电力行业深度：新能源发展的消纳风险研究-20230508-信达证券-25页.pdf

新能源发展的消纳风险研究 [Table_Industry] ——电力行业深度 [Table_ReportDate] 2023年5月8日 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http://www.cindasc.com 2 证券研究报告 行业研究 [Table_ReportType] 行业深度研究 电 电力行业 投资评级 看好 上次评级 看好 [Table_Author] 左前明 能源行业首席分析师 执业编号：S1500518070001 联系电话：010-83326712 邮 箱：zuoqianming@cindasc.com 李春驰 电力公用行业联席首席分析师 执业编号：S1500522070001 联系电话：010-83326723 邮 箱： lichunchi@cindasc.com 信达证券股份有限公司 CINDA SECURITIES CO.,LTD 北京市西城区闹市口大街9号院1号楼 邮编：100031 [Table_Title] 新能源发展的消纳风险研究 [Table_ReportDate] 2023年5月8日 本期内容提要: [Table_Summary] [Table_Summary] ➢ “双碳”目标下构建新型电力系统，“先立后破”强调系统安全稳 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 mNtQmRmMyQsPnMtPtMrRrMbR9RbRnPoOtRmPfQnNqNiNpOrQ6MmNsPxNpPoNxNnMuM 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http://www.cindasc.com 3 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。 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http://www.cindasc.com 4 目 录 “双碳”目标下构建新型电力系统，“先立后破”强调系统安全稳定 . 5 1、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 5 2、坚持先立后破，新型电力系统发展节奏有所调整 . 6 源荷时空错配叠加调节资源缺乏，新能源消纳风险需给予更多关注 6 1、消纳压力逐渐显现，部分区域风光利用率下行 . 6 2、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 8 3、“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 9 4、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 11 5、风光制造成本下降与系统性成本上升情况 . 15 理性看待消纳空间 . 16 1、新能源消纳空间测算 . 16 2、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 17 投资建议 20 1、重新重视传统电源在新型电力系统中的作用 . 20 2、关注绿电运营项目收益率下行风险 . 20 3、重点聚焦应对消纳问题的投资方向 . 21 风险因素 22 表 目 录 表1：2021-2022年全国电力供需情况总结.6 表2：部分弃风弃光严重省份的风电光伏利用率情况 7 表3：国家电网公司历年电网投资情况 . 12 表4：2022年德国、欧盟、中国电源装机情况对比 13 表5：国家电网“十三五”期间火电灵活性改造完成情况 . 13 表6：分省抽水蓄能中长期发展规划 . 14 表7：2020-2022年多晶硅投资项目情况 18 表8：2020 年-2022年光伏电池与组件主要投资目录(投资金额百亿元以上，亿元). 19 表9：相关受益标的公司估值表 . 21 图 目 录 图 1：我国温室气体排放的构成 5 图 2：我国实现碳中和的主要举措和贡献度 5 图 3：终端电气化水平预测 .5 图 4：历年弃风弃光率情况 .7 图 5：2021-2023全国分月弃风弃光情况 .7 图 6：2021-2022部分省份弃风弃光情况 .7 图 7：加州“鸭子曲线”示意图 8 图 8：山东电力现货市场电价情况（元/兆瓦时，2023.03.10） .9 图 9：山西电力现货市场零电价情况（2023.03.14） .9 图 10：不同时间尺度下的风电场、光伏电站出力情况 10 图 11：不同空间尺度下的新能源出力情况（曲线归一化处理） . 