广发电新 | 能源基建之二:新能源并网压力再现,电网建设迫在眉睫

（以下内容从广发证券《广发电新 | 能源基建之二:新能源并网压力再现,电网建设迫在眉睫》研报附件原文摘录）
　　报告分析认为电网建设将充分受益能源基建发力和新能源消纳需求。基于对我国电力供需格局和新能源大基地和分布式新能源发展的研究，对特高压建设需求和配电网改造重点进行了分析。 摘 要 新能源消纳需要“储输”结合。新型电力系统建设的核心是提升新能源的消纳能力，需要满足两大条件：一是并网（解决空间错配问题），将新能源发电设备接入电网，如果发电量较小，则接网后本地消纳即可；如果发电量较大，则需要进一步外送，实现跨省跨区消纳。二是调节（解决时间错配问题），电力系统运行需要实时平衡，新能源出力具有随机性、波动性、间歇性特征，因此需要配置足量灵活性资源（储能及类储能），实时填补用电负荷与新能源出力间的差值。现阶段新能源并网压力逐步显现，需通过加快电网建设保障我国新能源可持续发展。 风光大基地电力外送压力凸显。16-21年，三北地区（大基地主要地区）外送电量由2097亿千瓦时提升至4935亿千瓦时，占比由14.9%提升至22.0%，外送压力持续加大。随着风光大基地建设提速，将进一步加大电力外送地区（三北和西南）的新能源消纳压力。根据我们统计测算，第一批大基地共计97.05GW，其中39.7GW（40.9%）利用现有特高压等通道外送；第二批大基地已披露165GW，其中23GW（14%）利用存量，50GW（30%）依托新建省内通道外送，92GW（56%）依托新建超特高压外送通道进行消纳；预计第三批及以后大基地规模将达到192.95GW，对应10.7条特高压直流需求（外送129GW/67%）。本轮特高压建设持续性显著增强，“三交九直”外或有更多规划出台。 特高压建设提速迫在眉睫。受疫情影响，今年特高压开工不及预期。特高压建设周期约1.5-2年，明显高于风电（约1年）、光伏（3-6个月）建设周期，特高压须超前大基地建设。因此欲使规划的“三交九直”项目在“十四五”内投产，则最晚需要在24年上半年开工。故预计23年将是特高压工程开工大年，特别是特高压直流项目。我们测算交流特高压投资预计23年较22年增长77%；直流特高压投资预计23、24年分别增长70%、61%。 分布式光伏遇瓶颈，配网扩容率先启动。结合相关政策要求，23年配网投资应聚焦有望超预期增长的配电变压器领域：一是户用光伏中午反送电易超过变压器容量限制，亟待配变扩容；二是22年疫情影响部分改造需求移后至23年，叠加23年为变压器能效提升计划收官之年。 电网建设将充分受益能源基建发力和新能源消纳需求，兼具爆发力和持续性。风光大基地外送压力倒逼特高压提速；分布式光伏消纳瓶颈聚焦配电网扩容。 风险提示 电网企业投资能力不足；疫情、规划调整等因素导致特高压核准开工不及预期；分布式新能源建设减速导致配网改造不及预期。 正 文 一、电网建设对新能源消纳不可或缺 （一）新能源消纳既需要“储能”调节，又需要电网支持 实现新能源消纳需要满足两大条件：一是并网（解决新能源发电与用电需求的空间错配问题），将新能源发电设备接入电网，如果发电量较小，则接网后本地消纳即可；如果发电量较大，则需要进一步外送，实现跨省跨区消纳。二是调节（解决新能源发电与用电需求的时间错配问题），电力系统运行时需要实时平衡，新能源发电出力具有随机性、波动性、间歇性特征，因此需要配置足量灵活性资源，实时填补用电负荷与新能源出力间的差值。 在并网方面，接网环节需要考虑集中式新能源新建接网工程，分布式新能源是否满足配电网承载力等；外送环节需要考虑是否存在外送通道、外送通道容量是否充足、外送通道建设是否与新能源建设相匹配等。 在调节方面，能够灵活调节的火电（火电灵活性改造）、抽水蓄能、新型储能、需求侧响应等均是灵活性资源，能够响应新能源出力的变化，进行调峰调频等操作，确保电力系统实时平衡。抽水蓄能、新型储能等储能具有较强的调节能力；火电灵活性改造、需求侧响应等“类储能”亦具备较大发展潜力。 （二）风光大基地区域电力外送压力凸显 我国能源资源与需求呈逆向分布，西电东送、北电南送格局持续加强。根据《新时代的特高压使命》测算，我国80%以上的能源资源分布在西部和北部地区，70%以上的能源消费集中在东中部地区，能源资源大范围优化配置成为“刚需”。《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》提出构建现代能源体系，建设金沙江上下游、雅砻江流域、黄河上游和几字湾、河西走廊、新疆、冀北、松辽等清洁能源基地，加大向中东部地区送电力度。 