电网行业专题研究顺能源变革之势,铸新型电

那家医院制白癜风好 https://m.39.net/news/a_5291513.html

能源种类:化石能源向可再生能源转型,输出功率波动性提升

1)风光大规模接入

可再生能源并网,未来多能互补。在“双碳”目标的要求下,我国大力发展可再生能源,其中以风力发电、太阳能发电为主,风力发电/太阳能发电累计装机量在-年的CAGR分别高达20.65%/53.45%。据国家能源局数据,年底,我国光伏与风电累计装机量占比不足6%,截至年底,我国水电/火电/核电/风电/光伏累计装机量占比为16.45%/54.58%/2.24%/13.82%/12.90%,而年光伏/风电新增装机量占比为30.22%/26.70%。未来可再生能源占比将逐步提升,传统的火电因其灵活性的特点可作为未来电力系统的调节资源,我们认为未来的电力系统将是多能互补的系统。

可再生能源发电占比有望大幅提升。《“十四五”可再生能源发展规划》提出,年,可再生能源年发电量达到3.3万亿千瓦时左右;“十四五”期间,可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过50%,风电和太阳能发电量实现翻倍。据IEA预测,在实现“双碳”目标的预设下,到年,中国的太阳能和风能发电量相对于年将增加7倍,占总发电量比例从25%提升至年的40%和年的80%,其中,太阳能发电的占比由年的4%提升至45%。可再生能源发电比例的提升是政策推进和度电成本(LCOE)下降综合作用的结果,目前光伏发电和陆上风电已初步具备在LCOE上和燃煤电厂竞争的能力。

2)分布式电源大规模接入

分布式电源接入加重电网运行负担。1)影响配网潮流,线路潮流大多从电流一端产生,直接作用于用户侧,形状多为辐射状,若配网内部安装分布式电源,则会对线路潮流的方向和方位产生影响;2)影响配网电压和电能质量,分布式电源并网后,配网成为“有源网络”,稳态电压的分布会发生改变;3)影响配网继电保护,当分布式电源位于继电保护前端,电源助增作用将导致保护范围扩大,可能出现误动或越级跳闸,同理,当分布式电源位于继电保护后端,可能出现拒动;4)造成系统配变直流偏磁出现,分布式电源接入要求大量电力电子设备如逆变器接入,逆变器可能因脉冲不均或参数失衡等相关特点,产生直流电流分量,若流入配电变压器中,将导致系统配变直流偏磁问题;5)产生谐波影响变压器等设备,除了逆变器必然会输出的谐波外,三相不平衡、直流偏磁等非理想情况也会产生谐波。

可再生能源大规模并网,电网源荷波动加剧。以可再生能源为主体的新型电力系统,将给电网带来机遇与挑战。以屋顶光伏为例,受到诸多环境因素限制,发电量随时间变化大,若受到天气影响,发电功率波动大且无法预测,若为家庭户用光伏,家庭净负载的较大波动将给电网运行带来额外成本,对电网的可靠运行提出了更高的要求。

太阳能发电日内波动大、不可调度、具有间歇性。不同于传统的火力发电,太阳能发电受时间、天气和季节影响,在白天和晴天分布式光伏和地面电站向用户侧供电,在中午迎来发电高峰,甚至出现弃光现象,傍晚光伏发电减弱,而用户侧迎来电力高峰。加州独立系统运营商(CAISO)在评估加州的电力生产和需求时,首次发现了“鸭子曲线”,即常规电厂因光伏发电的存在,中午的净负荷下降,随着时间的推移,该常规电厂的日内净负荷曲线由“双峰曲线”变为“鸭子曲线”。但常规电厂是为平稳出力而设计,中午关闭部分电厂将带来额外成本。风力发电类似于太阳能发电,灵活性均低于传统发电方式,随着可再生能源并网量增加,如何应对可再生电源接入带来的波动成为电力系统亟需解决的问题。

地域分布:源荷地域分布不均,长距离运输保障用电安全

传统能源分布已呈现地域不平衡特征,已有西电东送需求。我国西部地区拥有丰富的水电、燃煤资源,而当地经济发展相对欠缺,用电量相对较低,东部地区用电需求更大,将西部富余电力运送至东部消纳有助于解决我国能源分布不均的问题。西电东送开始于年国家发展计划委员会向国务院报送的《关于加快“西电东送”以满足广东“十五”电力需求有关情况的报告》,当时即是为电力缺口增大的广东省提供电力,保障广东经济发展。西电东送是西部大开发的标志性工程之一,包括北部通道(黄河中上游水电、火电到京津冀地区)、中部通道(三峡、金沙江水电到华东地区)、南部通道(云贵水电、火电到广东)三大通道。据国家能源局,西电东送能力年将超过3.6亿千瓦。

