特高压是刚需吗？--兼议新能源供给消纳体系的协同性-光大证券.pdf-solarbe文库

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敬请参阅最后一页特别声明 -1- 证券研究报告 2022 年 11 月 25 日电力设备新能源特高压是刚需吗兼议新能源供给消纳体系的协同性电力设备新能源新能源大基地建设加速推进，电力空间平衡的需求和挑战增大。 “ 十四五 ” 期间，九大清洁能源基地与风电光伏大基地规划装机 6.65 亿千瓦和 2 亿千瓦，预计跨区跨省电力流将由 2019 年的 2.2 亿千瓦增大到 2025 年的 3.6 亿千瓦，其中跨区电力流 2.4 亿千瓦。东北、蒙西山西（华北）、西北是新能源主要外送区域。大基地 “新能源火电 ” 配套方案将有效改善送出通道经济效益。特高压输电可以将 “ 三北 ” 及西南地区的风电、光伏发电、水电等输送至东中部电力需求旺盛地区，有效解决能源负荷分布失衡与新能源消纳问题。截至 2022 年 11 月 20 日，中国在运 “16 交 20 直 ” 、在建 “5 交 ” 共 41 个特高压工程。但由于源端配建不到位，通道利用率较低，直接影响投资回报。通道送端典型的电源配套方案为新能源 1000-1300 万千瓦、煤电 400 万千瓦、新型储能 150-200 万千瓦，配建特高压直流典型输送容量为 800 万千瓦，在可再生能源输送电量占比 50时，可将特高压投资回收期降至 8.5 年，经济性得到大幅提升。第一批大基地依托现有外送通道，第二批大基地需要新建通道。以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目将在 2022 年陆续并网投产，新能源项目较为集中，西部和北部部分地区消纳压力增大。 2022 年 5 月，青海光伏出现 83.7、甘肃风电出现 81.7的利用率低点。第一批风电、光伏大基地项目启动后，蒙西山西通道送出压力加大，东北、蒙西山西、西北通道可再生能源容量占比约为 45、 137、 70；第二批项目则需要新建通道，东北、蒙西山西、西北通道可再生能源容量占比约为 45、 236、 218。 “十四五” 特高压建设提速。我们测算， “十四五”期间，东北、蒙西山西、西北、西南等直流外送通道需增加输送能力 8452 万千瓦，各区域分别需新增特高压直流工程 1、 5、 5 和 1 个，共计 12 个，投资约 2600 亿元。“十四五”同期完善交流同步电网仍需建设特高压交流工程 16 个，投资约 1900 亿元。投资建议我国将建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系，特高压起到平衡能源与负荷分布、促进新能源消纳的作用，是坚强智能电网重要骨架，在 “ 十四五 ” 期间，仍将继续保障新能源远距离、大规模输送。特高压同时承担着托经济、稳增长的重要任务，政府亦将持续加大特高压建设投资，特高压设备龙头在 20232024 年业绩增长确定性高。建议关注派瑞股份、国电南瑞、特变电工、许继电气、思源电气、中国西电、平高电气。风险分析特高压建设不及预期；政策变化风险；盈利能力下降的风险。买入（维持）作者分析师殷中枢执业证书编号 S0930518040004 010-58452063 yinzsebscn.com 分析师黄帅斌执业证书编号 S0930520080005 021-52523828 huangshuaibinebscn.com 联系人刘满君 010-56513153 liumanjunebscn.com 联系人和霖 021-52523853 helinebscn.com 行业与沪深 300 指数对比图 - 3 9 - 2 7 - 1 5 - 2 10 1 1 /2 1 0 1 /2 2 0 5 /2 2 0 8 /2 2 电力设备新能源沪深 300 资料来源 Wind 相关研报特高压加速，电力传输的超级动脉新基建行业专题系列一（ 2021-01-13）新能源大基地加速特高压建设新型电力系统深度研究一（ 2022-05-17）为什么一边缺电、一边弃风弃光兼议新型电力系统的灵活性挑战（ 2022-09-07）要点敬请参阅最后一页特别声明 -2- 证券研究报告电力设备新能源投资聚焦特高压输电技术具有远距离、大容量输送电能的优势，成为连接资源中心与负荷中心的重要纽带，同时是构建坚强智能电网的骨干支撑。