主題研究：海外電力新能源觀察1-如何理解電力系統對新能源的消納能力？20240111 -中金

12023-012023-042023-072023-102022023-012023-042023-072023-10202公用事業(yè)|風光公用環(huán)保2024年展望：櫛風沐光，靜待春電力電氣設備|新型電力系統2024年展望：內外需求共更多作者及其他信息請見文末披露頁證券研究報告證券研究報告2024.01.11海外電力新能源觀察1——如何理解電力系xianfan.chen@cicc.c 標普公用事業(yè)指數我們在全球研究框架下推出海外電力新能源觀察系列，主要跟蹤海外可再生能源、儲能、鋰電、電網等產業(yè)動態(tài)，聚焦：1）影響行業(yè)發(fā)展的熱點問題；2）行業(yè)技術進展及產能落地跟蹤；3）板塊行情觀察。首篇我們聚焦電力系統對新能源的消納能力穩(wěn)定性三個維度理解消納空間，并通過分析歐洲、美國、中國市場關鍵影穩(wěn)定性三個維度理解消納空間，并通過分析歐洲、美國、中國市場關鍵影響因素的邊際變化，研判中短期新能源發(fā)展趨勢及消納空間。我們認為，新能源高比例滲透、消納空間受限背景下，電力系統靈活性需求和價值凸顯，同時新能源項目選址及運營專業(yè)性要求提升，專業(yè)性強且兼具靈活性資產的電力新能源公司盈利能力將與同業(yè)拉開差距。理由電力系統消納能力已成為影響新能源發(fā)展節(jié)奏的一大主線。歐洲：歐洲電源靈活性、電網運行穩(wěn)定性基礎較好，時段性電力供過于求是其當前面臨的主要消納問題。以德國為代表的歐洲國家傳統電源退出計劃逐步明確，為新能源市場提供了新增發(fā)展空間。在釋放的空間中，分布式收益端有一定保障且并網流程簡單，滲透消納前景向好。美國：美國新能源消納的主要瓶頸在于跨區(qū)輸電能力不足，電網堵塞導致新能源棄電。同時并網流程復雜，當前并網周期長達5年。為加快新能源并網與廣域消納，美國開始推進新能源及輸電線路審批簡化政策，但部分政策仍在提案階段，優(yōu)化進展需要進一步觀察。中國：中國電力系統源網荷儲靈活性條件均在改善，我們通過電力電量平衡測算2024、25年新能源年均可消納規(guī)模225GW左右，若允許5%/10%棄電，可消納量達240/260GW左右，總量上仍可維持較高裝機水平。但結構性消納矛盾或將加重，送端地區(qū)新能源裝機規(guī)劃與跨區(qū)輸電線路、配套電源出現時序錯配概率較大，棄電水平或階段性提升。盈利預測與估值建議關注：新能源開發(fā)選址及運營能力強，且兼具靈活性發(fā)電和電網業(yè)務的美國電力企業(yè)新紀元能源NexteraEnergy（未覆蓋）、歐洲電力企業(yè)伊比德羅拉Iberdrola（未覆蓋同時關注需求可能迎來拐點的分布式光伏提供風險電力系統靈活性建設不及預期，政策推進不及預期，美國降息不及預期。2如何理解電力系統對新能源的消納空間 4消納空間分析框架 4供需關系邊界 5靈活性邊界 5安全穩(wěn)定運行邊界 8消納飽和的癥狀 9歐洲：傳統電源退出釋放消納空間，短期內分布式滲透消納前景更優(yōu) 10歐洲新能源滲透與消納現狀 10靈活性：歐洲電源和跨區(qū)輸電靈活性基礎較好，消納上限高 11運行穩(wěn)定性：運行穩(wěn)定性技術要求高，高電價水平消化系統成本 12供需關系：電力需求相對穩(wěn)定，高滲透地區(qū)面臨供過于求問題 13歐洲新能源滲透消納的邊際變化及趨勢展望 14美國：電網靈活性不足，高滲透地區(qū)消納問題突出 19美國新能源滲透與消納現狀 19靈活性：跨區(qū)互濟能力欠缺，電網堵塞導致棄電 20美國新能源滲透消納的邊際變化及趨勢展望 21中國：送端地區(qū)消納矛盾階段性加重，但整體消納空間增量可維持較高新增裝機水平 24中國新能源滲透與消納現狀 24供需關系：用電需求是新能源消納的基本盤，若用電增速企穩(wěn)則新能源消納系統成本上升 25靈活性：源網荷儲靈活性均在改善，但送端地區(qū)網源時序錯配或導致階段性消納能力不足 26運行穩(wěn)定性：高滲透地區(qū)開始觸及穩(wěn)定邊界，分布式向消納能力充足地區(qū)擴散發(fā)展 29投資建議 32風險提示 33圖表1：電力系統對新能源消納能力分析框架 4圖表2：電力供需平衡及靈活性需求示意圖 6圖表3：凈負荷曲線與新能源消納空間示意圖 6圖表4：風電、光伏典型出力概率密度 7圖表5：源網荷儲靈活性邊際變化對新能源消納空間及裝機容量的影響示意 8圖表6：分布式新能源接入后造成電網功率反送、過載、電壓越限等穩(wěn)定性問題 9圖表7：典型國家/地區(qū)棄電率與新能源滲透率的關系 9圖表8：典型國家/地區(qū)負電價頻次與新能源滲透率的關系 9圖表9：全球新能源滲透率橫向比較及歐洲主要國家風電、光伏滲透率 10圖表10：歐洲主要國家集中式、分布式（戶用、工商業(yè)）光伏累計裝機容量 11圖表11：歐洲主要國家電源靈活性水平 11圖表12：歐洲國家間跨國輸電聯絡情況及ENTSO-E對未來跨國容量需求的測算 12圖表13：德國分布式光伏并網的升級改造措施 12圖表14：德國調峰棄電量 133圖表15：德國居民電價結構 13圖表16：2023年歐洲主要電網區(qū)域負電價出現頻次及主要原因 14圖表17：德、法、西班牙負電價頻次與新能源滲透率 14圖表18：德國電價與新能源滲透率的關系 14圖表19：歐洲中長期電力轉型規(guī)劃 15圖表20：德國退煤計劃時間表 15圖表21：德國月度發(fā)電結構及電力進出口情況 15圖表22：德國提高分布式光伏上網電價，鼓勵全額上網模式 16圖表23：光伏參與電力市場交易平均電價較基荷電價溢價/折價情況 16圖表24：歐洲分布式光伏電價機制 17圖表25：歐洲主要國家并網限制因素、排隊情況及并網流程示意 18圖表26：美國各州新能源滲透率 19圖表27：美國主要區(qū)域電網集中式、分布式（戶用、工商業(yè)）光伏累計裝機容量 19圖表28：美國新能源并網流程及排隊容量區(qū)域分布 20圖表29：美國加州新能源棄電量及主要原因 21圖表30：美國戶用光伏資本性支出及結構分拆 22圖表31：加州分布式光伏滲透歷史 22圖表32：加州分布式光伏電價機制收緊 23圖表33：美國戶用光伏分地區(qū)發(fā)展?jié)摿?23圖表34：中國各省新能源滲透率 24圖表35：中國新增發(fā)電量結構及新能源占新增發(fā)電量的比重，2016-2022 25圖表36：中國集中式、分布式光伏累計裝機量及主要省份分布式裝機情況 25圖表37：中國新增發(fā)電量及新能源占新增發(fā)電量的比重，2023E-2025E 26圖表38：電源側靈活性及常規(guī)機組最小技術出力邊際變化測算（GW） 27圖表39：存量跨區(qū)輸電通道挖潛空間及新增輸電容量展望 27圖表40：電網、負荷側靈活性及午間負荷邊際變化測算（GW） 28圖表41：消納空間邊際變化測算（GW） 29圖表42：美國加州及山東典型戶用光伏系統發(fā)電量及用電量對比 30圖表43：中國典型省份分布式光伏低壓接入率 30圖表44：部分省份戶用已開發(fā)容量及低壓端消納空間估算 30圖表45：中國各省滲透率及峰谷差率 31圖表46：可比公司估值表 324靈活性邊界電力系統對新能源消納能力穩(wěn)定運行邊界供需邊界圖表靈活性邊界電力系統對新能源消納能力穩(wěn)定運行邊界供需邊界圖表1：電力系統對新能源消納能力分析框架限制維度提升/降低消納能力的邊際影響因素消納能力關鍵評估指標及影響鏈條消納能力飽和的癥狀近期，新能源快速滲透的幾個主要國家/地區(qū)均開始面臨電力系統對新能源消納能力不足的問題，如歐美缺少輸電容量導致新能源并網排隊1，頻繁出現負電價2；美國部分滲透率較高地區(qū)午間新能源供過于求問題突出，出現凈負荷“鴨子曲線”及大規(guī)模棄電3；國內部分地區(qū)因配網運行穩(wěn)定性問題提示分布式光伏承載能力不足4等。