供给侧:可再生能源分布不均,能源传输需求旺盛

太阳能:我国太阳能资源丰富,总体呈“高原大于平原、西部干燥区大于东部湿润区”的分布特点。其中,青藏高原最为丰富,四川盆地太阳能资源相对较低。与太阳能辐射资源分布类似,我国大部分大型光伏地面电站分布在西部、北部,光伏发电量主要由西部、北部地区贡献。年上半年,山东/河北/青海累计光伏发电量位居全国前列,分别达到.3/.9/.4亿千瓦时,其中,青海光伏发电量占本省发电量比例高达29.1%。

风电:我国拥有丰富的风能资源,主要集中在东南沿海、北部、西部地区。内蒙古和甘肃走廊为风能密度较大区,台湾海峡是我国近海风能资源最丰富的地区。拥有海上风能资源的台湾海峡和渤海湾距离我国主要负荷中心较近,具有更优的消纳条件,而三北地区的陆上风电远离主要负荷中心,消纳压力相对更大。年上半年,内蒙古/河北/新疆累计风电发电量位居全国前列,分别达到//亿千瓦时。

需求方:东中部仍是用电中心,跨区输送需求旺盛

我国电力供需地理分布不均衡,中东部将长期保持为负荷中心。我国能源分布整体呈“北富南贫、西多东少”的现象,而用电负荷多分布于中东部地区,其中沿海地区为主要负荷中心。年,广东、浙江、山东、江苏等东部沿海经济大省虽然发电量位居全国前列,但发电量与用电量之间差额高于亿千瓦时,高于部分省份用电量;内蒙古、云南、山西等位于西部地区的省份则为电力净输出省份。中东部地区人口稠密、工业布局多,年中/东部地区GDP占全国的21.59%/54.29%。据全球能源互联网发展合作组织预测,中东部地区仍将长期为我国电力负荷中心。

终端电气化水平提升,电网支撑能源转型

电气化水平持续提升,用电量增长需有电网支撑

电气化发展是实现碳达峰、碳中和的有效途径。提升全社会的电气化水平将有力推动能源清洁低碳、安全高效利用,减少我国对传统化石能源的刚性需求,在能源领域实现深度脱碳和本质安全。中电联公布的电气化发展指标体系包括终端用能电气化、电力供应低碳化、电力服务普适化和能源利用高效化,中电联认为我国电气化发展总体处于中期中级阶段,电气化进程持续向前推进,经济发达省份电气化水平相对较高。

用电量预计持续增长,电气化水平将提升。伴随人民生活水平及电气化水平持续提高,预计我国用电总量将持续增长,年我国用电量总量为7.5万亿千瓦时,全球能源互联网发展合作组织预计///年我国用电总量将分别达到9.2/10.7/16/17万亿千瓦时。国家电网发布的“碳达峰、碳中和”行动方案提出,大力实施电能替代,促进终端能源消费电气化;预计到、年,电能占终端能源消费比重将达到30%、35%以上。据壳牌分析数据,/年国内电气化率将达到50%/60%。

源侧与荷侧波动性增加,电网调节压力凸显

源侧:新能源并网规模增加,弃风弃光压力加大。由于我国风能、太阳能的分布情况,西部、北部地区的可再生能源发电装机规模较大,而当地消纳能力不足,外送能力有限。电力系统需要电源和负荷实时平衡,可再生能源波动性较高,需要火电/储能辅助调节,当辅助调节资源不足时,易发生弃风弃光现象。据全国新能源消纳监测预警中心,年全国11省市风光利用率达到%,全国平均风电利用率96.9%,同比提升0.4个百分点;光伏发电利用率98.2%,同比提升1.0个百分点。全年全国弃风电量.1亿千瓦时,风能发电亿千瓦时,弃光电量67.8亿千瓦时,太阳能发电.6亿千瓦时。随着“三地一区”国家大型风电和光伏发电基地项目陆续并网投产,年下半年北方地区风光新增装机比重较大,部分区域消纳压力将进一步加大。

可再生能源大规模并网,为电网运营提出更高要求。若电网未进行相应的升级改造,分布式电源的快速渗透会对电网稳定性提出更高要求,大量未被电网系统监控的分布式光伏可能在电网发生扰动时集体断开以保护自己,大规模的分布式电源断开可能会引发其他紧急情况,例如干扰系统自动修复。年3月3日,澳大利亚Torrens岛的千伏开关场发生故障,使南澳大利亚州的5台发电机发电功率下降,引起电压突然下降。当地的电力需求在该情况下会主动降低MW需求,电力需求下降能在电网发生扰动时使电力供需匹配,以免引发更多问题。出乎意料的是,约有MW的分布式光伏因此次电网扰动而集体断开,导致故障初期电力需求仅下降了MW,延迟了系统的恢复,可再生能源大规模并网为电网运营提出更高要求。