截至 2022 年 11 月 20 日，中国在运 “1 6 交 20 直 ” 、在建 “ 5 交 ” 共 41 个特高压工程。 2022 年新核准、开工荆门 -武汉、武汉 -南昌、福州 -厦门（省内线路）、川渝联网 4 个特高压交流工程，南阳 -荆门 -长沙特高压交流、白鹤滩 -江苏特高压直流、白鹤滩 -浙江特高压直流工程竣工。随着新能源大基地规划开展，跨区域新能源电力输送需求快速增加，特高压建设在未来的一段时间里将受到各界广泛关注。我们的创新之处（ 1）基于全国可再生能源消纳数据，分析了特高压通道利用率、可再生能源占比对投资回报的影响，分析了大基地 “新能源火电”配置的经济性；（ 2）基于东北、蒙西山西（华北）、西北地区新能源装机容量、特高压通道利用率及新能源大基地规划数据的多元分析，论述了特高压建设的必要性；（ 3）从区域能源不平衡及跨区电力流动角度，将新能源基地规划与特高压工程建设进行归纳，预测了“十四五”跨区电力输送需求及特高压交流工程投资水平。投资观点我国将建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系，特高压是能源跨区域跨省输送的有力保障，是坚强智能电网的重要骨架，在 “ 十四五 ” 期间，仍将继续承担新能源远距离、大规模输送的重任。特高压承担着托经济、稳增长的重要任务，政府亦将持续加大特高压建设投资，特高压设备龙头在 20232024 年业绩增长确定性高。建议关注晶闸管龙头企业派瑞股份；特高压换流阀 /二次设备龙头国电南瑞；特高压变压器和换流变压器龙头特变电工；电气设备和自动化综合服务商许继电气；直流及一二次设备专业公司思源电气；特高压一次设备综合供应商中国西电；特高压 GIS 组合电气龙头平高电气。敬请参阅最后一页特别声明 -3- 证券研究报告电力设备新能源目录 1、能源远距离、大容量输送是必然需求 5 1.1、资源与负荷空间不平衡将加剧 5 1.2、特高压是新能源跨区电力输送重要通道 . 7 2、新能源大基地建设成为新能源重点工作 10 2.1、清洁能源大基地与风光大基地规划 10 2.2、大基地项目外送、就地消纳相结合 11 2.3、大基地建设增大新能源消纳压力 12 3、特高压输送需求与投资规模预测 15 4、投资建议 . 17 5、风险分析 . 18 敬请参阅最后一页特别声明 -4- 证券研究报告电力设备新能源图目录图 1 2021 年中国各地发电量构成及可再生能源占比 5 图 2 2021 年中国各地发电量构成及省间电量流动 5 图 3全社会用电量增长情况 . 6 图 4跨区域送电量占全社会用电量比例 . 6 图 5 2025 年跨区跨省电力流示意图 . 6 图 6 2035 年跨区跨省电力流示意图 . 6 图 7国家电网区域特高压示意图 7 图 8南方电网区域特高压示意图 7 图 9全国电网建设投资与特高压投资 . 7 图 10 特高压输送通道可再生能源电量 . 9 图 11“十四五”清洁能源基地示意 10 图 12 “十四五”九大清洁能源基地风电、光伏规划 . 10 图 13各区域 2021 年底风电、光伏装机 . 11 图 14“十四五”新能源大基地建成后各区域装机预测 . 11 图 15 第一批新能源大基地区域分布统计 . 11 图 16全国可再生能源消纳情况 12 图 17全国弃光率逐年变化情况 12 图 18全国弃风率逐年变化情况 13 图 19 2022 年 1-9 月全国光伏并网消纳情况 . 13 图 20 2022 年 1-9 月全国风电并网消纳情况 . 13 图 21新能源基地规划容量 . 14 图 22新能源基地外送及通道容量 14 图 23 2025 年特高压骨干网架示意图 15 图 24“十四五”、“十五五”各外送通道源端新能源大基地规模预测 . 