风光弃电率回升概率较大，“十四五”新能源能否克服挑战？

“十四五”新能源消纳能否克服挑战

碳减排已成为全球共识，中国力争实现30年碳达峰，60年碳中和。我们预计“十四五”年均新增装机光伏82GW/年、风电32GW/年，对应25年装机/电量占比将达到37%/17%（19年为21%/9%）。根据发改委规划，50年风电/光伏发电量2/2.1万亿度，相比25年0.8/0.7万亿度还有较大空间，对新能源消纳提出严峻挑战。海外新能源发展过程中电价曾大幅上涨，而国内终端电价上涨阻力较大。我们认为火电灵活性改造与辅助服务在未来五年仍是电力系统平衡的压舱石，相应机制（市场 政策）亟待出台保障新能源弃电率维持在个位数。

“十四五”电力系统平衡压力较大，风光弃电率回升概率增大

我们预测“十四五”用电量维持年均5%温和增长，25年“新基建”贡献12%的增量（vs高耗能12%），更广义的“新动能”将贡献增量的26%以上，为新能源消纳提供基础，也为更灵活的需求侧响应埋下伏笔。借鉴德国（2012）、英国（2020）和加州（2020）的经验，风光发电占比15%-30%时，电力系统平衡的压力显着加大，对电网调度提出较大挑战；30%甚至50%以上，电力系统对调峰调频的需求反而会降低，转而要求更高的虚拟电厂和负荷控制。我们判断，“十四五”风光弃电大概率回升，之后随着储能技术革新与成本下降，电力瞬时平衡的框架也将获得改变。

真正的“平价”还需要考虑市场化交易、辅助服务、储能和碳税 绿证

电力作为没有库存的大宗商品，不同电源具有不同的“性价比”，风光真正的“平价”需要考虑对系统平衡带来的额外波动性（包括正常运行的调峰调频等和故障后暂态稳定），市场化机制是最有效解决消纳的手段，新能源加速参与传统电源的交易是大势所趋。借鉴2012-19年欧美新能源发展历程，风光带给电力系统额外的平衡成本约占总发电成本的5%-20%，绿证（美国均价$9-12/MWh）和碳税（增厚发电运营商利润8%-17%）会为新能源发电企业带来增收。未来5-10年储能或将改变整个电力系统平衡的框架，解决中长期新能源消纳瓶颈。

火电“压舱石”作用亟需相关机制护航，发电运营商估值重塑可期

短期来看，在储能技术没有得到大规模应用之前，火电压舱石作用依然非常重要。18年西北五省火电亏损比例54%，国资委不得不组织五大电力央企压减四分之一到三分之一的产能，以提高利用小时实现扭亏，这对当地新能源送出带来了潜在的压力。19年火电辅助服务的增收比例普遍低于1%，随着辅助服务市场的健全，增收比例有望增加；叠加改造补贴到位程度相对较低、容量电价难以落地、部分机组设施老旧，火电灵活性改造缺乏动力，相应的措施势在必行。19年辅助服务已经可以贡献运营商10%的利润，随着新能源占比提高，电企盈利模式有望出现颠覆性改变。

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转自wind《华泰证券风光消纳能否克服挑战系列I：十四五展望，平衡压力增大，亟需市场机制护航》

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