（报告出品方/作者：广发证券，陈子坤，纪成炜）

新能源渗透率快速提升对电力系统运行带来较大压力。我国煤电为主的电源结构下，电力系统中灵活调节资源稀缺，消纳压力明显高于以气电为主的欧美等国。当前，大基地所在地区消纳压力逐步显现。未来，消纳率将对新能源项目收益率产生显著影响，日益成为影响新能源发展的关键因素。

（一）弃风弃光产生的必然性

陈子坤（陈子坤方紫仪）

电力系统运行要求实时平衡，而新能源发电出力具有随机性、波动性、间歇性特点，因此随着新能源渗透率提升，电力系统调节压力快速增长。当电力系统调节能力不足时，即会出现弃风弃光等问题。

电力系统中，电源可分为可控电源与非可控电源。可控电源能够根据调度指令调整自身发电功率，包括火电、水电、核电、储能等；非可控电源无法/难以根据调度指令进行发电功率调整，包括风电、光伏等。为实现新能源消纳，可控电源需追踪负荷曲线与新能源出力曲线的差值曲线（净负荷曲线）。若可控电源能够时刻按照净负荷曲线发电，则在实现电力系统实时平衡的同时，亦实现了新能源的消纳；若由于净负荷曲线波动过大，可控电源无法按照其出力，则可能会出现缺电和弃风弃光：

（1）风电常于后半夜大发，此时要求可控电源深度调峰（A点）。后半夜用电负荷较低，而风电常常大发，导致净负荷曲线向下“深凹”。此时要求可控电源尽量下压出力，进行深度调峰，为风电消纳提供空间。（2）光伏于正午大发，此时要求可控电源深度调峰（B点）。正午虽然是用电高峰，但是光伏集中发电，仍然导致净负荷曲线向下“深凹”。此时要求可控电源尽量下压出力，进行深度调峰，为光伏消纳提供空间。

（3）傍晚负荷较高，而新能源出力不足，此时要求可控电源“顶峰”发电（C点）。傍晚时分常为全天用电的高峰/次高峰，而光伏几乎无出力，风电出力不确定性高、时有时无，导致净负荷曲线明显“上凸”。此时要求可控电源提高出力，“顶峰”发电。

在一日内的不同时刻（后半夜A点、正午B点、傍晚C点）分别对可控电源出力提出了相反要求，如果可控电源调节能力不足，将难以适应上述相反要求，即会出现深度调峰能力不足而弃风弃光（A、B点）或顶峰能力不足而缺电（C点）的问题。我国电力系统中煤电占比最高，而煤电启动和关机时间较长，无法实现日内启停调峰，加之煤电出力调节范围有限，因此电力系统调节将陷入“两难”境地：若要实现新能源充分消纳（A、B点），则需要减少煤电开机数量，而由于煤电难以快速启动，因此可控电源顶峰能力或将不足，导致傍晚用电高峰时缺电（C点）；若要实现对用电高峰的充分保供（C点），则需要增加煤电开机数量，而由于煤电难以快速关机，则可控电源深度调峰时合计出力将保持较高水平，导致新能源无法充分消纳（A、B点）。

更进一步，对比欧洲来看，我国煤电占比高而欧洲气电占比高，是两大经济体消纳压力存在显著差异的主要原因。2020年欧洲新能源装机占比24.3%，由于其气电（能够日内启停调峰）占比达27.0%，因而未表现出较大消纳压力。2021年我国新能源装机占比27.2%，由于煤电（无法日内启停调峰）占比达47.5%，因而已呈现出较大消纳压力。

（二）消纳压力初现端倪，大基地首当其冲

新能源消纳率是指新能源实际发电量与理论发电量之比，反映了在电力系统实时平衡等运行约束下，系统对新能源的承载力水平。

从全国层面看，整体消纳率水平尚可，风电存在一定压力。根据全国新能源消纳监测预警中心披露数据，2022年1-5月，全国风电累计消纳率95.6%、光伏累计消纳率97.5%。国家发改委、国家能源局在《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》中提出，“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%”。目前风电消纳率已接近上述目标下界。考虑到今年风电发电量增速远低于去年同期，且来风较去年偏小（平均累计利用小时同比下滑），若回归正常水平，风电消纳形势将更加不容乐观。