15 图 25“十四五”、“十五五”新能源及特高压外送容量预测 16 图 26“十四五”特高压投资及产业链分布 . 16 表目录表 1特高压交流工程清单（截至 2022 年 11 月） . 8 表 2特高压直流工程清单（截至 2022 年 11 月） . 8 表 3特高压直流输送通道利用率分析 . 9 表 4 2020 年三北地区新能源外送通道输送电量情况 14 敬请参阅最后一页特别声明 -5- 证券研究报告电力设备新能源 1、能源远距离、大容量输送是必然需求 1.1、资源与负荷空间不平衡将加剧中国各地区能源结构与清洁化水平差异较大。 2021 年，（ 1）发电量前五的地区广东、内蒙古、山东、江苏、新疆，发电量大小分别为 6115.2、 5952.6、 5808、 5782.4 和 4578.1 亿千瓦时；（ 2）用电量前五的地区广东、山东、江苏、浙江、河北，用电量大小分别为 7867、 7383、 7101、 5514、 4294 亿千瓦时；（ 3）可再生能源发电量占比前三西藏、云南、四川，分别为 95.9、 86.8和 84.7，其中水电分别为 85.5、 79.1和 81.6；（ 4）风光发电量占比前三青海、甘肃、宁夏，分别为 29.4、 22.7和 19.4。图 1 2021 年中国各地发电量构成及可再生能源占比 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 广东山东江苏浙江河北内蒙古河南新疆四川福建安徽山西辽宁湖北广西湖南云南陕西江西上海贵州甘肃重庆北京宁夏黑龙江天津青海吉林海南西藏火电水电风电光伏核电可再生能源占比风光占比（加拿大发电量）（英国发电量）（德国发电量）资料来源光大证券研究所，为什么一边缺电、一边弃风弃光兼议新型电力系统的灵活性挑战（ 20 22 - 09 - 07 ）；单位亿千瓦时我国的能源资源分布与能源负荷重心呈逆向分布关系。 2 021 年 1 - 11 月各地区外送电量与输入电量情况（ 1 ）外送电量排名内蒙古、云南、四川、山西、新疆为主要电力输出地区，外送电量占总发电的比例分别为 41.6 、 4 9.7 、 33. 5 、 34. 4 、 2 5.2 ；（ 2 ）外送比例排名宁夏、云南、甘肃外送比例最高，分别为 5 2.2 、 49 .7 、 46.2 。（ 3 ）输入电量排名广东、河北、浙江、江苏、山东为主要电力输入地区，输入电量占总用电量的比例分别为 25.1 、 4 2.6 、 26. 3 、 20. 1 、 1 6.4 ；（ 4 ）输入比例排名北京、上海、天津输入比例最高，分别为 6 2.0 、 49 .0 、 44.1 。图 2 2 0 2 1 年中国各地发电量构成及省间电量流动 - 30 - 20 - 10 0 10 20 30 40 50 60 70 3 , 0 0 0 1 , 0 0 0 1 , 0 0 0 3 , 0 0 0 5 , 0 0 0 7 , 0 0 0 9 , 0 0 0 广东山东江苏浙江河北内蒙古河南新疆四川福建安徽山西辽宁湖北广西湖南云南陕西江西上海贵州甘肃重庆北京宁夏黑龙江天津青海吉林海南西藏输出电量（截至 11 月）输入电量（截至 11 月）发电量（截至 11 月）输出电量占比（右）输入电量占比（右）用电量增长（右）资料来源光大证券研究所，为什么一边缺电、一边弃风弃光兼议新型电力系统的灵活性挑战（ 20 22 - 09 - 07 ）；单位亿千瓦时敬请参阅最后一页特别声明 -6- 证券研究报告电力设备新能源电力空间平衡的需求和挑战大，需要解决输电走廊、电网安全稳定支撑强度等问题。 2021 年跨区域送电量占全社会用电量之比为 7.6，近五年提高 2 个百分点。中国电力科学研究院测算，我国东中部地区分布式光伏理论容量约为 15～ 20 亿千瓦，年发电量仅为 1.9～ 2.5 万亿千瓦时，远不足以支撑当地负荷用电需求。 2060 年西北地区约有 1.6 亿千瓦新能源电力外送需求，而 2021 年西北跨区外送直流规模约为 6300 万千瓦， 2060 年时需扩充为 2021 年的 2.5～ 4 倍。