公用事业及环保产业行业研究：源网荷储看消纳，破局依靠市场化（一）-20230523-国金证券-29页_1mb

公用事业及环保产业行业研究报告总结

核心内容概述

本报告围绕新能源消纳问题，分析了源侧、网侧、荷侧的消纳机制与成本疏导路径，提出投资建议并提示相关风险。主要关注点包括火电灵活性改造、抽水蓄能、源侧储能（大储）、工商业储能以及虚拟电厂等调节资源的发展前景与投资价值。

主要观点与关键信息

消纳压力显现

• 利用率视角：西北5省（内蒙古、甘肃、宁夏、青海、新疆）新能源利用率偏低，尤其在夏季和冬季用电高峰期，弃电现象突出。
• 电价视角：新能源在现货市场普遍折价，尤其在山西、甘肃、蒙西、山东等省份，平均折价近20%。华能国际多个省份的风光项目上网电价下滑超过10%。
• 时间维度：Q2为弃电高峰期，水电超发影响风光消纳。
• 区域维度：外送电省份（如西北）消纳压力大于外受电省份（如四川、云南）。

保消纳核心矛盾

• 长期趋势：随着新能源成本下降，利用率目标将逐步放松。
• 短期政策：保消纳仍是当前重点，系统成本增加，包括调节资源建设、输配电网扩容。
• 成本疏导机制：通过容量电价、电量电价、辅助服务补偿等机制实现，目前抽水蓄能机制已落地，火电灵活性改造与电化学储能机制尚未完善。

源侧消纳：调节性资源建设

• 灵活性改造：

  • 需求确定性高，预计至2025年西北地区改造需求达1.9亿千瓦，对应市场空间约204亿元。
  • 改造周期短（30~50天），可释放容量空间大，有助于新能源消纳。
  • 火电容量补偿若落地，将成为强刺激因素，补偿标准将按调节能力差异化。

• 抽水蓄能：

  • 633号文核价落地，已处于最优发展阶段。
  • 成本疏导机制明确，新两部制电价（容量电价+电量电价）反映其调节价值。
  • 抽蓄可承担峰荷调节，具备双向调节能力，未来有望成为消纳主力。

• 源侧储能（大储）：

  • 装机仍依赖强配政策，经济性依赖成本端下降。
  • 1Q23新型储能投运量同比+1178%，装机主力为源网侧。
  • 预计2023年两侧合计新增24GWh，若储能成本降至1400元/KWh，IRR可达5.6%。

网侧消纳：外送需求拉动大电网投资

• “源荷分离”规划推动特高压建设，预计“十四五”期间特高压投资将超5000亿元。
• 第一批风光大基地项目已全部开工，第二批规划200GW，75%电量外送，需新建特高压线路。
• 每少投1条特高压影响12~15GW新能源装机并网，特高压建设进度加快，2023年目标为核准4条直流、明年年初开工。

荷侧消纳：价格信号刺激需求侧资源建设

• 工商业储能：

  • 部分省份（如浙江、广东、江苏、安徽）投资已颇具吸引力，利用率远高于源网侧。
  • 峰谷价差+补贴电价优势显著，IRR具备竞争力。
  • 浙江等省份在储能降本背景下，回本周期有望缩短至4.5年。

• 虚拟电厂：

  • 需求侧资源整合环节，制约因素逐步解除。
  • 主体地位明确、价格信号完善、软件技术优化是其落地前提。
  • 《电力需求侧/负荷侧管理办法》（征求意见稿）发布，推动行业发展。

投资建议

• 火电灵活性改造：推荐青达环保（脱硝设备龙头）。
• 抽水蓄能：推荐南网储能（抽蓄运营商）。
• 储能温控设备商：推荐申菱环境。
• 综合能源及工商业储能：推荐南网能源、苏文电能。
• 投资逻辑：基于消纳压力、政策支持、成本疏导机制完善及市场需求增长。

风险提示

• 调节资源需求不及预期：实际改造/建设规模可能低于预期。
• 政策制定及落地不及预期：成本疏导机制未明确或延迟。
• 调节资源区域性过剩：市场化补偿可能低于预期，导致投资回报率不达预期。

结论

新能源消纳问题日益突出，推动调节性资源建设成为破局关键。火电灵活性改造、抽水蓄能和源侧储能是主要方向，其发展受政策支持和成本疏导机制影响较大。特高压建设与电网扩容将进一步缓解外送压力，工商业储能与虚拟电厂则在价格信号刺激下具备较大的市场空间。投资需关注政策落地节奏、成本下降趋势及区域需求差异。