荷侧:新型电力设备在用户侧出现,负荷侧波动亦提升。户用分布式光伏将大规模并网,据国家能源局数据,年上半年全国光伏装机量30.88GW,其中户用分布式8.91GW,同比增长50.76%。大量新能源汽车将接入并网,据乘联会数据,年上半年我国新能源车总销量.6万辆,同比增长.60%。越来越多的户用分布式光伏、新能源汽车、储能等可大量产生、消耗、存储电力的新兴设备将接入用户侧,负荷侧波动性亦提升。

电力体系支撑能源变革,构筑新型电力系统

传统电网系统仅为电力的单向传输而设计,电网公司的主要风险来源于大型发电机和电网故障,因此更注重输电网的建设,为输电网配备电力监控系统(SCADA),同时由于配电网的树状结构、设备数量众多、直接连接用户等原因,配电网SCADA的成本更高,建设较少,而未来电力的双向交互将更加频繁,将以配电网为中心,如户用光伏倡导“自发自用,余电上网”,因此配电网面临的挑战更大。

年3月15日,中央财经委员会第九次会议提出要“实施可再生能源替代行动,深化电力体制改革,构建以新能源为主体的新型电力系统”,协助提升电力系统的调节能力,适应能源变革需求。

新型电力系统将从电源侧、电网侧、负荷侧三个方面进行全面转型:电源侧:可再生能源大规模并网,需配备灵活性资源。我国承诺的“双碳目标”要求年实现“碳达峰”,随后仅用30年实现“碳中和”,这一时间显著短于发达国家所用时间,紧迫情形之下对可再生能源发展提出了更高的要求。可再生能源发电系统是高度不确定性的系统,而要构建清洁低碳安全高效的能源体系,则需要在电源侧配备灵活性火电机组、天然气机组和储能电站等灵活性的调节资源。

电网侧:远距离输送解决主干网需求,电网柔性调节能力是核心。电网连接发电侧和负荷侧,在未来电力系统中扮演重要角色。传统电力系统是单向的,系统中各方均有明确分工定位;未来数字化电力系统是多向的、数字化的,并且高度集成,对电网提出了更高的要求。面临我国能源地理分布不均衡的问题,远距离输送电能成为解决途径。其中,特高压输电以其大规模、远距离、高效率的特性在我国已进入快速发展阶段。随着分布式电源的大规模装机,大量分布式电源接入配电网,传统的无源配电网向有源配电网转变,同时光伏逆变器、PCS、柔性开关等电力电子设备接入电网,电力系统逐步电力电子化,带来电网电压暂降、波动与闪变、电压越限等电能质量问题,解决上述问题,电网的柔性调节能力是核心。

负荷侧:电气化率提高,用户侧主动响应。随着经济社会绿色发展,电力消费在最终能源消耗中占比将提升。同时,为应对可再生能源发电的高度不确定性,负荷侧需要相应的灵活性资源,如电动汽车、智能家电、家用储能、可中断负荷等。其中,电动汽车既代表着电气化的提高,又能作为用户侧主动响应的例子。据IEA,电动汽车因以下三点而成为潜在的电网灵活性资源:1)操作灵活性,能充放电;2)内置通信和控制技术,几分钟甚至几秒内对聚合器的信号做出响应;3)低容量利用率,停靠时间超过96%,充电时间仅10%,负载灵活。据劳伦斯伯克利国家实验室(LBNL),相比无管理的充电,采用分时电价或智能充电将至少为电网系统减少34%来自电动汽车充电引起的成本。

主干网:构筑坚强智能电网,特高压协助跨区运输

特高压能够有效解决我国能源与负荷分配不匹配的问题,是坚强智能电网的重要组成部分。特高压线路缓解了输送线路损耗、系统不稳定、电流易短路等问题,能将新能源电力从西部安全、快速地输送至东中部等电能需求高的地区,平衡能源与负荷分布,成为“西电东送、北电南供、水火互济、风光互补”的能源运输“主动脉”,破解能源电力发展的深层次矛盾,实现能源从就地平衡到大范围配置的根本性转变。