10 图 12：“十四五”大型清洁能源基地布局示意图 . 10 图 13：国家电网区域已投运及在建特高压工程 11 图 14：3 种储能形式的全生命周期度电成本（元/kWh） . 15 图 15：：中国新型储能累计投运装机规模预测（MW） . 15 图 16：晶硅光伏组件价格（美元/瓦） . 16 图 17：PERC电池量产效率（%） 16 图 18：国内多晶硅产量及同比 . 18 图 19：国内组件产量及同比 18 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http://www.cindasc.com 5 “双碳”目标下构建新型电力系统，“先立后破”强调系统安全 稳定 1、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 在当前我国全社会二氧化碳的排放量中，将近 90%来自于能源相关的活动，主要来自于电 力、工业、建筑、交通四部分。其中电力行业碳排放占比最高，超过 40%。新能源发电的 碳排放强度远低于煤炭等传统能源。因此，加强煤炭清洁高效利用，大力发展风能、太阳 能等新能源是实现“双碳”目标的关键，电力系统清洁低碳发展是实现“双碳”目标的必要条 件。 从“双碳”目标的实施路径来看，电力作为二次能源，可以由煤、油、气等传统一次能源 转化，也可以由风、光、水、核等清洁能源转化。因此，电力系统不仅有自身脱碳转型的 需求，也可以在实现低碳转型后以“终端用能电气化+电力系统脱碳”的模式助力其他能 源系统实现降碳转型。新能源占比逐渐升高的新型电力系统已成为实现“双碳”目标的重 要路径。 图 1：我国温室气体排放的构成 资料来源：清华气候院，Global Carbon Project，信达证券研发中心 图 2：我国实现碳中和的主要举措和贡献度 图 3：终端电气化水平预测 资料来源：能源基金会，信达证券研发中心 资料来源：《中国能源电力发展展望2020》，信达证券研发中心 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http://www.cindasc.com 6 2、坚持先立后破，新型电力系统发展节奏有所调整 近年来，我国新能源发电量占比逐步提升，但火力发电仍然占据着主体地位。国内煤炭价 格的快速上涨导致火电企业发电成本大幅上涨，“市场煤、计划电”之间的“煤电顶牛”矛 盾凸显，火电企业发电成本难以向下游合理疏导，加之新能源发电本身具有较强的随机性、 波动性和间歇性，由此导致我国部分地区阶段性出现电力供应紧张的问题。我国能源体系 的不可能三角矛盾凸显，即难以同时满足安全性、清洁性和经济性。当前时点，我国能源 系统亟需在安全性、清洁性和经济性三方面实现再平衡。 自 2021年缺电频发以来，国家能源政策开始出现调整。从政策角度看，2021年 7月中共 中央政治局首次指出“先立后破” ，强调能源供给与保障安全。2022年5月，国家发改委、 国家能源局发布《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，提出“加快构建适应新 能源占比逐渐提高的新型电力系统”。相较之前“构建以新能源为主体的新型电力系统”表述， 本次《实施方案》提出的“构建适应新能源占比逐渐提高的新型电力系统”则反映了对新型 电力系统的新认识，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，其节奏已有所调整。 表1：2021-2022年全国电力供需情况总结 2021年迎峰度冬 2021年迎峰度夏 2022年迎峰度冬 2022年迎峰度夏 华中 湖南、江西有序用电 湖南、江西、河南、湖北有序 用电 江西、湖南紧平衡 湖北有序用电 华南 - 广东、广西有序用电 - - 西南 四川有序用电 贵州、云南、重庆有序用电 四川、重庆、贵州紧平衡 四川重庆有序用电 华北 蒙西有序用电 蒙西有序用电 - - 华东 江苏、浙江、安徽有序 用电 浙江有序用电 上海紧平衡 浙江、安徽、江苏有序用电 东北 - - - - 西北 新疆有序用电 陕西有序用电 - - 资料来源：中电联，信达证券研发中心 源荷时空错配叠加调节资源缺乏，新能源消纳风险需给予更多 关注 1、 消纳压力逐渐显现，部分区域风光利用率下行 新能源消纳情况指的是，在常规电源装机、负荷水平、以及电网安全稳定运行约束下，并 网的新能源电源实际发电量与理论发电量的对比情况。