如何理解電力系統消納能力，消納能力不足是否會影響新能源未來增速？歐洲、美國、中國等新能源快速發(fā)展地區(qū)消納基礎和未來幾年滲透消納前景如何？本篇中，我們從靈活性、供需關系、運行穩(wěn)定性三個維度理解電力系統消納能力，并通過分析歐洲、美國、中國市場關鍵影響因素的邊際變化研判新能源發(fā)展趨勢及消納空間。電力系統對新能源的消納能力存在供需關系、靈活性、安全穩(wěn)定運行要求三重限制邊界。電網負荷電網負荷儲能電源跨省跨區(qū)直流輸電線路跨省跨區(qū)直流輸電線路跨省跨區(qū)交流輸電線路需求側響應表后儲能新增抽水蓄能等常規(guī)電源新增煤核氣等常規(guī)電源存量煤電靈活性改造常規(guī)電源最小技術出力最小凈負荷常規(guī)電源最小技術出力最小凈負荷無功補償、有載調壓設備電壓、頻率穩(wěn)定水平電網電源變電設備、線路擴容配網自動化改造配置儲能分布式反送功率輔助服務需求顯著提升負荷需求側響應能力負荷增速棄風棄光，或常規(guī)電源利用小時數過快下降棄風棄光，或常規(guī)電源利用小時數過快下降批發(fā)電價負電價出現頻率上升資料來源：中金公司研究部勞倫斯伯克利實驗室（LBNLQueuedUp:CharacteristicsofPowerPlantsSeekingTransmissionInterconnection，2023國際能源署（IEARenewableEnergyMarketUpdate，2023美國能源信息署（EIAAssolarcapacitygrowsduckcurvesaregettingdeeperinCalifornia，2023國家能源局，開展分布式光伏接入電網承載力及提升措施評估試點工作的通知，20235供需關系是決定消納能力的底線。用電需求增量一定程度上決定了電力系統需要新增新能源供給的體量。雖然可以通過降低常規(guī)機組出力讓出新能源供給空間，但由此帶來的系統成本也存在一定疏導瓶頸；靈活性不足可能導致系統消納新能源容量的能力更低。為了實現負荷低谷時段的電力平衡，系統需要足夠的靈活性實現上下調節(jié)，但靈活性能力存在邊界，這決定了一定電網范圍內新能源消納存在限制。很多情況下，就算電量供需能夠平衡，但靈活性不足可能導致消納能力更低；消納空間還受到電網運行穩(wěn)定性要求限制。大規(guī)模新能源接入還可能導致系統轉動慣量不足，電壓、頻率穩(wěn)定性降低，或反向送電帶來線路設備過載等。這些問題的嚴重程度與接入規(guī)模、接入位置、電網網架結構及設備基礎等因素相關，是更加復雜的運行層面問題。若電網結構和設備基礎強，運行穩(wěn)定性問題不會成為比供需關系和靈活性更苛刻的限制因素，但若電網結構和設備基礎較弱，穩(wěn)定性問題可能成為消納的第一個瓶頸。從電量平衡視角出發(fā)，在常規(guī)機組裝機容量不增不減的情況下，每年用電增量是新能源發(fā)電增量的天花板，若不大規(guī)模棄電，量的天花板，若不大規(guī)模棄電，新增新能源裝機體量也隨之大致確定。實際情況下，用電增量無法全部由新能源發(fā)電提供，隨著用電量增加、最大負荷水平提升，需要增加更多支撐電源（常規(guī)電源）容量保證系統充裕性，常規(guī)電源發(fā)電增量即可滿足部分用電增量，因此僅部分用電增量由新能源發(fā)電增量滿足。若支撐性電源備而不用，僅在高峰時段提供短時支撐，那么將大幅推高系統成本，使得消納代價過高。從電力平衡視角出發(fā)，靈活性是電源、電網、負荷、儲能等主體協同配合維持電力平衡的能力。為了實現負荷高峰時段電力平衡，系統需要供給側提供向上的靈活性和需求側提供向下的靈活性，負荷峰段靈活性主要決定系統充裕性和保供能力；而為了實現負荷低谷時段的電力平衡，系統需要供給側提供向下靈活性和需求側提供向上靈活性，負荷谷段靈活性水平決定系統凈負荷曲線與消納空間的關系：業(yè)內一般通過凈負荷曲線（負荷-新能源出力）觀察消納空間，凈負荷曲線最低點與常規(guī)電源最小技術出力的差值決定剩余消納空間。光伏出力在午間出力達到峰值，故光伏滲透率較高地區(qū)凈負荷低點在午間前后，午間時段的供需情況決定消納能力。不同區(qū)域和時段的風電出力特性差異更大，但多數地區(qū)風電出力在夜間達到峰值，夜間時新能源消納空間與裝機容量的關系：從概率分布來看，風電、光伏出力多數時間遠小于其裝機容量，典型地區(qū)風電80%時間段出力小于其裝機容量的0.5倍，光伏80%時間段出力小于其許裝機容量一般可按消納空間/0.6考慮，風電允許裝機容量一般可按消納空間/0.5考慮。6光伏滲透率較高地區(qū)凈負荷曲線示意（GW）光伏剩余消納空間圖表3：凈負荷曲線與新能源消納空間示意圖圖表2：電力供需平衡及靈活性需求示意圖光伏滲透率較高地區(qū)凈負荷曲線示意（GW）光伏剩余消納空間圖表3：凈負荷曲線與新能源消納空間示意圖90807060504030200電力供需平衡示意圖（GW電力供需平衡示意圖（GW）需要供給向上靈活性、需求向下靈活性靈活性不足則消納新能源能力不足，造成棄風棄光需要供給向上靈活性、需求向下靈活性靈活性不足則保供能力不足，出現缺電常規(guī)電源最大技術出力常規(guī)電源最小技術出力01234567891011121314常規(guī)電源出力光伏出力風電出力負荷注：橫軸為日內時刻資料來源：中金公司研究部30252050光伏典型出力曲線（GW）00123456789101112302520風電典型出力曲線（GW風電典型出力曲線（GW）01234567891風電滲透率較高地區(qū)凈負荷曲線示意（GW）風電剩余消納空間注：光伏、風電典型出力曲線參考《新能源消納關鍵因素分析及解決措施研究》等文獻，橫軸為日內時刻；圖中示意僅有光伏或風電出力的凈負荷曲線，凈負荷=負荷-光伏或風電出力；實際情況下，午間風電、光伏共同出力，凈負荷=負荷-光伏出力-風電出力，風電及光伏共享凈負荷與常規(guī)機組最小技術出力間的剩余消納空間。