特高压支撑电网运行,促进可再生能源消纳

国网特高压输电占比显著提升。截至年底,国家电网已累计建成特高压线路公里,累计变电(换流)容量万千伏安/万千瓦。年国家电网特高压输电量.14亿千瓦时,占国家电网售电量的9.98%。近年来,国家电网特高压输电量占售电量的比例明显提升。截至年底,国内累计34条特高压线路在运营。

输送电量中六成由可再生能源出力,电源侧储能接入后,其出力占比有望再度提升。年,17条直流特高压线路年输送电量亿千瓦时,其中可再生能源电量亿千瓦时,同比提高18.3%,可再生能源电量占全部直流特高压线路总输送电量的58.7%。国家电网运营的13条直流特高压线路总输送电量亿千瓦时,其中可再生能源电量亿千瓦时,占总输送电量的50.2%;南方电网运营的4条直流特高压线路输送电量亿千瓦时,全部为可再生能源电量。后续电源侧储能建设完成后,将增强可再生能源发电侧的频率和电压调节能力,提升局部电网的电压稳定性,改善并网电能质量,届时可再生能源占比有望再度提升。

能源消纳刚需叠加基建属性,特高压投资有支撑

风光大基地建设如火如荼,解决供需地理错配需特高压配合。我国大部分风光资源富集于西部、北部地区,地广人稀,适于建设大型风光基地,但负荷中心位于经济发达的东中部地区。据GEIDCO(全球能源互联网发展合作组织)数据显示,年我国将有64.7%的用电需求集中于东中部地区,规划中的58.8%/55.9%的风电/光伏装机位于国内西部、北部地区,地理上的能源供需错配,使得安全、稳定、可靠的输变电设施必须同步建设。22年2月,国家发改委、国家能源局印发《以戈壁、沙漠、荒漠为重点地区的大型风电光伏基地规划布局方案》(下称“方案”),方案提出,到年,规划建设风光电基地总装机 .55亿千瓦(十四五的2亿千瓦,十五五规划2.55亿千瓦)。十四五、十五五期间特高压线路的建设将以服务风光基地为重点,扩大可再生能源的消纳范围,缓解能源地区间供需错配的问题,加速“双碳”目标达成。

服务新能源消纳是未来发展主线,特高压行业需求存在有力支撑。年示范项目开局之年起,我国特高压建设已历经了三个高峰:1)-年:“三横三纵”特高压骨干网架和13项直流输电工程是规划建设重点,大规模“西电东送”“北电南送”格局雏形显现,“两交三直”项目得到核准并建设开工;2)-年:国家能源局提出加快推进大气污染防治行动计划12条重点输电通道的建设。期间,9条特高压线路建设加速推进,核准并建设“八交八直”,特高压建设第二轮高峰已至;3)-年:在年“去杠杆”经济政策指引下,基建投资进入下行周期。待该周期结束后,基建投资再度进入上行周期。年9月,大基建、扶贫、新能源渗透的驱动之下,特高压项目核准、建设重启;年,特高压建设项目被纳入“新基建”,旨在逆势承担调节经济周期的重任。至此,产业迎来第三轮建设高峰。

“十四五”期间,特高压输变电线路是建设新能源供给消纳体系的重要载体。据GEIDCO统计,“十四五”期间,国家电网规划建设特高压工程“24交14直”,涉及线路3万余公里,变电换流容量3.4亿千伏安,总投资亿元,且计划于年开工“10交3直”共13条特高压线路。《“十四五”可再生能源发展规划》中提出加强送受端电网支撑,提升“三北”地区既有特高压输电通道新能源外送规模,持续提升存量特高压通道可再生能源电量输送比例。年以来,我国加大力度推进多条特高压工程项目建设。年1-7月,福州-厦门、驻马店-武汉特高压交流开工建设,白鹤滩-江苏特高压直流竣工投产,并计划于年内建成投产南阳-荆门-长沙、荆门-武汉特高压交流等工程,计划陆续开工建设金上-湖北、陇东-山东、宁夏-湖南、哈密-重庆直流以及武汉—南昌、张北-胜利、川渝和黄石交流“四交四直”8项特高压工程,总投资超过0亿元,充分发挥电网投资拉动作用。-年特高压行业有望进入投资兑现期,或将有效拉动上下游产业链发展。

特高压工程投资规模较大,核心设备投资占比 。以白鹤滩—江苏直流特高压工程 次设备招标为例,其站内设备涉及设备众多,包括换流阀、换流变压器、避雷器、控制保护系统等,其中核心装备换流变压器和换流阀成本分别占该次投标的37%和31%,组合电器占比6%,电容器和直流控制保护系统各占4%。参考南昌—长沙特高压交流项目 次设备中标结果,交流特高压站内设备中,直流电抗器的投资占比达47%,滤波器组电容器、电抗器占比均为10%左右。

