新能源消纳问题迫在眉睫，电网建设和电网升级已成为全球性重要课题_电力网

　　在化石能源向清洁能源转型的全球背景下，各国新能源装机持续高增、热度不减，电力系统的消纳压力也随之显现，因而电网建设和电网升级已成为全球性的重要课题。

　　在我国，新一轮电力体制改革已开启，电改成为能源安全与双碳转型两大战略的关键支点，或将成为三中全会的重要改革方向之一，加速新能源入市、缓解消纳压力或是此次改革的重点，基荷电源、电网设备、虚拟电厂、新型储能等方向都有望从中受益。

　　看海外，欧美电网线路老化问题突出，难以满足数据中心和电气化趋势下的用电需求，东南亚等发展中国家的能源需求和清洁能源转型势头更是持续高涨，国内电力设备出口景气度得以不断抬升。

　　▍国内：新能源消纳问题迫在眉睫，新一轮电改箭在弦上，改革预期再起。

　　我国可再生能源装机规模不断突破，但电网消纳基础并不牢固，部分地区的弃风弃光率居高不下，消纳压力愈发明显。据全国新能源消纳监测预警中心，2024年4月，全国风电和光伏的利用率分别为96.1%和97.1%，西藏、甘肃、青海、蒙西、新疆、辽宁等地的弃风和弃光率皆超过了5%。在此背景下，官方近期又开始针对电改进行密集表态，新一轮电力市场改革已然开启。我们认为，电改或成为三中全会的重要改革方向之一，新能源消纳和新能源入市或是核心问题，需继续深化价格和市场化交易两大机制改革，进一步推动“政策电”转为“市场电”。而想要缓解新能源消纳压力，除供需关系的平衡外，还需强化电力系统的稳定性和灵活性，这需要“源网荷储”四大环节各主体的协同配合。

　　1)源：新能源逐步成为电力系统主体，但煤电仍需发挥安全保障的“压舱石”作用，保障电网在消纳新能源电力的同时稳定运行。

　　2)网：跨省跨区输电通道仍需发力配套，国家电网建设加速。微电网可实现“就地消纳”，为大电网提供有力补充。

　　3)荷：新能源海量灵活资源对负荷管理提出高要求，虚拟电厂具备规模化调节能力，“削峰填谷”缓解新能源消纳压力。

　　4)储：储能是新能源大规模并网和消纳的重要手段，新型储能技术多元化发展。

　　▍海外：全球双碳转型背景下，海外电力市场景气度不断抬升，电网与新型电力系统建设具有长期性。

　　美国：需求端，AI数据中心扩张、汽车/建筑电气化、制造业回流等因素正在不断推升美国的电力需求。但在供给端，美国电网老化且跨区输电能力不足，复杂的并网流程和地方电网运营商与能源开发商在升级改造谈判上的推诿，导致该国在并网积压问题上积重难返。在此背景下，美国正积极加大电网投资，优化并网流程。据美国能源部，若想要达成拜登政府“2035年前100%无碳发电”的目标，美国区域间和区域内输电能力需分别扩大五倍和一倍以上。

　　欧洲：伴随可再生能源的加速渗透，欧洲电力市场在新能源大发时段供过于求问题突出，导致“负电价”频发，甚至开始成为常态。据ACER Market Monitoring Report，2023年欧盟地区出现的负电价次数突破了2017年以来的最高记录，芬兰、瑞典、挪威、德国等均出现了300次以上的日前负电价。想要解决负电价，就必须提升电力系统的应变能力和灵活性，以适应可再生能源的波动性。与美国类似，欧洲的电网也已明显老旧，据欧盟委员会，欧盟国家约40%的配电网络已运行超40年。为使更多清洁电力加速入网，欧盟委员会于2023年12月公布《电网行动计划》，拟投入5840亿欧元，用于检修和升级欧洲电网。

　　东南亚：一方面，东南亚地区的电力系统过去主要依赖化石能源，需加快能源转型脚步;另一方面，东南亚地区存在电力生产和消费区域不匹配的问题，需加强区域间能源互联互通。因此，东南亚能源转型和电力电网投资需求巨大。据S&P Global，要在东南亚地区建立可持续的低碳电力系统，包括扩大发电能力和电网覆盖，预计至2040年，每年需要560亿-970亿美元的资金投入。

