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1、行业现状：电网成为新能源发展的关键瓶颈
1.1 现状：电网成为新能源发展的规划者
新能源发展过程电网角色由接入者、消纳者向规划者转变。新能源(光 伏和风电)发展至今在不同时间点主要面临并网难、局部消纳难以及补 贴拖欠的问题，在此过程中电网分别扮演者接入者、消纳者的角色。展 望平价上网，新能源占比提升后面临的是全局消纳问题，消纳问题的解 决或将前置到规划阶段。
电网作为新能源发展的规划者。2019 年 5 月 15 日，国家发展改革委、 国家能源局联合印发了《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的 通知》，指出各省级能源主管部门会同经济运行管理部门在省级电网企业 和地方电网企业技术支持下，对国务院能源主管部门统一测算提出的消 纳责任权重进行研究后向国务院能源主管部门反馈意见，这表明电网成 为新能源发展规划的一员。
1.2 疑惑：电网成为瓶颈下的两个关键问题
新能源占比较低，但仍存在消纳问题的原因是什么？ 2016 年国内弃风 率为17.1%,其中西北地区弃风率达到33.4%,其背后原因是电网消纳， 但 2016 年风电、光伏占一次能源消费的比例为 2.2%,一次能源占比远 低于德国 8.1%、丹麦的 17.9%,在如此低的占比下出现消纳问题的原 因是什么？
电网约束背景下新能源最大消纳空间是多少？2018 年，中国、德国、丹 麦的风电光伏占一次能源消耗的比例分别为 3.8%、11.0%和 19.8%,诚 然不同国家内新能源发展都会受到电网限制，但三个国家新能源占比差 异较大，丹麦的占比是电网约束背景下的新能源的最大消纳比例吗？还 是不同电网结构下的新能源最大消纳空间存在差异？
2、问题一：为何新能源发展受电网限制？
2.1 用电负荷、外送负荷、负荷率、调峰性能是影响新能源消纳的关键因素
新能源消纳简化模型。理论上来说，区域内的新能源消纳空间取决于负 荷(含外送)曲线和常规机组最小出力曲线之间的差值。
用电负荷、外送负荷、负荷率、调峰性能是影响新能源消纳的关键因素。 从新能源消纳原理和计算公式可知，负荷规模、外送负荷(电网互联互 通能力)、负荷率(负荷峰谷差)以及电源调节性能是影响新能源消纳的 关键因素。
2.2 原因分析：电源结构和发电计划制度是新能源发展受限的本质原因
新能源发电是不稳定电源，随机性、间歇性发电。出力曲线(日内和日间出力曲线差异)电力系统的发、供、用要求同时完成，而风光由于资源特性，出力存在随机性和波动性，这种属性不仅体现在日内还体现在日间，这是新能源发展受电网限制的本质原因。
外送能力欠缺、灵活电源比例低等电源结构问题也是影响新能源消纳的原因之一。对比中国山东、甘肃与葡萄牙可知，虽然山东和甘肃负荷率较高，但由于调峰性能差以及外送负荷低，山东和甘肃的新能源消纳空间占用电负荷量比例分别为22.4%和38.9%,远低于葡萄牙的89.2%。而对比蒙东、吉林在供暖和非供暖季，由于供暖季热电联产机组最小出力变大，调峰性能变差，导致蒙东、吉林供暖季新能源消纳空间占用电负荷量的比例分别为39.1%和5.9%,低于非供暖季的81.5%和33.7%,这是冬季三北弃风弃光严重的根本原因。
年度发电计划相当于增加常规机组最小技术出力，压缩新能源消纳空间。中国电力系统在某种程度依然执行发电计划，省级计划机构(通常是省级经信委)负责制定年度发电计划，即决定各类发电机组运行小时数，计划汇总的年度和每月的发电量包含在发电机组的年度合同中。由于年度计划的执行，相当于提升了常规机组的最小出力，压缩了新能源消纳空间。
多举措并行，新能源存量项目消纳逐步改善。2019年上半年，全国平均弃风率、弃光率分别为4.7%/2.4%,分别较去年同期降低了4.0/1.2PCT 弃风弃光持续改善。究其原因，主要是近年国家相关能源管理机构密集出台了火电灵活改性等促消纳政策，增加了外送负荷、改善了调峰性能、提高了负荷率。
以下是重构后的文本：
调峰性能是影响新能源消纳能力的关键因素。外送负荷增加对于提升消纳能力的意义不言自明，但是一个地区负荷率主要受产业结构和生活习惯等因素影响，短期难以大幅变化，因此调峰能力成为短期内提高新能源消纳能力的关键。理论上新能源消纳占比可达100%。纯从消纳空间来看，新能源消纳空间占用电负荷量比例最大可以达到100%,只要电源调峰能力足够强。然而，即使电源的调峰能力达到葡萄牙的20%水平，新能源消纳占比也可以达到70-80%,空间依旧足够大。