行业壁垒高,主设备公司受益明显

特高压产业链的上游为特高压设备原材料供应商,中游为特高压传输线路与设备供应商、设计机构及工程承包商,下游为电网企业。上游主要包括特高压项目所需的各种原材料与元器件,参与者主要为硅钢、防爆高低压变频器、特高压开关、IGBT等供应商,国内的主要参与者为卧龙电气、上海华明、斯达半导、宝钢股份等。

中游的特高压线路与设备是特高压项目建设主体,可进一步分为交流/直流特高压设备、缆线和铁塔等。其中,特高压直流项目主要设备为换流变压器、换流阀及其控制保护系统与直流场设备。由于核心设备壁垒较高,市场份额高度集中在国电南瑞、许继电气、平高电气、中国西电、特变电工等企业,竞争格局较为稳定。特高压交流项目关键设备为交流变压器和GIS组合电器。除此之外,还包括变压器、电抗器、开关设备、串联补偿装置、互感器、电容器、避雷器等。在交流变压器领域,国内主要参与者为中国西电、特变电工、天威保变,与直流变压器市场竞争格局基本相同,中标份额相近。特高压GIS(气体绝缘金属封闭开关设备)由断路器、隔离开关、接地开关、电流互感器和母线等设备构成。当前国内具备GIS研制生产的企业主要为平高电气、中国西电、新东北电气等。其中平高电气在GIS设备的竞争中优势较为明显,市场份额占比保持在40%左右。下游主要是电网企业。下游主要是国家电网、南方电网及部分地方电网公司。

开工时间不确定性 ,开工后两年建成。特高压项目不同设备组件的招标时间有所差异,通常在项目开工三个月内,电网公司在在国家电网和南方电网的电子商务平台进行招标活动,我们预计特高压项目在开工后9个月以内设备采购业绩释放,新批准的输电项目有望在两年内体现在主设备公司业绩中,三年内完成项目投产。

特高压行业壁垒高,主设备公司受益明显。特高压项目投资主要分为输电线路和变电站/换流站造价。由于输电线路的电缆器件门槛较低,考虑到运输成本,招标采购多为当地的企业;特高压核心技术多集中于变电站和换流站,高技术门槛使得中标公司名单较为稳定。从国网白鹤滩-江苏特高压工程核心设备采购的中标数据看,中标前三家企业占总量的48.1%。其中,国电南瑞下的5家企业中标10包,16.3亿元居首,占总金额的18.9%。中国西电的6家企业中标10包,13.3亿元,占总金额的15.4%。山东电力的3家企业中标3包11.9亿元,占比13.8%,位居第三。分设备来看,换流变压器是交直流输电系统中的换流、逆变两端接口的核心设备,山东电力/特变电工/中国西电项目中标占比为32.2%/28.4%/24.7%。换流阀是实现电能交直流转换的核心设备,技术壁垒较高,中标前三名为荣信汇科、南瑞继保、中电普瑞,三者中标占比达63.7%,三者中标比重各占21%左右;组合电器中河南平芝中标占比达35.2%,电容器中桂林电容位居 ,占比20.9%,其他企业大多占比在7.1-15.4%之间。

配电网:柔性调节能力是核心,减少电网波动性

配电网投资占比较高,重要性凸显。配电网是能源生产、转换、消费的关键环节,协助可再生能源消纳,联接多方市场主体,正逐渐成为电力系统的核心。据《南方电网“十四五”电网发展规划》,“十四五”期间南方电网将投资约亿元,其中亿元投向配电网,占比48%。我国配电网整体发展稳定,在城市电网经历了大规模网架完善、自动化建设阶段以后,“十三五”以来我国配电网投资建设逐渐向农村电网倾斜。农村电网建设加快的同时,各地电网公司陆续提出建设世界 城市配电网,即在能源互联网连接之下,满足分布式可再生能源和市场化灵活负荷接入需求的、设备高度互联互通的智能配电网。

源侧和荷侧波动,对电网扩容和变电站要求提升

政策助力电网建设,配电网扩容必要性凸显。年7月,住房和城乡建设部、国家发展改革委印发《“十四五”全国城市基础设施建设规划》提出,城市韧性电网和智慧电网建设,开展城市配电网扩容和升级,重点城市中心城区供电可靠率高于99.99%。随着可再生能源大规模并网和经济绿色发展,电力系统源侧和荷侧变动加大,电力用户同时具备接收电能和反输送电能两种能力,配电网扩容的必要性凸显。

