会议要点

1. 电力系统的瓶颈

新能源消纳分析框架：电力系统消纳新能源的限制边界包括供需关系、灵活性、以及电网的安全稳定性。

新能源发展趋势：电源侧灵活性及电网特高压建设会增加新能源消纳空间；核电目前不参与调峰。

欧美市场与中国对比：欧洲电源侧灵活性和跨国电力互联互济做得较好，渗透率超过中国和美国。

2. 解析电力体系消纳新能源能力

欧洲新能源功率控制严格，并网要求高，但仍有消纳不足表现。德国规划退出约10GW煤电以给新能源让出空间，其他国家如英国亦有类似计划。

美国新能源消纳受电网强度和输电能力所限，并网周期较长（5年）。最新政策旨在简化并网流程且提高开发商责任，短期效果有限。

国内电力消纳情况：消纳空间有所缓解但西北部消纳矛盾加剧；分布式光伏受电网稳定性影响，增长趋缓，装机量决策不全由消纳限制所左右。

3. 新能源消纳与电网能力辨析

电力系统新增输电通道和存量线路提升后，释放消纳空间约75~80GW，但仍存在输电能力缺口约2~3条通道，导致送端地区压力阶段性增加。

2023~2025年，新能源装机消纳空间估计可达700GW，但消纳受限可能会驱动新增跨区输电线路的规划与扩容，降低消纳困难。

部分地区新能源装机意愿强烈可能会超出消纳空间预估，直流侧容量提升空间也较大，而国内电力系统的分布式能源发展受电网运行稳定性和配网自动化水平限制，需配网改造配套。

4. 新能源并网促电网投资增长

特高压与主网投资增长：特高压项目叠加，预计将带动电网投资增长；主网投资周期将延长，增速可能放缓但整体稳定。2024年电网投资预期同比增速约7%。

配电网智能化升级：配电网面临分布式光伏接入承载力增强，改造需求强烈。国网推动智慧配电网建设，注重提升配网智能化水平和线路改造。

重点推荐投资标的：国电南瑞和许继电气在特高压领域表现优秀；四方股份和东方电子作为低估值二期设备标的值得关注。后者高股息、稳定现金流和成长性在估值方面具备良好性价比。

5. 新能源消纳与电力设备未来

电力设备出海前景：海外电网投资需求持续，主要由新能源并网瓶颈及老旧电网改造驱动。出海电力设备公司由于供应能力瓶颈，长期海外渠道耕耘表现为高增长。

短期投资机会认可度高：投资者对具有出海能力且估值在20倍以下的电力设备公司持有长期增长预期，业绩增长驱动股价上涨。

绿电行业长期景气度预计会回升：尽管当前存在短期压力，结构性消纳问题影响情绪，中东南地区消纳健康，储能成本稳健，部分新能源项目预期性强，某些电企由于资源占优、投资理念长远，展示长期投资价值。

会议实录

1. 电力系统的瓶颈

我是中金公司风光公用环保团队的刘佳妮。随着近几年新能源的快速发展，在一些主要国家或地区，电力系统开始面临新能源消纳能力不足的问题。甚至在供大于求的情况下，出现了负电价及大规模弃电的情形。投资者一直在询问，还能消纳多少新设备，还能装多少。因此，我们近期在国际组的牵头下发布了《海外电力新能源观察》的首篇报告，探讨了如何理解电力系统对新能源的消纳能力。

报告建立了一个消纳空间的研究框架，通过分析欧美和中国市场的关键影响因素边际变化，研判中短期新能源发展的趋势及较大的空间。我的同事，中金国际组的研究员王琳将会简要介绍本报告的具体逻辑和结论，以及我们电芯组的研究员曲浩源将会与我一起分享一些设备和运营的投资机会。

首先，我会简要阐述我们的研究框架。一直以来，引导风电和光伏投资需求的因素在不断变化。早期可能是国家补贴，而至平价时代以及设备成本下降的前后，关注点逐步转移到了电力系统消纳的能力。我们认为，电力系统对新能源的消纳能力存在三重限制边界。第一个是供需关系，这是决定消纳能力的底线，即用电需求的增量能否提高整体消纳规模。

第二是系统灵活性边界。在电力需求稳定的情况下，如果其他电源和电网拥有足够灵活性（例如通过火电灵活性调节压缩自身发电负荷），将为新能源创造更多空间。而如果此类固定电源的灵活性不足，就会限制新能源在某些时段的消纳空间。