資料來源：《新能源消納關鍵因素分析及解決措施研究》（舒印彪等，2017《考慮“源網荷”三方利益的主動配電網協調規(guī)劃》（李逐云等，2017中金公司研究部7圖表4：風電、光伏典型出力概率密度0.050.150.250.350.45風電出力/裝機容量光伏出力概率0.050.150.250.350.450.550.650.750.850.95光伏出力/裝機容量資料來源：《基于非時序模型的新能源消納能力評估方法》（張振宇等，2019中金公司研究部電源、電網、負荷、儲能側邊際變化對系統靈活性和消納空間有不同的影響機制，具體來看：電源：煤電、氣電、核電等常規(guī)電源最小出力存在技術限制，靈活性改造前/改造后的煤電調節(jié)范圍為額定容量的范圍為額定容量的50%~100%/30%~100%，氣電調節(jié)范圍為額定容量的20%~100%。因此，常規(guī)機組最小技術出力=靈活性改造前煤電容量*50%+靈活性改造后的煤電容量*30%+氣電容量*20%+核電容量。新增常規(guī)電源裝機容量抬升系統最小技術出力，新增10GW核電/煤電/氣電最小技術出力增加10GW/3GW/2GW，壓縮消納空間；進行存量煤電靈活性改造及新增電源側儲能均可壓低最小技術出力，釋放消納空間。對存量10GW煤電進行靈活性改造，最小技術出力降低2GW，消納空間增加2GW，電源側儲能增加10GW，消納空間增加10GW。負荷及儲能：負荷特性主要從兩個渠道影響系統靈活性及新能源消納能力。一方面，電力系統規(guī)劃時支撐電源需要與最大負荷增長同步以保證充裕性，若最大負荷增速過快，常規(guī)電源裝機量需要匹配增加，這可能提升系統最小技術出力，壓縮消納空間；另一方面，最小負荷過低使得凈負荷曲線低點降低，同樣影響新能源消納空間。因此，峰谷差率大的系統新能源消納更加困難，需要負荷側主動提供更多靈活性，通過需求側響應降低高峰負荷或提升低谷負荷，才能保證一定的新能源消納水平。表后儲能發(fā)揮的作用類似，其充放電循環(huán)可雙向降低峰谷差。電網：與電源、負荷、儲能在時間維度上助力新能源消納不同，電網主要是在空間維度上促進消納，即本地負荷不足時，通過輸配電線路匹配異地負荷。特高壓直流線路幫助集中式新能源遠距離匹配負荷，由于直流一般單向運行，主要擴大送端地區(qū)的消納能力，釋放的消納空間大小與電源配置相關，當前大基地項目的典型配置為8GW光伏+4GW風電+4GW火電+2.5GW*2h儲能，則容量為8GW的特高壓直流線路容量可消納12GW新能源。交流輸電線路可實現雙向互濟，對于線路兩端消納能力均有提升，但最終互濟水平及釋放的消納空間還取決于線路兩端發(fā)電和負荷特性的互補性。8圖表5：源網荷儲靈活性邊際變化對新能源消納空間及裝機容量的影響示意備注備注新能源消納空間增量最小技術出力增量可消納光伏裝機容量可消納風電裝機容量增加裝機容量最低負荷增量邊際變化因素負荷儲能存量煤電靈活性改造新增煤電裝機新增核電裝機新增氣電裝機新增抽水蓄能裝機新增需求側響應能力電源側儲能用戶側儲能新增跨區(qū)輸電線路32-103-174-2020202020風電或光伏風電或光伏風電或光伏風電或光伏風電或光伏風電或光伏風電或光伏風電或光伏2-1088816特高壓直流輸電典型送端配置888 風電4GW+光伏8GW注：消納空間增量=最低負荷增量-最小技術出力增量；按光伏可消納容量=消納空間/0.6，風電可消納容量=消納空間/0.5測算資料來源：中金公司研究部新能源消納能力還受到電網運行穩(wěn)定性要求限新能源消納能力還受到電網運行穩(wěn)定性要求限制，集中式和分布式由于接入位置與送電模式不同，面臨的穩(wěn)定性限制也有所差異。對于集中式，大規(guī)模接入可能導致系統轉動慣量不足，電壓、頻率穩(wěn)定性降低；對于分布式，大規(guī)模接入反向送電可能會帶來線路設備過載、電壓抬升、電能質量降低等問題，各維度問題的短板決定消納上限（圖表6）。設備過載與熱穩(wěn)定：在分布式滲透率過高的配網區(qū)域內，分布式光伏出力高于用電負荷，上級（中壓）甚至上上級（高壓）變壓器和線路會出現反向潮流。傳統配網設計主要依據區(qū)域內負荷水平確定變壓器容量，220kV變壓器負載率~60%，即約為當地負荷的1.7倍，并未考慮分布式光伏大規(guī)模接入情景。過多的分布式并網可能導致反送功率超過變壓器容量，導致線路和設備過載，熱穩(wěn)定性出現問題，這也是目前影響分布式光伏消納能力的主要因素。電壓抬升：分布式光伏接入導致的節(jié)點電壓偏差量除了與其并網容量相關，還與其接入點位置和阻抗值相關。一般來說，分布式光伏容量越大，導致的電壓偏差量越大；接入點越靠近配網末端，導致的電壓偏差也越大。配電網調壓能力不足時，節(jié)點電壓偏差過高直接影響供電安全性和可靠性，嚴重時可能導致電源脫網。因此，配電網各節(jié)點允許的電壓偏差范圍限制了分布式光伏的接入容量和接入位置。此外，還有損耗、電能質量、三相不平衡電壓等問題，這些問題的短板決定消納的穩(wěn)定性邊界。分布式光伏接入帶來的電網穩(wěn)定性問題并非不能解決。對于電壓抬升問題，網側可以通過增加無功補償裝置、逆變器功率因數控制、有載調壓變壓器抽頭調整等快速調節(jié)系統電壓水平；對于設備線路過載問題，可以通過擴容提高耐受能力。分布式發(fā)電側如果具備足夠的調節(jié)能力，如增加控制設備、儲能等限制反送功率水平，也可以釋放一定消納空間。9220kV高壓可能過載、熱不穩(wěn)定110kV中壓可能過載、熱不穩(wěn)定10kV或（及）35kV低壓380V圖表220kV高壓可能過載、熱不穩(wěn)定110kV中壓可能過載、熱不穩(wěn)定10kV或（及）35kV低壓380V功率反向功率反向資料來源：《配電網分布式電源接納能力評估方法與提升技術研究綜述》（董逸超等，2019）,中金公司研究部新能源消納飽和的癥狀主要包括出現大規(guī)模棄電及階段性負電價兩類。棄電：棄電：當新能源出力+常規(guī)機組最小技術出力大于負荷時，棄風棄光才能維持電力平衡，新能源出力過剩時段增加，棄電率提升，消納能力逐步飽和。各國棄電率與滲透率相關性有所差異，體現出供需關系、靈活性水平和電網運行基礎的差異，例如消納能力較弱的愛爾蘭在新能源滲透率達到30%時棄電率達7%左右，消納能力較強的西班牙棄電率不到1%（圖表7）。負電價：電力市場按優(yōu)先次序出清，用電需求先由邊際成本最低的電源滿足，不能滿足需求時才會使用邊際成本較高的電源。新能源可變成本無限趨近于零，當某一階段其發(fā)電量能滿足全部的用電需求時，會降低市場出清價格。此外，由于可再生能源往往收到其他機制補償，為保證發(fā)電量可能報負電價，造成批發(fā)電價階段性為負。負電價出現頻率越高，代表供過于求更加普遍，消納趨近飽和。據IEA，美國加州負電價小時數從2019年全年約150小時，大幅增長至2023年上半年的300小時，南澳2023年上半年負電價小時數達到近900小時（圖表8）。圖表7：典型國家/地區(qū)棄電率與新能源滲透率的關系注：棄電率統計截至2022年底資料來源：《RenewableEnergyMarketUpdate》（IEA中金公司研究部圖表8：典型國家/地區(qū)負電價頻次與新能源滲透率的關系注：負電價統計截至2023年上半年，日本對負電價進行限制，故選取價格為0的小時數統計負電價次數資料來源：《ElectricityMarketReportUpdate》（IEA中金公司研究部25%20%25%20%歐洲新能源發(fā)展早、滲透率高。