 年半公司在“靈活性調(diào)峰技術(shù)服務(wù)”創(chuàng)造了 8298 萬元收入，毛利率高達 52%。兩個項目采用 BOT（“建設(shè)－經(jīng)營－轉(zhuǎn)讓”）模式建設(shè)、運營，總投資估計分別為 2.96 億元、1.23 億元，服務(wù)期限為 6 個采暖期。其中，遼寧阜新項目供暖季是 5 個月，內(nèi)蒙京科項目為 6 個月。
（三）新能源滲透+輔助服務(wù)市場化改革，電網(wǎng)平衡運行模式正在改變
1、可調(diào)節(jié)裝機占比不斷降低，體制束縛電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力提升
2010~2018 年我國發(fā)電裝機量翻倍，火電、水電可調(diào)節(jié)電源裝機占比下降 36 個百分點。2010 年，我國全國發(fā)電裝機容量僅為 966GW，只有 2018 年底的 51%左右，風電、光伏裝機量占比僅為 3.1%左右。彼時，火電裝機量占比高達 74.15%，水電為 22.46%，這兩類具備電網(wǎng)平衡調(diào)節(jié)能力的電源裝機量合計占比 96.61%。而到 2018 年底，火電占比下降到 60.2%，水電為 18.54%，合計占比下降到 78.74%，較 2010 年下降了 17.87%，而風電、光伏占比提高到18.89%。風電、光伏的間歇性、波動性對電網(wǎng)的沖擊已經(jīng)開始顯現(xiàn)。
電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力受到考驗，計劃體制已無法適應(yīng)。過去很長一段時間，我國電力工業(yè)系統(tǒng)廠網(wǎng)一家，電網(wǎng)平衡只是系統(tǒng)的“內(nèi)部工作”。直至 2002 年廠網(wǎng)分離，國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)、五大四小集團等主體，但是在調(diào)度、結(jié)算、電力交易方面仍然延續(xù)著計劃經(jīng)濟體制模式。2006 年，原國家電監(jiān)委頒布了《發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理規(guī)定》、《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理暫行辦法》，六個能源監(jiān)管局（對應(yīng)六大電網(wǎng)區(qū)域）分別頒布了具體的實施細則（簡稱“兩個細則”），才基本捋順了發(fā)電主體與電網(wǎng)之間的平衡調(diào)節(jié)運行機制。然而，隨著新能源滲透、電力系統(tǒng)規(guī)模提高、電網(wǎng)結(jié)構(gòu)復雜化，這種依靠“固定價格，調(diào)度指揮”的模式，已無法激發(fā)出更多的調(diào)節(jié)資源與調(diào)解意愿。
首先，火電、水電這類調(diào)節(jié)主體占比降低，調(diào)節(jié)能力增長與整個電力系統(tǒng)規(guī)模已不匹配；其二，占比最大的火電調(diào)節(jié)成本較高，在面對一定調(diào)節(jié)需求均攤到所有火電時，成本影響并不明顯（運維、折舊、設(shè)備壽命），而水電分布區(qū)域受到限制；其三，如果一味提高補償價格，電網(wǎng)運行成本（均攤至發(fā)電側(cè)）將難以承受。因此，通過市場化機制發(fā)現(xiàn)合適的調(diào)節(jié)服務(wù)價格，并刺激出更多低成本調(diào)節(jié)資源是一條必須的道路。這也是中共中央國務(wù)院 2015年 9 號文《關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》的要求之一。
2、輔助服務(wù)市場化改革加速，為新能源打開更大空間
