公用事业2024年第9周周报：新能源高增提高消纳压力 关注消纳产业投资机会

新能源高增提高消纳压力关注消纳产业投资机会 公用事业|电力行业点评 2024年03月10日 投资要点： 看好（维持）——公用事业2024年第9周周报（20240310） 证券分析师 刘晓宁 S1350523120003 liuxiaoning@huayuanstock.com 联系人刘晓宁 S1350523120003 liuxiaoning@huayuanstock.com 板块表现： 相关研究 请务必仔细阅读正文之后的免责声明 关注组合：长江电力、华能水电、国投电力、川投能源、中国核电、中国广核。 涨幅回顾：本周关注组合（等权配置）上涨3.0%，沪深300上涨0.1%，同花顺全A下跌0.3%，主动股基下跌1.6%，关注组合跑赢沪深3002.9个百分点，跑赢主动股4.6个百分点。 2024年以来关注组合上涨14.8%，沪深300上涨4.7%，同花顺全A上涨10.3%，主动股基下跌4.2%，关注组合跑赢沪深30010.1个百分点，跑赢主动股基19个百分点。 新能源高增、缺负荷、缺通道共同提高消纳压力。2023年是我国新能源装机大年，全年新增风电75.9GW，光伏216.9GW，均创历史新高。因此截止2023年底，我国新能源累计装机达10.5亿千瓦，占总装机的比重从2022年的29.6%提升至36.0%。高新能源渗透率大幅增加了新能源电力的消纳压力，北方地区压力尤其大，主要原因在于：（1）三北地区新能源渗透率位居前列且缺乏调节手段。三北地区省份除辽宁以及北京、天津两个直辖市外，其余省份新能源装机占比均高于全国平均水平。而三北地区由于抽水蓄能较少且冬季面临供暖问题，缺乏调节手段。考虑到后续新能源装机增速必然远超火电且火电灵活性无法无限挖掘，靠现有资源维持较低的弃风弃光率几乎是不可能的。（2）三北地区电力消费量较低。西北五省为例，2023年总用电量仅10321亿千瓦时，相比2022年增加789亿千瓦时，而光伏、风电分别增加40、15GW，以光伏1300h、风电2400h估算，新能源发电量增量已经超过用电量增量。（3）新能源建设速度高于电网，输送能力不足。源网发展协调度2008—2019年中枢值为0.48，但从2020年新能源大规模建设后快速上升，证明电网建设开始滞后。特高压建设滞后、配网建设不足也是新能源消纳问题凸显的重要原因。 消纳压力凸显背景下建议关注消纳产业链。随着新能源装机量不断上升，加上我国调节资源缺乏、幅员辽阔等客观因素，弃电率上升是不可避免的，随着我国电力市场化工作逐步推进，装机量、弃电率、投资成本、电价等因素会互相制约，最终影响绿电运营商收益率，从而通过市场来自然调节。但归根结底，新能源是一种几乎无边际成本的电源形式，提高消纳率会增加全社会福利，解决消纳的手段主要包括：（1）提高就地负荷需求，主要方向：氢能、电能替代；（2）增加电网建设力度，主网、配网均需发力；（3）进一步加强电力市场建设；（4）建设灵活性资源，挖掘压缩空气储能、光热等新技术。 投资分析意见：新能源消纳压力凸显，主要由灵活性资源不足、本地电力需求少、电网建设滞后等因素导致，解决消纳也需对因下药。建议关注以下方向：（1）电气化方向：电力消纳最佳解决方法是就地增加需求，电力过剩导致的电力价格下降也能更好促进电气化进展。建议关注绿氢领域：华光环能、东方电气、华电重工等，并建议关注电能替代（电锅炉、熔岩储热等）领域：西子洁能。（2）电力交易方向：继续快速推进电力市场化是解决电力消纳的基础，相关公司在此过程中将持续受益，建议关注：国能日新、朗新集团等。（3）电网设备方向：电网相比于电源建设已经发生滞后，主网、配网均需发力，建议关注：直流特高压方向的许继电气、国电南瑞，交流特高压以及主网建设方向平高电气、中国西电，以及配电设备供应商。（4）灵活性资源方向：灵活性资源依然是解决消纳的核心手段之一，除抽水蓄能、储能、灵活性改造等常规手段外，压缩空气储能等新兴领域以及光热发电等灵活性清洁电源也有望得到应用。