第三是电网安全稳定性的运行要求。大规模新能源接入可能影响系统转动惯量，降低电压频率稳定性，或导致反向送电带来线路设备过载。若电网结构和设备基础较弱，稳定性则可能成为新的瓶颈。

在分析消纳空间时，我们主要观察净负荷曲线，即减去现有新能源出力后的用电需求变化。例如，一天中不同时间段的电力需求，扣除光伏和风电的出力后所得曲线。通常，光伏在中午达到峰值，而风电在夜间达到峰值，最终呈现的净负荷曲线显示早晚的需求大于中午时段。

通过净负荷曲线与常规电源最小出力值之间的差异，我们可以判定剩余的消纳空间。灵活性的提升将影响这一空间大小。例如，如果火电的最低负荷从50%降至30%，对于10吉瓦的煤电进行灵活性改造，最小技术出力降低2吉瓦，即新能源的消纳空间可增长2吉瓦。如果电源侧储能增加了10吉瓦，消纳空间相应增加10吉瓦。目前核电暂不参与调峰。

另外，合理调整负荷和增加储能，如通过电价引导将用电需求转移到过剩发电时段，同时配合电网特高压建设，在空间维度上促进消纳。例如，在某地区，8吉瓦的光伏和4吉瓦的风电项目，加上4吉瓦的火电以及2.5吉瓦乘以2小时的储能，1条8吉瓦的特高压线路能消纳12吉瓦的新能源。这表明，无论是从供需关系还是灵活性边界，我们都有空间提升消纳能力。

同时，我们还需考虑电网运行的稳定性要求带来的限制。集中式和分布式接入潜在风险不同，因此面临的稳定性限制也有所区别。集中式大规模接入可能导致系统转动惯量不足，降低电压频率稳定性；而分布式接入可能因反向送电而带来线路设备过载和电压抬升等问题。这些问题的短板将决定消纳的上限。这是我们整体研究框架的介绍。接下来，王林将介绍欧美现状和问题，以及在中国的具体分析，请王琳开始。

谢谢刘佳妮教授。各位投资人晚上好，我是中金国际组的电力新能源分析师王琳，下面我将和大家分享中美欧三个市场的新能源消纳现状和发展动态。首先是欧洲，该地区已实现高新能源渗透水平，平均渗透率超过20%，个别国家如丹麦、德国、西班牙则超过30%。欧洲之所以能达到如此高渗透率，归根于电源和电网侧的灵活性基础。

首先在电源方面，欧洲国家依靠气电和水电，煤电灵活性转型也颇为深入，能够灵活调整最小出力。按照刘佳妮教授前述框架，如果以最低负荷与常规电源最佳出力的比值进行对比，德国、意大利等国家的比值可达1.5左右，而中国和美国大约在1.1到1.2之间。相比之下，欧洲电源灵活性基础显著更好。

其次在电网方面，欧洲强调国家间电力互联互济，跨国联络线路建设密切，并持续加强投资，年均约200亿欧元将投向跨国输电线路建设。预计到2030年，欧洲跨国输电容量将占总装机容量的15%比重。

2. 解析电力体系消纳新能源能力

另一个方面，欧洲在电网运行稳定性方面做得比较好。以德国为例，他们要求新能源并网必须满足严格的技术指标。例如，在并网后，它们能控制节点电压偏移，保持在一定范围内。同时，要求新能源要可管可控，即使是低压侧接入的分布式能源，也需具备这些功能。为了实现可观可控，需进行前置的升级改造，例如，加装配电自动化等设备，不过这些设备成本较高。然而，高电价水平的欧洲部分地区可以消化这些成本。

欧洲近期出现了一些消纳能力不足的现象，像芬兰、瑞典、荷兰和德国去年出现的负电价频次都超过了300个小时。主要原因是一些国家处于欧洲大陆边缘，如法国和波兰，由于跨境输电能力存在缺口。其它大部分国家，如德国、意大利、比利时和英国，则是由于风电和光伏产能过剩造成负电价。

从边际变化来看，欧洲正在意识到消纳问题，并开始退出传统电源，以便为新能源释放出空间。德国今年计划退出近10吉瓦的煤电，为新能源释放出较大空间。英国今年也计划退出两吉瓦的煤电，整个欧洲今年约计划退出15吉瓦左右的煤电。市场对欧洲的关注集中在两个问题：一是对欧洲短期的新能源需求；二是如果短期需求保持高水平，何时能遇到消纳瓶颈。我们认为短期内欧洲的消纳问题不太可能拖累市场预期的需求水平，其中原因有两个：首先是退煤确实释放了空间；其次，目前欧洲大部分国家存在一定的电网资源挖潜空间，因此整体短期需求有一定支撑。