三北及西南地区外送电量持续提升，特别是三北地区的外送电量绝对值和在总发电量中占比趋势上行。采用Wind中分省发、用电量数据，由于用电量包含线损，故可以以区域发电量与用电量之差表征外送电量。三北地区（含内蒙古、山西、甘肃、青海、宁夏、新疆、黑龙江、吉林、辽宁九省区），2016-2021年发用电量差（可表征外送电量）由2097亿千瓦时提升至4935亿千瓦时，发用电量差在发电量中占比由14.9%提升至22.0%。西南地区（含四川、云南、西藏三省区），2016-2021年发用电量差在发电量中占比虽有下降，但发用电量差仍由2618亿千瓦时提升至2883亿千瓦时。 三北和西南地区外送电量提升有赖于特高压通道支撑。以特高压直流为例，一条特高压直流额定功率8GW，设计利用小时一般约为5000h，年输送电量400亿千瓦时。2016-2021年三北和西南地区发用电量差（可表征外送电量）增加2838、265亿千瓦时，分别需要7.1、0.7条特高压直流通道。2016-2021年全国实际投运特高压直流工程13个，有力支撑了上述地区电量外送。 “十四五”期间，新能源成为新增发电量的主体。2020年我国全社会用电量7.5万亿千瓦时，根据中电联预测，2025年将达到9.5万亿千瓦时，增加2.0万亿千瓦时。根据光伏头条统计30省（市、区）“十四五”风光新增装机目标达到874GW，假设平均利用小时数1800h，则新增发电量1.57万亿千瓦时，占全社会用电量增加值的79%。 大型风电光伏基地成为“十四五”新能源建设的中流砥柱，近一年加速推进。自2021年10月印发第一批大基地建设项目以来，国家能源局持续加快推进大基地建设，现已印发第二批大基地项目清单，并启动申报第三批大基地项目。 大型风电光伏基地大多位于三北和西南地区，大基地建设将扩大上述地区发用电不平衡性，亟需加快加大特高压建设，支撑新能源向中东部地区大规模外送。 二、新能源大基地倒逼特高压建设提速 （一）大基地已披露97+165GW，“三交九直”有望在23年密集开工 第一批大基地共计97.05GW，由于含有安徽、山东、湖南等中东部地区项目，故外送比例较低。据我们统计，明确外送的项目装机容量为39.7GW，占比40.9%，且主要利用存量外送通道，如内蒙古主要依托上海庙-山东特高压直流（昭沂直流）、锡盟-泰州特高压直流（锡泰直流）、锡盟-山东特高压交流、扎鲁特-青州特高压直流（鲁固直流）、呼伦贝尔-辽宁±500千伏直流外送，青海主要依托青海-河南特高压直流（青豫直流）外送，宁夏主要依托宁东-青岛±660千伏直流（银东直流）、宁东-浙江特高压直流（灵绍直流）外送，吉林主要依托扎鲁特-青州特高压直流（鲁固直流）外送。 第二批大基地已披露165GW。根据我们统计，其中23GW（14%）利用存量通道，50GW（30%）依托新建省内通道外送，92GW（56%）依托新建超特高压外送通道进行消纳。与第一批大基地相比，需要新建通道、特别是跨省跨区超特高压外送通道的比例明显提升。 2022年1月，国家能源局印发《关于委托开展“十四五”规划输电通道配套水风光及调节电源研究论证的函》，提出“三交九直”特高压规划项目。第二批大基地需要新建的超特高压外送通道占其中“一交七直”（其余“两交两直”为张北-胜利、川渝特高压交流和金上-湖北、藏东南-大湾区特高压直流，与沙漠及采煤沉陷区基地项目无关），考虑到特高压建设周期约1.5-2年，明显高于风电（约1年）、光伏（3-6个月）建设周期，故特高压须先于大基地开工，亟需加快特高压建设。 此外，第二批大基地已披露的165GW项目还涉及蒙西-中东部、蒙西-华北外送通道共两条，可见“三交九直”特高压规划尚难以完全满足当前已披露大基地项目需求，考虑到第三批大基地已开始项目申报，我们预计未来1-2年或将有更多特高压项目提出并纳入规划。 8月3日，国家电网公司重大项目建设推进会议上提出，年内将再开工建设“四交四直”特高压工程，加快推进“一交五直”等特高压工程前期工作，争取早核准早开工。会议提出，今年1-7月，福州-厦门、驻马店-武汉特高压交流开工建设，白鹤滩-江苏特高压直流竣工投产。年内，建成投产南阳-荆门-长沙、荆门-武汉特高压交流等工程，计划陆续开工建设金上-湖北、陇东-山东、宁夏-湖南、哈密-重庆直流以及武汉-南昌、张北-胜利、川渝和黄石交流“四交四直”8项特高压工程，总投资超过1500亿元，进一步发挥电网投资拉动作用。 