建议关注：东方电气、哈尔滨电气等。 风险提示：相关政策推动不及预期，电力市场化进展不及预期等。  目录 1.新能源高增提高消纳压力关注消纳产业投资机会3 1.1新能源高增、缺负荷、缺通道共同提高消纳压力3 1.2关注消纳产业链投资机会6 2.当前时点关注低协方差组合：逻辑及表现10 3.重点公司估值表11 图1：2010—2023年我国风电、光伏累计装机及占比（万千瓦，%）3 图2：2023年我国各省风电、光伏装机占比3 图3：2008—2023年我国源网发展协调度（万千瓦、万千伏安）4 图4：利用电极锅炉调峰和消纳弃风的方案示例7 图5：利用电极锅炉调峰和消纳弃风的负荷原理图7 图6：本周推荐组合涨幅10 图7：推荐组合历史涨幅10 表1:“沙戈荒”大基地外送通道及建设状态5 表2：电网承载率等级划分依据5 表3：多省公布的分布式光伏接入情况6 表4：分行业电气化路径7 表5：不同技术路线工业产氢成本对比8 表6:《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》明确的现货市场推进时间表9 表7：公用事业重点公司估值表（元，元/股，来自ifind一致预期）11 表8：电力设备重点公司估值表（元，元/股，单位均为人民币，来自ifind一致预期） ........................................................................12 1.新能源高增提高消纳压力关注消纳产业投资机会 1.1新能源高增、缺负荷、缺通道共同提高消纳压力 2023年是我国新能源装机大年，全年新增风电75.9GW，光伏216.9GW，均创历史新高。因此截止2023年底，我国新能源累计装机达10.5亿千瓦，占总装机的比重从2022年的29.6%提升至36.0%。高新能源渗透率大幅增加了新能源电力的消纳压力，北方地区压力尤其大，主要原因在于： 图1：2010—2023年我国风电、光伏累计装机及占比（万千瓦，%） 120000 100000 80000 60000 40000 20000 0 20102011201220132014201520162017201820192020202120222023 风电累计装机光伏累计装机风电和光伏装机占比(右轴) 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 资料来源：中电联，华源证券研究 （1）三北地区新能源渗透率位居前列且缺乏调节手段 分省来看，三北地区省份除辽宁以及北京、天津两个直辖市外，其余省份新能源装机占比均高于全国平均水平，其中青海接近70%，甘肃、河北、宁夏均超过50%，内蒙古、新疆超过40%。而三北地区由于抽水蓄能较少且冬季面临供暖问题，缺乏调节手段。以西北地区为例，2023年新增光伏40GW、风电15GW，而存量火电装机为191GW，即使全部火电都做灵活性改造，增加15%左右的调节能力（约29GW），也只能勉强应付光伏带来的调节压力。而考虑到后续新能源装机增速必然远超火电且火电灵活性无法无限挖掘，靠现有资源维持较低的弃风弃光率几乎是不可能的。 图2：2023年我国各省风电、光伏装机占比 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 青海 甘肃 河北 宁夏 西藏内蒙古新疆 河南 江西 吉林 山东黑龙江山西 陕西 安徽全国 江辽湖广海浙湖云贵天广福上重四北 苏宁南西南江北南州津东建海庆川京 0% 资料来源：中电联，华源证券研究 （2）三北地区电力消费量较低。西北五省为例，2023年总用电量仅10321亿千瓦时，相比2022年增加789亿千瓦时，而光伏、风电分别增加40、15GW，以光伏1300h、风电2400h估算，新能源发电量增量已经超过用电量增量。 （3）新能源建设速度高于电网，输送能力不足 我们可以定义源网发展协调度=新增电源侧装机容量/新增220kV变电容量，该值过高则代表电网建设滞后，过低则代表电网建设超前。