市場化改革加速，多省區(qū)市場化改革政策密集發(fā)布。2019 年 2 月 18 日，在國家能源局例行新聞發(fā)布會上，市場監(jiān)管司副司長陳濤指出，我國正在全國(除西藏外)全面建立并不斷完善電力輔助服務(wù)補償機制。目前，電力輔助服務(wù)市場機制已在東北、華北、華東、西北、福建、山西、山東、新疆、寧夏、廣東、甘肅、重慶、江蘇、蒙西共 14個地區(qū)啟動。其中，東北、福建、山西、甘肅、寧夏 5 個電力輔助服務(wù)市場已正式運行；山東、新疆、寧夏、廣東、山西、重慶、華北、華東、西北、江蘇、蒙西等電力調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務(wù)市場也已經(jīng)先后啟動模擬運行或試運行，將結(jié)合實際情況陸續(xù)轉(zhuǎn)為正式運行。2019 年 3 月，華北地區(qū)電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場啟動按市場規(guī)則全額結(jié)算。
市場監(jiān)管司副司長陳濤匯總了幾大調(diào)峰市場的效果。其中，東北地區(qū)在 2017~2018 年兩年的時間內(nèi)，風電受益電量達到了 17900GWh，若按照東北地區(qū)兩年平均 30.72GW 測算，每年貢獻了 291 小時的發(fā)電小時數(shù)。2018 年，遼寧、吉林、黑龍江的風電利用小時數(shù)分別為 2265、2057、2144 小時，意味著調(diào)峰市場貢獻力其中 12.8~14.1%的發(fā)電小時數(shù)。此外，國家能源局有關(guān)派出機構(gòu)正在探索研究華中、青海、上海、安徽、四川、江西、湖南、廣西等地區(qū)的電力輔助服務(wù)市場建設(shè)，同時鼓勵其他地區(qū)穩(wěn)妥有序地探索開展電力輔助服務(wù)市場建設(shè)，2020 年底前在全國范圍基本建立電力輔助服務(wù)市場機制。
我們認為，東北地區(qū)的輔助服務(wù)改造已經(jīng)充分證明了電力輔助服務(wù)市場在新能源消納方面的作用。隨著全國各地的電力輔助服務(wù)市場機制的建立，輔助服務(wù)仍將進一步提高各個地區(qū)的新能源消納能力，為新能源發(fā)電，特別是風電，裝機打開更大的市場空間。
國家能源局從 2017 年 2 季度開始公布了我國輔助服務(wù)補償情況。2018 年全年，共涉及 1245GW 裝機容量納入到了輔助服務(wù)補償機制中來（仍有部分地區(qū)裝機，特別是風電、光伏未納入），已達到全國裝機容量的 65%。全國產(chǎn)生了補償及市場交易費用共 146.16 億元，其中，東北、福建、山西、寧夏、甘肅等正式運行的電力輔助服務(wù)市場交易費用共 36.6 億元，占全國電力輔助服務(wù)總費用的 25.1%?？梢钥闯觯袌龌灰缀筝o助服務(wù)費用出現(xiàn)了大幅提高，一方面由于這些地區(qū)輔助服務(wù)需求較高，另一方面也反映出這是市場化交易后，合理的補償價格。
從能源局公布的數(shù)據(jù)上看，調(diào)峰、備用、AGC（二次調(diào)頻）費用合計占到了全部費用的 90%以上，其中調(diào)峰費用占比最高在 35%左右，2018 年全年絕對金額約為 51.96 億元。其中，大部分補貼金額被火電以及具有調(diào)峰能力的水電獲得，而未參與調(diào)峰的火電、水電以及全部風電、光伏、核電需要分攤這些成本。
按照規(guī)則，調(diào)峰費用的分攤是按照調(diào)峰時段未參與調(diào)峰的全部發(fā)電機組的發(fā)電量分配。從表格中可以看到，2018年上半年，風電為此付出了 10.14 億元左右的，占比在 18%左右?；痣娬急容^高主要因為，這些時段的火電發(fā)電量占比總量仍然較高，所以未參與調(diào)峰的火電需要分攤的占比最高。可以看出，風電是調(diào)峰的最主要受益主體。而光伏，因發(fā)電曲線與負荷曲線擬合度更高，在調(diào)峰時段發(fā)電量也較小，所以分攤費用占比很低，僅有 1.8%左右。