关于长期消纳瓶颈的问题，我们认为德国的电网较强，中期可能出现瓶颈的可能性较小。然而，除了德国以外，其他国家如意大利和西班牙，如果电网投资增速不及预期，可能在5年左右时间面临消纳问题导致需求受限的情况。

谈到美国，新能源渗透率整体并不高，约为15%，与国内的进展大致相同但也开始面临了一些消纳压力。美国电网强度不足以及跨区输电能力不足是其主要矛盾。美东、美西及德州电网较为独立，电网互联互通水平低。美国的并网流程与欧洲类似，但项目从并网申请到落地平均需要5年，这意味着消纳问题相当严重。

美国去年7月发布了一项简化并网流程的政策，计划推出一些新能源集群评估，加速评估周期，而对开发商提出更高要求，如退出罚款等。这些旨在促进整体并网流程。新规可能一年之内无法显著见效，因其尚待具体工作细则和执行方案的制定，目前细则推进稍有滞后。电网公司提交的方案原计划于去年12月，现已拖到今年4月。尽管4月有望出台具体细则，其促进的新项目可能要几年后才能体现效果。

针对美国短期需求，我们认为三大问题已成为新装机量需求的拖累。la补贴后，新能源经济性良好，参与并网的热情也较高；但如加州等部分地区由于消纳困难，需收紧电价政策，导致需求相对放缓。就集中式与分布式而言，预计24年美国集中式受压力影响，短期需求不会受明显拖累，增速可达到约15%，分布式则因高利率和电价收紧双重影响而放缓，未来如果利率下行，可能迎来需求拐点。

在国内方面，我们主要得出三个结论：第一，我国消纳空间增量正在缓解，能维持较高的新增装机水平；但西北等大基地消纳矛盾可能阶段性加重。第二，国内分布式光伏，特别是户用光伏，面临较大消纳压力，增长可能放缓。第三，消纳限制不会完全传导到装机决策上，装机可能保有一定惯性。若空气污染考核进一步放松，可能开放更多超配空间。

我们是基于灵活性边界测算消纳空间，主要考虑常规机组的最小技术出力以及负荷曲线特别是午间最低负荷。考虑未来几年煤电气电核电装机新增量，煤电灵活性改造进展，以及电源侧储能家装进展。25年的常规机组最低技术出力预判显示，从22年到25年呈下降趋势，表示灵活性有所提升。负荷侧按典型工作日和节假日午间最低负荷测算，再平均得到整体最低负荷，考虑各省电网符合增量，包括抽蓄和跨省跨区输电线路以及负荷响应提升能力，预测25年工作日和节假日负荷现状。

3. 新能源消纳与电网能力辨析

在考虑电力系统中的电网侧投资和能力提升时，我们测算了电网侧包括新增输电通道和对既有线路的挖潜能够释放的灵活消纳空间约为75至80吉瓦。然而，根据“十四五”期间一二批大基地的外送规模预计，新增装机量将达150吉瓦，相应的输电容量需求大约为100吉瓦。这意味着存在一定的输电能力缺口，大概有2至3条走廊的缺口。

因此送端地区的供电压力在未来两年内将阶段性提升。从最小技术出力和5000倍最低负荷两方面测算，我们得出了2025年以及2023至2025年新增的消纳空间。将这些数据折算到风电和光伏的整体装机容量，我们得出结论：2023至2025年总计可以消纳的新能源装机量约为700吉瓦。如果以2023年整体在250吉瓦左右计算，那么2024年和2025年的年均可消纳装机量可能为225吉瓦。但如果进一步允许5%至10%的容错率，整体装机量可以达到更高，预计为240至260吉瓦左右。尽管如此，送端的结构性矛盾将加剧，不过我们预期新增的跨区输电线路规划将有助于进一步扩容，因此可以缓解由资源测和网测不匹配导致的消纳困难。

关于装机量和装机预期，我们有两点认识。首先，交流侧的装机量可能会超过我们的消纳空间测算。尽管部分地区消纳能力受限，我们认为由于投资意愿和对经济性的考量（如电价、风光资源以及项目稀缺性等），项目开发商可能会接受一定的阶段性起点。因此，实际装机容量可能会超出预计的消纳空间。

其次，直流侧的容量将更高。我们的消纳空间限制主要影响交流侧容量，但如果放宽容错率标准，直流侧可以容纳更多装机。目前国内项目中，直流与交流的容载比常见于1.2左右。而在欧美部分地区，该比值已达1.5以上。鉴于目前设备成本较低，如果非技术成本不过高，我们认为经济超配和容错是可行的。

