2023年，中国可再生能源发电装机容量14.5亿千瓦（其中风电和光伏装机10亿千瓦），占据总装机容量的半壁江山，历史性反超火电。

这个数字，距离2021年国务院提出的“2030年风电和光伏装机总容量达12亿千瓦”的目标，仅有咫尺之遥。按照目前的布局速度，AFRY预计2025年底有望提前达成。

上游装机热度不减，下游消纳问题显现。IEA研究表明，当可再生能源占比达到15%时，消纳瓶颈将会体现。能源局数据显示，2023风光发电量占比全社会用电量已经突破15%，触发了临界值。

电力行业中，电源侧生产的电能如果无法及时储存，就必须实时使用，当一个地区用电量小于电厂的发电量，则需要将富余电能储存、转化或调度到其他有需求的地方，这个过程就是消纳。如果消纳存在堵点，就会面临“用不完又送不出”的局面，只能停止发电，也就是所谓的“弃电”。

2015年，三北地区就因为消纳能力落后，出现严重的“弃风”现象。随后特高压建设迎来高峰，八条跨省特高压线路缓解了电力传输的痛点。但是，伴随新能源装机的不断攀升，消纳又迎来了新的挑战。2023年，蒙西、青海和甘肃弃风率依然分别高达6.8%、5.8%和5%，青海、西藏弃光率依然高达8.6%和22%。

新能源装机的高峰过后，新型电力系统的主要矛盾已经从电源侧悄然转移至电网侧。如何给新能源拉一张“新电网”，是全球面临的共同问题。新能源消纳的难点是什么？如何化解“东部缺电，西部窝电”的现状？全球电网布局的上行周期里，哪些环节较具出海优势？

在中国，广袤的西北地区日照时间长，土地成本低，在风光装机建设中有得天独厚的优势，统计显示2023年可再生能源发电装机占全国装机比例超50%，是本轮新能源建设浪潮的先锋。同时，西北地区也是典型的小内需大送端，电源侧装机容量远高于用电侧需求。

以青海为例，2023年全省电源装机容量超5400万千瓦，其中可再生能源装机占比90%以上，光伏占比超四成。与此同时，全社会最大电力负荷仅为1300万千瓦，大量富余的绿电亟待储存或运输，如果绿电无法即时上网消纳，当地风光利用率将受到大幅限制。

东西部之间的资源禀赋与能源消费需求存在巨大差异，在可再生能源快速发展过程中，能源生产和负荷中心不匹配的矛盾愈发凸显。

“西电东送”为代表的西部大开发标志性工程，成为西部消纳绿电的重要渠道。但过去两年，能源电源侧和电网侧的建设进度并不同步。

碳中和背景下风光装机高速增长，电源侧投资的高速增长有目共睹，2022年、2023年电源侧投资完成额分别同比增长30.3%和30.1%，预计风光装机投资超过60%。但电网侧，2022年、2023年电网投资完成额分别仅增长1.2%和5.4%，增速远低于电源侧投资。

数据来源：国家能源局，朱雀基金整理

两者间的差异，主要源自建设周期的错配。

电源侧的投资主要由市场驱动，新能源项目前期准备耗时一年，建设周期半年，整个项目周期约2年。电网侧的投资则主要由计划驱动，电网建设项目首先要纳入国家能源局电力规划，其次从国网总部发展规划到纳入地方公司的年度规划，才能开始进行预算、设计、建设等流程，项目周期平均三到五年，导致电网侧相关的建设进度往往会滞后于电源侧。

为了跟上电源侧的发展，电网建设规划正在加速。相比十三五，十四五期间的特高压直流规划建成数量达到12条，同比增加50%。据长江证券测算，若以单条直流投资200-300亿元估算，十四五特高压直流投资金额相比十三五增加约1000亿元。

中国特高压各阶段投资规模（亿元）

数据来源：民生证券研究院

在十五五规划期间，风光大基地、西南水电基地等重大项目将陆续落地，承载“西电东输”重任的“绿电高速”亟待建成。同时，随着光伏组件价格下降，下游电站预期内部收益率提升，市场对于放开95%消纳红线的关注度逐渐升温。倘若放开，大概率将进一步提升风光能源的装机空间上限，提高电网消纳新能源的紧迫性。相比光伏装机面临消纳、海外政策等因素扰动，电网未来的建设需求或有着更高的确定性。