2008—2019年该指数中枢值为0.48，但从2020年新能源大规模建设后，该指数快速上升至2023年的1.39，证明电网建设开始滞后。 图3：2008—2023年我国源网发展协调度（万千瓦、万千伏安） 40000 35000 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0 2008200920102011201220132014201520162017201820192020202120222023 新增发电设备容量（万千瓦）新增220kV以上变电容量（万千伏安）源网发展协调度(右轴) 1.6 1.4 1.2 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 资料来源：中电联，华源证券研究 特高压建设滞后也是新能源消纳问题凸显的重要原因。由于三北地区整体用电需求较少，因此大量的新能源原本规划通过特高压外送。但受前期工作时间较长等客观因素影响，特高压建设略低于预期，规划十四五简称的大基地外送通道中，总计有10条未建成，而按 平均2年建设周期来估计，仅宁夏—湖南、哈密—重庆有望在2025年底建成，完成率仅 20%。 表1:“沙戈荒”大基地外送通道及建设状态 总规划（GW） 外送装机（GW） 规划外送通道 通道状态 十四五： 库布奇沙漠 39 24 蒙西—天津南 存量 蒙西—京津冀待核准 蒙西—中东部 规划中 乌兰布和沙漠 21 10 蒙西外送 规划中 腾格里沙漠 45 33 宁夏—湖南 在建 宁夏—中东部 待建 河西—浙江 待建 巴丹吉林沙漠 23 11 酒泉—中东部 待建 采煤沉陷区 37 37 陕北—湖北 存量 宁夏—浙江 存量 上海庙—山东 存量 府谷、锦界外送通道 存量 陕北—安徽 可研 陕北—河南 规划中 大同—天津南 可研 其他32.535 准东—皖南存量 存量 青海—河南 十四五总计 200 150 总计11条未建成 哈密—重庆在建 十五五总计255165估计需要约13—15条外送通道资料来源：国家能源局，华源证券研究 配网成分布式消纳主要制约因素之一，基于增量配网的源网荷储模式迫在眉睫。2023年新增光伏装机近一半为分布式，而分布式主要就地消纳。根据《分布式电源接入电网承载力评估导则》（DL/T2041-2019，以下简称《导则》），将电网承载能力划分为红、黄、绿三个等级。对于绿色等级，推荐分布式电源接入；对于黄色等级，开展专项分析；对于红色等级，在电网承载力未得到有效改善前，暂停分布式电源项目接入。 表2：电网承载率等级划分依据 评估等级 依据 含义 建议 绿色 反向负载率≤0；短路电流、电压偏差、谐波校验通过 可完全就地消纳，电网无反送潮流 推荐分布式电源接入 0<反向负载率≤80；短路电流、电压偏差、谐波校黄色验通过 电网反送潮流不超过设备限额的80% 对于确需接入的项目应进行专项评估 红色 反向负载率≥80，或短路电流、电压偏差、谐波校验其中之一不通过，或分布式电源导致220kV及以上电网反送电 电网反送潮流超过设备限额的80%，或电网运行安全存在风险 在电网承载力未得到有效改善前，暂停新增分布式电源接入 资料来源：《分布式电源接入电网承载力评估导则》，华源证券研究 2023年6月国家能源局综合司发布《关于印发开展分布式光伏接入电网承载力及提升 措施评估试点工作的通知》。选择山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建6个试点省份，每个省选取5－10个试点县（市）开展试点工作。部分省份已公布评估结果，山东、黑龙江、湖北等省份接入可接入能力较差。 表3：多省公布的分布式光伏接入情况 省份 评估市县数量 接网预警等级 受限/红 一般/黄 良好/绿 山东省 136 53 43 40 浙江省 9 0 1 8 黑龙江省12581539 11县市已无可接网容量，13县市可接入容量小于5万千瓦 广东省 湖北省除武汉、汉川、大治、荆州江陵县外，其余地方