在本文第一章第二節(jié)提到的寶馨科技遼寧、內(nèi)蒙的調(diào)峰項目便是火電受益的例子之一。根據(jù)寶馨科技 2018 年半年報，公司 2018 年半公司在“靈活性調(diào)峰技術(shù)服務(wù)”創(chuàng)造了 8298 萬元收入，毛利率高達 52%。兩個項目采用 BOT（“建設(shè)－經(jīng)營－轉(zhuǎn)讓”）模式建設(shè)、運營，總投資估計分別為 2.96 億元、1.23 億元，服務(wù)期限為 6 個采暖期，估算年均折舊約為。其中，遼寧阜新項目供暖季是 5 個月，內(nèi)蒙京科項目為 6 個月。在供暖季，通過電熱鍋爐實現(xiàn)了電廠的“熱電解耦”，既保證了供熱，又實現(xiàn)了壓減發(fā)電出力的調(diào)峰動作。按照 2018 年的數(shù)據(jù)，兩個項目的回收期在 3~4 年左右，寶馨科技與電廠均可獲得調(diào)峰受益。
（一）甘肅調(diào)峰市場已啟動，風電“補貼”火電金額提高
2018 年 4 月，甘肅省正式啟動了調(diào)峰市場，累計貢獻調(diào)峰電量 4.03 億千瓦時，火電企業(yè)獲得調(diào)峰收益共 1.64億元，有效減少棄風棄光。目前，甘肅電力輔助服務(wù)延續(xù)著“兩個細則”機制，但是其中的調(diào)峰部分已交由電力調(diào)峰市場交易執(zhí)行（具體規(guī)則請參看《電網(wǎng)新能源消納系列報告之三：電力輔助服務(wù)及儲能市場興起，助力電網(wǎng)新能源消納》(2019 年 9 月 13 日)）。而在甘肅電力調(diào)峰市場啟動之前，調(diào)峰收益一直按照西北地區(qū)“兩個細則”的固定價格執(zhí)行，具體調(diào)用主體依靠調(diào)度中心指揮決定。
為了更好的對比調(diào)峰市場作用，我們匯總了 2017 年 4 月、12 月于 2018 年 4 月、12 月的費用結(jié)算情況。該部分數(shù)據(jù)在西北能監(jiān)局網(wǎng)站上公示。通過對比調(diào)峰市場啟動前后各主體的結(jié)算費用，我們發(fā)現(xiàn)，調(diào)峰市場對于調(diào)峰費用的結(jié)算發(fā)生了非常巨大的變化，風電“補償”火電、水電的經(jīng)濟導向作用開始發(fā)酵。
2017 年 4 月，甘肅省風電在“兩個細則”執(zhí)行情況下，共支付費用 1480 萬元；而 2018 年 4 月共支付 1613 萬元，支付費用增加了 133 萬元。通過下表可以注意到，增加的 133 萬元費用基本就是調(diào)峰市場形成的 140 萬元。2018年 12 月于 2017 年 12 月相比，風電總體支付費用增加了 420 萬元。
2018 年，能源局例行記者會上公布的數(shù)據(jù)顯示，甘肅省啟動調(diào)峰市場后，累計貢獻調(diào)峰電量 4.03 億千瓦時，火電企業(yè)獲得調(diào)峰收益共 1.64 億元，相當于度電補貼了 0.4 元/kWh?？紤]到火電目前度電利潤在 0.03 元/kWh，調(diào)峰對于火電貢獻了非常巨大的利潤，若刨除運維、折舊等成本算，我們認為火電度電獲益也遠高于發(fā)電。因此，我們認為，甘肅調(diào)峰市場在運行 8 個月后，已經(jīng)顯示出了非常大的經(jīng)濟導向，有望復制東北地區(qū)的發(fā)展情況，大幅提高電網(wǎng)調(diào)峰靈活性，進一步促進風電利用率提升。
（二）西北外送通道陸續(xù)投運，棄電率有望持續(xù)下降