图 3全社会用电量增长情况图 4跨区域送电量占全社会用电量比例 0 2 4 6 8 10 12 14 16 0 1 0 , 0 0 0 2 0 , 0 0 0 3 0 , 0 0 0 4 0 , 0 0 0 5 0 , 0 0 0 6 0 , 0 0 0 7 0 , 0 0 0 8 0 , 0 0 0 9 0 , 0 0 0 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 全社会用电量 yo y 1 2 3 4 5 6 7 8 0 1 , 0 0 0 2 , 0 0 0 3 , 0 0 0 4 , 0 0 0 5 , 0 0 0 6 , 0 0 0 7 , 0 0 0 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 跨区域送电量占全社会用电量之比资料来源 Wind，光大证券研究所整理；单位亿千瓦时资料来源 Wind，光大证券研究所整理；单位亿千瓦时 2025 年跨区跨省电力流将由 2019 年的 2.2 亿千瓦增大到 3.6 亿千瓦。全球能源互联网合作组织预测， 2025 年跨区电力流 2.4 亿千瓦，包括西北外送 8200 万千瓦，西南（含云南）外送 9400 万千瓦，华北蒙西、山西外送 3500 万千瓦，东北外送 1500 万千瓦等。跨省电力流 1.2 亿千瓦，包括蒙西、山西外送 5800 万千瓦，西南四川送重庆 600 万千瓦等。 2035 年，跨区跨省电力流将继续增大，西北、华北、东北、西南四个区域外送规模将达 3.78 亿千瓦。图 5 2025 年跨区跨省电力流示意图图 6 2035 年跨区跨省电力流示意图资料来源全球能源互联网合作组织，中国能源转型与十四五电力规划研究资料来源全球能源互联网合作组织，中国能源转型与十四五电力规划研究敬请参阅最后一页特别声明 -7- 证券研究报告电力设备新能源 1.2、特高压是新能源跨区电力输送重要通道特高压交流输电线路主要用于构建区域主网架，成为坚强智能电网的核心骨干网；特高压直流输电线路主要用于新能源远距离、大规模输送以及区域间非同步连接。已建的特高压输电线路中，国家电网重点建设东部同步交流电网，包括华北、华中、华东三个区域以及特高压直流输送通道，特高压交流电网成为直流落点的重要支撑；南方电网则重点构建新能源跨省输送的特高压直流送电通道。图 7 国家电网区域特高压示意图图 8 南方电网区域特高压示意图柔性直流常规直流交流线路资料来源国家电网资料来源直流输电社公众号图 9全国电网建设投资与特高压投资 464 870 1 , 0 1 7 607 379 589 0 200 400 600 800 1 , 0 0 0 1 , 2 0 0 0 1 , 0 0 0 2 , 0 0 0 3 , 0 0 0 4 , 0 0 0 5 , 0 0 0 6 , 0 0 0 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 特高压投资电网建设投资直流（左）交流（左）特高压投资（右）资料来源中国电力统计年鉴，光大证券研究所整理；单位亿元特高压仍将是“十四五”电网投资重点。“十三五”期间，特高压投资合计 3462 亿元，占电网总投资的 13.82，各年占电网总投资的比例分别为 16.48、 19.81、 11.82、 7.94和 12.48。风电、光伏大基地建设提高了跨区域、跨省大规模输送新能源电力需求，对电网输送和安全可靠运行能力提出新的要求，特高压交直流输电工程建设需求随之增加。截至 2022 年 11 月 20 日，中国在运 “1 6 交 20 直 ” 、在建 “ 5 交 ” 共 41 个特高压工程。 2022 年新核准、开工荆门 -武汉、武汉 -南昌、福州 -厦门（省内线路）、川渝联网 4 个特高压交流工程，南阳 -荆门 -长沙特高压交流、白鹤滩 -江苏特高压直流、白鹤滩 -浙江特高压直流工程竣工。