分省来看，今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，蒙西风电5月消纳率85.5%（同比-5.7pct），1-5月累计消纳率87.7%（同比-0.8pct）；甘肃风电5月消纳率81.7%（同比-14.3pct），1-5月累计消纳率90.3%（同比-5.2pct）。蒙西、甘肃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2020年要求水平（95%）。

5月疫情影响全社会用电量，对单月消纳率存在一定扰动；但1-5月累计消纳率趋势性下滑，表明新能源消纳仍存在明显压力。根据国家能源局发布的全社会用电量数据，1-5月我国全社会用电量累计33526亿千瓦时，同比增长2.5%，其中5月同比下降1.3%。5月用电量下滑，对新能源消纳产生负面影响。但考虑到1-5月累计消纳率下滑，则表明新能源消纳压力。并且累计利用小时数较去年同期下降（1-5月，内蒙古风电平均利用小时1126，同比下降25小时；甘肃风电平均利用小时752，同比下降165小时），因此新能源大基地消纳问题不容忽视。

未来，若每年新能源新增装机容量持续保持快速增长，预计新能源消纳形势将进一步加剧。特别是新能源大基地所在地区，目前第一批大基地风电项目尚未大规模并网，第二批大基地尚未大规模开工（第一批大基地于2021年下半年陆续开工，风电项目建设周期约一年，故大规模并网预计在今年下半年；7月27日，国家能源局新能源和可再生能源司司长李创军表示，第二批基地项目清单已经印发，正在抓紧开展项目前期工作），须持续关注内蒙古、甘肃、青海、新疆等省（区）新能源消纳率变化情况。

（三）消纳率显著影响新能源项目收益率

新能源项目收益率主要由三个关键变量决定：一是初始投资，每年产生折旧，是新能源发电成本的主要组成部分；二是上网电价，决定收入端的“价格”，之前多为固定电价，目前随着电力市场推进，将逐步由每一时刻电力供需形势决定；三是消纳率，决定收入端的“销量”，实际利用小时=理论利用小时×消纳率，项目所在地的理论利用小时大体保持稳定，消纳率成为影响上网电量的主要因素。

未来，随着电力市场化改革推进，消纳率除了将决定新能源发电的“销量”，还将决定“售价”，重要性不言而喻。例如中午光伏/后半夜风电大发，易出现弃风弃光问题，此时新能源消纳率将下降；同时，出现弃电说明供过于求，上网电价可能同步下滑。我们测算，光伏项目初始投资下降0.1元/W，上网电价下降0.01元/kWh，消纳率下降1pct，对资本金收益率分别影响+0.70pct、-0.72pct、-0.26pct。

假设上网电价不变，若保持IRR不变，则光伏初始投资每下降0.1元/W，能够额外承受0.7/0.26=2.7个百分点消纳率下降。展望2023年，假设组件降价带来光伏EPC下降0.3元/W，则在保持IRR不变条件下，新增装机能够承受消纳率下降8.1pct。但对于所有光伏装机（存量+新增）而言，若要保持平均IRR不变，则平均消纳率仅能够下降2.0pct（2021年底我国光伏装机307GW，2022年预计装机85-100GW，2022年底将达到约400GW；2023年预计新增装机115GW左右，累计装机达到515GW。此时，平均消纳率下降8.1×115/515=1.8pct时，2022和2023年光伏项目平均IRR保持不变）。可见，即使组件价格明显下降，明年光伏消纳率也不能出现大幅下滑，否则所有光伏装机（存量+新增）的平均IRR还将进一步压缩。