近期召开的政治局会议上，总书记指出，进一步建设好新能源基础设施网络，推进电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，提高电网对清洁能源的接纳、配置和调控能力。

能源局最新发布的《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》提出，到2025年，配电网具备500GW分布式新能源，1200万台左右充电桩接入能力。截至2023年底，分布式光伏装机254GW（23年新增96.3GW），充电设施累计859.6万台。也就是说，除去分散式风电的接入规模，未来2年分布式光伏的接入空间约为200GW，这个数值是超越市场预期的。考虑到当前分布式能源的接入压力已经很大，为了提升分布式新能源的接入能力，预计后续配电网的投资额大概率有望增加。

与传统煤电不同，风光能源为代表的可再生能源具有高波动性、间歇性，对电力系统的调节能力提出更高的要求。

以光伏为例，下图为加州电网运营商发布的电网每日净负荷分时情况，左轴为需求侧的净负荷（电网中减去风能和光伏发电量后的剩余用电需求），中午净负荷处于最底部，晚上光伏出力下滑时净负荷急剧上升，形成固定的波峰波谷。此外，随着新能源接入比例不断提升，2015-2023年净负荷曲线的波动越来越大，电力负荷的“双峰”特征更加凸显。

净负荷的“鸭子曲线”波动幅度逐年增加

数据来源：EIA，CAISO，民生证券研究院

为了配合出力不稳定的可再生能源，以煤电为代表的传统支撑性能源承担了调节的任务，在新能源出力的高峰期少出力或不出力，反之在低谷期多出力，从而实现削峰填谷，调峰调频。

可再生能源入网比例的提升快速消耗着电力系统中现有的调节资源。河南省公布的数据显示，省内越来越多地级市的分布式光伏达到承载能力的上限，上网受限导致安装的光伏无法通过发电产生收益，约束了未来的装机进度。

数据来源：河南省分布式光伏承载力与可开放容量发布平台

电力系统的调节能力和调节成本，很大程度上决定了可再生能源的消纳上限。

从调节路径看，电源侧的水电对自然环境要求高，核电更重视生产安全，气电则受制资源有限，从存量规模大小、改造便捷、安全性与经济性等多个角度出发，目前煤电仍是电源侧进行灵活性改造的优先选择之一。

数据来源：袁家海等《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，信达证券研发中心

国内三北地区可再生能源资源丰富，风电、太阳能发电装机分别占全国的72%、61%，灵活调节电源不足3%。虽然灵活调节电源占比和调节能力仍有提升空间，但煤电进行灵活性改造的积极性大概率取决于调峰补偿收入是否可以弥补灵活改造成本。只有商业模式的经济性得到验证，煤电企业才有足够动力去主动推动灵活性改造。

灵活性改造的主要成本由固定改造费用、调峰增加的运营费用以及发电量减少的机会成本三部分组成，三者叠加使得煤电进行灵活性改造的成本较高。

一方面，灵活性改造导致电厂的经营压力增大，自主改造动力不足，改造成本高企导致“十三五”期间煤电灵活性改造进度不及预期。

另一方面，虽然多数省份对不同调峰深度实施阶梯式的补偿，但0.6~1元/度的调峰价格仍然并不少见，绿电的上网价格在0.2元/度，过高的消纳成本在一定程度上侵蚀新能源发电项目的长期收益，也抑制了上游可再生能源装机和并网的积极性。

数据来源：袁家海等《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，信达证券研发中心

随着电力交易市场机制逐渐完善，主要由调峰、调频、备用组成的辅助服务市场由计划转向市场，统计显示2023年上半年国内辅助服务费用达到278亿元，相比2018年同期增长近3倍，其中煤电企业获得的补偿占比91.4%。同时，越来越多的传统发电企业涉足可再生能源产业，未来煤电灵活性改造的动力有望进一步增强。

煤电调节之外，储能是新能源消纳的另一重要手段，既能保持发电频率的稳定，也能配合煤电进行调峰调频。在强制配储的政策引导下，新能源装机配储比例已从原先的10-20%逐步上升至15-30%。但目前强制配储由于利用率偏低，经济性不足，在促进储能装机的同时也成为限制产业健康可持续发展的一大因素。

