天天观焦点：电力行业深度研究：新能源发展的消纳风险研究

【资料图】

本期内容提要:

“双碳”目标下构建新型电力系统，“先立后破”强调系统安全稳ummary]]定。构建新型电力系统是实现“双碳”目标的必要条件和重要路径：电力行业碳排放占比较高，清洁低碳发展是实现“双碳”目标的必要条件；“终端用能电气化+电力系统脱碳”是实现“双碳”目标的重要路径。坚持先立后破，新型电力系统发展节奏有所调整：自2021年缺电频发以来，国家能源政策开始出现调整，不再强调以新能源为主体，转而强调新能源占比逐步提高，即需要逐渐发展。

源荷时空错配叠加调节资源缺乏，新能源消纳风险需要给予更多关注。消纳压力逐渐显现，部分区域风光利用率下行。2022年全国整体新能源消纳情况尚可，但弃风率较2021年已经出现边际上升，部分新能源大基地所在地区消纳率较低。新能源出力的同质性与反负荷特性在装机占比快速提升后更为显现，“零电价”“负电价”频现，在现存“基于边际成本出清”的电力现货市场环境下会导致其大发时电价低而又难以在高电价时段获利，收益率存在下行风险。“消纳难”源于源荷时空错配，且难度伴随新能源电量占比提升而加大，其带来的系统成本也呈现非线性增长特征。

电网与调节资源分析：特高压建设慢于电源建设速度，电力系统调节能力有待进一步加强。新能源消纳情况在供给侧主要取决于跨省跨区电网建设和灵活性资源的发展。特高压电网可以通过远距离电力输送，实现大范围资源配置与优化。其规划较早，但2022年开工建设工程进度不及预期，且相关电网投资并未因高比例新能源装机并网而出现阶段性大幅增长，仍维持平缓增长。调节资源方面，我国灵活性资源相较欧美先天不足。电化学储能体量较小，利用率低，且仅足以支撑小时级调节，其发展仍需要技术进步、持续降本带来经济性提升，及相关市场化机制实现成本的疏导转移；抽水蓄能限于工期较长，自然条件要求较高，建设情况较为复杂，难以实现超预期发展；煤电的启停和爬坡速度较慢，且火电灵活性改造成本尚难疏导，积极性或不及预期。需求侧响应目前仍在发展初期，市场化交易机制尚未成熟。风光制造成本下降与系统性成本上升情况：随着硅料产能逐步释放，其价格对于组件降价的边际影响逐步减弱；产业链生产效率提升速度逐步趋缓，进一步通过技术进步与规模化生产实现降本的空间相较过去有限。反观系统的容量备用与调节性等成本却伴随新能源占比提升而快速增长，并呈现非线性特征。

理性看待消纳空间。据测算，2023年在保持新能源弃电率不低于5%的情况下，电网角度全国新能源消纳空间基本稳定在1-1.2亿千瓦左右；2025年新能源消纳空间保守测算将逐步提高至1.4-1.7亿千瓦左右。若考虑额外配建新型储能，火电灵活性改造推进的情况，2023年新能源消纳能力预计可以提升到1.3-1.5亿千瓦左右。2025年逐步提升到1.7-1.9亿千瓦左右。再叠加计算无需大电网提供消纳的一般工商业分布式光伏（以2022年装机2587万千瓦，年均增速10%计算），2023年新能源消纳能力预计可提升到1.6-1.9亿千瓦左右。2025年预计逐步提升到2-2.2亿千瓦左右。目前，市场多数观点认为“风电光伏合计新增年均装机将保持2亿千瓦及以上”，或较为乐观。消纳困境或悄然将至，产业链在高增长预期下的产能扩张或引发阶段性过剩。相对有限的消纳空间以及非线性上涨且难以疏导的系统成本或将阻碍新能源新增装机并网，新能源线性高装机增速的预期或难以实现，仍在加速扩张的光伏风电设备产业链或将在数年内面临产能相对过剩的局面。

投资建议：一是重新重视传统能源电力在新型电力系统中的作用：在大多能源电力供需模型中，对于未来能源电力的增量需求都是基于线性高增长外推下的新能源发展予以满足的，但随着阶段性消纳问题渐显，需要重新审视新能源的增量空间，由此就需要更多的传统能源来满足增量需求。同时能源安全越加得到重视，在电力系统高电力电子化、等效惯量减小等背景下，电网的频率波动问题日益凸显。因此，新型电力系统需要保有和发展一定的传统电源，以维持电力系统的安全稳定运行。火电运营商有望从调峰补偿和容量支撑等方面获得更多收益。我们认为，相关机会主要集中在煤炭、火电等传统能源。建议关注：动力煤相关公司兖矿能源、陕西煤业、广汇能源、中国神华、中煤能源等和火电相关公司国电电力、粤电力A、华能国际、华电国际等。二是关注绿电运营项目收益率下行风险：在新能源消纳空间有限的情况下，新能源消纳率以及电价或将难以维持在先前可行性假设的既定范围，或将直接影响新能源项目的收益情况。三是重点聚焦应对消纳问题的投资方向：存量技术方面，储能的降本增效将有望成为存量技术里的潜在突破点，在近期消纳压力下，火电灵活性改造也有望出现较快增长。建议关注：龙源技术、青达环保、西子洁能等。新型电网配网侧技术方面，配网端技术有望成为新能源本地消纳的突破点，建议关注：国电南瑞、许继电气、国网信通、国能日新等。

风险因素：电力市场化改革推进节奏存在不确定性，特高压工程建设节奏存在不确定性，灵活性资源支持等能源双碳政策存在不确定性，用电量增速存在不确定性等。

（来源：信达证券）

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