中國儲能網訊：2023年，中國可再生能源發(fā)電裝機容量14.5億千瓦（其中風電和光伏裝機10億千瓦），占據總裝機容量的半壁江山，歷史性反超火電。
這個數字，距離2021年國務院提出的“2030年風電和光伏裝機總容量達12億千瓦”的目標，僅有咫尺之遙。按照目前的布局速度，AFRY預計2025年底有望提前達成。
上游裝機熱度不減，下游消納問題顯現。IEA研究表明，當可再生能源占比達到15%時，消納瓶頸將會體現。能源局數據顯示，2023風光發(fā)電量占比全社會用電量已經突破15%，觸發(fā)了臨界值。
電力行業(yè)中，電源側生產的電能如果無法及時儲存，就必須實時使用，當一個地區(qū)用電量小于電廠的發(fā)電量，則需要將富余電能儲存、轉化或調度到其他有需求的地方，這個過程就是消納。如果消納存在堵點，就會面臨“用不完又送不出”的局面，只能停止發(fā)電，也就是所謂的“棄電”。
2015年，三北地區(qū)就因為消納能力落后，出現嚴重的“棄風”現象。隨后特高壓建設迎來高峰，八條跨省特高壓線路緩解了電力傳輸的痛點。但是，伴隨新能源裝機的不斷攀升，消納又迎來了新的挑戰(zhàn)。2023年，蒙西、青海和甘肅棄風率依然分別高達6.8%、5.8%和5%，青海、西藏棄光率依然高達8.6%和22%。
新能源裝機的高峰過后，新型電力系統(tǒng)的主要矛盾已經從電源側悄然轉移至電網側。如何給新能源拉一張“新電網”，是全球面臨的共同問題。新能源消納的難點是什么？如何化解“東部缺電，西部窩電”的現狀？全球電網布局的上行周期里，哪些環(huán)節(jié)較具出海優(yōu)勢？
1.電力絲綢之路
在中國，廣袤的西北地區(qū)日照時間長，土地成本低，在風光裝機建設中有得天獨厚的優(yōu)勢，統(tǒng)計顯示2023年可再生能源發(fā)電裝機占全國裝機比例超50%，是本輪新能源建設浪潮的先鋒。同時，西北地區(qū)也是典型的小內需大送端，電源側裝機容量遠高于用電側需求。
以青海為例，2023年全省電源裝機容量超5400萬千瓦，其中可再生能源裝機占比90%以上，光伏占比超四成。與此同時，全社會最大電力負荷僅為1300萬千瓦，大量富余的綠電亟待儲存或運輸，如果綠電無法即時上網消納，當地風光利用率將受到大幅限制。
東西部之間的資源稟賦與能源消費需求存在巨大差異，在可再生能源快速發(fā)展過程中，能源生產和負荷中心不匹配的矛盾愈發(fā)凸顯。
“西電東送”為代表的西部大開發(fā)標志性工程，成為西部消納綠電的重要渠道。但過去兩年，能源電源側和電網側的建設進度并不同步。
碳中和背景下風光裝機高速增長，電源側投資的高速增長有目共睹，2022年、2023年電源側投資完成額分別同比增長30.3%和30.1%，預計風光裝機投資超過60%。但電網側，2022年、2023年電網投資完成額分別僅增長1.2%和5.4%，增速遠低于電源側投資。
數據來源：國家能源局，朱雀基金整理
兩者間的差異，主要源自建設周期的錯配。
電源側的投資主要由市場驅動，新能源項目前期準備耗時一年，建設周期半年，整個項目周期約2年。電網側的投資則主要由計劃驅動，電網建設項目首先要納入國家能源局電力規(guī)劃，其次從國網總部發(fā)展規(guī)劃到納入地方公司的年度規(guī)劃，才能開始進行預算、設計、建設等流程，項目周期平均三到五年，導致電網側相關的建設進度往往會滯后于電源側。
為了跟上電源側的發(fā)展，電網建設規(guī)劃正在加速。相比十三五，十四五期間的特高壓直流規(guī)劃建成數量達到12條，同比增加50%。據長江證券測算，若以單條直流投資200-300億元估算，十四五特高壓直流投資金額相比十三五增加約1000億元。
中國特高壓各階段投資規(guī)模（億元）
數據來源：民生證券研究院
在十五五規(guī)劃期間，風光大基地、西南水電基地等重大項目將陸續(xù)落地，承載“西電東輸”重任的“綠電高速”亟待建成。同時，隨著光伏組件價格下降，下游電站預期內部收益率提升，市場對于放開95%消納紅線的關注度逐漸升溫。倘若放開，大概率將進一步提升風光能源的裝機空間上限，提高電網消納新能源的緊迫性。相比光伏裝機面臨消納、海外政策等因素擾動，電網未來的建設需求或有著更高的確定性。