风电项目：初始投资下降0.1元/W，上网电价下降0.01元/kWh，消纳率下降1pct，对资本金收益率分别影响+0.88pct、-1.26pct、-0.46pct。风电项目收益率对消纳率更加敏感，加之风电较光伏更难以消纳，若风电消纳率出现明显下降，或将对新增装机产生较大影响。风电常常于后半夜大发，而此时是全天用电负荷低谷，故消纳压力较大；光伏于正午大发，此时一般为全天用电负荷高峰/次高峰，消纳压力相对较小。

（一）新能源消纳面临“并网与调节”双约束

新能源发电设备发出电能后，一是需要并入电网（离网运行的除外），二是需要满足电力系统实时平衡的运行要求，才能被用户所消费。因此，实现新能源消纳需要重点考虑两方面因素，并网约束和调节约束。并网约束可进一步细分为接网约束和外送约束。接网约束是指新能源电站/分布式新能源发电设备接入既有电网的过程中所受到的约束，如集中式新能源需要新建接网工程，分布式新能源需要考虑配电网承载力等。外送约束是指新能源发电量无法在本地完全消纳，需要外送至其他地区消纳时所受到的约束，包括是否有外送通道、外送通道容量是否充足、外送通道建设是否与新能源建设相匹配等。

调节约束：为了满足电力系统实时平衡的运行要求，在新能源发电过程中，系统中的灵活性资源（能够灵活调节的火电、抽水蓄能、电化学储能、需求侧响应等）需要响应新能源出力的变化，进行调峰调频等操作。当电力系统中灵活性资源不足时，将出现弃风弃光现象，并且会制约新增装机并网。调节约束即是指灵活性资源是否充足的约束。

（1）集中式新能源同时受到并网约束和调节约束影响：从并网约束看，集中式新能源电站需要新建接网工程，并且要具备外送通道；从调节约束看，集中式新能源并入电网的电压等级高，安全稳定要求更严格，需要大量灵活性资源支撑。（2）分布式新能源所受调节约束更少，但是在并网环节仍受到配电网的较多约束：从并网约束看，分布式新能源能够实现自发自用和就近消纳，不用大量新建输电线路，较集中式新能源更具优势，但在其接入的配电网层面仍然存在着变电容量、电压等约束；从调节约束看，分布式新能源发电出力曲线与用电负荷曲线在部分时段具有匹配性，相较于集中式新能源，分布式新能源能够降低对电力系统灵活性资源的需求。

（二）十四五新能源发电量占比快速逼近消纳上限

新能源消纳空间由用电负荷曲线、新能源出力曲线、灵活性资源出力曲线三者的匹配程度决定。基于文献中有关数据开展研究：关于用电负荷曲线：基于《基于“新能源云”平台的资源评估及应用》披露数据，假设夏季和冬季用电负荷平均值为全年平均用电负荷，测算全年国网经营区用电量约为60012亿千瓦时。根据对全国及三大电网用电量情况的分析，测算2020年国网经营区用电量约为60130亿千瓦时，与上述数据相近，故文献中曲线大概率为2020年数据。进一步，我们测算2020年国网经营区用电量约为全国用电量80.1%，假设南网、蒙西电网负荷曲线形状与国网相近，则按上述比例扩展国网负荷曲线得到2020年全国负荷曲线。夏季冬季负荷曲线差异有限，故后续采用全国夏冬季平均负荷曲线开展简化研究。

关于风电出力曲线：基于夏季和冬季国网公司风电日均出力曲线，得到夏冬季平均风电出力曲线。假设全年平均风电出力曲线与夏冬季平均风电出力曲线相近，则估计该曲线对应风电装机约1.5亿千瓦，对应利用小时约2150，与全国风电平均利用小时数相近。夏冬季平均风电出力除以估计的风电装机，即得到风电平均出力系数曲线。