变电站连接源荷,新型电力系统提出更高要求。新型电力系统发展的同时,变电站作为连接电源和负荷的能量枢纽,同样需要由传统“源随荷动”运行模式向“源网荷储”模式转型。因此,新型电力系统变电站也需要采用先进的电力电子技术,对电能的传输、存储和保护进行高效控制。例如,传统城市电网多为受端电网,处于主网一端的以受电为主,并采用分区运行,具有高度不确定性的可再生能源接入后可能出现区域供电能力不足、无法有效均衡负载、区域可靠性下降等问题,若使用柔性电力电子装置则可实现城市电网分区变电站柔性互联,解决以上问题。具体表现在:1)实现了潮流方向、大小可控;2)解决了高低压电磁环网问题;3)实现变电站的无功电压连续调节;4)缓解大规模公用充电站建设过程中线路走廊矛盾。

电网建设稳定性要求增加,信息化硬件投资提升

随着电网内不稳定因素大幅加入,电网逐步向数字化转型。电网数字化通过利用物联网、大数据、智能AI、云计算等技术实现电源侧、负荷侧、储能侧的各类可控资源的数据接入、数据处理,没有电网数字化转型就没有新型电力系统。在国家电网发布的《新型电力系统数字技术支撑体系白皮书》中,新型电力系统数字技术支撑体系整体分为“三区四层”,即生产控制大区、管理信息大区和互联网大区,以及数据的采、传、存、用四层。

智能电网能够有效促进源网荷储资源灵活互动,降低综合成本。智能电网的特点主要有自愈性、可靠性、兼容性、高效性、交互性。相较于传统电网,智能电网可以提供可靠、高效的电力保障,兼容各类设备的接入,动态优化电力资源配置,提高电网运行效率。智能电网通过合理削峰填谷,促进新能源消纳,从而降低电网建设投资成本。

二次设备需求有望提升。数字电网的物理系统由电网设备构成,包含一次设备和二次设备。一次设备是直接用于生产、输送和分配电能的电气设备,涵盖发电、输电、变电、配电、用电各个环节,覆盖全部电压等级。一次配电设备主要包括架空线、高压配电柜、发电机、变压器、电力线路、断路器、低压开关柜、配电盘、开关箱、控制箱等设备。二次设备是对电网发输变配用环节的一次设备进行监察、测量、控制、保护、调节以及为运维人员提供运行工况或生产指挥信息所需的辅助性电气设备,从功能角度分为继电保护设备、调节控制设备、通信设备、监测设备等。我们认为电网智能化升级将对二次设备产生显著拉动作用,信息化硬件投资有望得到大幅提升。

电网波动性加大,新型电力电子设备需求提升

电网替代性储能设施对于减少电网波动性、维持电网安全可靠运行具有重要作用。电网替代性储能是指建设在电网侧适当位置的储能电站,作为电网公司的一种输配电固定设施,进行削峰填谷转移负荷,具有替代输配电设备投资、提升线路的传输容量等多种功能。替代储能可以延缓现有输配电设备的升级时间,发挥调频、调峰、备用、黑启动、调压等辅助功能,对于减少电网波动性、维持电网安全可靠运行具有重要作用。

根据廖菁等在《基于收益和价值测算的替代性储能成本回收机制研究》中测算,1KW/2KWh电网侧储能一年所产生的整体价值为.31元,而当前情况下(假设峰谷价差为0.45元/千瓦时,初始投资成本为元/千瓦)财务效益仅有.2元/每年,无法满足在电池寿命期限内回收成本。年7月,发改委、能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》,提出探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。随着对平滑电网波动性的需求增加,电网替代性储能设施需求有望逐步落地。

SVG(动态无功补偿器)、APF(有源滤波器)等新型电力电子设备伴随电网波动性增强而需求提升。SVG是以IGBT为核心的无功补偿系统,能够快速连续地提供容性或感性无功功率,实现考核点恒定无功、恒定电压和恒定功率因数等控制。在配电网中,将中小容量的SVG产品安装在某些特殊负荷(如电弧炉、中频炉、精炼炉)附近,可以显著地改善负荷与公共电网连接点处的电能质量,例如提供功率因数、平衡三相电压、抑制电压闪变和电压波动、治理谐波污染等。APF是一种用于动态抑制谐波、补偿无功的新型电力电子装置,它能够对大小和频率都变化的谐波以及变化的无功进行补偿。我们认为,随着新型电力系统下电网波动性增强,为了保障电力系统稳定、高效,对于动态补波补功的新型电力电子设备需求将会显著提升。