近期召開的政治局會議上，總書記指出，進一步建設好新能源基礎設施網絡，推進電網基礎設施智能化改造和智能微電網建設，提高電網對清潔能源的接納、配置和調控能力。
能源局最新發(fā)布的《關于新形勢下配電網高質量發(fā)展的指導意見》提出，到2025年，配電網具備500GW分布式新能源，1200萬臺左右充電樁接入能力。截至2023年底，分布式光伏裝機254GW（23年新增96.3GW），充電設施累計859.6萬臺。也就是說，除去分散式風電的接入規(guī)模，未來2年分布式光伏的接入空間約為200GW，這個數值是超越市場預期的?？紤]到當前分布式能源的接入壓力已經很大，為了提升分布式新能源的接入能力，預計后續(xù)配電網的投資額大概率有望增加。
2.新能源消納迎大考
與傳統(tǒng)煤電不同，風光能源為代表的可再生能源具有高波動性、間歇性，對電力系統(tǒng)的調節(jié)能力提出更高的要求。
以光伏為例，下圖為加州電網運營商發(fā)布的電網每日凈負荷分時情況，左軸為需求側的凈負荷（電網中減去風能和光伏發(fā)電量后的剩余用電需求），中午凈負荷處于最底部，晚上光伏出力下滑時凈負荷急劇上升，形成固定的波峰波谷。此外，隨著新能源接入比例不斷提升，2015-2023年凈負荷曲線的波動越來越大，電力負荷的“雙峰”特征更加凸顯。
凈負荷的“鴨子曲線”波動幅度逐年增加
數據來源：EIA，CAISO，民生證券研究院
為了配合出力不穩(wěn)定的可再生能源，以煤電為代表的傳統(tǒng)支撐性能源承擔了調節(jié)的任務，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，從而實現削峰填谷，調峰調頻。
可再生能源入網比例的提升快速消耗著電力系統(tǒng)中現有的調節(jié)資源。河南省公布的數據顯示，省內越來越多地級市的分布式光伏達到承載能力的上限，上網受限導致安裝的光伏無法通過發(fā)電產生收益，約束了未來的裝機進度。
數據來源：河南省分布式光伏承載力與可開放容量發(fā)布平臺
電力系統(tǒng)的調節(jié)能力和調節(jié)成本，很大程度上決定了可再生能源的消納上限。
從調節(jié)路徑看，電源側的水電對自然環(huán)境要求高，核電更重視生產安全，氣電則受制資源有限，從存量規(guī)模大小、改造便捷、安全性與經濟性等多個角度出發(fā)，目前煤電仍是電源側進行靈活性改造的優(yōu)先選擇之一。
數據來源：袁家海等《電力系統(tǒng)靈活性提升：技術路徑、經濟性與政策建議》，信達證券研發(fā)中心
國內三北地區(qū)可再生能源資源豐富，風電、太陽能發(fā)電裝機分別占全國的72%、61%，靈活調節(jié)電源不足3%。雖然靈活調節(jié)電源占比和調節(jié)能力仍有提升空間，但煤電進行靈活性改造的積極性大概率取決于調峰補償收入是否可以彌補靈活改造成本。只有商業(yè)模式的經濟性得到驗證，煤電企業(yè)才有足夠動力去主動推動靈活性改造。
靈活性改造的主要成本由固定改造費用、調峰增加的運營費用以及發(fā)電量減少的機會成本三部分組成，三者疊加使得煤電進行靈活性改造的成本較高。
一方面，靈活性改造導致電廠的經營壓力增大，自主改造動力不足，改造成本高企導致“十三五”期間煤電靈活性改造進度不及預期。
另一方面，雖然多數省份對不同調峰深度實施階梯式的補償，但0.6~1元/度的調峰價格仍然并不少見，綠電的上網價格在0.2元/度，過高的消納成本在一定程度上侵蝕新能源發(fā)電項目的長期收益，也抑制了上游可再生能源裝機和并網的積極性。
數據來源：袁家海等《電力系統(tǒng)靈活性提升：技術路徑、經濟性與政策建議》，信達證券研發(fā)中心
隨著電力交易市場機制逐漸完善，主要由調峰、調頻、備用組成的輔助服務市場由計劃轉向市場，統(tǒng)計顯示2023年上半年國內輔助服務費用達到278億元，相比2018年同期增長近3倍，其中煤電企業(yè)獲得的補償占比91.4%。同時，越來越多的傳統(tǒng)發(fā)電企業(yè)涉足可再生能源產業(yè)，未來煤電靈活性改造的動力有望進一步增強。
煤電調節(jié)之外，儲能是新能源消納的另一重要手段，既能保持發(fā)電頻率的穩(wěn)定，也能配合煤電進行調峰調頻。在強制配儲的政策引導下，新能源裝機配儲比例已從原先的10-20%逐步上升至15-30%。但目前強制配儲由于利用率偏低，經濟性不足，在促進儲能裝機的同時也成為限制產業(yè)健康可持續(xù)發(fā)展的一大因素。
