我们认为新能源高速发展下已经出现消纳瓶颈。
随着中国“双碳”目标的提出，2020-2023 年中国新能源（风光）新增装机规模增速达到 35%CAGR，截至 23 年底达到 1050.8GW（光 伏 609.5GW，风电 441.3GW），全球新能源装机增长达到 2436GW（光伏 1419GW，风电 1017GW），同时 2024 年我们预计风电单 W 造价，光伏单 W 造价，锂电单 Wh 价格相比 2020 年下降达到 38.5%、33.2%、27.8%。但是，虽然新能源成本仍在继续下降但是需求 对价格的弹性正在减弱，成本下降也不足以缓解投资者对于新能源入市导致的项目回报和 需求担忧，新能源制造业降本并未带来终端电站运营商回报的提升或终端用户电价的下降， 也因此并没有带来制造业需求增加的多赢局面。
有效需求不匹配是目前新能源发展主要矛盾。为了解决这个问题，国家今年密集出台多个 政策，并且在 24 年 8 月《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》强调加快绿色转型， 深化电力系统改革，以及加快建设新型电力系统。今年 8 月发改委正式发布《加快电力系 统行动建设方案 2024-2027》对如何建设新型电力系统给出了 9 个专项行动，共计 24 个行 动内容，对电力系统稳定保障、新能源系统友好性能提升、电动汽车充电设施网络拓展、 需求侧协同能力提升等，进行了全方位布局。新能源主要问题在于时间维度发电曲线和负 荷曲线日内不匹配，瞬时难以响应提供稳定性支撑，以及间歇性发电应对极端天气的电力 安全问题。在 2023 年智慧用能与节能技术发展论坛上，王成山院士提到，新能源目前的消 纳瓶颈主要是集中在日间灵活性，以及晚间负荷支撑上，即由于新能源发电的波动性，以 及光伏白天发电夜间不发电的特性，使得新能源渗透率增加之后与电力需求不平衡增大， 本质是日内时间平衡问题。
消纳问题形成新能源装机瓶颈，对电力系统灵活性提出新需求。新能源消纳瓶颈在于日内 短时平衡，即新能源日内出力与实际的需求负荷曲线不匹配。电力系统功率需时时平衡， 我们测算 2024 年我国电力供需平衡式（详见图表 22、23）：传统电源最小出力(775GW) + 新能源同时出力（454GW）>电力系统平均负荷（1190GW），因此消纳压力已经出现。而 随着新能源进一步增加，结合中电联数据其利用小时仅负荷侧利用小时 1/3-1/4，必然使得 如新能源电量比例提升，其功率需数倍于负荷。从平衡式来看，由于负荷增速远小于新能 源出力增速，因此需增加灵活性资源。基准情形下，我们预测 2030 年新型电力系统供给侧 通过火电灵活性改造和抽蓄提供 415GW 灵活性空间，需求侧通过充电桩响应、大工业等负 荷响应和新型储能技术提供 396 GW 空间，合计可提供 811GW 灵活性资源，带来 1361GW 新能源消纳空间。对应到新能源同时出力层面，考虑到风电出力同步率只有 20%远低于光 伏的 60%（全国日出时间是接近的，主要装机区域只有一个时区差），因此对消纳空间的需 求小于光伏，我们认为风电装机占比提升可有效拓宽电力系统中新能源发电量渗透率，假 设风电新增装机比提升至 40%，2024-29 年新型电力系统中风电/光伏年增装机可达 147/220GW，有效推迟消纳瓶颈发生节点，形成新能源替代增量。
储能平价瓶颈在于实际利用率制约，长期降本路径明确，有望成为灵活性资源主力打开新 能源天花板。风光储显然是市场核心的新能源解决方案，但随着电芯成本已经下降到 0.4 元/Wh 左右的水平，系统度电成本仍未平价。体现在成本端，储能实际充电费用大于零， 因此在当前 0.3-0.45 元/度的理论度电成本下，实际运营度电成本高达 0.43~0.63 元/度。我 们认为提升储能利用率主要分三步走：1）微网模式降低对电网调度的依赖，提高投资回报 预期；2）电网侧租用共享储能满足配储需求，降本增效；3）长期新能源发电占比提升带 动调度需求，耗尽低成本灵活性资源后储能项目利用率相应提升。我们测算利用率提升下 的储能降本路径，锚定当前年循环 228 次的 2h 跟网型储能度电成本 0.63 元/kWh 为基准， 我们测算储能利用率提升至年 325 次满充满放，成本可降至 0.445 元/kWh；叠加储能时长 提升至 4h 可降本至 0.30 元/kWh，若 2030 年时储能单位投资成本降低，度电成本将进一 步降至 0.24 元/kWh 实现平价。此外，在新型电网系统中瞬时支撑能力或将成为刚需，构 网型储能须通过增加 2-3 倍 PCS（储能变流器，Power Conversion System）实现过载电 流，考虑到构网储能仅增加 0.01 元/kWh 度电成本至 0.25 元/kWh，具备大规模应用空间， 有望成为释放新能源瓶颈的灵活性资源主力。