受疫情影响，目前开工进度不及预期，仅开工“三交”，直流尚未开工。武汉-南昌、川渝和黄石交流工程分别于9月、9月、10月开工，张北-胜利交流和金上-湖北、陇东-山东、宁夏-湖南、哈密-重庆直流工程尚未动工。 考虑到特高压工程建设周期约1.5-2年，故欲使规划的“三交九直”项目在“十四五”内投产，则项目最晚需要在2024年上半年开工，因此预计2023年将是特高压工程开工大年，特别是特高压直流项目。 考虑目前纳入规划的“三交九直”特高压项目，根据新闻披露的工程建设进展信息，结合以往项目建设周期，大致估算项目开工和投产时间，并测算交、直流特高压项目投资情况：交流特高压投资预计2023年较2022年增长77%；直流特高压投资预计2023、2024年分别增长70%、61%。 （二）大基地规划加速，特高压建设持续性显著增强 根据中国电力网报导，各省针对第三批风光大基地项目的申报已经陆续启动，多个省份已下发项目申报文件。我们测算455GW的大基地总规模中，预计第三批及后续批次大基地规模将达到192.95GW，假设外送比例为2/3（第一、二批大基地外送比例41%、56%），即约129GW外送，一条特高压直流大约能够输送12GW新能源，故对应新增10.7条特高压直流需求。 考虑到特高压建设周期约1.5-2年，明显高于风电（约1年）、光伏（3-6个月）建设周期，故特高压须超前大基地建设。预计随着第二批大基地项目推进及第三批大基地规划提出，将会有更多特高压规划出台。 （三）特高压直流更具看点，常直向柔直升级适应新能源高比例接入 特高压是指电压等级在交流1000kV及以上和直流±800kV及以上的输电技术，具有输送容量大、距离远、效率高和损耗低等技术优势。建设特高压进行电能的大规模远距离配置对我国具有重要意义。 特高压直流适合远距离输电，特高压交流适合较远距离输电和组网。特高压工程造价=两端变电站或换流站造价+中间线路造价。由于特高压交流变电站造价低于特高压直流换流站，且特高压交流线路（A、B、C三条导线）造价高于特高压直流线路（正负极共2条导线）造价，故特高压交、直流存在经济等价距离。根据《特高压交流和直流输电系统可靠性与经济性比较》测算，在相同输电距离下，交流系统的强迫能量不可用率低于直流系统；当输电距离超过1300km时，交流系统的等效停运率大于直流系统；在不考虑停电损失费用的情况下，当输电距离小于1300km时，交流系统经济性更优，反之则直流系统更好；当考虑停电损失时，如果单位停电损失较低，则直流输电的经济性在较远距离上更有优势，但是当考虑的单位停电损失较高时，在合理的输电距离范围内，交流的经济性优于直流。 直流输电技术进一步分为常规直流输电技术和柔性直流输电技术。近年来创新发展的柔性直流输电技术十分契合新型电力系统发展趋势，渗透率未来有望逐渐提升。常规直流适合点对点大规模远距离输电。柔性直流具有三方面特点：一是大规模远距离输电；二是无需交流电网支撑，适合高比例新能源送出；三是能够实现多端灵活组网。 （四）关注特高压主设备投资机会 特高压开工加速，主设备招标将进入快速上行周期。从价值量角度来看，特高压直流关注换流变、换流阀等设备投资机会，特高压交流关注组合电器（GIS）、变压器、电抗器等设备投资机会。 三、分布式新能源带动配电网改造升级 （一）分布式新能源渗透率提升有赖于配电网改造升级 我国分布式光伏近年来加速发展，截至2021年底在光伏累计并网容量中占比超过1/3。根据国家能源局披露数据，从累计并网容量看，截至2021年底我国光伏累计并网容量达到30599万千瓦，其中分布式光伏10751万千瓦，占比35.1%。山东、浙江、河北、江苏、河南分布式光伏并网容量最多，分别为2334、1265、1262、975、930万千瓦，合计6766万千瓦，占全国分布式光伏并网容量的62.9%。从新增并网容量看，2021年全国新增光伏并网容量5488万千瓦，其中分布式光伏2928万千瓦，占比53.4%。山东、河北、河南、安徽、浙江分布式光伏新增并网容量最多，分别为867、517、359、216、198万千瓦，合计2156万千瓦，占全国分布式光伏新增并网容量的73.6%。 从主要发展地区的分布式光伏装机占比来看，山东占比最高，预计最先遇到消纳问题。山东光伏在总装机容量中占比为19.3%；分布式光伏在总装机容量中占比为13.5%，明显高于其他省份。 山东省自2021年底以来密集出台政策，对分布式新能源并网和运行提出更高要求，其中大部分要求均与配电网改造升级相关。