獨立儲能逐步成為儲能電站建設的主要方式，并在山東、寧夏、湖南等地具備經濟性。容量租賃率比較高的獨立儲能項目，已初步具備經濟性但行業(yè)仍需要進一步明確獨立儲能電站的盈利模式，提供更多的盈利途徑和確定性。
新型電力系統(tǒng)的建立還需要“軟硬兼施”。國家電網在十四五期間計劃投資2.23萬億元用于建設電網，其中信息化投資為重要部分。南方電網規(guī)劃十四五期間投資約6700億元，以加快數字電網建設和現代化電網進程。
電力信息化的重要載體是虛擬電廠。虛擬電廠運行的原理是，通過信息技術將電網中零散的可調節(jié)的電力負荷智能、有序地整合起來，減少并網沖擊，優(yōu)化發(fā)電成本，降低損失。技術提供方通過輔助發(fā)電單位接入電網，完成電力交易，獲取相應的服務費，或是從溢價部分提取分成收益。
根據國家電網測算，傳統(tǒng)火電廠實現電力削峰填谷在滿足5%峰值負荷時需投資4000億元。而借助虛擬電廠，實現相同目的的投資預計在400-570億元，具備較高的性價比。
數據來源：36氪研究院，長城證券產業(yè)金融研究院
3.全球電網布局新周期
與國內相比，海外發(fā)達經濟體的電網基礎設施相對完善，但部分存量線路面臨著老化，逐步進入改造周期。同時，隨著近年可再生能源裝機大幅增長，電源投資和電網投資的比率從 2015年的 1.6:1提升至 2023年的 2.5:1，電網投資已經嚴重滯后于電源投資，需要更新大量配套設施來實現電力系統(tǒng)的平衡性和靈活性。
BNEF預計2022-2030年間全球電網投資年化增速將達到12%，期間投資總額將達到21.4萬億美元，其中20%用于更換老舊資產、40%用于系統(tǒng)改造、40%用于新增并網。
以美國為例，美國存量輸電線路大多建于19世紀60、70年代。美國商務部2021年報告顯示，美國電網中變壓器的平均壽命已經達到38年，有70%變壓器使用年限超過25年，變壓器普遍設計使用年限在30-40年左右，且在負載量大、極端天氣頻繁區(qū)域工作中的實際使用年限更短，相關電力設備亟待更新。
其次，電網成為可再生能源規(guī)模擴大的主要瓶頸之一。截至2021年底，美國有近900GW的風光裝機容量等待并網，與此同時每年的風光裝機仍在大幅增長，可再生能源項目從提出并網申請到實際運營的平均等待時間，已經從2005年不到20個月延長到22年底的近60個月。
美國光伏項目從申請到并網運營的排隊周期大幅延長
數據來源：BerkeleyLAB，中金公司研究部
不僅是美國，可再生能源并網已經成為全球難題。根據IEA統(tǒng)計，全球至少有3000GW的可再生能源發(fā)電項目正在排隊等待并網，相當于2022年新增光伏、風電容量的5倍。假設電網投資延遲的情況下，到2050年全球風光發(fā)電占比將從預測的59%下滑至44%。
可再生能源并網、老舊設備改造，快速拉動電網的投資需求，但供給端短期彈性有限，導致海外本土供應缺口階段性不斷擴大。以變壓器為例，歐美供應商的交期不斷延長。根據BNEF數據，美國變壓器交付周期已經從2014年的15個月拉長至2023年三季度的4年。
從供給側看，海外供應商短期內較難釋放大量產能。以變壓器為例，擴產周期一般需要2~3年時間，同時供應鏈配套不完善，生產成本、產品質量相對缺少競爭優(yōu)勢，也導致海外本土供應商的擴產決策相對謹慎。
美國電力變壓器本土供應面臨嚴重缺口
資料來源：BNEF，中金公司研究部（指100MVA及以上的大型電力變壓器）
據中金研究部測算，中國電力設備在海外市場份額不到10%，海外階段性擴大的供應缺口、相對分散的競爭格局為中國電力設備企業(yè)出海提供了廣闊的發(fā)展機遇。
國內快速成長的新能源產業(yè)鏈上下游已經涌現出一批產品力強、性價比高、競爭優(yōu)勢明顯的電力設備公司。綜合考慮海外需求增速、建設周期、供應格局等因素，以變壓器、智能電表為代表的細分行業(yè)有望成為電力設備出口的第一梯隊，復制逆變器出海的成功案例。
數據來源：國家能源局、國家電網、財新網、EIA、AFRY、BNEF、Wind、中金公司研究部、信達證券研發(fā)中心、民生證券研究院、長城證券產業(yè)金融研究院