截至2022年底，歐洲國家平均風電+光伏滲透率高于20%（美洲、亞洲均值為10%、5%）。分國家來看，丹麥滲透率超60%，德國、西班牙、荷蘭、歐洲光伏發(fā)展多以分布式為主。德國、意大利、荷蘭、波蘭等國分布式占光伏總裝機的比重均在70%以上，分布式中戶用與工商業(yè)齊頭并進（圖表10）。歐洲分布式發(fā)展規(guī)模領先集中式，主要是由于：1）經濟性：歐洲終端電價尤其是居民電價高，用戶自發(fā)自用節(jié)省電費的積極性高。同時，部分國家對分布式余電上網有鼓勵政策，余電上網電價以終端電價為錨，歐洲終端電價水平一般為批發(fā)電價的2倍以上，因此相比收益端為批發(fā)電價的集中式電源，分布式經濟性占優(yōu)；2）開發(fā)并網便利性：歐洲集中式新能源項目核準及并網流程較為復雜，政府及指定機構會前置評估當地消納能力、經濟性及人文社會效應后進行核準，電網公司再根據接入點電網基礎等提出并網改造方案，核準并網流程各國不一，但普遍超過3年。分布式項目多享受精簡的開發(fā)并網流程，以備案形式為主，開發(fā)受前期流程制約較少。圖表9：全球新能源滲透率橫向比較及歐洲主要國家風電、光伏滲透率新能源滲透率注：新能源滲透率為風電+光伏發(fā)電量/總發(fā)電量，基于2022年發(fā)電量計算而得；各地區(qū)滲透率均值為國家算數平均值，非以電量的加權平均資料來源：Bloomberg，中金公司研究部靈活性：歐洲電源和跨區(qū)輸電靈活性基礎較好，消納上限高電源：歐洲國家電源側靈活性基礎普遍較好，決定了其消納上限較高。歐洲國家常規(guī)電源中，靈活性的氣電比例高，且煤電經過改造深度調節(jié)能力較強，最小技術出力較低。我們測算，德國、意大利、西班牙典型日最低負荷與常規(guī)機組最小技術出力比值在1.5左右（圖表靈活性：歐洲電源和跨區(qū)輸電靈活性基礎較好，消納上限高電源：歐洲國家電源側靈活性基礎普遍較好，決定了其消納上限較高。歐洲國家常規(guī)電源中，靈活性的氣電比例高，且煤電經過改造深度調節(jié)能力較強，最小技術出力較低。我們測算，德國、意大利、西班牙典型日最低負荷與常規(guī)機組最小技術出力比值在1.5左右（圖表11中國、美國該比值在1.1~1.2左右，相比而言歐洲電源側靈活性基礎更好。圖表11：歐洲主要國家電源靈活性水平最低負荷/最小技術出力最小技術出力與典型日最低負荷（GW）2450累計裝機容量（GW）德國西班牙意大利荷蘭法國英國波蘭比利時瑞士奧地利戶用工商業(yè)集中式分布式占光伏總裝機的比例60%40%20%注：2022年底累計裝機容量資料來源：Bloomberg，中金公司研究部505040403030200.8200.4000德國法國意大利西班牙英國波蘭荷蘭比利時常規(guī)電源最小技術出力典型日最低負荷最小技術出力/最低負荷注：采用2022年數據測算；典型日最低負荷/常規(guī)電源最小技術出力越大，電源靈活性水平越高資料來源：Eurostat，Bloomberg，中金公司研究部電網：歐洲跨國互濟能力及市場化交易機制完備。歐洲國家間互聯互濟能力基礎較強且仍在積極布局。據ENTSO-E十年電網發(fā)展計劃（TYNDP2022）統計，歐盟2022年跨國輸電能力93GW，報告中預計2023-25年在建項目可貢獻容量增加23GW至116GW。中遠期看，歐盟要求2030年各成員國跨國輸電能力達到本國裝機容量的15%，ENTSO-E測算歐盟2025-30年或將再增加64GW跨國輸電容量。逆變器PV可觀和可控（調峰、電壓調節(jié)等）以德國為例，目前德國與鄰國間通過交流、直流輸電線路密集連接，互濟容量接近30GW，占其本國裝機容量的~13%，2023年夏季電力供應緊缺時期進口負荷占其用電負荷的近20%，逆變器PV可觀和可控（調峰、電壓調節(jié)等）春季電力供應寬松時期出口負荷占用電負荷的17%左右，其互濟能力在用電高峰時段保證充裕性、低谷促進新能源消納。除互聯互通的基礎設施外，歐洲統一電力市場機制也提升了跨區(qū)互濟的效率。圖表12：歐洲國家間跨國輸電聯絡情況及ENTSO-E對未來跨國容量需求的測算2025年后新增跨國輸電容量64GW減少新能源棄電17TWh/年氣電發(fā)電量減少9TWh/年碳排放減少14Mton/年發(fā)電成本減少50億歐元/年資料來源：ENTSO-E，中金公司研究部運行穩(wěn)定性：運行穩(wěn)定性技術要求高，高電價水平消化系統成本歐洲對新能源接入電網后的穩(wěn)定性技術要求明確。歐洲要求新能源并網后具備一定電壓、頻率調節(jié)能力。對于分布式，德國并網技術要求最高，要求分布式低壓端接入也具備調峰能力，需若2025年后停止電網投資新能源棄電新能源棄電氣電發(fā)電量氣電發(fā)電量發(fā)電成本發(fā)電成本碳排放碳排放要配套安裝“三遙”（遙測、遙信、遙控）控制設備，此外還要求余電上網容量不能超過分布式裝機容量的70%，達到70%逆變器自動控制棄電5，反送上限和可調峰能力共同保證了德國配網反送電問題可控。在解決電壓穩(wěn)定、設備線路過載問題方面，德國電網公司采用了電網擴容、升級配變?yōu)橛休d調壓變壓器、增加無功補償設備等多種方式進行改造（圖表13）。圖表13：德國分布式光伏并網的升級改造措施 電壓穩(wěn)定性設備過載及熱穩(wěn)定性線路過載及熱穩(wěn)定性更換配電變壓器√√電網擴容加裝智能設備電網其他優(yōu)化措施 電網運行控制 分割配網結構并聯線路增加線路導線橫截面積電壓調節(jié)器增加有載調壓配電變壓器配變抽頭切換大范圍調度控制無功補償優(yōu)化電網拓撲在線監(jiān)測 反送控制、調峰 √ 逆變器資料來源：《TheGermanexperiencewithintegratingphotovoltaicsystemsintothelow-voltagegrids》（BenjaminBayer等，2017中金公司研究部70%反送限制2023年起暫時取消，鼓勵更多分布式余電上網資料來源：Statista，中金公司研究部資料來源：Eurostat，中金公司研究部高電價可一定程度消化分布式開發(fā)配套的升級改造成本。加裝三遙等配網自動化改造成本高，資料來源：Statista，中金公司研究部資料來源：Eurostat，中金公司研究部14調峰棄電量占新能源發(fā)電量的4%左右，分布式調峰棄電率可能更高，但較高的終端電價可消化額外成本和收益小幅降低。燃料價格正常時期，德國居民終端電價中批發(fā)電價占比僅25%左右，氣價高企的2022年下半年批發(fā)電價占比50%左右（圖表15這意味著分布式光伏自發(fā)自用部分節(jié)省電價是集中式發(fā)電收益的2~4倍，高終端電價可消化升級改造成本和調峰損失。歐洲其他國家如意大利、法國等配網強度及自動化水平不及德國，存在部分低壓端分布式不可控的問題，但整體上配網自動化和線路設備冗余容量處于較高水平，對分布式的消納基礎較好，穩(wěn)定性問題暫不突出。圖表14：德國調峰棄電量圖表15：德國居民電價結構7060504030200201020112012201320142015201620172018201920202021德國調峰棄電（億千瓦時）2010201120122013201420152016201720182019202020212021年2022年下半年新能源大發(fā)時段電力供過于求問題突出，負電價頻繁出現。