独立储能逐步成为储能电站建设的主要方式，并在山东、宁夏、湖南等地具备经济性。容量租赁率比较高的独立储能项目，已初步具备经济性但行业仍需要进一步明确独立储能电站的盈利模式，提供更多的盈利途径和确定性。

新型电力系统的建立还需要“软硬兼施”。国家电网在十四五期间计划投资2.23万亿元用于建设电网，其中信息化投资为重要部分。南方电网规划十四五期间投资约6700亿元，以加快数字电网建设和现代化电网进程。

电力信息化的重要载体是虚拟电厂。虚拟电厂运行的原理是，通过信息技术将电网中零散的可调节的电力负荷智能、有序地整合起来，减少并网冲击，优化发电成本，降低损失。技术提供方通过辅助发电单位接入电网，完成电力交易，获取相应的服务费，或是从溢价部分提取分成收益。

根据国家电网测算，传统火电厂实现电力削峰填谷在满足5%峰值负荷时需投资4000亿元。而借助虚拟电厂，实现相同目的的投资预计在400-570亿元，具备较高的性价比。

数据来源：36氪研究院，长城证券产业金融研究院

与国内相比，海外发达经济体的电网基础设施相对完善，但部分存量线路面临着老化，逐步进入改造周期。同时，随着近年可再生能源装机大幅增长，电源投资和电网投资的比率从 2015年的 1.6:1提升至 2023年的 2.5:1，电网投资已经严重滞后于电源投资，需要更新大量配套设施来实现电力系统的平衡性和灵活性。

BNEF预计2022-2030年间全球电网投资年化增速将达到12%，期间投资总额将达到21.4万亿美元，其中20%用于更换老旧资产、40%用于系统改造、40%用于新增并网。

以美国为例，美国存量输电线路大多建于19世纪60、70年代。美国商务部2021年报告显示，美国电网中变压器的平均寿命已经达到38年，有70%变压器使用年限超过25年，变压器普遍设计使用年限在30-40年左右，且在负载量大、极端天气频繁区域工作中的实际使用年限更短，相关电力设备亟待更新。

其次，电网成为可再生能源规模扩大的主要瓶颈之一。截至2021年底，美国有近900GW的风光装机容量等待并网，与此同时每年的风光装机仍在大幅增长，可再生能源项目从提出并网申请到实际运营的平均等待时间，已经从2005年不到20个月延长到22年底的近60个月。

美国光伏项目从申请到并网运营的排队周期大幅延长

数据来源：BerkeleyLAB，中金公司研究部

不仅是美国，可再生能源并网已经成为全球难题。根据IEA统计，全球至少有3000GW的可再生能源发电项目正在排队等待并网，相当于2022年新增光伏、风电容量的5倍。假设电网投资延迟的情况下，到2050年全球风光发电占比将从预测的59%下滑至44%。

可再生能源并网、老旧设备改造，快速拉动电网的投资需求，但供给端短期弹性有限，导致海外本土供应缺口阶段性不断扩大。以变压器为例，欧美供应商的交期不断延长。根据BNEF数据，美国变压器交付周期已经从2014年的15个月拉长至2023年三季度的4年。

从供给侧看，海外供应商短期内较难释放大量产能。以变压器为例，扩产周期一般需要2~3年时间，同时供应链配套不完善，生产成本、产品质量相对缺少竞争优势，也导致海外本土供应商的扩产决策相对谨慎。

美国电力变压器本土供应面临严重缺口

资料来源：BNEF，中金公司研究部（指100MVA及以上的大型电力变压器）

据中金研究部测算，中国电力设备在海外市场份额不到10%，海外阶段性扩大的供应缺口、相对分散的竞争格局为中国电力设备企业出海提供了广阔的发展机遇。

国内快速成长的新能源产业链上下游已经涌现出一批产品力强、性价比高、竞争优势明显的电力设备公司。综合考虑海外需求增速、建设周期、供应格局等因素，以变压器、智能电表为代表的细分行业有望成为电力设备出口的第一梯队，复制逆变器出海的成功案例。

数据来源：国家能源局、国家电网、财新网、EIA、AFRY、BNEF、Wind、中金公司研究部、信达证券研发中心、民生证券研究院、长城证券产业金融研究院

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