在电网调度方面，风光互补电源结构是最佳场景之一。对于某地区电力系统而言，电网的任务是根据用电负荷曲线、各种能源的出力曲线对各种电源完成调度，以实现电力需求的满足。在新能源优先消纳、调峰能力足够强的假设下，我们探讨了风光装机的最优配比以实现最优的消纳占比。主要场景包括：只接入光伏、只接入风电、优先接入光伏(风电补充)、优先接入风电(光伏补充)、风光无优先级以实现最大化新能源占比。以风电为主导的风光互补电源结构或许是高比例新能源接入的最佳场景。通过对典型日用电负荷曲线、风光出力曲线进行实时发用电平衡，我们发现，在最优新能源消纳场景下，风光配合实现新能源接入最高且调峰和弃电最小。此时风电装机95.2GW,光伏装机38.5GW,新能源消纳比例93.1%,调峰量6.9%,新能源发电量比例95.7%,新能源弃电率2.7%。
在电力交易方面，光伏在出力阶段具有优势。电力现货市场交易可以还原电力商品本质属性。如前文所述，中国电力系统在某种程度依然执行发电计划，省级计划机构(通常是省级经信委)负责决定各类发电机组运行小时数。但在电力现货市场交易制度下，电力将恢复商品本质属性，采用边际成本定价，各种电源在上网时比较的就是报价高低(发电成本高低)。此时对于未来新能源发电成本较低的情况下，新能源将优先上网，不再受不稳定电源以及年度发电计划等限制。
风光有望成为成本最低的能源形式。目前光伏发电成本仍然较风电较高，但光伏成本下降速度较快，同时风电成本也在降低，因此可预期的未来，光伏和风电将成为比传统能源成本更低的能源形式。在高比例接入下，光伏在出力阶段具有竞争力。由于光伏成本可能低于风 电等其他能源形式电源，在光伏正常出力阶段，电力现货市场供应商包括光伏、风电、其他电源，按照成本最低策略，光伏优先发电，具有竞 争优势。但在非光伏出力的夜间，如果不考虑储能的话，电力现货市场供应商只有风电、其他电源，风电优先发电；如果考虑储能的话，核心 是看储能的成本，目前来看光伏+储能的成本比风电高，电力现货市场供应商包括风电、储存的光伏、其他电源，低成本风电优先发电。未来展望：电网结构限制下可实现 2550GW 的风光装机。
4.1 远期展望：高比例风光接入下风电光伏的累计装机。
- 2050 年风电和光伏中性累计装机分别为 1919 和 3650GW。根据前面研究，风光匹配下是相对较优方案，至于两者比例受电源结构的影响，可选取新增电量 1:1 进行匹配，据中性测算，2050 年风电和光伏累计装机 分别为 1919/3650GW ,2020-2030 年风光年均新增装机分别为 43/79GW,2030-2050 年风光年均新增装机分别为 62/130GW。
- 泛在电力物联网建设提升电网灵活性、储能成本降低，新能源长期发展空间可期。当前电网灵活性提升主要来自于抽水蓄能电站和单循环调峰气电等调峰能力建设以及热电联产机组和常规煤电灵活性改造。展望未来，通过泛在电力物联网建设，推动清洁能源发电精准预测，提高清洁能源与电网系统规划、灵活调节、市场交易能力，有力支撑各类清洁能 源接入。此外，随着成本下降，锂电池储能逐步在电力系统中发挥作用， 提升系统响应能力，弱化新能源的波动性的影响。
4.2 达到高比例接入需要解决的问题。
- 电源结构、电力体制以及新能源技术是高比例接入必须克服的问题。在 新能源高比例接入背景下，对电网硬件来说，要求电网调峰能力足够强， 同时具有互联互通的通道；对电网软件来说，要求可以实现电力现货交 易，以及放开年度发电计划；对于新能源技术来说，要求实现日前、日内精准发电预测，同时发电和储能成本较低。
5、投资建议：风光景气持续性强，重点推荐先发优势龙头标的。
风光互补电源结构下，新能源占电力负荷量的比例可达90%以上，风光发展潜力巨大。通过实时发用电平衡分析典型日用电负荷曲线和风光出力曲线，我们发现，在最优新能源消纳场景下，风光配比实现最高新能源接入比例，且调峰和弃电最小，此时新能源消纳比例为93.1%,调峰量6.9%,新能源弃电率2.7%。然而，2018年风电光伏占全社会用电量的比例仅为7.94%,发展空间仍然较大。
此外，中国新能源制造业具有全球优势。在全球新能源渗透率逐步提升的背景下，新能源企业业绩可期。2018年风光占全球一次能源消耗比例仅为3.0%,与中国3.8%相当，低于欧洲水平(丹麦19.8%、德国11.0%),全球能源转型处于初期，随着转型推进，单一国家占新能源增量的比例会下滑，呈现多点开花态势。以光伏为例，2007年全球开始出现第一个GW级市场，到2018年GW级达到了13个，并呈继续增加之势。因此，本文从中国角度出发的基于电网视角分析新能源消纳的方法也适用于其他地区。
在全球能源转型背景下，中国新能源制造业具有明显的全球优势，明显受益于以下几点：(1)光伏产业化技术处于全球先进水平，各环节均有5家以上企业位居全球前十；(2)风电全球前十大整机商中4家中国企业，且国内整机商龙头开始参与全球竞争，而风电零部件企业已经进行全球供应。
综上所述，我们在报告中推荐了各制造端的龙头标的：(1)光伏：通威股份、隆基股份、福斯特、信义光能、福莱特、阳光电源、正泰电器等；(2)风电：金风科技、日月股份、金雷股份、天顺风能、泰胜风能等，重点关注风电整机弹性品种运达股份。欲获取报告，请登陆未来智库www.vzkoo.com。