歐洲電力需求穩(wěn)定，能源危機后需求還有小幅降低，新能源加速滲透導致午間等新能源大發(fā)時段供過于求問題突出。據EnAppSys，2023年芬蘭、瑞典、挪威、荷蘭、德國在8760小時日前交易中均出現300次以上日前負電價，其中挪威、瑞典、丹麥等北歐國家主要是由于水電季節(jié)性出力較高且水電有綠電認證補貼，芬蘭由于新投運核電提升區(qū)域電網內的常規(guī)機組最小技術出力、靈活性降低，處于歐洲大陸偏邊緣的國家如法國、波蘭等主要是由于跨區(qū)輸電能力不足。其余大部分地區(qū)如德國、意大利、比利時、荷蘭、英國等均因為風電/光伏供過于求造成負電價（圖表16）。德國新能源供過于求問題邊際加重較為明顯。2022年德國日前負電價小時數為69小時，多出現在節(jié)假日低負荷時段，2023年負電價小時數達到300小時，典型工作日負荷下也開始出現負電價，意味著結構性供過于求問題凸顯。從不同時段電價與新能源滲透率關系來看，新能源滲透率大于50%時開始出現0電價，滲透率高于70%后負電價概率大幅提升（圖表17-18）。芬蘭瑞典1瑞典2瑞典3挪威3挪威1挪威4挪威5瑞典4荷蘭德國丹麥1丹麥2比利時挪威2法國注：統計2018-2023年德、法、西逐月負電價出現次數與新能源滲透率注：統計德國2023年7月不同時段電價與新能源滲透率圖表16：2023年歐洲主要電網區(qū)域負電價出現頻次及主要原因芬蘭瑞典1瑞典2瑞典3挪威3挪威1挪威4挪威5瑞典4荷蘭德國丹麥1丹麥2比利時挪威2法國注：統計2018-2023年德、法、西逐月負電價出現次數與新能源滲透率注：統計德國2023年7月不同時段電價與新能源滲透率600500400300200日前電價出現負電價次數 風電供過于求 綠電認證補貼 風電供過于求 風電供過于求 風電、光伏供過于求 光伏供過于求 風電供過于求 光伏供過于求跨區(qū)輸電能力不足跨區(qū)輸電能力不足資料來源：EnAppSys，中金公司研究部圖表17：德、法、西班牙負電價頻次與新能源滲透率圖表18：德國電價與新能源滲透率的關系120當月負電價出現次數20%30%40%50%60%70%20%資料來源：BloombergNEF，中金公司研究部資料來源：BloombergNEF，中金公司研究部為解決結構性電力供過于求，歐洲推進傳統電源退出計劃，為新能源釋放消納空間。根據歐盟規(guī)劃，至2030年新能源在能源結構中的比重將從當前的22%左右提升至42.5%~45%，為實現新能源份額增加，各國積極推進傳統能源退出計劃。德國從能源危機逐步緩和后開始規(guī)模退核、退煤。從其月度發(fā)電結構看，核電、煤電發(fā)電量明顯減少，新能源發(fā)電量提升。下半年開始德國從電力凈出口國轉為凈進口國，下半年凈進口電力流月度均值達到4GW，本地電力供應過剩問題開始好轉（圖表21）。長期看，德國通過競價補償方式鼓勵煤電退出且有明確退出時間表，根據德國監(jiān)管機構Bundesnetzagentur披露的裝機退出計劃，2024年一年內退出煤電容量~9.5GW（圖表20退煤減少發(fā)電量相當于釋放了光伏或風電裝機空間40GW/20GW。40,00025,00020,00086420040,00025,00020,000864200圖表19：歐洲中長期電力轉型規(guī)劃圖表20：德國退煤計劃時間表億千瓦時億千瓦時0201220202030E0煤電褐煤發(fā)電氣電氫能核電水電生物質其他陸上風電海上風電光伏GW煤電褐煤發(fā)電2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E資料來源：Bloomberg，中金公司研究部資料來源：Bundesnetzagentur，中金公司研究部圖表21：德國月度發(fā)電結構及電力進出口情況80GW706050403020201820192020202120222023進口生物質光伏海風氣電褐煤發(fā)煤電核電 負荷GW50-5-10凈進口電力出口電力進口-15201820192020202120222023資料來源：Bloomberg，ENTSO-E，中金公司研究部消納空間逐步釋放使得德國新能源發(fā)展或迎來新一輪加速。其分布式光伏上網電價在多年退坡后重新提升，并以更高電價鼓勵全額上網模式，10kW內的分布式發(fā)電系統若采用自發(fā)自用、余電上網模式，上網電價為8.6歐元/MWh，全額上網模式下電價為13.4歐元/MWh，同時取消了前期反送功率不超過額定容量70%的限制（圖表22）。收益方面，歐洲集中式新能源發(fā)電部分通過參與電力市場交易獲取收益，部分通過與政府/終端用戶簽署差價合約（CfD）、購電協議（PPA）鎖定長期較穩(wěn)定電價。隨著滲透率提升，歐洲新能源參與電力市場交易電價端蠶食效應顯現，德國、西班牙的光伏電價較基荷電價的折價率由2021年的月度平均5%左右快速增長至2023年的20%左右收益方面，歐洲集中式新能源發(fā)電部分通過參與電力市場交易獲取收益，部分通過與政府/終端用戶簽署差價合約（CfD）、購電協議（PPA）鎖定長期較穩(wěn)定電價。隨著滲透率提升，歐洲新能源參與電力市場交易電價端蠶食效應顯現，德國、西班牙的光伏電價較基荷電價的折價率由2021年的月度平均5%左右快速增長至2023年的20%左右（圖表23）。參與差價合約及購電協議的裝機不完全暴露在電力市場中，但定價仍以批發(fā)電價為錨，也略有降低趨勢。圖表23：光伏參與電力市場交易平均電價較基荷電價溢價/折價情況””復活節(jié)一攬子計劃“前（歐分/kWh）從2023年1月1日起（歐分/kWh）光伏系統容量6.648.676.648.679.48.16.645.14 <10kW全額上網<20kW車庫項目<40kW自發(fā)自用<40kW全額上網<100kW全額上網<400kW全額上網<1MW全額上網<1MW自發(fā)自用資料來源：德國經濟事務部，FraunhoferISE，中金公司研究部歐洲分布式收益端市場風險暴露度較低、受并網流程制約小，未來幾年滲透消納空間較大。光伏電價光伏電價/基荷電價20212022202120222023基荷電價意大利法國西班牙德國資料來源：BloombergNEF，中金公司研究部分布式不直接參與電力市場交易，收益受一定保護。分布式新能源單體體量小、交易成本高，在絕大多數地區(qū)都未進入電力批發(fā)市場直接交易。歐洲國家分布式光伏發(fā)電的價格機制主要有固定電價（FiT）、凈計量（NetMetering）、凈計費（NetBilling）三種，固定電價機制下，分布式發(fā)電上網部分獲取固定電價回報，德國、奧地利、法國等采用該機制；凈計量機制下，用戶在發(fā)電高峰時段向電網輸出電量和用電高峰時段從電網獲取電量可以相互抵扣，利用電網資源儲能調峰，凈上網部分還可獲得居民/工商業(yè)終端電價收益，相當于發(fā)電部分在批發(fā)電價基礎上多收益了過網費和稅費；凈計費機制下，凈上網部分電價設置比居民/工商業(yè)終端電價低，一般與批發(fā)電價水平相近，相當于少獲益過網費。