在“十三五”初，新能源装机容量 快速增长曾一度导致弃风、弃光率上升至较高水平。2015 年，甘肃、吉林、新疆三省的弃 风率分别高达 39%/32%/32%。为解决新能源消纳问题，发改委于2018年出台《清洁能源 消纳行动计划（2018-2020 年）》，提出“2020 年，确保全国平均风电利用率达到国际先进 水平（力争达到 95%左右），弃风率控制在合理水平（力争控制在 5%左右）；光伏发电利 用率 高于 95%，弃光率低于 5%”。受益于政策推动及落实，以及特高压、灵活性改造以及 新能源交易市场等建设，2019 年以来我国新能源消纳问题明显缓解，2021 年，我国弃风/ 弃光率已分别下降至 3.1%/2.0%。 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http://www.cindasc.com 7 图 4：历年弃风弃光率情况 资料来源：国家能源局，信达证券研发中心 就全国整体情况而言，2022年全国风电利用率达到96.8%，光伏利用率达到98.3%。整体 而言，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。 分地区对比来看，2022 年部分新能源大基地所在地区消纳率较低。根据全国新能源消纳监 测预警中心数据，2022年蒙西风电消纳率 92.9%，相较于2021年上升1.8pct；蒙东风电 消纳率 90.0%，相较于2021年下降7.6pct；甘肃风电消纳率93.8%，相较于2021年下降 2.1pct；青海风电消纳率92.7%，相较于2022年上升3.4pct。内蒙、甘肃、青海是新能源 大基地的重点建设地区，但目前风电消纳率均已远低于《清洁能源消纳行动计划（2018- 2020）》要求水平。 图 5：2021-2023全国分月弃风弃光情况 图 6：2021-2022部分省份弃风弃光情况 资料来源：全国新能源消纳预警中心，信达证券研发中心 资料来源：全国新能源消纳预警中心，信达证券研发中心 表2：部分弃风弃光严重省份的风电光伏利用率情况 2021年风电利用率 2022年风电利用率 2021年光伏利用率 2022年光伏利用率 蒙西 91% 93% 97% 97% 15.0 17.0 12.0 7.0 4.0 3.5 3.1 3.2 12.6 10.0 6.0 3.0 2.0 2.0 2.0 1.7 0.0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 14.0 16.0 18.0 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 弃风率 弃光率 0% 1% 2% 3% 4% 5% 6% 全国弃风率 全国弃光率 0% 5% 10% 15% 20% 25% 河北 山西 山东 蒙西 蒙东 辽宁 吉林 黑龙江 河南 陕西 甘肃 青海 宁夏 新疆 西藏 2022弃风率 2021弃风率 2022弃光率 2021弃光率 弃风弃光率要求 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http://www.cindasc.com 8 蒙东 98% 90% 99% 99% 甘肃 96% 94% 99% 98% 青海 89% 93% 86% 91% 宁夏 98% 99% 98% 97% 西藏 100% 100% 80% 80% 资料来源：全国新能源消纳预警中心，信达证券研发中心 “十四五”中后期，若新能源年新增装机容量仍保持快速增长，我们预计新能源消纳形势 将愈加严峻，特别是新能源大基地布局所在的西北地区。目前第一批大基地风光项目尚未 实现全面并网，第二批大基地部分项目已经开始开展前期工作与陆续开工，在特高压建设 等外送条件暂时欠缺的情况下，内蒙古、甘肃、青海等西北省（区）新能源消纳压力恐将 更加明显。 2、 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 新能源出力具有边际零成本，同质性和反负荷特性，即新能源每多发一度电的边际成本为 0；光伏发电集中在上午10时至下午15时，风电出力集中在0点后的夜间；用电负荷端存 在上午工商业用电高峰和傍晚时刻的居民用电高峰，而新能源难以覆盖傍晚 17 时至 20 时 的居民用电高峰。因此，新能源出力的同质性导致新能源出现“内卷”，即在白天光伏同时 出力，导致电力供需供大于求，同时新能源边际零成本特性使其在电力现货市场中可以实 现优先出清，从而拉低电力现货市场的现货价格；傍晚居民负荷晚高峰出现，但新能源的 反负荷特性导致傍晚时刻新能源难以为电力系统提供出力，导致电力供需供不应求，从而 抬高电力现货市场的现货价格。 