中信证券表示，2024年6月4日，国家能源局印发《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》，针对网源协调发展、调节能力提升、电网资源配置、新能源利用率目标优化等亟待完善的重点方向，提出做好消纳工作的举措。我们认为，电力现货市场将是适宜新能源发电特性的关键解，可通过衔接“可预测”“送出去”“存下来”“消耗掉”四重路径，共促新能源消纳。我们建议关注电力基建、调节性资源和电力IT等领域的投资机会。全文如下：
碳中和｜四重路径共推进，风光消纳或得解
2024年6月4日，国家能源局印发《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》，针对网源协调发展、调节能力提升、电网资源配置、新能源利用率目标优化等亟待完善的重点方向，提出做好消纳工作的举措。我们认为，电力现货市场将是适宜新能源发电特性的关键解，可通过衔接“可预测”“送出去”“存下来”“消耗掉”四重路径，共促新能源消纳。我们建议关注电力基建、调节性资源和电力IT等领域的投资机会。
政策：
2024年6月4日，国家能源局印发《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》（以下简称《通知》），针对网源协调发展、调节能力提升、电网资源配置、新能源利用率目标优化等亟待完善的重点方向，提出做好消纳工作的举措。对规划建设新型能源体系、构建新型电力系统、推动实现“双碳”目标具有重要意义。《通知》提出科学统筹确定分地区的新能源利用率目标，并继国务院《2024—2025年节能降碳行动方案》后再度明确“部分资源条件较好的地区可适当放宽，原则上不低于90%”。此举意味着2018年以来的弃风弃光率红线或由5%逐步放宽至10%，为新能源发电机组进一步释放装机空间，同时也对新能源消纳体系建设提出更高要求。
新能源之于电力市场，并非一块能够轻易吃到的“可口蛋糕”，以现货交易为改革重点的电力市场交易机制可发挥平台作用链接各方市场主体，共促新能源消纳。
《通知》提出“加快建设与新能源特性相适应的电力市场机制”。此前中长期市场建设已相对成熟，而现货市场方兴未艾，处于各省级市场转为正式运行的关键时期。现货市场在日度、小时或分钟层面组织交易，在价格上呈现更高的交易频率，进而在量上能够近乎实时地补充调节电能供需，与新能源波动性和不稳定性高的特征更加匹配。现货市场的本质功能是发现价格，其作为平台系统，能够有效引导电力系统建立适宜新能源发电特性的市场机制，链接形成“测、送、储、需”四条路径：
“可预测”，提升发电功率预测精准度。新能源发电的波动性和间歇性特征导致了新能源发电量与用电量的不匹配，而电力系统中“发电—输电—用电”在一瞬间完成，需要保持发电出力（功率）和用电负荷（功率）的实时平衡。因此作为电力的传输方，电网需要根据下游的用电需求提前作出发电规划，并根据实时的电力平衡情况作出实时电力调控，由此产生了对新能源发电功率预测的需求。《通知》明确提出“发电企业要大力提升新能源友好并网性能，探索应用长时间尺度功率预测、构网型新能源、各类新型储能等新技术，提升新能源功率预测精度和主动支撑能力”。具体路径上，我们认为一方面可增强政策倒逼作用。此前2022-2023年间六大区域能源监管局已针对所在区域的《电力辅助服务管理实施细则》和《电力并网运行管理实施细则》（又称“两个细则”）进行新一轮修订，在预测准确率、合格率等维度进行修订强化，且未达标时将按照发电装机容量进行更严苛考核惩罚；另一方面增强技术突破，促进省级/区域级新能源场站基础信息和历史数据共享，以及自然、时空大数据的整合盘活和商业化运用。