　　▍全球“电改”背景下，五大细分方向有望受益：

　　源：火电向调节性电源转型，核电更多扮演基荷电源角色。火电发电量空间正不断受到新能源快速发展的挤压，但其提供的支撑性和灵活性对于电力系统仍至关重要。因此在未来相当长的一段时间内，我们仍需要每年新增一定体量的煤电机组，而煤电所扮演的角色将通过电价机制向基础保障性和系统调节性电源转型。另一方面，随着火电在电力系统中扮演的调节性角色比重提升，具有清洁低碳、稳定高效运行特性的核电在电网中的重要性明显上升。中国核能行业协会在《核能发展蓝皮书》中提出，为支撑我国清洁低碳能源体系和新型电力系统建设，到2035年，核电在国内电力结构中占比需达到10%左右，到2060年，核电在国内电力结构中占比需达到20%左右。

　　网：支持新能源消纳与电力供需平衡，电网发力主网架与数智化建设。新型电力系统建设加速，催化电网输变电设备技术升级，2024年电网投资有望延续高景气。主网方面，我们认为特高压面向支撑中西部新能源并网的核心诉求，行业需求具备紧迫性和持续性，建议围绕特高压项目建设带来的特高压及配套输变电需求增长和特高压柔性直流带来的技术进步两大方向进行布局。配网方面，围绕新型电力系统建设中的核心议题“可再生能源消纳能力”，配电网迎来高质量发展阶段，立足分布式新能源、充电桩并网需求，加速向有源化、数智化发展，投资景气度有望长期向上。

　　荷：需求侧响应重要性日益提升，虚拟电厂、负荷聚合商等调节资源加速发展。新型电力系统中，用电负荷由刚性向柔性转换，风光快速增加带来“削峰填谷”需求，负荷管理的重要意义进一步凸显。作为开发潜力较大的灵活调节资源，需求响应有望在新型电力系统中扮演重要角色。而虚拟电厂可通过先进的数字化/控制/物联网/信息通信技术，实现对电网中零散可调节电力负荷的聚和管理及优化控制。短期内我国虚拟电厂仍将以参与电网调度为主要盈利方式，未来将伴随电力市场逐步完善通过市场体现调节价值。我们预计到2025/2030年，虚拟电厂整体的市场空间有望达到723/1,961亿元，其中聚合商市场空间有望达到374/858亿元。

　　储：电改推动表前储能经济性向好，高收益刺激工商业储能加速放量。新能源大幅并网带来全球储能配置的刚性需求，行业长期空间广阔。同时考虑到电价机制和电力体制改革的推进，及政策端的大力支持，国内储能市场孕育生机。近年来峰谷价差拉大及“两充两放”渗透率攀升提供的优秀回报率是工商业储能板块业绩高速增长的基石，高收益水平同时对供应链盈利提供保障;表前侧大储在眼下仍面临盈利艰难问题，但近期现货市场建设加速、新型储能容量电价推出、更加明确的向用户侧传导成本的政策方向似乎向市场释放电改的积极讯号，2024年下半年国内大储盈利水平有望起底回升。

　　目前工商业储能主要的盈利途径是峰谷价差套利，即采用谷电峰用、平电峰用以及谷电兼用作为主要盈利途径。2023年以来，各地加快响应落实电力市场改革，峰谷价差较2022年显著拉大，工商业储能收益率更优。

　　“两充两放”工商业储能项目收益丰厚，投资吸引力强，有望加速涌现。我们进一步针对浙江10kv工商业用户“两充两放”场景测算配储经济性。我们测算：1)最优套利情景：即赋予峰谷套利100%权重，则测得项目IRR约26.9%，对应动态投资回收期约3年;2)次优套利情景：即赋予峰谷套利50%权重，峰平、平谷套利各25%权重，则测算得项目IRR约15.4%，对应动态投资回收期约4.5年。由此可见，目前“两充两放”场景下工商业储能项目收益率已较为丰厚，具备较强的投资吸引力。

　　出海：海外电力系统建设周期与国内共振，关注出海企业的海外体系搭建。海外电力市场景气度不断抬升，我国变压器、智能电表等电力设备出口增长强劲。1)变压器：需求侧，受益于海外设备更新大周期+可再生能源的大规模接入+AI等新兴需求，美国是我国出口变压器的重点国家;供给侧，取向硅钢、铜等原材料供应紧张+新增产能投产周期较长+劳动力短缺等其他因素导致交付周期延长，短期内变压器供应仍紧缺，典型供应商受益于销售价格提高毛利率大幅提升;2)智能电表：受益于海外设备更新及渗透率提升双重利好。