图 7：加州“鸭子曲线”示意图 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http://www.cindasc.com 9 资料来源：Office of ENERGY EFFICIENCY & RENEWABLE ENERGY，信达证券研发中心 早在 2014-2015 年，美国加利福尼亚州已经因为居民屋顶分布式光伏的大规模接入和电力 市场的发展，出现了有名的“鸭子曲线”，即电力系统净负荷（用电负荷减去新能源出力后 的负荷需求）在上午逐步走低，至午后14时反而出现深谷；在下午16时后在2~3小时内 急速拉升，至18时出现尖峰。在电力市场改革推进后，山东、山西等具备电力现货市场的 新能源大省在现货电价方面也出现“鸭子曲线”，并因市场规则的不同出现“零电价”（山西） 和“负电价”（山东）。据我们统计，山东电力现货市场 2022 年共有 176 天全天最低电价小 于0元/kWh，即出现负电价；其中共有135天出现-0.08元/kWh的最低负电价。以天计算， 全年负电价出现概率48%。 图 8：山东电力现货市场电价情况（元/兆瓦时，2023.03.10） 图 9：山西电力现货市场零电价情况（2023.03.14） 资料来源：泛能网，信达证券研发中心 资料来源：泛能网，信达证券研发中心 对于新能源而言，边际零成本，同质性和反负荷特性的特点在现存“基于边际成本出清” 的电力现货市场环境下会导致新能源大发的时刻电价较低，而又难以在高电价时段获利， 收益率存在下行风险。同时，电力现货市场的“零电价”，“负电价”也表明在山西、山东 等新能源大省，已经出现新能源装机较高，部分时段消纳压力较大的情况。分时分地区的 消纳困境已经出现。 3、 “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 新能源发电的电源侧和负荷侧存在时间错配的问题。一方面，风光发电存在日内尺度上的 电力供需错配，风电出力主要集中在傍晚及夜间，约 18 点-6 点；光伏出力主要集中在中 午，约10点-15点。但用电负荷高峰集中在8点-10点和18点-22点。另一方面，风光发 电存在季度尺度上的电量供需错配。由于居民和三产在夏季制冷和冬季供暖需求较高、二 产在年底由于赶工而存在用电旺季，导致用电侧存在明显的季节性特征，而风电在用电高 峰夏季出力相对较弱，光伏发电在冬季出力有所不足。因此，新能源发电源荷时间错配存 在于日内错配和季节错配两个维度，新能源发电占比提升或将加剧源荷时间的错配程度， 加大消纳难度。 -200 0 200 400 600 800 00 :00 01 :00 02 :00 03 :00 04 :00 05 :00 06 :00 07 :00 08 :00 09 :00 10 :00 11 :00 12 :00 13 :00 14 :00 15 :00 16 :00 17 :00 18 :00 19 :00 20 :00 21 :00 22 :00 23 :00 日前市场价格 实时市场价格 -100 0 100 200 300 400 500 00 :00 01 :00 02 :00 03 :00 04 :00 05 :00 06 :00 07 :00 08 :00 09 :00 10 :00 11 :00 12 :00 13 :00 14 :00 15 :00 16 :00 17 :00 18 :00 19 :00 20 :00 21 :00 22 :00 23 :00 日前市场价格 实时市场价格 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http://www.cindasc.com 10 图 10：不同时间尺度下的风电场、光伏电站出力情况 图 11：不同空间尺度下的新能源出力情况（曲线归一化处理） 资料来源：《大规模新能源发电基地出力特性研究》，信达证券研发中心 资料来源：《大规模新能源发电基地出力特性研究》，信达证券研发中心 中心（图中出力曲线经归一化处理） 此外，新能源装机容量在地理上分布不均匀，与用电负荷侧存在空间错配的问题。我国的 能源资源分布与能源负荷中心呈逆向分布关系，风光资源富集在西部和北部地区，而能源 消费负荷集中在东中部地区。目前电能大规模的远距离直接传输仍存在困难，大规模跨省 输送与电力系统安全稳定经济运行之间存在矛盾。