证券研究报告|行业深度报告 公用事业 行业评级 强于大市（维持评级） 2023年7月28日 消纳依然是主线， 关注消纳催生的新型电力系统需求 ——2023年新型电力系统中期策略报告 证券分析师： 汪磊 执业证书编号： S0210523030001 研究助理 ：陈若西 请务必阅读报告末页的重要声明 投资要点 ➢ 风光装机快速增加，催生新型电力系统需求。截至2023H1，我国风电装机389.21GW，太阳能装机470.67GW，风光 合计占总装机的31.76%。其中，2023年H1我国风电新增装机23.77GW，太阳能新增装机78.06GW，光伏建设速度 远超风电。2023年4月国家能源局《2023年能源工作指导意见》提出，全年风电、光伏装机新增160GW的规模目标 ，从目前进度看预计超额完成。2023年H1，我国风光发电量占比达到14.47%。新能源发电的特点决定了其电源和负 荷存在时间与空间错配，是新型电力系统建设亟需解决的主要问题。 • 极端天气频发，电力供应偏紧，保供与灵活性调节并重。持续高温天气下，全国用电负荷屡创新高，电力供需呈紧平 衡态势，如果出现长时段大范围极端高温天气，保供压力更甚。灵活性资源将对电力保供+消纳两个主题起重要作用 ，能够向上和向下双向调节，缓解保供压力，保障新能源消纳，构建安全、高效的新型电力系统。 ➢ 重视消纳问题，消纳催生的相关需求增长确定性较强。2023年1-5月，我国整体弃风率为3.4%，弃光率为2.0%，较去 年同期分别-1.0pct、-0.5pct。在新能源快速增长的同时保证弃电率稳定，消纳问题是重中之重，关注新能源消纳率指 标。保障新能源消纳，其相关需求是我们认为未来增长确定性较强的方向，主要包括：（1）火电灵活性改造；（2） 新型储能；（3）智能电网与虚拟电厂；（4）电解水制氢。 ➢ 投资建议：火电灵活性改造建议关注青达环保、华光环能、西子洁能、龙源技术；储能建议关注申菱环境、天能股份 ；智能电网建议关注申昊科技，虚拟电厂建议关注芯能科技、中新集团、南网能源、安科瑞、苏文电能、恒实科技、 东方电子、朗新科技；电解水制氢建议关注华光环能、华电重工、双良节能。 ➢ 风险提示：政策推进不及预期；项目推进不及预期；市场竞争加剧；研究报告中使用的公开资料可能存在信息滞后或 更新不及时的风险。 2 目 录 ◼ 消纳依然是主线，关注消纳催生的新型电力系统需求 ◼ 投资建议 ◼ 风险提示 3 oPyRtRmMzQtRmNzQmMpQyQ8OaObRtRpPoMpMjMoOoRkPsQvNaQrQmQuOrRsNNZoMuM 23H1市场情况：走势稳中有升，估值已具备吸引力 • 2023年上半年，SW电网设备上涨6.99%，跑赢沪深300指数8.16pct，走势与风、光、储板块相对独立，韧性更足， 总体呈稳中有升的态势。 • 从估值看，截至2023年6月30日，SW电网设备PB（LF）为2.40倍（年初为2.38倍），PE（TTM）为18.43倍（年初 为20.86倍），指数上涨，但PE估值水平有所下降，与行业增速不匹配。 图表：SW电网设备指数走势 图表：SW电网设备PB走势 图表：SW电网设备PE走势 来源：Wind，华福证券研究所 4 风光装机&发电量保持高增长 • 风光装机占比超过30%、发电量占比超过15%。截至2023H1，我国风电装机389.21GW，太阳能装机470.67GW， 风光合计占总装机的31.76%。其中，2023年H1我国风电新增装机23.77GW，对比22年同期新增13.76GW，同比 +72.75%；太阳能新增装机78.06GW，对比22年同期新增30.21GW，同比+158.39%。2023年4月国家能源局《 2023年能源工作指导意见》提出，全年风电、光伏装机新增160GW的规模目标，从目前进度看预计超额完成。 • 2023年H1，我国风光发电量占比达到14.47%，其中风电发电量占比为11.23%，太阳能发电量占比为3.25%。 图表：2018-2023H1风光累计装机 图表：2018-2023H1风光累计发电量 来源：Wind，国家统计局，华福证券研究所 5 保供+消纳双重压力催生灵活性需求 • • • 今夏迎峰保供，电力系统依旧承压。持续高温天气下，全国用电负荷屡创新高，7月3日，浙江电网用电负荷破1亿千 瓦，较去年提早8天；此前，江苏电网用电负荷于5月29日突破1亿千瓦，比去年夏季提前19天。国家能源局预计， 2023年正常气候情况下，夏季全国最高用电负荷约为13.7亿千瓦左右，同比增加8000万千瓦；如果出现长时段大范 围极端高温天气，全国最高用电负荷可能将同比增加近1亿千瓦。23M1-5水电发电量同比-19.20%，从当前水位来看 流量有所恢复，但汛期出力如何仍需观察。 灵活性资源将对电力保供起重要作用。对西南地区而言，夏季主力电源水电的发电量不可控制，需要能够向上和向下 调节的灵活性资源对冲来水随机性；对东部负荷集中地区而言，亟需灵活性资源提供备用和调节能力（尤其是负荷侧 ），避免向外省高价购电导致额外成本产生，提高电力自供能力。 保供与消纳是并存不是矛盾：保供压力出现在用电高峰季节及日内用电高峰，而消纳压力贯穿新能源发展始终，如夏 季晚上深谷时段，同样可能出现消纳压力。