关于光伏出力曲线：光伏出力特性高度相似，故采用典型的上凸曲线开展研究。

（1）假设新能源按照全年均值稳定出力时的消纳上限

净负荷曲线是可控电源需要追踪的曲线，后半夜（A点）、正午时分（B点）、晚间用电高峰（C点）电力系统最难调节，上述时刻的约束条件构成对电力系统全天运行的主要约束，故针对上述三个点开展研究：A、B、C三点，用电负荷约为7.2、9.1、9.3亿千瓦（采用图20中2020年全国夏冬季平均负荷曲线），光伏平均出力系数约为0、0.50、0，风电平均出力系数约为0.27、0.21、0.26（依据图24中风电平均出力系数曲线）。假设火电、常规水电、核电、风电、光伏、储能（抽水蓄能+新型储能）开机容量分别为C火、C水、C核、C风、C光、C储亿千瓦，系统备用率10%。

则得到下述方程：C点重在保供：所有开机的可控电源最大出力之和+新能源出力≥用电负荷及系统备用。C点：0.26风+火+水+核+储≥9.3×(1+10%)A、B点重在消纳：可控电源进行深度调峰，所有开机的可控电源最小出力之和+新能源出力＜用电负荷。考虑到常规纯凝发电机组最低技术出力约50%、热电联产机组约80%，火电灵活性改造规模有限，故假设全国火电最小出力系数0.6。考虑到我国水电约一半为径流式，调峰能力有限，故假设全国水电最小出力系数0.5。A点：0.27风+0.6火+0.5水+核?储≤7.2B点：0.50光+0.21风+0.6火+0.5水+核?储≤9.1。

由于水电、核电等可控电源发电成本较低，因而不考虑新能源对其进行替代，将实际值/规划值代入上述测算模型。火电存在碳排放，综合发电成本（度电成本+环境成本）较高，故考虑新能源的替代作用，将其作为变量，求解最小值。因负荷曲线为2020年数据，故水电、核电、储能均取国家能源局披露的2020年底装机数据。其中水电3.39亿千瓦、核电0.50亿千瓦、储能0.35亿千瓦（抽水蓄能0.32亿千瓦+新型储能3GW）。求解得到：火电装机1.97亿千瓦，风电装机15.45亿千瓦，光伏装机5.65亿千瓦。当年总发电量76236亿千瓦时，新能源发电量占比53.5%。

（2）考虑新能源出力不确定性时的消纳上限

在C点，风电有较大概率出力达不到全年均值，此时“（1）假设新能源按照全年均值稳定出力”中的测算结果将会导致电力系统缺电。为避免缺电出现，需要下调C点风电出力系数。2021年3月，国新办在“深入贯彻新发展理念确保‘十四五’开好局起好步”发布会上，对1月7日电力供需紧张情况进行说明时披露，1月7日那天全国大面积没风，风力发电的装机出力只有10%左右。故此处调整系数为0.10。

C点：.风+火+水+核+储≥9.3×(1+10%)A点：0.27风+0.6火+0.5水+核?储≤7.2B点：0.50光+0.21风+0.6火+0.5水+核?储≤9.1求解得到：火电装机5.15亿千瓦，风电装机8.39亿千瓦，光伏装机4.81亿千瓦。当年总发电量76236亿千瓦时，新能源发电量占比31.8%。

（3）考虑新能源项目经济性时的消纳上限

为确保新能源发电项目经济性，消纳率不能过低。如果要保持在95%消纳率水平，根据文献数据估计，95%消纳率大致对应风电出力系数0.50，光伏出力系数0.60。考虑到弃风一般发生在后半夜，故将A点风电出力系数调整为0.50，B点光伏出力系数调整为0.60。

C点：.风+火+水+核+储≥9.3×(1+10%)A点：.风+0.6火+0.5水+核?储≤7.2B点：.光+0.21风+0.6火+0.5水+核?储≤9.1求解得到：火电装机5.59亿千瓦，风电装机4.00亿千瓦，光伏装机5.10亿千瓦。当年总发电量76236亿千瓦时，新能源发电量占比19.6%。