以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型 风电光伏基地项目自 2022 年起陆续并网投产，新能源项目地域分布较为集中，西部和北 部部分地区消纳压力增大。 图 12：“十四五”大型清洁能源基地布局示意图 资料来源：北极星太阳能光伏网，硅业在线赢硅网，信达证券研发中心 当新能源电量占比和装机占比逐渐升高时，系统消纳新能源的难度逐渐加大。“十三五”初 期，新能源电量占比仅 5%左右时，全国性的风电消纳的问题曾严重凸显，平均弃风率达 15%以上。国家能源局通过出台制定解决弃风弃光弃水“三弃”问题的实施方案，弃风弃光 率逐步下降，在2019年即被控制在5%以内。但在2022年新能源电量占比已经接近15% 时，持续向下的弃风率反而出现边际升高，表明消纳的成本与难度随新能源渗透率出现同 步抬升。 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http://www.cindasc.com 11 4、 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 立足于电力系统电力电量平衡的要求和我国新能源源荷错配的现状，新能源的利用和消纳 本质上受到全国电力负荷空间、跨省跨区输电网络建设情况和平抑新能源波动，匹配电力 供需的灵活性资源情况的影响。在经济稳中向好，用电量增长稳步发展的情况下，全国电 力负荷空间有望保持稳定增长，而新增的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。 作为跨省跨区电网建设的重中之重，特高压电网是电力系统内连接能源资源中心与负荷中 心的能源桥梁，通过远距离电力输送，实现大范围资源配置与优化。“十三五”以来有赖于 特高压通道支撑，三北及西南地区外送电量持续提升，特别是三北地区的外送电量绝对值 和在总发电量中占比趋势上行。 “十四五”期间，国网规划建设特高压线路为“24交14直”， 并且在“十四五”后期逐步开展“十五五”的特高压研究规划工作。 在“十四五”期间，大型风电光伏基地成为“双碳”目标下新能源建设的中流砥柱，并在 不断地加速推进。大型风电光伏基地大多位于三北和西南地区，其建设将扩大上述地区发 用电不平衡性。考虑到特高压工程建设周期较长（平均周期为 1.5-2 年），明显高于风电与 光伏建设周期，其建设工作理应更早启动。 图 13：国家电网区域已投运及在建特高压工程 资料来源：国家电网有限公司2020年社会责任报告，信达证券研发中心 特高压规划较早，但开工建设工程进度不及预期。2022 年国网提出年内将再开工建设“十 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http://www.cindasc.com 12 交三直”特高压工程。但受特高压专项审计周期较长，及环评和疫情拖延开工的影响，2022 年特高压开工进度不及预期，仅开工“七交”，直流尚未开工，整体建设节奏慢于大基地电 源端。 但与此同时，与特高压工程紧密相关的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，而是依然按既定计划维持平缓增长。从“十四五”投资总额来看，国家电网 董事长辛保安 2022年8月发文称，“十四五”期间国家电网计划投入电网投资2.4万亿元。 相比于“十三五”国家电网总投资 23785.1 亿元，同比仅增长 0.9%，远不能满足新增西北风 光大基地的新能源电力外送需求。从近三年实际投资情况看，实际投资比计划投资增幅幅 度逐年收窄，由2020年的12.9%收窄至2022年的0% ，为近三年最低。相比于光伏产业 链的火热投资情况，当前电网投资计划较为平稳，，与新能源投资强度和热度形成错配。因 此，在电网投资并未显著增加，计划外超额投资逐步萎缩的情况下，特高压工程建设推进 恐将滞后于风光大基地电源建设。 表3：国家电网公司历年电网投资情况 计划电网投资（亿元） 实际电网投资（亿元） 实际比计划投资增幅（%） “五年计划”投资总和（亿元） 2010年 2643.7 2011年 3019.2 17481.1 2012年 3054 2013年 3034.8 2014年 超过3800 3855 1.40% 2015年 超过4000 4518 13.00% 2016年 不低于4390 4964.1 13.10% 23785.1 2017年 4657 4853.6 4.20% 2018年 4989 4889.4 -2.00% 2019年 5126 4473 -12.70% 2020年 4080 4605 12.90% 2021年 4730 4951 4.67% 24000（预计） 2022年 5012 5012 0% 2023年 5200 2024年 2025年 资料来源：国家电网社会责任报告，信达证券研发中心 调节资源方面，我国灵活性资源较欧美先天不足。