特高壓外送通道助力，甘肅省外送電量快速提高。2017 年 6 月，酒泉-湖南±800kV 特高壓投入試運行，輸送容量達到 800 萬千瓦（8GW），有效緩解了甘肅風電窩電現(xiàn)象。根據(jù)甘肅工信廳的數(shù)據(jù)，2016~2018 年，甘肅省外送電量分別為 156.18、202.82、324.38 億千瓦時，2017、2018 年同比分別增長 30%、60%。2019 年 2 月 26 日，湖南省政府新聞發(fā)布會上表示，2018 年國網(wǎng)湖南電力公司完成售電量 1369 億千瓦時，同比增長 13.52%，是增長最快的中部省份。2019 年，湖南最大電力缺口將達到總用電負荷的 1/8，2020 年約為 1/6。因此，甘肅通過酒泉-湖南特高壓工程的輸送電量將有望進一步增長，帶動甘肅省外送電量的進一步提高。
目前，甘肅省得棄電率在 19%左右，風電棄電量約 54 億千瓦時，也就是說甘肅省風電在 2019 年年內(nèi)提高發(fā)電量 27 億千瓦時，就可以使得棄電率降到 10%以內(nèi)。這一增長需要甘肅省在 2018 年用電量、外送電量合計增長 1.6%就可以實現(xiàn)，但是也必須依靠調(diào)峰市場的幫助，才能更好的為風電出讓發(fā)電空間。東北調(diào)峰市場正式啟動在 2017 年1 月，2018 年東三省棄電率全面下降至個位數(shù)。而甘肅的調(diào)峰市場在 2018 年 4 月正式運行，我們認為也將在 2019年發(fā)揮出更大的作用。
新疆省外送電量也在穩(wěn)步增長。2017、2018 年新疆外送電量分別達到 441、503 億千瓦時，2018 年同比增加 14%。其中，哈密南-鄭州工程外送電力達到了 312.58 億千瓦時。在 2018 年的外送電量中，有 188 億千瓦時新能源，同比增長 16.8%。2018 年 10 月，準東-皖南±1100 千伏投運，外送容量達到輸送容量 1200 萬千瓦。我們認為，隨著西北地區(qū)特高壓工程的穩(wěn)步運行，加之政府間協(xié)議電量的提高，西北地區(qū)的外送電量還將有增長空間。
甘肅省將受益青海-河南特高壓外送工程。2018 年 11 月 8 日，青海-河南±800 千伏特高壓工程正式開工，輸送容量 800 萬千瓦（8GW），該工程有望于 2020 年年內(nèi)投運。青海省、甘肅省、和國家電網(wǎng)公司在北京簽署了合作協(xié)議，明確該工程將兼顧甘肅省可再生能源外送需求。該工程建成后，每年可輸送甘肅省 40~80 億千瓦時電量，相當于 2018 年甘肅省外送電量的 12%~25%。這一數(shù)字，也意味著甘肅將可以有 3GW 風電或 5GW 光伏的新增裝機容量。
綜合以上情況來看，我們判斷甘肅省在 2019 年年內(nèi)的棄風率有望確定性地進一步下降。作為國內(nèi)最后兩個風電投資監(jiān)測預(yù)警為紅色的省份，甘肅省 2019 年有望“由紅轉(zhuǎn)橙”，甚至復制吉林的情況“由紅轉(zhuǎn)綠”。那么 2020 年，甘肅省風電投資開發(fā)有望重新“開閘”。甘肅省僅酒泉一地可開放風電總量就在 4000 萬千瓦（40GW）以上，而目前甘肅省的風電裝機量僅為 12.88GW，仍然有非常巨大的開發(fā)空間。我們認為，甘肅省將會在 2020 年重新打開裝機空間，貢獻至少 2GW 風電、2GW 光伏新增裝機量。
此外，2018 年 7 月錫盟-泰州特高壓直流工程全面建成投運，該項目輸送容量達到 10GW，將極大地利好蒙東區(qū)域的新能源消納，也就是華北電網(wǎng)區(qū)域的風電、光伏電量外送。因此，2019 年年內(nèi)，內(nèi)蒙古的風電棄電率也將快速下降，并且有望在 2020 年重新轉(zhuǎn)綠。同時，2018 年 12 月 29 日，烏蘭察布風電基地一期獲得核準，該基地總裝機規(guī)模 600 萬千瓦（6GW），將在 2019 年年內(nèi)開建，并且在 19 年底開始陸續(xù)并網(wǎng)。我們認為，內(nèi)蒙古地區(qū)在 2020年也有望迎來較高的裝機增速。
四、電力需求增速仍在增長，風電、光伏將成電力新增供給主力
近年來，隨著經(jīng)濟規(guī)模的不斷提升以及城鎮(zhèn)化進程的加速，我國迎來了新一輪“再電氣化”進程。農(nóng)網(wǎng)改造、電能替代的建設(shè)進程也受到了政策的支持，我國總用電量的增速保持了相對穩(wěn)定的高速增長。