最后，关于国内分布式发展进程，部分省市如山东、河南等地的分布式发展早并且迅速，但它们正面临承载能力不足的问题。这主要是因为分布式新能源触及了电网运行稳定性的边界，尤其是在低压侧过多接入可能会影响整个电网的可观测性和可管理性，加上国内配电网自动化水平普及度不高。我们依据电网公司的承载能力黄色预警标准，对各省份现有开发容量和80%红色预警上限的潜力进行了测算。结果表明，如山东、河南、江西、安徽等渗透率较高的地区已达到20%以上。尽管大部分地区仍有较大空间，但需要强调配网受制于多种复杂因素，没有单一的绝对标准。实际中，消纳限制可能比测算结果更大。

总之，配电网的改造需求量巨大；如果改造跟不上，分布式发展尤其是户用发展受到的负面影响可能增大。这是我方面的汇报。接下来，请电力设备新能源分析师曲浩源介绍消纳受限下的电网投资前景和机会。谢谢王林，谢谢佳妮。

各位投资者晚上好，我是电力设备新能源组的分析师徐浩源。关于新能源消纳问题，我将接着讨论电力系统当中的电网投资和制约新能源消纳的问题。首先，在分析框架中讨论了调节贡献方面，例如火电灵活性改造、储能等能为调峰贡献一定能力，使电网运行时能够接纳更多新能源。但实际上，很多大基地项目在并网过程中便受限于整个网络，尚未进入运行阶段就已经受制于并网限制。

我们推测电网基础设施建设成为国内新能源项目并网的核心制约因素之一。预测在2024年，电网投资边际将呈上升态势。从能源局数据看，2023年1至11月份电网投资增速达5.9%。全年的数字尚未公布，但我们预计仍将保持5%以上，可能在7%左右，是历年来最高的增速之一。

对于2024年的展望，我们了解到国家电网加大了电网投资，特别是在特高压和配电网两方面。我们预计国内电网投资不仅是预算增速上涨，而且整体投资完成额的增速也大约在10%左右。尤其是特高压方面，估计将贡献约300亿增量，代表同比约60%的投资增长，主要是因为2024年即将开工的新线路。如近期四川至成都东的特高压二期项目就完成了核准，并开工，总投资达145亿元。

4. 新能源并网促电网投资增长

所以其实我们看到，特高压领域在2023年已经开工建设的项目基础上，预计在2024年将追加开工一系列项目，因此特高压的投资额将由两项叠加，带动整体电网投资增长。在主网的投资方面，主网通常特指特高压以下至配电网以上的网络，即110千伏以上至800千伏以下的范畴。历史上主网投资呈现强周期性，继高增长几年后，可能出现一段时间的衰退。我们认为，过去主网投资的周期性源于供电投资增速超过电网投资之后，电网投资会加速以补充短板。实际上，过去两年国网的变电设备招标增速维持在同比30%左右，这体现了补短板进程。

我们认为，这一轮主网投资周期相比以往会更长，主要原因还是得益于特高压项目间接带动周边500千伏主网和西北主干网络包括750千伏配套工程的建设需求，以及西北电网中新能源并网所需的主干网建设。这些新增需求是一个增量市场。因此，尽管从招标端看，期望其延续30%以上的高增长可能较难，但我们仍预期招标增速能保持在10%以上，并且整体投资额将相对稳定。对于今年而言，我们的预期是看到同比约7%的增速，过去几年基本保持在10%以上，未来可能逐步回落至平稳水平。

配电网方面，面对分布式并网难题，我们首先看到的需求是变压器的扩容。相比简单地修复扩容来说，配电网更需要系统化规划与配网容量评估后的系统改造。短期内，电网通过集中汇流、配备储能等方式来暂缓变压器扩容的需求，以接纳更多分布式光伏接入。对电网来说，更大的挑战是分布式光伏的可观测性、可预测性和可控性。现在电网需要加强对终端监测和预测，并提升配网侧调度运行控制系统的水平。尽管目前的配网自动化率已达97%以上，但智能化程度与预期尚有较大差距。

国家电网提出构建现代化智慧配电网，并在35个地区展开试点，提高配网的智慧化水平。以国网浙江电力为例，规划了2024年327.4亿元的电网投资，其中配电网投资计划为183亿元，以推进智慧配电网建设和线路改造。综合看来，特高压、主网、配电网的投资都将有明显提升。