我国电力系统内可用的灵活性资源包括 可控电源机组、电化学储能、抽水蓄能和需求侧响应等。提升调节能力是实现新能源大规 模消纳的必要条件。相较于新能源渗透率更高的欧盟与德国（截至2022年末，欧盟新能源 渗透率达 22.9%，德国新能源渗透率达 36.7%，我国新能源渗透率仅为 13.7%），我国的 优质调节资源气电装机占比较低，调节能力较差的煤电装机占比较高，调节能力相对较差。 因此在未来较长一段时间内，结合潜力规模和经济性来看，我国新能源消纳的着力点或应 以火电灵活性改造、抽水蓄能电站、电化学储能、可调节负荷为主加快投资建设，加快提 升电力系统调节能力。 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http://www.cindasc.com 13 表4：2022年德国、欧盟、中国电源装机情况对比 煤电 油电 气电 水电 核电 风电 太阳能发 电 生物质 合计 德国 装机容量（百 万千瓦） 37.75 4.77 33.84 14.63 4.06 66.18 67.44 8.91 237.58 占比 15.89% 2.01% 14.24% 6.16% 1.71% 27.86% 28.39% 3.75% 100.00% 欧盟 装机容量（百 万千瓦） 103.09 13.64 183.19 131.64 91.8 185.37 162.54 20.17 891.44 占比 11.56% 1.53% 20.55% 14.77% 10.30% 20.79% 18.23% 2.26% 100.00% 中国 装机容量（百 万千瓦） 1124 - 114.85 413.5 55.53 365.44 392.61 41.32 2507.25 占比 44.83% - 4.58% 16.49% 2.21% 14.58% 15.66% 1.65% 100.00% 资料来源：Energy Chart，中电联，信达证券研发中心 可控电源中，由于我国的煤电装机占比高达43.75%，可控电源以煤电为主。然而，煤电的 启停和爬坡速度较慢，难以满足秒级/分钟级的调峰调频需求。同时，频繁的出力调节和启 停还会导致煤电机组设备受损、寿命缩短。从响应能力看，以煤电机组为主的火电仅能满 足变化缓慢的波动，难以及时响应短时电力供需不平衡。因此，针对以煤电机组为主的可 控电源，需要进行火电灵活性改造，以适配新能源出力的间歇性和波动性。然而，由于市 场化机制改革滞后，改造成本难以疏导，“十三五”期间火电灵活性改造实际规模远低于 规划目标。《电力发展“十三五”规划》中提出灵活性改造2.2 亿千瓦，但“十三五”实际完 成煤电灵活性改造仅约 1.6 亿千瓦，改造规模与规划存在较大差距。2021 年，国家发改委 发布《全国煤电机组改造升级实施方案》，提出“十四五”期间完成 2 亿千瓦，增加系统调 节能力 3000-4000 万千瓦的改造目标。但由于市场化改革推进仍然较为缓慢，改造成本疏 导机制和调峰调频费用分摊机制仍未完全落实，发电企业对于灵活性改造的积极性或不及 预期。 表5：国家电网“十三五”期间火电灵活性改造完成情况 区域 数量（台） 容量（万千瓦） 供热期提升调节能力（万千瓦） 非供热期提升调节能力（万千瓦） 华北 34 1185 305 272 东北 81 3378 606 366 西北 74 3678 590 559 华中 9 447 78 3 华东 116 7521 865 862 总计 314 16209 2444 2062 资料来源：《国家电网服务新能源发展报告》，信达证券研发中心 抽水蓄能电站是具备调峰填谷、调频调相、事故备用和黑启动等多种功能的灵活性资源。 2021年8 月，国家能源局综合司印发《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》，提 出“十四五”期间开工1.8 亿千瓦，2025 年投产总规模6200 万千瓦，到2030年，抽水蓄能 投产总规模达 1.2 亿千瓦”的提速发展目标。但抽水蓄能限于其工期较长（5~8 年），自然 条件要求较高（要求有河流有落差），建设情况较为复杂（涉及移民拆迁等社会问题）， 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http://www.cindasc.com 14 短期内或难以实现大幅超预期的增量发展。 