虚拟电厂和综合能源构筑局域网络,提升电网调节能力

虚拟电厂:政策端不断完善,应用有望逐步落地

虚拟电厂是能源与信息技术深度融合的重要方向,山西省能源局《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》将其定义为将不同空间的可调节负荷、储能侧和电源侧等一种或多种资源聚合起来,实现自主协调优化控制,参与电力系统运行和电力市场交易的智慧能源系统,是一种跨空间的、广域的源网荷储的集成商。各地陆续出台虚拟电厂相关政策,鼓励虚拟电厂建设发展。协助挖掘系统灵活性调节能力,提升系统运行效率和电源开发综合效益,支撑电网的稳定运营。

“聚合”和“通信”为虚拟电厂运作核心。通过通信手段将各种分布式能源聚合成满足电力系统要求、能可靠并网的整体,使其表现出和传统电厂类似的参数特性是虚拟电厂的主要技术目的。虚拟电厂可为配电网侧屋顶光伏、小型燃气轮机、用户自建储能、柔性负荷、充电汽车等分散式综合资源进行聚合,使得不同分布式能源能彼此互补,从而使功率输出更加平稳,增加电网对光伏、风电等随机性可再生能源的吸收接纳程度。电网条件和法律法规允许的情况下,虚拟电厂可以不受资源限制地发挥作用。同时,虚拟电厂是轻资产模式,不受土地使用、废物管理、传统发电厂的资产风险等影响。虚拟电厂可发挥电力调峰作用,有效解决峰谷差难题。从技术上看,虚拟电厂是一套数字化智能分析系统,通过先进的信息通信和检测控制技术,实现包括分布式电源、储能、新能车等的信息采集、数据分析以及聚合优化,能够有效参与电力市场,辅助电网平抑波动、稳定供需。在“双碳”背景下,虚拟电厂协调源、荷、储资源参与电力市场的属性,将发挥巨大作用,辅助电网建立“源荷互动”的友好型电网运营模式,从而提升电力系统运行的灵活性与稳定性。

综合能源:应用层主要落地形式,提升微电网稳定性

综合能源服务转型成必然趋势,国内快速发展中。综合能源通过对局域网进行电路改造,增加多能互补等措施,协助降低用电成本,提升用户侧的用电质量。年9月发改委等四部门发布《关于扩大战略性新兴产业投资培育壮大新增长点增长极的指导意见》,提出“大力开展综合能源服务,推动源网荷储协同互动”,这是综合能源服务首次写入国家政策文件。我国综合能源服务起步较晚,但在政策支持下正在快速发展,国家电网有限公司于年明确提出要由电能供应商向综合能源服务商转型,-年其综合能源服务收入CAGR为39.35%。

综合能源系统通过源网荷储一体化和多能互补,形成能源产供销一体化系统,或为电力紧缺问题的解决之道。综合能源系统是指通过对能源的产生、传输与分配(能源网络)、转换、存储、消费等环节进行有机协调与优化后,形成的能源产供销一体化系统。它主要由供能网络(如供电、供气、供冷/热等网络)、能源交换环节(如CCHP机组、发电机组、锅炉、空调、热泵等)、能源存储环节(储电、储气、储热、储冷等)、终端综合能源供用单元(如微网)和大量终端用户共同构成。建设主体中,国网系公司占主导,供热供气公司和综合能源系统公司亦有涉及。

综合能源系统已在各地试点,自发性投资需求较高。国内试点项目较多,以江苏省镇江扬中城镇级能源互联网示范工程为例,其拥有冷热电三联供能源站、分布式风力发电、分布式光伏发电集成(对目前48.78MW分布式光伏,安装分布式能源互联协调装置,通过用电采集系统数据,实现光伏参与碳排放市场/现货市场交易)、电动汽车充电设施(建设新坝客运中心公交专用充电站、机动车检测中心充电站,具备8个车位、kW充电能力,引导用户有序错峰充电,试点应用双向充放电技术,项目投资万元)、储能系统(已建成新坝储能电站,容量10MW/20MWh,另将建设2×kW/kWh移动式储能,提供用电保障服务、电动汽车移动充电服务,参与辅助服务市场,项目总投资4万元)。