虽然随着新能源降本，在确保项目收益率不变的条件下，能够承载更低的消纳率。即对应上述A、C点方程中更低的出力系数，更大的装机空间。但是根据第一章分析，新能源难以承受消纳率大幅下降，假设消纳率要求从95%下降至90%，风电出力系数仅能够从0.53（本文测算模型中仅取了0.50）下降至约0.45，变化有限，对应装机空间的提升亦较为有限。

（4）十四五消纳上限的变化

根据十四五规划，预计截至2025年底，常规水电装机3.8亿千瓦，核电装机0.65亿千瓦，储能装机1.0亿千瓦（抽水蓄能接近0.7亿千瓦+新型储能30GW）。根据中电联《中国电力行业发展报告2022》预测，2025年我国全社会用电量为9.5万亿千瓦时，“十四五”期间年均增速为4.8%。考虑到近年来负荷曲线峰谷差率逐年加大，故假设高峰负荷（B、C点）年均增长5.5%，低谷负荷（A点）年均增长4.5%。在此边界条件下，初步测算得到：火电装机7.31亿千瓦，风电装机6.07亿千瓦，光伏装机7.80亿千瓦。

进一步考虑火电灵活性改造：十四五规划存量火电灵活性改造2亿千瓦，估计平均释放25%调节能力，即0.5亿千瓦。测算2025年火电装机7.31亿千瓦，则估计火电技术出力下限降低约7pct，对应系数0.6调整为0.53。再次测算得到：火电装机7.20亿千瓦，风电装机7.21亿千瓦，光伏装机8.35亿千瓦。当年全社会用电量95000亿千瓦时，新能源发电量占比27.3%。

C点：.风+火+水+核+储≥9.3×(+.%)×(1+10%)A点：.风+.火+0.5水+核?储≤7.2×(+.%)B点：.光+0.21风+.火+0.5水+核?储≤9.1×(+.%)。

十四五期间，我国新能源发电量占比提升速度明显高于消纳上限增长速度。根据上述测算，2020年、2025年我国电力系统分别能够承载19.6%、27.3%（发电量占比）的新能源。2020年，我国新能源发电量占比为9.5%，距离19.6%的承载力水平尚有一倍空间。2021年，我国风电、光伏发电量分别为6556亿千瓦时、3270亿千瓦时，新能源发电量占比11.7%。根据CPIA预测，十四五我国光伏年均新增装机或将超过75GW，考虑到2021年新增55GW，则2022-2025年将累计新增320GW（年均80GW）。

假设光伏利用小时1200，则到2025年将新增发电量3840亿千瓦时，与2021年发电量合计7110亿千瓦时。根据GWEC预测，2022-2025年我国将累计新增196GW陆上风电（年均49GW）。假设风电利用小时2200，则到2025年将新增发电量4312亿千瓦时，与2021年发电量合计10868亿千瓦时。根据中电联预测，2025年全社会用电量9.5万亿千瓦时，假设发电量与用电量基本相等，则新能源发电量占比将达到18.9%。此时距离27.3%承载力水平仅剩44%空间。若2022-2025年新能源年均新增装机超过上述预期，例如达到年均180GW，假设平均利用小时1600，则2025年新能源发电量将达到21346亿千瓦时，新能源发电量占比将达到22.5%。距离27.3%承载力水平仅剩21%空间。

由此可见，我国电力系统消纳新能源的压力正快速增长。根据目前各类装机增速，至十五五中期，或将面临新能源消纳瓶颈，制约新能源发电量占比提升。若希望进一步提高该占比，则需要更大力度配置灵活调节型资源（新型储能、抽水蓄能、火电灵活性改造、需求响应等）。考虑到上述模型中仅考虑了新能源消纳的“调节约束”，并未考虑“并网约束”，加之我国2021年底火电装机已达13亿千瓦且自备电厂等电源较少参与调峰，故新能源消纳瓶颈或将早于十五五中期到来。