就特高压投资而言，建议关注特高压释量和柔直技术突破。在此方向上，我们持续推荐国电南瑞作为电网龙头，和许继电气作为柔性直流龙头。南瑞在短期调整后，估值上已具备较强性价比，2024年的估值大约20倍，无论是未来的业绩增长性还是确定性，都十分强劲。另外，许继电气的业绩弹性主要看其在2025年之后柔性直流领域的中标情况及推进效果。

在配网投资方面，重视智慧化方向的公司。建议关注当前估值低的电网二次设备的标的，诸如四方股份和东方电子。这两家公司在电网二次设备领域具备较低的市盈率，并且四方还享有电力设备行业中稀缺的高股息。此外，我们也积极推动电力设备走出国门，开拓国际市场。

5. 新能源消纳与电力设备未来

刚才已经提到，海外电网同样面临升级改造和电力设备需求的新周期。我们认为，与新能源并网的瓶颈和老旧电网改造，以及制造业回流带来的需求相关联的海外电网投资需求将保持持续性。在这一背景下，许多海外供应商出现供应能力瓶颈，而短期内补足这一缺口并不容易。

因此，在这一逻辑下，我们认为，拥有出海能力的电力设备公司具有价值。他们长期耕耘的海外渠道通过订单和业绩的高增长，能够实现价值兑现。例如未来两三年，我们看到包括华明装备、三星医疗、海信电力等出海公司的股价已有明显涨幅。展望至2024年，尽管这些公司股价已涨不少，但它们的估值基本在20倍以下，说明这些公司是在不断业绩上修的过程中带动股价上涨，而未来海外巨大的成长空间，并没有导致市场将其估值拉升，而是更多靠业绩实现。

我认为，这些公司在短期内，凭借催化剂，仍具有较强的配置价值。尤其是行业龙头思源电气，通过多个海外市场及长期产品线的布局，已证明了其出海能力。虽然目前海外业务占比仅为20%，但长远来看公司目标海外收入达到30%左右，属于较稳健的配置。另一方面，我们还推荐具有弹性的金盘科技，其主要机会在于进入美国市场销售干式变压器，具有较强的市场竞争力，是其强劲的阿尔法来源。所以，总结来说，我们推荐解决电网消纳瓶颈的企业。国内我们侧重特高压和配网投资；在海外，我们看好能出海的核心公司。这是我这方面的汇报。

接下来请嘉发言。

谢谢浩源。接下来我将用大约5分钟时间，跟大家总结一下目前我们对电力运营和绿电运营公司的看法。短期来看，即6个月到一年内，行业情绪可能持续承压，对电力消纳和电价存在一定不确定性，这些问题短期内可能难以解决。但若从1至2年或更长期看，我们认为整个绿电的景气度将明显提升。

首先，近两年全国新能源投资存在超预期情况，特别是三北地区的投资水平较高。但是本地用电需求，并未伴随特高压大量投产而上升，审批项目需要1至2年时间进入商业运营，导致三北地区消纳空间短期受限，可能导致限电率上升。这些地区市场化程度较高，电价无保护，可能面临下行压力。

由于结构性消纳问题的存在，可能造成压力和情绪上的承压。不过，中东南地区整体消纳情况较好，去年全年无论是电价机制，还是配储能要求，均较为合理。结合当前储能价格，总体成本上升缓慢有序。因此，我们认为短期全国或北方公司可能面临压力，但中东南地区的某些投资机会，如海上风电项目，值得关注。这些地区无论电量还是现金流回款均较可预期，相关单体项目或公司有稳定的分红能力。

长期看，我们认为新能源运营的股价和估值目前已经反映了市场担忧，在底部阶段。未来1至2年，边际上可能会有利好因素，比如量价重新平衡，三北地区本地用电需求增加，以及外送线路逐步落地。过往案例显示，三北地区消纳能力在初期限制后，逐渐恢复平衡。我们认为，在特高压落地后，风光项目的盈利能力将恢复至合理水平。电力企业愿意投资，因为他们以更长远的视角寻求优质资源。只要投资决策谨慎，能占据优质的风光资源，长期来看仍具有投资价值。

此外，我们留意到欧洲海外的碳边境税政策已逐步落地，配合出口绿电需求的提升，有助于电企在电价之外获得更多绿色收益。从长周期看，绿能风电和光伏是电力资产的核心。当前，如龙源电力等公司在港股的估值仅为6至7倍市盈率，与公司的净资产收益率和业绩增长预期不相匹配。各类资金对此可能暂时不感兴趣，但我们建议大家保持高度关注。

行业若有变化，或政策或补贴发放加速，有助于在底部的行业迅速促进股价上涨