三種模式都有固定收益規(guī)則，隨市場波動折價影響小，且凈計量電價遠高于批發(fā)電價，收益更加穩(wěn)定有保障（圖表24）。圖表24：歐洲分布式光伏電價機制分布式光伏上網電價機制終端電價水平（歐元/kWh）分布式光伏累計裝機(GW)光伏配儲率德國固定上網電價意大利凈計費比利時凈計量奧地利固定上網電價荷蘭凈計量西班牙凈計費法國固定上網電價波蘭凈計費0.410.38 0.440270.480.480.180230.1848.1148.1119.677.033.1014.917.006.958.6670%70%30%25%4%18%5%5%注：各國分布式光伏累計裝機容量統計截至2022年，終端電價為20232H平均水平資料來源：Eurostat，歐洲能源監(jiān)管合作署ACER，Bloomberg，中金公司研究部并網方面，歐洲部分國家集中式核準并網流程較長，德國、西班牙、法國流程周期需1-3年，英國、意大利周期長達英國、意大利周期長達5年以上。核準并網流程復雜導致部分國家新能源開發(fā)排隊問題突出，英國、意大利、西班牙排隊容量達到500GW以上，為其累計裝機容量的2倍（圖表25）。并網流程能否順利推進主要取決于電網基礎設施以及成本分攤/運營商協同等制度因素兩方面?；A設施方面，電網設備線路容量冗余程度、電氣距離等電網強度水平影響并網所需的升級改造難度和成本，歐洲國家電網強度基礎有強有弱，德國輸配網冗余容量較高，意大利、法國、英國等國處于中游，西班牙較弱，電網強度較弱區(qū)域新能源接入的升級改造工作量較大；制度因素方面，歐洲各國并網成本分攤機制不同，西班牙、意大利等主要由電源開發(fā)商承擔，德國主要由電網運營方承擔，英國、法國多采用開發(fā)商、電網共同分擔機制，一般僅由電源開發(fā)商承擔的模式協商談判周期偏長。此外部分新能源接入配網還涉及主網改造，因此輸電運營商和配電運營商的協同機制也決定并網效率，部分國家高壓主網改造周期長達8-10年。目前，歐洲已開始高度關注輸配電容量、電網強度不足導致集中式新能源并網排隊問題。歐盟于2023年11月提出電網改造行動方案，計劃在2030年以前對電網投資5840億歐元，年均830億歐元左右，投資顯著加速。ENTSO-E預計電網投資中，跨國輸電線路投資每年20億歐元，2030年前配電網投資額或將達到3750-4250億歐元，年均535-610億歐元左右6。相較而言，分布式新能源開發(fā)并網流程相對精簡，小容量系統免審批。以德國為例，30kW以下的戶用分布式系統適用簡化的并網程序，對于商業(yè)分布式系統，上網容量達到270kW或裝機容量達到500kW才需要獲得許可。我們認為，電網投資加速、并網流程精簡對中長期新能源消納將有顯著促進作用，但考慮基礎設施建設及政策落實周期較長，短期內分布式滲透消納前景或更優(yōu)。歐盟委員會，EUActionPlanforGrids，2023 //排隊風電裝機容量排隊風電裝機容量排隊光伏裝機容量主網與配網協同水平并網等待并網成本分攤機制電網強度 注：排隊裝機容量統計截至注：排隊裝機容量統計截至2022年底資料來源：LBNL，BloombergNEF，中金公司研究部總結而言，歐洲主要新能源市場所在國電源、電網靈活性及運行穩(wěn)定性基礎較好，新能源大發(fā)時段電力結構性供過于求是其當前面臨的主要消納問題。以德國為代表的歐洲國家傳統電源退出計劃較為明確，為本已將要觸及供需關系瓶頸的新能源市場提供了新增發(fā)展空間。中短期看，在釋放的消納空間中，分布式收益端有一定保障且并網流程相對簡單，滲透消納前景向好；長期看，加速電網投資及優(yōu)化并網流程是未來提升新能源整體消納水平的更重要驅動力。愛荷華州南達科他州堪薩斯州俄克拉荷馬州新墨西哥州北達科他州科羅拉多州內布拉斯加州明尼蘇達州佛蒙特州加利福尼亞州德克薩斯州緬因州懷俄明州愛達荷州俄勒岡州蒙大拿州華盛頓伊利諾伊州夏威夷州猶他州印第安納州馬薩諸塞州密蘇里州北卡羅來納州密歇根州亞利桑那州羅得島州華盛頓州喬治亞州弗吉尼亞州紐約州佛羅里達州威斯康星州西弗吉尼亞州馬里蘭州俄亥俄州新罕布什爾州南卡羅來納州新澤西州阿拉斯加州賓夕法尼亞州特拉華州阿肯色州康涅狄格州密西西比州阿拉巴馬州路易斯安那州肯塔基州美國：電網靈活性不足，高滲透地區(qū)消納問題突出愛荷華州南達科他州堪薩斯州俄克拉荷馬州新墨西哥州北達科他州科羅拉多州內布拉斯加州明尼蘇達州佛蒙特州加利福尼亞州德克薩斯州緬因州懷俄明州愛達荷州俄勒岡州蒙大拿州華盛頓伊利諾伊州夏威夷州猶他州印第安納州馬薩諸塞州密蘇里州北卡羅來納州密歇根州亞利桑那州羅得島州華盛頓州喬治亞州弗吉尼亞州紐約州佛羅里達州威斯康星州西弗吉尼亞州馬里蘭州俄亥俄州新罕布什爾州南卡羅來納州新澤西州阿拉斯加州賓夕法尼亞州特拉華州阿肯色州康涅狄格州密西西比州阿拉巴馬州路易斯安那州肯塔基州截至2022年底，美國新能源整體滲透率在14%左右，其中愛荷華州、堪薩斯州等集中開發(fā)風電，風電滲透率達到40%以上，德州、科羅拉多州等地光伏、風電均衡發(fā)展，新能源滲透率達到30%左右。加州主要發(fā)展光伏，新能源/光伏滲透率分別為26%/19%。美國光伏裝機在區(qū)域分布上較為集中，加州、東南部、西南部和德州光伏累計裝機容量占全美的75%左右。圖表26：美國各州新能源滲透率新能源滲透率新能源滲透率風電滲透率光伏滲透率40%美國全國平均滲透率~14%20%美國全國平均滲透率~14%注：新能源滲透率為風電+光伏發(fā)電量/總發(fā)電量，基于2022年發(fā)電量計算而得資料來源：EIA，中金公司研究部圖表27：美國主要區(qū)域電網集中式、分布式（戶用、工商業(yè)）光伏累計裝機容量0加州加州注：2022年底累計裝機容量資料來源：EIA，Bloomberg，中金公司研究部靈活性：跨區(qū)互濟能力欠缺，電網堵塞導致棄電美國新能源消納的主要瓶頸在于其電網強度及跨區(qū)互濟能力不足，電網堵塞是新能源棄電的主要原因。美國東部聯合、西部聯合以及德州電網相對獨立，互聯互濟水平低。在美國細分的12個區(qū)域電網中，雖然除德州電網外11個區(qū)域電網均由美國聯邦能源管理委員會（FERC）管理，但其中僅有6個是區(qū)域輸電組織，有權為大范圍區(qū)域進行輸電網規(guī)劃，其余由垂直一體化公用事業(yè)公司主導，其輸電規(guī)劃建設缺乏與周邊地區(qū)的協同。較為分散的電網結構使得新能源并網消納基礎弱、升級改造難度大。美國并網流程復雜且周期長。與歐洲類似，美國在新能源并網前也需要經歷并網申請、可行性評估、并網對電力系統影響的評估、設備評估、簽訂并網協議、新能源項目建設投運等一系列流程。根據勞倫斯伯克利實驗室（LBNL截至2022年底美國新能源發(fā)電并網排隊容量達到1350GW，儲能并網排隊容量680GW左右（圖表28并網周期由2015年的3年左右增至當前的5年左右，意味著存量電網設施不足，并網需要更復雜、更高成本升級改造。并網成本分攤方面，美國項目多由新能源開發(fā)商承擔費用，改造方案的協商談判周期偏長。目前主要應對方式包括加快區(qū)域內輸電能力建設，鼓勵配置儲能，以及優(yōu)化電力市場機制。