表6：分省抽水蓄能中长期发展规划 省（市区） 已建装机（万千瓦） 在建装机（万千瓦） 规划装机（万千瓦） 十四五 十五五 十六五 北京 80 0 0 0 0 天津 0 0 0 0 0 河北 127 740 700 140 0 山西 120 270 240 0 0 内蒙古 120 120 120 120 100 辽宁 120 280 980 0 0 吉林 65 225 920 0 0 黑龙江 0 120 950 100 0 上海 0 0 0 0 0 江苏 260 135 100 120 0 浙江 493 735 2350 0 300 安徽 348 248 1080 0 0 福建 120 560 0 0 0 江西 120 120 780 50 0 山东 100 600 520 0 0 河南 132 360 1020 120 0 湖北 127 0 1230 780 720 湖南 120 140 1620 340 120 广东 728 240 980 240 360 广西 0 0 1320 240 120 海南 60 0 0 0 0 重庆 0 120 240 360 240 四川 0 0 360 650 0 贵州 0 0 1480 1450 0 云南 0 0 0 0 0 西藏 9 0 915 2310 1080 陕西 0 140 940 0 0 甘肃 0 0 1300 140 0 青海 0 0 1060 1590 1100 宁夏 0 0 340 80 0 新疆 0 240 1420 1280 0 合计 3249 5393 22965 10110 4140 资料来源：《抽水蓄能中长期发展规划( 2021-2035 年)》，信达证券研发中心 电化学储能方面，短期来看在部分地区开展独立储能租赁业务的背景下，锂电池储能已具 备一定经济性，且受益于新能源强制配储的政策和建设速度快的优势下（仅需 3-6 月）， 据中关村储能产业技术联盟，2023 年预计新增装机可达 1500 万千瓦，装机有望迎来大幅 增长。 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http://www.cindasc.com 15 然而，目前电化学储能受限于较小体量（截止2022年底，电化学储能在运容量仅870万千 瓦）， 利用率低，且电化学储能的充放时间约2~6小时，仅能支撑小时级的调节，难以解决 电力系统日以上时间尺度的电力电量平衡问题，在当前时点下仍难以实现大规模推广。 此外，电化学储能的进一步发展仍限于其高企的成本。目前锂电池储能度电调峰成本仍在 0.5元/kWh以上，相比于火电灵活性改造0.1元/kWh和抽水蓄能0.2元/kWh的调峰成本仍 有较大差距。长期而言，电化学储能的发展仍需要技术进步、持续降本带来经济性提升， 以及相关市场化机制实现成本的疏导转移。 图 14：3 种储能形式的全生命周期度电成本（元/kWh） 图 15：：中国新型储能累计投运装机规模预测（MW） 资料来源：《储能技术全生命周期度电成本分析》，信达证券研发中心 资料来源：《储能产业研究白皮书2023》，信达证券研发中心 中心（图中出力曲线经归一化处理） 需求侧响应目前仍在发展初期，且由于我国电力市场化改革尚在进程中、市场化交易机制 尚未成熟、补偿收益尚不到位。即便在2025年，全国电力系统需求侧响应可以达到尖峰负 荷的3%~5%，负荷参与积极性、调节效果及相关补偿情况仍有待观察。 5、 风光制造成本下降与系统性成本上升情况 得益于技术进步和硅料成本下降，新能源产业链成本在过去十年实现了快速下降。据国际 可再生能源机构 (IRENA) 报告显示，十年内，光伏的电力成本下降了 85%，陆上风电的成 本下降了 56%，海上风电的成本下降了48%。作为过去制约光伏产业链发展的瓶颈，硅料 产能不断实现逐步释放，实现硅料价格的快速降低。同时，规模化生产的 PERC 光伏产业 链不断提高组件生产效率，与硅料产能共同推进光伏组件的降本。目前，风电光伏均已实 现平价上网（即风电光伏保障性收购价格为当地燃煤基准价）。基于此，有研究观点认为， 当前新能源在大量接入电网时仍可继续实现快速降本，从而为电网建设和灵活性资源投资 让渡利润。 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http://www.cindasc.com 16 图 16：晶硅光伏组件价格（美元/瓦） 图 17：PERC电池量产效率（%） 资料来源：Wind，信达证券研发中心 资料来源：中国电力网，信达证券研发中心 中心（图中出力曲线经归一化处理） 我们认为，高比例新能源接入