一是控制分布式光伏接入规模或要求配置足量储能，避免变压器过载；二是要求加快推进全电压等级分布式光伏“可观可测可调可控”。 （二）配网升级改造聚焦配电变压器扩容 我们6月23日发布的《新型电力系统系列之一：迎接分布式新能源消纳的投资机遇》对分布式新能源大规模发展带来的问题和配电网改造方向进行了系统分析： 分布式新能源渗透率提升将带来六方面问题：反送电时配电设备和线路过载、电压质量问题、谐波问题、“孤岛”运行带来电网（作业）安全隐患、继电保护整定困难、缺乏监测控制手段等。 亟需在五方面推动改造升级：一是提升分布式新能源的可观可测可调可控水平；二是提升配电变压器容量和线路载流能力；三是抑制分布式新能源造成的电压波动；四是抑制分布式新能源对配电网电能质量影响；五是提升配电网控制水平和自愈能力。 2023年特高压加大开工，预计将带动输电网整体投资规模出现明显增长。例如建设特高压工程时，需要对与其相连接的750kV、500kV电网同步进行扩容等。我们认为可能对配电网投资形成阶段性影响，建议结合相关政策要求，聚焦配电网关键设备扩容（即配电变压器）领域： 根据工信部、市场监管总局、国家能源局联合印发的《变压器能效提升计划（2021-2023年）》要求，到2023年，高效节能变压器（符合新修订《电力变压器能效限定值及能效等级》（GB 20052-2020）中1级、2级能效标准的电力变压器）在网运行比例提高10%，当年新增高效节能变压器占比达到75%以上。 我们认为，2023年配电变压器受到两方面需求提振作用，有望超预期增长：一是2022年疫情对配电变压器升级改造产生较大影响，预计部分需求将移后至2023年，叠加2023年是变压器能效提升计划收官之年，预计招标量有望超预期；二是分布式新能源在正午时分常常向配电网反送电，特别是在农村地区，户均变电容量较小，户用光伏反送电常常超过变压器载流能力，亟需新建或扩容配电变压器。 风险提示 （一）电网企业投资能力不足，导致电网发展速度不及预期 电网企业盈利主要依赖于输配电价。自2017年起，我国开展了多轮次降电价工作，电网企业经营业绩出现明显下滑。若电网企业投资能力不足，将导致特高压建设、配电网改造速度不及预期。 （二）疫情、规划调整等因素导致特高压核准开工不及预期 特高压工程前期工作繁多，若疫情反复，则会制约前期工作开展，延后核准开工进度；特高压工程与新能源大基地、大型水电站等配套建设，若相关规划有所调整，则将影响核准开工项目数量及进度。 （三）分布式新能源建设减速导致配电网改造升级不及预期 若分布式新能源建设明显减速，配电网将重新回到先前根据用电负荷增长而逐步扩容的发展模式，系统性改造的必要性和迫切性将明显下降。 报告信息 本摘要选自报告：《能源基建之二：新能源并网压力再现，电网建设迫在眉睫》2022-11-21 报告作者： 陈子坤 S0260513080001 纪成炜 S0260518060001 陈昕 S0260522080008 法律声明 本微信号推送内容仅供广发证券股份有限公司（下称“广发证券”）客户参考，相关客户须经过广发证券投资者适当性评估程序。其他的任何读者在订阅本微信号前，请自行评估接收相关推送内容的适当性，若使用本微信号推送内容，须寻求专业投资顾问的解读及指导，广发证券不会因订阅本微信号的行为或者收到、阅读本微信号推送内容而视相关人员为客户。 完整的投资观点应以广发证券研究所发布的完整报告为准。完整报告所载资料的来源及观点的出处皆被广发证券认为可靠，但广发证券不对其准确性或完整性做出任何保证，报告内容亦仅供参考。 在任何情况下，本微信号所推送信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。除非法律法规有明确规定，在任何情况下广发证券不对因使用本微信号的内容而引致的任何损失承担任何责任。读者不应以本微信号推送内容取代其独立判断或仅根据本微信号推送内容做出决策。 本微信号推送内容仅反映广发证券研究人员于发出完整报告当日的判断，可随时更改且不予通告。 本微信号及其推送内容的版权归广发证券所有，广发证券对本微信号及其推送内容保留一切法律权利。未经广发证券事先书面许可，任何机构或个人不得以任何形式翻版、复制、刊登、转载和引用，否则由此造成的一切不良后果及法律责任由私自翻版、复制、刊登、转载和引用者承担。

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