我们预测三大新型电力系统产业逻辑积极向好，我们提出与市场观点不同的三大趋势性投 资机会： 预测一：风电有望结构性受益于新型电力系统消纳&新能源装机增长双重需求。风电在新能 源电源品类中具备高回报性、可靠性和灵活性三大优势，更适配新型电力系统对拓宽消纳 瓶颈和新能源装机增长的双重需求。项目回报方面，风电同时出力对电价曲线的影响较小， 我们根据山东风光出力曲线数据和现货电价数据测算（山东风电、光伏发电渗透率接近， 根据 2023 年数据，风电为 8%、光伏为 10%），若风电全面入市加权平均电价较当地燃煤 标杆电价折让 42%~溢价 13%，平均折让 12%，相比光伏（折让 5~70%不等，平均折让 38%）具备显著经济性优势（以上基于山东省电力市场 2023 年 1 月至 2024 年 8 月数据）； 可靠性方面，风电机组相对更低的同步率以及更分散的出力分布使得电力系统在极端气候、 最高负荷下的支撑能力会更具保障；灵活性角度，整体上风电对于灵活性资源需求小于光 伏，较多安装风电有益于在保障不过多增加消纳需求的情况下扩充新能源装机。基于三大 优势，我们认为在灵活性资源短期尚未充分释放、消纳和新能源装机需求向上的情况下， 风电需求有望迎来明显提升。装机方面，风电装机不足主要系项目建设周期问题，而根据 招标网今年前九个月风机招标量同比增长 71%，前三季度招标量合计达到 90GW，有望在 25 年迎来装机加速。考虑到风电对灵活性需求较小，我们认为在新能源消纳和增加装机双 重需求催化下，风电在新增新能源装机中的比例将持续走高，叠加当前装机基数较小，风 电板块有望迎来显著且持续的成长弹性。
预测二：灵活性资源释放带动“四可”改造，配网受益于需求侧升级。灵活性资源的开发 依赖于需求侧可观、可测、可调、可控能力的提升，有望带动配网投资扩容。整体来看， 我们预计配网投资（含充电桩投资拉动）在需求侧带动下 24/25 年增速有望达到 15.2%/9.9%， 24-30 年期间 CAGR 有望达到 6.4%。细分来看，我们认为在“四可”要求下，智能电能表 等在分布式光伏、充电桩等领域均具备较大的发展空间。电表在实现基础的可测功能之上， 通过模块升级，可以兼具可调（控制发电量）和可控（控制关断）功能，并且有望通过北 斗系统赋能“通信、导航、遥感”一体化运营体系，实现通过短报文偏远地区抄表、精准 对时统一电网时间加强数据精度以及平台化精准位置服务实时监控三大功能，进而达到“可 观”要求。我们看好国内配网扩容的增量需求，叠加“四可”升级带动的替换需求，带动 一次设备供应商迎来高成长机遇。
预测三：储能将成为新型电力系统长期刚需，弹性有望充分释放。我们认为电化学储能有 望在十五五末到十六五初开始成为电力系统应对短时不平衡问题的主要灵活性工具，即灵 活性资源的主要增量来源。短期来看，在弱电网场景中配置构网型 PCS 以提升局部电网韧 性和支撑能力或逐步成为系统刚需，在瞬时安全问题上发挥重要作用。我们预计到 2030 年， 在不考虑构网技术的情境下，储能 PCS 裸机/一体机（含变压器）的市场空间分别为 41.2/103.9 亿元，在考虑构网技术的情景下分别达到 65.0/127.7 亿元，空间增长 58%/23%； 中长期来看，电化学储能也将成为提升新能源风光电站置信出力、提升系统长时充裕度的 方式，根据我们的测算，为实现两部委提升新能源置信出力至 10%的政策目标，新能源电 站配储比例将不低于 20%/2hr 或 10%/4hr，随着新能源新增装机保持高位，配储需求将长 期稳定存在，叠加海外需求共振，我们看好储能成为受益电力系统升级成长较快板块之一。