以加州為例，近兩年加州年新能源棄電量高達20億千瓦時以上，其中七成由電網堵塞導致（圖表29）。根據EIA，加州為了促進消納在2022-23年新增規(guī)劃45個輸電項目，同時大規(guī)模新增儲能，目前儲能累計裝機容量4.9GW，2024年底前或再增加7.6GW，此外通過西部能源不平衡市場（WEIM）與周邊地區(qū)進行電力交易，實現更大范圍供需配置。圖表28：美國新能源并網流程及排隊容量區(qū)域分布注：排隊容量統計截至2022年底資料來源：《QueuedUp:CharacteristicsofPowerPlantsSeekingTransmissionInterconnectionasoftheEndof2022》（LBNL中金公司研究部圖表29：美國加州新能源棄電量及主要原因月度棄電量（億千瓦時）8月度棄電量（億千瓦時）876543322105/1/20148/1/201511/1/20162/1/20185/1/20198/1/202011/1/2年度棄電量及棄電原因（億千瓦時）2019202020212022資料來源：CAISO，EIA，中金公司研究部為加快新能源并網與廣域消納，美國開始推進新能源及輸電線路審批簡化政策，但部分政策仍在提案階段，進展需要進一步觀察。美國聯邦能源管理委員會（FERC）、美國能源部等主管機構已著手從新能源并網/環(huán)境審查簡化、輸電線路審批流程簡化等方面推進相關政策。并網流程方面，FERC于2023年7月針對并網程序提出新規(guī)并于11月正式生效，包括設定電網研究期限并引入未能按時完成的處罰機制，要求對同一領域項目集體進行評估，簡化并網流程中的行政手續(xù)等措施，推動項目并網加速；輸電線路審批方面，FERC于2023年9月上書國會，呼吁簡化跨區(qū)輸電線路審批流程，強化區(qū)域電網互聯互通；環(huán)評方面，美國能源部于2023年11月提議放寬對部分儲能、太陽能和輸電線路項目的環(huán)境審查，減少環(huán)評成本和時間。我們認為，流程簡化政策對并網流程較短的儲能項目以及小容量（分布式）新能源發(fā)電項目促進效果短期見效更快。長期看，跨區(qū)輸電線路的規(guī)劃、審批簡化與建設對未來消納能力提升更加重要，還需要持續(xù)觀察政策進展。美國分布式光伏開發(fā)成本高且依賴第三方融資模式，需求受高利率拖累。美國分布式尤其是戶用系統建設及渠道成本高，導致資本支出遠高于其他國家，2023年美國戶用光伏資本性支出大約為3美元/W，較德國、澳大利亞等國高50%以上（圖表30）。高成本決定了分布式開發(fā)強依賴第三方融資模式，受利率影響更大，短期需求受負面影響。2024年需求或迎來拐點。據中金宏觀組，美聯儲有望在2024年二季度降息，最新點陣圖暗示2024年降息三次，其政策目標或已從單邊抗通脹轉向防止貨幣過度緊縮7。我們認為，利率水平降低使得新能源開發(fā)環(huán)境逐步寬松，尤其是分布式邊際改善更為明顯，疊加美國終端電價水平仍在較高水平、設備成本下行周期，2024年分布式需求有望迎來拐點。詳見中金宏觀組于2024年1月1日發(fā)布的報告《美聯儲降息的邏輯、變數與風險》。11%13%38%13%25%組件逆變器其他設備成本EPC其他注：成本及成本結構為第三方機構通過市場調研得到，為2023年典型水平資料來源：BloombergNEF，中金公司研究部分布式高滲透地區(qū)在消納困境下電價機制調整、發(fā)展放緩。消納能力提升前，高滲透地區(qū)不得不通過電價機制調整供需平衡。近期加州分布式價格機制收緊，從NEM2.0凈計量過渡至NEMNEM3.0凈計費機制，相當于內化了一定的消納成本。在NEM3.0凈計費機制中，余電上網部分電價低于終端用電電價，超額扣減過網費。在NEM3.0基礎上，加州公用事業(yè)委員會近期還提出分布式配儲能系統晚間儲能出力按照余電上網電價結算，即儲能晚間出力自用部分也需扣減過網費。我們測算，分布式光伏系統在NEM3.0較NEM2.0收益端降低50-60%，光儲系統在儲能電價結算新規(guī)下收益或再降低10%左右（圖表31-32）。向低滲透地區(qū)擴散發(fā)展是未來趨勢。我們認為，加州等高滲透地區(qū)消納問題短期內無法大幅緩解，利率水平降低及設備成本下降或促進美國分布式加速向消納空間更大、目前滲透率還較低的東南部、PJM等區(qū)域發(fā)展（圖表33）。圖表31：加州分布式光伏滲透歷史400分布式光伏滲透率加州光伏累計裝機容量（GW）分布式光伏滲透率NEMNEM1.0分布式光伏滲透率<5%時用凈計量機制鼓勵發(fā)展NEM2.0分布式光伏滲透率~5%時開始使用分時電價調節(jié)供需NEM3.0分布式光伏滲透率>10%時使用凈計費機制降低上網電價，可能進一步增加容量費用9%5%4%20130%2014201520162017201820192020202120222023E光伏裝機容量分布式光伏裝機容量分布式光伏滲透率資料來源：EIA，加利福尼亞州公用事業(yè)委員會(CPUC)，中金公司研究部圖表32：加州分布式光伏電價機制收緊NEM2.0NEM3.0NEM2.0NEM3.0自發(fā)自用電價余電上網電價余電上網電價若配置儲能，晚高峰自用儲能發(fā)電部分按照余電上網電價結算；后續(xù)可能收取固定容量電價電價機制說明凈計量，上網電價=自發(fā)自用電價采用固定電價機制自用及上網均不收過網費凈計量，上網電價=自發(fā)自用電價開始采用分時電價機制調節(jié)供需自用及上網均不收過網費凈計費，上網電價＜自發(fā)自用電價延續(xù)分時電價機制上網部分相當于扣減過網費，鼓勵配置儲能，不鼓勵谷段向電網反送電電網公司認為光+儲擠壓電網及氣電機組晚間出力空間，有動力進一步降低電價或收取固定容量費用資料來源：CAISO，CPUC，中金公司研究部圖表圖表33：美國戶用光伏分地區(qū)發(fā)展?jié)摿?92GWx940GW 29GW 23GW4GW4GW24GW2030年累計戶用裝機容量預測西北部SPP新英格蘭戶用光伏市場發(fā)展空間資料來源：BloombergNEF，中金公司研究部青海河北甘肅吉林黑龍江寧夏內蒙古河南新疆遼寧西藏湖南陜西江西江蘇青海河北甘肅吉林黑龍江寧夏內蒙古河南新疆遼寧西藏湖南陜西江西江蘇廣西安徽湖北貴州福建浙江云南海南天津廣東上海重慶北京：中國各省新能源滲透率各省2022年新能源滲透率風電滲透率中國新能源高速發(fā)展，且消納現狀整體良好。2022年全國平均新能源滲透率達到14%，我們預計2023年底將達到16%左右。部分省份已處于高滲透水平，青海、河北、甘肅、黑龍江、寧夏、內蒙古滲透率超過20%。新能源消納狀況良好很大程度上得益于全社會用電量快速增長。2020-2022年，用電量增量14000億千瓦時左右，發(fā)電裝機階段性短缺，促進了新能源快速增長與消納，同期新能源發(fā)電增量近6000億千瓦時左右，占新增發(fā)電量的比重增至40%以上。分布式滲透顯著快于集中式。