保供和消纳两项电力系统的重要任务，都需要通过灵活性资源解决。 图表：三峡水位情况 来源：Wind，华福证券研究所 图表：溪洛渡水位情况 6 风光快速发展下，消纳依然是全年主线：近年消纳率较为平稳 • • 历史上曾出现较大消纳问题，当前弃风弃光率趋于平稳。2015-2016年间，由于消纳能力不足，我国曾面临较为严峻 的新能源弃电形势，弃风情况尤为突出，2016年全国弃风率高达17.0%，三北地区部分省份弃风率一度高达30%以上 ，造成严重的资源浪费。通过设置红色、橙色开发预警区，控制各类电源建设节奏，加强电网消纳能力等措施，弃风 、弃光率快速下降，自2019年后基本保持较为平稳的态势。2023年1-5月，我国整体弃风率为3.4%，弃光率为2.0% ，较去年同期分别-1.0pct、-0.5pct。 在新能源快速增长的同时保证弃电率稳定，消纳问题是重中之重，关注新能源消纳率指标。 图表：2015年至今我国弃风弃光情况 图表：2015年至今部分重点省份弃风率情况 来源：中电联，国家能源局，全国新能源消纳监测预警中心，财经十一人，华福证券研究所 注：内蒙古弃风率2020年起为蒙西数据 7 风光快速发展下，消纳依然是全年主线：关注中部、东部情况 • • 西北地区消纳压力有所缓解，关注中部、东部情况。从2023年前五个月的消纳数据看，弃风、弃光居前地区依然以 三北地区为主，以西北地区为代表，在高比例配储和严格的接入政策下，弃电率整体同比降低。 大部分地区消纳情况同比变化不大，而今年消纳压力较明显的地区为河南、河北：（1）河南2023M1-5弃风率为 3.5%，弃光率为2.4%，分别同比+0.9、+1.5pct，排名进入弃电率前十，23年消纳压力明显增加；（2）河北 2023M1-5弃风率、弃光率分别同比+1.9、0.5pct，风电压力尤甚。两地均为人口密集地区，尤其河南历来为电力缺 口省份，依然出现结构性消纳压力。在新能源送出省份加快特高压建设、高比例配储的背景下，我们认为中东部电力 缺口省份的消纳问题同样值得关注（外省刚性输电+配储比例低+分布式光伏体量大）。 图表：2023M1-5弃风率前十地区 图表：2023M1-5弃光率前十地区 来源：全国新能源消纳监测预警中心，华福证券研究所 8 现货市场负电价凸显局部消纳压力 • 消纳问题引发现货市场下负电价常态化。山东在4月29日-5月2日期间均出现了负电价，并出现连续22个小时负电价 情况，最低价格为-0.085元/kWh。五一假期期间用电负荷下降无疑是此次长时间负电价现象的重要原因，根据财新 网报道，假期期间山东整体电力负荷下降了约15%，同时天气原因使得假期期间山东省内光伏和风电大发，消纳问题 引发本次负电价现象。值得注意的是，在这4天的8时-16时期间负电价出现尤为频繁，而该时段为光伏发电高峰。 • 根据储能与电力市场统计，在2022年2月1日-2023年1月31日期间，山东现货市场负电价出现次数达到176天，其中 141天最低电价≤-0.08元/kWh，即在全年有近半的时间出现负电价。负电价成为常态化现象，体现的是新能源出力 与负荷变动不匹配成为高比例可再生能源装机电力系统普遍存在的矛盾。 图表：山东4月29日-5月3日实时现货价格曲线（元/MWh） 来源：山东电力交易中心，华福证券研究所 9 消纳手段一：火电灵活性改造 • • 山东在负电价期间出现火电频繁启停。根据电联新媒报道，山东负电价期间，出现大面积的火电启停，其中多为日内 的热态启停，通过火电停机的手段保障新能源消纳。对火电而言，频繁启停的影响有：重新启动需要投油预热，价格 较贵，提高整个电力系统成本；设备加热或冷却过程中易产生损耗，隐性成本高；启停过程较常规发电更容易出现安 全事故。以山东为例，对热态启停的60万千瓦等级机组一次补偿80万元，对应换取的新能源发电电量约180万度，即 电力系统为新能源电力的消纳支付了0.44元/kWh成本。 启停是极端手段，灵活性改造是双赢之选。火电启停对火电和电力系统都非长久之计，关键仍在于灵活性改造，提高 煤电调节能力。煤电深度调峰改造可将机组最小出力降低到额定出力的20-30%，释放调节空间，是目前改造周期短 、成熟度高、度电成本低的一种灵活性资源。 图表：各类灵活性资源对比 图表：火电调峰示意图 灵活性资源 煤电深度调峰改造 优点 深度调峰技术手段成 熟，可普遍适用于煤 电机组，改造后的机 组最小出力可达到额 定出力的20%-30% 缺点 1.响应调节速度慢， 冷启动需5小时； 2.改造后的机组煤耗 增加，寿命缩短，污 染增加 资料来源： 中国电力圆桌项目课题组《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》,华福证券研究所 气电 抽水蓄能 电源侧储能 1.启停速度快，100%全负荷 启动只需9-10min； 2.占地少，用水量少； 3.适合在可再生能源富集区 对系统进行调节； 4.适合在负荷中心建设 100% 全 负 荷 启 动 需 23min 1.响应速度快，充 放电时间为毫秒级； 2.可多次调节 1.建设投资成本高； 2.天然气价格高 受选址条件 约束和经济 性限制，建 设规模有限 1.受技术条件限制， 目前尚不具备大规 模建设条件； 2.建设投资成本高 10 消纳