（三）新能源消纳上限的提升方式与空间估算

（1）十四五时期每年用电量增长带来新增消纳空间约60GW

定义上述“（4）十四五消纳空间的变化”中关于2025年的测算结果为基准情景：火电装机7.20亿千瓦，风电装机7.21亿千瓦，光伏装机8.35亿千瓦。C点：.风+火+水+核+储≥.×(1+10%)A点：.风+.火+0.5水+核?储≤.B点：.光+0.21风+.火+0.5水+核?储≤.。

将A、B、C三个时刻的负荷全部增加5%（A点低谷负荷增加0.45亿千瓦，B、C点高峰负荷增加约0.60亿千瓦，平均增长0.55亿千瓦），测算得到：火电装机7.85亿千瓦，风电装机7.43亿千瓦，光伏装机8.70亿千瓦。C点：.风+火+水+核+储≥.×(+%)×(1+10%)A点：.风+.火+0.5水+核?储≤.×(+%)B点：.光+0.21风+.火+0.5水+核?储≤.×(+%)。

比较两次测算结果可知，用电负荷平均增长0.55亿千瓦（考虑高峰负荷较低谷负荷增长更快，峰谷差率持续拉大），新能源装机增加0.57亿千瓦，大致为1:1.04关系。2020年高峰负荷9.3亿千瓦，2025年增长至12.2亿千瓦，年均增长0.58亿千瓦。负荷增长每年提高新能源装机承载力约60GW。

（2）火电灵活性改造具备成本优势但远期作用有限

基准情景：火电装机7.20亿千瓦，风电装机7.21亿千瓦，光伏装机8.35亿千瓦。加大火电灵活性改造情景：假设火电平均调节能力增长5pct（即最低技术出力系数由0.53下降至0.48），新增调节空间7.2×5%=0.36亿千瓦，测算得到：火电装机7.12亿千瓦，风电装机8.01亿千瓦，光伏装机8.74亿千瓦。C点：.风+火+水+核+储≥.×(1+10%)A点：.风+.火+0.5水+核?储≤.B点：.光+0.21风+.火+0.5水+核?储≤.。

比较两个情景：火电装机变化较小，共新增调节空间约0.36亿千瓦，对应新能源装机增加1.19亿千瓦。故火电灵活性改造每新增1单位调节空间，新能源装机承载力提高约3.3单位。从灵活性改造的火电装机容量来看，1单位火电灵活性改造约提升0.25单位调节空间，对应0.83单位新能源装机承载力。

成本测算：①初始投资折旧：煤电机组灵活性改造约30-90元/kW，此处按平均值60元/kW计算。新增约25%调节空间，即240元/kW新增调节空间。加大火电灵活性改造情景共新增调节空间0.36亿千瓦，初始投资86.4亿。假设机组寿命30年，全投资收益率8%，忽略运维成本，则年成本7.7亿元。②煤耗增加成本：假设每年深度调峰300天，每天2次，每次4小时。加大火电灵活性改造情景中的0.36亿千瓦调节空间对应1.8亿千瓦煤电机组最低技术出力从50%降为30%。则每年深度调峰时发电量1.8×30%×300×2×4=1296亿千瓦时。估计度电煤耗增加20g（标煤，7000K），煤价按700元/吨（5500K）计算，1296×20/106×7000/5500×700=23.1亿元。

③减发电量所需要弥补的固定成本：煤电度电固定成本约0.1元，减发电量所需要弥补的固定成本为1.8×(50%-30%)×300×2×4×0.1=86.4亿元。④总成本：7.7+23.1+86.4=117.2亿元/年。⑤对于新能源度电成本影响：对比基准情景和加大火电灵活性改造情景，风电装机增加8.01-7.21=0.80亿千瓦，光伏装机增加8.74-8.35=0.39亿千瓦，假设风电、光伏利用小时2200、1200，则增加的新能源发电量2228亿千瓦时。该部分增加的新能源发电量度电成本增加117.2/2228=0.053元。