2020-2022年分布式光伏復合年增長率26%左右，遠高于集中式11%左右，主要得益于：1）開發(fā)便利性：分布式光伏備案及并網流程較為簡單，近年來打包開發(fā)模式形成了一定規(guī)模效應；2）經濟性：成本端設備成本及資金成本相對較低，土地、升壓成本少，收益端自用部分可抵較高的工商業(yè)電價，居民電價雖然絕對水平不高，但居民電圖表3445%40%35%30%25%20%5%0%價與余電上網電價水平普遍高于集中式平價項目的平均獲得電價，相對經濟性高；3）電網接入限制少：國內分布式并網接入限制較少，既沒有類似美國的超配和反送功率限制，也沒有類似歐洲的可觀測可調峰設備和電壓調節(jié)設備加裝要求，相當于可享受電網調節(jié)服務，少承擔或不承擔過網費，且運行層面不受電網限制調度，這種優(yōu)惠的并網政策一定程度上加速了滲透。2022年全國平均滲透率~14%注：新能源滲透率為風電+光伏發(fā)電量/總發(fā)電量，基于2022年發(fā)電量計算而得資料來源：中電聯，國家能源局，中金公司研究部河南浙江江蘇河北安徽廣東江西福建湖南湖北陜西遼寧上海分布式光伏累計裝機容量（GW）戶用工商業(yè)圖表36：中國集中式、分布式光伏累計裝機量及主要省份分布式裝機情況圖表河南浙江江蘇河北安徽廣東江西福建湖南湖北陜西遼寧上海分布式光伏累計裝機容量（GW）戶用工商業(yè)圖表36：中國集中式、分布式光伏累計裝機量及主要省份分布式裝機情況9000800070006000500040003000200010000新能源占新增發(fā)電量的比重新增發(fā)電量結構（億千瓦時）新能源占新增發(fā)電量的比重2016水電2017火電2018核電2019202020212022風電太陽能發(fā)電新能源占新增發(fā)電量的比重70%60%50%40%30%20%10%0%資料來源：中電聯，國家能源局，中金公司研究部集中式三年CAGR集中式三年CAGR~11%分布式三年CAGR~26%4545403530252050注：右圖分省分布式（戶用、工商業(yè)）裝機容量為20233Q累計值資料來源：國家能源局，中金公司研究部回歸供需本質，若2024~25年用電增速在7%左右，年用電增量在7000-8000億千瓦時左右。我們測算，該需求增量可保證在消納光伏/風電年新增裝機200GW/50GW的基礎上，水電利用小時數持平、火電利用小時數小幅降至4000小時左右，降幅約8%，與容量補償收益較為匹配，基本上可維持系統各類電源經濟運轉。若用電增速趨于企穩(wěn)至5%左右，年用電增量在4000億千瓦時左右，若光伏/風電年新增裝機維持200GW/50GW的較高水平，那么至2025年新能源占新增電量的比重在60%左右，雖然電量平衡上可實現消納，但水電利用小時數降至2500小時左右，火電利用小時數從4300小時降至3750小時（圖表37）。這意味著，在上網電價水平不變的情況下火電、水電的收益或均降低13%/11%左右，考慮火電5%左右容量補償收益，常規(guī)電源收益仍有降低。我們認為，利用小時數新增發(fā)電量增速測算（億千瓦時）新增發(fā)電量7%增速測算（億千瓦時）利用小時數若用電增速企穩(wěn)，消納新能源系統成本提升，配套本地負利用小時數新增發(fā)電量增速測算（億千瓦時）新增發(fā)電量7%增速測算（億千瓦時）利用小時數圖表37：中國新增發(fā)電量及新能源占新增發(fā)電量的比重，2023E-2025E100008000600040002000-2000-5%-5%2023E2024E2025E水電火電核電風電太陽能發(fā)電火電利用小時數水電利用小時數50005000800040006000300040002000200010000-200002023E2024E2025E水電火電核電風電太陽能發(fā)電火電利用小時數水電利用小時數50004000300020000注：2023年發(fā)電量結構根據2023前三季度各電源發(fā)電量同比增幅估算，2024-2025年發(fā)電總量按照5%、7%分別計算，核電發(fā)電量根據預計投產裝機容量估算，2024-20252025年光伏、風電發(fā)電量根據年新增維持200GW、50GW大致測算，已考慮10%左右的新能源棄電率（若考核放開）資料來源：中電聯，國家能源局，BP，中金公司研究部現階段，系統靈活性總體上可消納存量新能源裝機規(guī)模且有一定空間盈余，部分地區(qū)如冀北、蒙東、寧夏、甘肅、青海、吉林、黑龍江等地靈活性偏緊。我們通過電力電量平衡測算，2023-25年源網荷儲各側靈活性均在改善，釋放新增消納空間，具體而言：電源側：一方面，火電、核電等常規(guī)電源容量增加抬高最小技術出力。我們估算2023-2025年新增火電200GW左右，新增核電12-13GW，貢獻最小技術出力增量約60GW；另一方面，存量煤電靈活性改造、新增電源側儲能壓低最小技術出力。據《中國電力發(fā)展報告2023》，十四五前兩年煤電靈活性改造規(guī)模188GW，我們認為，煤電靈活性改造在補償機制維持、存量應改盡改原則下將繼續(xù)推進，十四五將超額完成改造目標，同時電源側按比例配置儲能的趨勢持續(xù)，我們測算2023-2025年煤電靈活性改造新增200GW，電源側儲能新增容量100GW左右，共同壓低最小技術出力約140GW。綜合而言，常規(guī)機組最小技術出力由2022年的655GW降低至2025年的579GW，釋放消納空間~76GW。42023-2025年新增跨區(qū)輸電容量展望（GW）321042023-2025年新增跨區(qū)輸電容量展望（GW）3210最小技術出力最小技術出力影響因素裝機容量2022年常規(guī)機組最小技術出力全裝機容量最小技術出力6552023-2025年邊際變化新增煤電新增氣電新增核電煤電靈活性改造新增電源側儲能582009939-40-992025年常規(guī)機組最小技術出力全裝機容量最小技術出力579注：此處常規(guī)機組最小技術出力為全裝機容量下的最小技術出力，典型日機組非滿負荷運行，工作位置不同，最小技術出力隨之變化資料來源：中電聯，國家能源局，中金公司研究部電網側：聚焦跨區(qū)輸電能力對大型地面電站新能源消納空間的釋放前景，我們測算2023-2025年新增跨區(qū)輸電線路陸續(xù)投產后釋放輸電容量50GW左右，存量通道輸電容量挖潛空間25~30GW（圖表39新增及挖潛容量或可幫助送端地區(qū)抬升發(fā)電負荷75~80GW，即電網靈活性釋放消納空間75~80GW。值得注意的是，雖然跨區(qū)輸電能力建設明顯提速，但送端值得注意的是，雖然跨區(qū)輸電能力建設明顯提速，但送端新能源裝機規(guī)劃更加積極。一批大基地項目總規(guī)模100GW左右，二批大基地總規(guī)模455GW。按照規(guī)劃，十四五期間一批項目全部投運，二批項目投運100GW，一、二批外送規(guī)模共計150GW。我們認為，一批項目大多通過存量通道挖潛送出、且配套電源部分采用存量煤電，因此消納問題不太突出。但二批配套煤電/儲能多需要新增建設，時序協調難度也更大，容易出現更多新能源電源等煤電、等線路的情況。此外，十四五期間一、二批外送規(guī)模150GW對應跨區(qū)輸電容量需求100GW左右，而