“送出去”，增强富余可再生能源跨区调送。通过省间或区域间现货市场能够更有效地应对日内的可再生能源机组发力波动。这一路径对于跨省输送电通道建设的依赖度较高，进而提升了特高压输电线路及智能电网建设的必要性。2021年11月国家电网发布《省间电力现货交易规则（试行）》，推动利用市场化机制开展省间电力余缺互济，促进新能源大范围消纳。根据中电联数据，2022年，我国实现省间外送交易电量为8999.8亿千瓦时，电力直接交易量为1266.7亿千瓦时，占市场化交易电量的17%，较2021年提升近4个百分点。2022年全年，省间现货市场清洁能源累计成交电量133.1亿千瓦时，减少风电、光伏弃电47.7亿千瓦时，有效地应对了弃风弃光问题，推动可再生能源消纳提升。此次《通知》着重强调“加快推进新能源配套电网项目建设”，并公布了2024年已开工项目37项（含新建输电通道长度10686.2千米和主变容量7440万千伏安）以及新投产项目33项（含新建输电通道长度2474.3千米和主变容量4670千伏安）。
“存下来”，以市场化方式调度新型储能电站。随着电力现货市场的建设提速，价格信号更加清晰，各类储能的盈利空间将得到拓宽，进而能够积极主动地参与市场进行削峰填谷，促进电力系统平衡。新型储能近年来装机成长迅猛，但仍面临利用率较低、盈利方式受限等问题。2023年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达3139万千瓦/6687万千瓦时，较2022年底增长超过260%。2024年4月2日，国家能源局发布《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，提出“到2027年，电力系统调节能力显著提升，抽水蓄能电站投运规模达到8000万千瓦以上”“保障新型储能市场化发展的政策体系基本建成”；5月29日国务院印发的《2024—2025年节能降碳行动方案》也将新型储能十四五装机目标由30GW上调至40GW。此次《通知》明确将开展对各类储能设施、灵活性改造等一系列调节性能的评估认定，有助于合理布局，科学安排投产时序。我们建议关注抽蓄电站的规划建设、源侧强制配储向灵活配储模式的转变、用户侧分布式储能配置，以及新型储能技术多元协调发展等领域。
“消耗掉”，充分调动需求侧资源。需求侧响应是为保持电力系统的实时供需平衡，虚拟电厂、可控负荷、分布式电源等需求侧主体，在接收到电网端发出诱导性减少负荷的直接补偿通知或电力价格上涨信号后，改变其固有的用电习惯，减少或者推移某时段的用电负荷进而实现电网平衡稳定的响应行为。随着电力现货市场价格发现机制的逐步完善，充电桩、虚拟电厂、可控负荷、分布式电源等用户侧资源能够有效地参与市场近乎实时地平衡负荷波动，并获得收益。2024年初国家发改委等发布《关于加强新能源汽车与电网融合互动的实施意见》，动力电池作为可控负荷或移动储能的灵活性调节能力将逐步得到发挥。5月国家发改委修订印发的《电力市场运行基本规则（试行）》也明确将各类新型经营主体（含储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等）纳入电力市场成员。我们预计，后续政策层面将侧重对需求侧资源参与市场机制的明确和规范，以及适宜新型经营主体发挥调节功能的电力现货交易体系的建设。
风险因素：
双碳战略推进不及预期；电力市场改革进展不及预期；新能源消纳政策推进不及预期；宏观因素引致电能需求不及预期。
投资策略：
1）电力基建：《通知》着重强调加快推进新能源配套电网项目建设，并公布一系列已投产和已开工电网端基建项目，拓宽新能源消纳范围，提升省间互济和资源共享能力。建议关注特高压、输配电设备等领域。
2）调节性资源：《通知》提出积极推进系统调节能力提升和网源协调发展。预计电力系统调节能力需求将逐步清晰，各类调节资源建设将优先受益。建议关注煤电灵活性改造、新型储能、虚拟电厂、车网互动、负荷聚合商等。
3）电力IT：《通知》强调加快电力现货市场建设，进一步推动新能源参与电力市场。我们预计后续各省、省间、区域电力现货市场建设节奏将显著提速，并优先利好电力IT板块。建议关注电力交易系统、电力大数据相关领域。
