电力设备与新能源行业专题研究：源网荷储发力，打开风光装机空间-20230831-华泰证券-37页_2mb

源网荷储发力，打开风光装机空间

核心内容概述

在“双碳”目标背景下，风电和光伏发电作为清洁能源，发展潜力巨大，但其出力的随机性和波动性对电网消纳能力提出挑战。本文指出，尽管部分区域存在消纳压力，但通过源网荷储多环节协同调节，可有效提升风光发电的消纳能力。特别是电化学储能的快速发展，为风光装机提供了较大的弹性空间。

主要观点

• 风光发电与用电负荷时空错配：风光发电出力与负荷曲线不匹配，导致弃风弃光问题。西北地区因资源丰富但负荷较低，面临更大的消纳压力。
• “十四五”期间电网消纳能力不构成限制：随着风光大基地项目落地，虽然第二批项目存在92GW电力外送能力缺口，但通过特高压建设、煤电灵活性改造、需求响应和储能技术的协同发展，预计不会成为风光装机的瓶颈。
• 源网荷储协同调节：电源侧通过煤电灵活性改造提升调节能力；电网侧依赖特高压建设实现远距离输电；负荷侧通过需求响应削峰填谷；储能侧通过抽水蓄能和电化学储能调节供需。
• 电化学储能对风光消纳的弹性作用：若2025年电化学储能累计装机达50GW，风光消纳空间将分别达到718GW和919GW。每增加10GW电化学储能，风光消纳空间可分别增加39.0GW和17.7GW。

关键信息

消纳问题的成因

• 时间维度：风光发电具有“单峰”和“反调峰”特性，而负荷呈现“双峰”特征，导致供需不匹配。
• 空间维度：西北地区风光资源丰富，但负荷集中于东南，需依赖特高压输电实现电力外送。

历史经验与现状

• 2016年西北地区因供需错配、调节能力不足、外送能力有限，出现严重弃风弃光现象。
• 2018-2020年，我国超额完成清洁能源消纳目标，弃风弃光率稳定在较低水平。
• 2022年全国风光发电利用率均高于95%，但西北地区仍存在压力。

消纳压力展望

• 第一批风光大基地项目主要依赖存量特高压通道，预计2023年底投产。
• 第二批风光大基地项目存在92GW外送能力缺口，消纳压力可能加剧。
• 第三批风光大基地项目仍以西北地区为主，预计渗透率将提升，可能导致弃风弃光增加。

源网荷储协同机制

• 电源侧：煤电灵活性改造预计贡献系统调节能力30-40GW，重点在“十四五”期间推进。
• 电网侧：特高压是清洁电力外送的重要手段，2023-2024年将进入密集开工期。
• 负荷侧：需求响应投资成本仅为新建发电厂的14%-20%，预计2025年达到82GW。
• 储能侧：抽水蓄能和电化学储能是主要的调节手段，预计“十四五”期间抽水蓄能开工40GW+，电化学储能增长潜力大。

政策与市场机制

• 新能源强制配储政策、独立共享储能模式推动电化学储能发展。
• 特高压建设纳入输配电价回收，收益有保障。
• 新版“两个细则”提升煤电深度调峰补偿标准，使其具备经济性。

技术与经济性分析

• 煤电灵活性改造：包括低负荷稳燃、宽负荷脱硝、热电解耦等技术，投资成本差异较大。
• 特高压成本：直流特高压每条投资200-300亿元，交流特高压每条投资50-100亿元。
• 需求响应：具备较高的性价比，预计2025年达到82GW。
• 抽水蓄能：成本低，建设积极性提升，预计“十四五”期间开工40GW+。
• 电化学储能：增长潜力大，受政策和商业模式影响。

风险提示

• 特高压核准和建设进度不及预期
• 电化学储能上游原材料价格超预期上涨
• 新能源强制配储政策执行力度不及预期

未来展望

随着“十四五”期间源网荷储各环节的协同推进，特别是电化学储能的发展，风光发电的消纳空间将显著扩大，实现清洁能源的可持续发展。