（一）2020 年新增裝機大概率突破 140GW，風光不低于 50%
2018 年，我國全社會用電量達到 69940 億千瓦時，同比增長 8.5%。2018 年我國 GDP 增速為 6.6%，對應(yīng)當年電力彈性系數(shù)為 1.29，自 2015 年后連續(xù)第三年回升。結(jié)合目前用電結(jié)構(gòu)的變化，未來幾年的電力彈性系數(shù)有望繼續(xù)保持在 1 附近，若假設(shè)未來幾年平均 GDP 增速在 6.5%左右，我國用電總量增長也應(yīng)在 6%~7%。
未來每年裝機需求仍在 130GW 以上，新增裝機平均發(fā)電小時數(shù)低于 3000 小時。2018 年，我國發(fā)電設(shè)備平均利用小時數(shù)為 3862 小時，同比去年增長 73 小時。如果按照這一發(fā)電小時數(shù)假設(shè)，未來幾年 6~7%的用電量增速需要105~125GW 的新增裝機需求。2018 年，風電平均利用小時數(shù)為 2095 小時，火電為 4361 小時，水電、核電分別為3613、7184 小時。如果我們假設(shè)光伏平均發(fā)電小時數(shù)為 1200 小時，風電、光伏、火電、水電、核電按照 2018 年新增裝機比例，也就是 16.9%、36%、33.1%、6.9%、7.11%的比例估算，新增裝機的平均發(fā)電小時數(shù)為 2989.6 小時。那么這一裝機比例、平均發(fā)電小時數(shù)對應(yīng)的裝機需求為 137~160GW。
（二）風電 2020 年分別有望達到 35GW
1、2019~2020 年，火電、水電、核電裝機增量有限
火電新增裝機有限、水電 2021 年才開始釋放增量。根據(jù)國家政策，火電已經(jīng)獲得了明確的限制，未來幾年的裝機量大概率在 40GW 左右。水電在我國的可開發(fā)空間也逐步枯竭，除金沙江下游外，其余地區(qū)已難有大規(guī)模開發(fā)可能。水電裝機方面，雅礱江的兩河口和楊房溝兩個水電站裝機量 300 萬千瓦（3GW）150 萬千瓦（1.5GW），在 2021-2022年陸續(xù)投產(chǎn)；烏東德 2021 投產(chǎn) 1020 萬千瓦，白鶴灘 2022 年 1600 萬千瓦（16GW）。
同時，我國 2019~2020 年核電并網(wǎng)量不會超過 2GW，。2019 年 1 月 9 日，1 臺海陽核電廠 2 號機組投運，裝機容量為 125 萬千瓦；山東石島灣 20 萬千瓦預(yù)計于 2019 年投運。而其他核電機組大概率在 21 年開始才能陸續(xù)并網(wǎng)。
2017 年開始，風電光伏的裝機占比已經(jīng)突破 50%，裝機總量隨占比提高而增速邊際提升。如果考慮到風電、光伏的比例進一步提升，那么因為拉低了新增裝機平均發(fā)電小時數(shù)，所以裝機量將有進一步的提高。因此，我們認為未來，風電光伏將承擔全國新增裝機至少 55%以上的份額，也就是 2020 年合計至少在 80GW 以上。如果按照 2020年新增裝機達到 145GW 估算，風電裝機量有望達到 35GW。
2、“三華”地區(qū)已成風電裝機主力，用電需求也在倒逼裝機
華中、華東地區(qū)風電基數(shù)低，呈現(xiàn)爆發(fā)式增長趨勢。2018 年，華東地區(qū)風電增裝機容量達到 5.14GW，同比增長 44.3%；畫東西去新增裝機達到 3.01GW，同比增長 22.6%；華北地區(qū)新增風電裝機容量 5.98GW，同比增長 12.9%。華中地區(qū)，新增風電裝機量增速已經(jīng)連續(xù) 3年保持在 40%以上。這三個地區(qū)2018年風電合計新增裝機達到了 14.13%，占 2018 年全部新增風電裝機的 68.6%。