电网投资:稳定与投资强度权衡,替换和新增需求旺盛

电网投资本质:稳定性和投资强度权衡

电网投资的本质是稳定性与投资强度的权衡。电网是能源支撑设施,考虑能源转型背景下不稳定因素大幅引入,电网需要满足在各种多变情况下的稳定供应,新型电力系统构建需求迫切,电网投资需求攀升。电网投资的本质是稳定性和投资强度之间的权衡,通过置办较多待命冗余机组以满足高峰用电需求的电网是极其昂贵的。此外,电网投资还能有逆周期作用。调节电网投资是稳定经济的重要手段之一,投资体量大,产业链带动效果显著。电网投资涉及环节品类众多,可分为替换与新增需求。电网作为支撑新能源建设的重要基础设施,连接发电侧和用电侧,涉及输配变用等各环节,项目种类多样。据南方电网披露,电网建设中,仅配电环节就涉及21大类种设备品类,SKU众多。我们按照电网设施建设要求,将电网投资划分为现有基础设施的替换增容以及新型电力系统带来的新设备需求,协助测算电网投资量级情况。

他山之石:参考欧洲电网,整体投资额提升明显

欧洲受电气化与现代化双轮驱动,预计-年年均电网投资较过去5年提升50%-70%。参考欧洲电网投资规划情况,根据Eurelectric及Deloitte预测,-年欧洲电网投资额将达-4亿欧元,对应年均投资-亿欧元,相较-年均投资亿欧元提升50%-70%。涉及到电气化、新能源并网以及数字化与自动化的投资占比大概在57%左右,具体来看:1)电气化相关投资占总投资50%左右,主要驱动力是总电力需求增长(预计-增长1.8%)、电动车放量(预计-新增0-万辆)、新能源装机提升(预计-新增GW并网+40GW户用),碳中和大背景下,新能源装机和电动车有望持续增长,对电网投资形成有力支撑。2)电网现代化数字化相关投资占40%左右,其中现代化主要驱动力是老旧线路与设备替代,投资额主要受电网线路长度、电力设备寿命、智能电表渗透率等因素的影响;智能化与数字化投资则包括变电站、控制中心、通信系统等设施的自动化以及智能电表应用。随着电网数字化转型步伐加快、智能电表渗透率提升,现代化数字化投资有望成为电网投资又一重要增量。3)政策力度与储能带来的投资弹性占总投资额10%左右。

国内:现有设施替换需求旺盛,支撑电网投资基础

替换需求:预计21-30年电网整体替换需求在4万亿元左右。替换需求主要针对现有设施,电网典型器件替换周期在7-20年,我们在电网整体替换周期约为10年的假设下进行测算。我们采用两种方法来测算替换需求;1)根据国南网20年年报数据,两家固定资产合计为亿元,在替换周期为10年的假设下,年替换需求为.6亿元,21-30年总替换需求为亿元。2)根据替换周期及历史年份的电网投资额,测算每年的替换需求。比如在10年替换周期假设下,年替换需求对应年当年的新增投资额亿元。据此测算21-30年总替换需求为亿元。我们采用两种方法,分别在不同的替换周期假设下进行了敏感性分析,结果区间在-亿元,均值为亿元。

国内:新兴电力系统带动,新增投资层出不穷

新型电力系统带来多样投资需求,加大配套设施投入。建设新型电力系统,需从发电、储能、负荷、电网多侧充分挖掘系统灵活性调节资源,保障系统安全稳定运行及新能源高比例消纳。参考国网、南网新型电力系统行动方案,-年将围绕清洁发电、智能输电、智能配电、提升电网数字水平、建设统一协同的调控体系等领域重点布局。新能源+逆周期调节需求下我国电网投资有望大幅提升。“十二五”与“十三五”期间电网基本建设投资完成额呈上升态势,分别为1/亿元。“十四五”期间电网投资大幅加码,国家电网公布计划投入3亿美元(约折合人民币2.23万亿元),南方电网规划投资超亿元,十四五”期间两网合计投资超2.9万亿元。考虑到新能源大规模发展对电网加大投资需求日益增长,叠加经济增长趋缓的逆周期调节需求,电网投资力度有望加大。

我们认为新型电力系统转型背景下,电网投资的主要方向在于两个方面:一是以特高压直流为主的输电网建设,二是加强配电网建设。国家电网明确“十四五”期间千伏及以上电网建设投资约亿元,年华北、华东、华中和西南特高压网架全面建成。“十四五”期间国家电网配电网建设投资超过1.2万亿元,占电网建设总投资的60%以上,到年基本建成安全可靠、绿色智能、灵活互动、经济高效的智慧配电网。《南方电网“十四五”电网发展规划》明确配电网建设投资规划达到亿元,两网配电网合计投资预计达1.5万亿元。

(本文仅供参考,不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息,请参阅报告原文。)

精选报告来源:。



转载请注明:http://www.abuoumao.com/hytd/2790.html

网站简介| 发布优势| 服务条款| 隐私保护| 广告合作| 网站地图| 版权申明

当前时间: 冀ICP备19029570号-7