火电灵活性改造具备成本优势，现阶段能够支撑一定的新能源装机增长。截至2021年底，我国煤电装机11.1亿千瓦。在电力规划设计总院举办的全国煤电“三改联动”典型案例和技术推介会上，国家能源局副局长余兵披露“截至2021年底，我国煤电机组灵活性改造规模超过1亿千瓦”。若剩余约10亿千瓦煤电全部灵活性改造，根据前述“1单位火电灵活性改造对应0.83单位新能源装机承载力”则能够承载8.3亿千瓦（830GW）新能源装机。根据《我国电力碳达峰、碳中和路径研究》（舒印彪等）一文预测，我国2060年新能源装机规模将达到约46亿千瓦。可见火电灵活性改造现阶段能够支撑一定的新能源装机增长，但远期作用有限。

（3）新型储能消纳杠杆高、发展空间大，成本有待进一步下降

基准情景：火电装机7.20亿千瓦，风电装机7.21亿千瓦，光伏装机8.35亿千瓦。增加储能情景：假设额外建设0.1亿千瓦储能，测算得到：火电装机7.06亿千瓦，风电装机7.56亿千瓦，光伏装机8.52亿千瓦。C点：.风+火+水+核+(储+.)≥.×(1+10%)A点：.风+.火+0.5水+核?(储+.)≤.B点：.光+0.21风+.火+0.5水+核?(储+.)≤.比较两个情景：额外建设0.1亿千瓦储能，带来新能源装机增加0.52亿千瓦。即1单位储能对应5.2单位新能源装机承载力。

电化学储能成本测算：额外建设0.1亿千瓦、4小时电化学储能，1.8元/Wh，投资720亿。假设每天两充两放，每年使用300天，循环次数6000次，使用10年，全投资收益率8%，忽略运维成本，则年成本107亿元。对比基准情景和增加储能情景，风电装机增加7.56-7.21=0.35亿千瓦，光伏装机增加8.52-8.35=0.17亿千瓦，假设风电、光伏利用小时2200、1200，则增加的新能源装机年发电量974亿千瓦时。配置电化学储能所带来的额外新能源发电量，度电成本将抬升107/974=0.11元。

新能源消纳瓶颈初现端倪。根据我们测算，十四五期间，新能源消纳上限增速远不及新能源发电量占比提升速度，亟需提升电力系统对新能源的消纳能力。未来，既要有更多电力线路满足新能源大范围配置需求，又要有充足的调节能力满足电力系统运行要求，还要有强大的预测和控制能力实现源网荷储协同运行与发展。围绕新能源消纳问题，投资应聚焦三条主线：

“储”即是加强储能等灵活性资源建设。不断提高灵活性资源占比，提升对新能源出力随机性、波动性、间歇性的适应能力，实现新能源高比例接入。（1）新型储能。（2）抽水蓄能。（3）火电灵活性改造。建议关注青达环保。（4）需求侧资源。虚拟电厂有望逐步成为需求侧资源开发利用的主要模式。

“输”即是加强电网建设。（1）对于新能源大基地，目前消纳压力已初现端倪，亟需加快加大特高压建设，将新能源电量传输至中东部消纳较好地区，确保新能源大基地建得起来、送得出去、消纳得掉。（2）对于分布式新能源，局部渗透率的快速提升已经导致山东等地区出现了分布式新能源承载力瓶颈和消纳压力，配电网有望逐步开展系统性改造：配电变压器容量不足，叠加节能变压器推广应用；提升配电网电压控制水平；提升配电网控制与自愈水平。

“控”即是提升对源网荷储的预测与控制水平。（1）提升新能源发电功率预测水平。新能源出力逐渐成为电力系统运行的最大扰动项。（2）强化电网信息通信系统，支撑电力系统精细化控制与管理。（3）提升电网（特别是中低压配电网）控制能力。中低压配电网出现大量分布式光伏、电动汽车等新型发用电设备，对控制能力提出了更高要求。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

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