從需求側(cè)來看，我國六大省區(qū)的用電量、最高電網(wǎng)負荷繼續(xù)保持增長。2018 年，我國六大區(qū)域的用電量增速保持了 1%~7%的增長，其中華東和華中區(qū)域增速分別為 6.7%、6.2%。另一方面，我國六大電網(wǎng)區(qū)域的用電負荷繼續(xù)保持了 3%~10%的高速增長，特別是華中區(qū)域最高電網(wǎng)負荷增長 10%。這樣就意味著，華東與華中地區(qū)在需求側(cè)，同樣對新增發(fā)電裝機有著巨大的需求。
在本報告第一部分，我們已經(jīng)提到，華東地區(qū)已在 2018 年 8 月出臺了調(diào)峰市場的運行試行規(guī)則，有望在 2019年年內(nèi)啟動，其中福建省已啟動了調(diào)峰市場，用于緩解“風火核”矛盾問題（詳情請參見本系列報告第二篇《東北市場化調(diào)峰成效顯著，多省啟動電力輔助服務(wù)市場化升級》）。而華中地區(qū)因為水電資源豐富，并且具有較多的抽水蓄能電站，目前的風電裝機規(guī)模對電網(wǎng)的沖擊影響很低。而且華東、華中區(qū)域因不存在棄電問題，風電發(fā)電小時數(shù)甚至優(yōu)于西北、華北等地區(qū)。
3、2020 年風電裝機量突破 35GW
綜合全文分析來看，目前我國“再電氣化”進程中，用電量的增長將會保持 6~7%的增長。2020 年，對電力總裝機量的需求在 130GW~160GW，并且火電、水電、核電的并網(wǎng)裝機量并不會出現(xiàn)大規(guī)模增長。因此風電光伏的裝機將承擔至少一半以上的店里裝機需求。按照 2018 年風電光伏的裝機比例來看，并考慮一定的增長，2020 年風電總裝機量 35GW 以上。
進一步分拆來看，在風電方面：
1、 我們認為 2020 年海上風電有望貢獻 4~6GW 的新增裝機空間（詳細內(nèi)容可參見我們的深度報告《海上風電系列報告之二：“蛟龍”入水，四海承“風”》(2019 年 3 月 10 日)），將帶動華東、南方、東北、華北區(qū)域的風電新增并網(wǎng)量；
2、 甘肅、內(nèi)蒙、東北地區(qū)有望貢獻至少 3~5GW 新增裝機空間。2019 年 3 月 6 日，吉林省發(fā)布了《吉林省能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃中期調(diào)整和實施意見》，其中風電裝機量調(diào)整到了 875 萬千瓦（8.75GW），較原計劃增加了 3.25GW。2020 年，甘肅、內(nèi)蒙古風電投資檢測預(yù)警有望“轉(zhuǎn)綠”；
3、 華中、華東地區(qū)在需求側(cè)的倒逼下有望繼續(xù)延續(xù)，總體裝機量按照 30%的兩年平均增速，2020 年合計裝機量將達到 13GW（2018 年合計新增風電裝機量為 8.15GW），考慮華東地區(qū)海上風電的并網(wǎng)增量，增速有望進一步提高；
4、 華北電網(wǎng)在烏蘭察布 600 萬千瓦風電裝機的帶動下，也有望迎來高速增長，未來兩年的裝機量也有望繼續(xù)保持提高，同時“晉北-江蘇”特高壓工程也于 2017 年 7 月投運，支撐了較大的外送增量。
“三北”地區(qū)有望成為新的增長點。總整體分析情況來看，“三北”地區(qū)無論是電網(wǎng)外送結(jié)構(gòu)（特高壓），還是調(diào)節(jié)機制（電力輔助服務(wù)）都在發(fā)生著巨大變化。而這些變化已經(jīng)在 2018 年集中顯現(xiàn)出來，并且這種趨勢將會延續(xù)到 2020 年。從 2020 年開始，我國全國范圍的電力輔助服務(wù)將會鋪開，青海-河南特高壓也將投運?！叭薄钡貐^(qū)的風電裝機空間有望重新打開。
在三北地區(qū)逐步重新打開風電裝機空間、華東華中地區(qū)繼續(xù)保持風電增長的情況下，2020 年風電裝機將會進一步伴隨整體電力裝機需求而提升。因此，我們認為 2019~2020 年國內(nèi)風電裝機量仍有大幅提高，其中 2019 年將達到30GW，2020 年有望突破 35GW。