敬请参阅最后一页特别声明 -8- 证券研究报告电力设备新能源表 1特高压交流工程清单（截至 2022 年 11 月）区域划分线路名称状态起点终点东部五横蒙西天津南 1000 千伏特高压交流输变电工程建成内蒙古天津榆横潍坊 1000 千伏特高压交流输变电工程建成榆横潍坊驻马店南阳 1000 千伏交流特高压工程建成驻马店南阳淮南 -南京 -上海特高压 1000 千伏特高压交流工程建成淮南上海淮南 -南京 -上海特高压 1000 千伏苏通 GIL 综合管廊工程建成淮南上海荆门 -武汉 1000 千伏特高压交流在建淮南上海 1000 千伏特高压交流输电示范工程建成淮南上海南昌 -长沙 1000 千伏特高压交流工程建成南昌长沙东部四纵潍坊 -临沂 -枣庄 -菏泽 -石家庄 1000 千伏特高压交流工程建成潍坊石家庄浙北福州 1000 千伏特高压交流输变电工程建成浙江福州福州 -厦门 1000 千伏特高压交流在建锡盟 -胜利 1000 千伏特高压交流输电工程建成锡盟胜利锡盟山东 1000 千伏特高压交流工程建成锡盟济南张家口雄安特高压交流输变电工程建成张北雄安雄安 -石家庄 1000 千伏交流特高压输变电工程建成雄安石家庄驻马店 -武汉 1000 千伏特高压交流在建武汉 -南昌（含黄石） 1000 千伏特高压交流工程在建蒙西 -晋中 1000 千伏特高压交流工程建成蒙西晋中晋东南南阳荆门 1000 千伏特高压交流试验示范工程建成长治荆门南阳 -荆门 -长沙 1000 千伏特高压交流建成西部两橫阿坝 -成都东 1000 千伏特高压交流在建甘孜 -天府南 1000 千伏特高压交流在建西部环网成都东 -铜梁 -重庆 -天府南 1000 千伏特高压交流在建资料来源国家电网、南方电网，光大证券研究所整理表 2特高压直流工程清单（截至 2022 年 11 月）区域划分线路名称状态起点终点西北外送哈密南郑州 ±800 千伏特高压直流输电工程（天中直流）建成哈密郑州准东 -皖南 ±1100 千伏特高压直流工程（吉泉直流）建成昌吉宣城酒泉湘潭 ±800 千伏特高压直流输电工程（祁韶直流）建成酒泉湘潭青海海南州 -河南郑州 ±800 千伏特高压直流工程（青豫直流）建成海南州驻马店宁夏灵武市 -浙江绍兴 ±800 千伏特高压直流输电工程（灵绍直流）建成灵武诸暨陕北 -湖北 ±800 千伏特高压直流工程建成榆林武汉西南外送向家坝上海 ±800 千伏特高压直流输电示范工程（复奉直流）建成宜宾上海溪洛渡左岸浙江金华 ±800 千伏特高压直流工程（宾金直流）建成宜宾金华锦屏贵州苏南 ±800 千伏特高压直流输电工程（锦苏直流）建成西昌苏州四川雅中 -江西鄱阳湖 ±800 千伏特高压直流输电工程建成盐源县抚州云南楚雄－广东广州 ±800kV 特高压直流工程（楚穗直流）建成楚雄广州云南普洱 -广东江门 ±800 千伏特高压直流输电工程（普侨直流）建成普洱江门滇西北 -广东 ±800 千伏特高压直流输电工程（新东直流）建成大理深圳乌东德 -广西 -广东 ±800 特高压直流工程（昆柳龙直流）建成昆明惠州白鹤滩 -江苏 ±800 千伏特高压直流输电工程建成白鹤滩 -浙江 ±800 千伏特高压直流输电工程建成东北外送锡盟江苏泰州 ±800 千伏特高压直流输电工程（锡泰直流）建成锡盟泰州内蒙古扎鲁特 -山东青州 ±800 千伏特高压输电工程（鲁固直流）建成通辽青州蒙西山西外送晋北 -南京 ±800 千伏特高压直流输电工程（雁淮直流）建成朔州淮安上海庙 -山东临沂 ±800 千伏特高压直流输电工程（昭沂直流）建成上海庙临沂资料来源国家电网、南方电网，光大证券研究所整理敬请参阅最后一页特别声明 -9- 证券研究报告电力设备新能源特高压是连接资源中心与负荷中心的能源桥梁，可优化资源配置，解两地发展之需。我国的能源资源分布与能源负荷重心呈逆向分布关系， 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。根据国家能源局发布的数据， 20182020 年间，已投运特高压工程累积输送新能源电量分别为 2083.9、 2352.0 和 2441.0 亿千瓦时，占输送通道总电量的比重分别为 52.30、 52.40和 45.90。图 10 特高压输送通道可再生能源电量 0 100 200 300 400 500 600 2020 年总送电量 2019 年总送电量 2018 年总送电量 2020 年新能源电量 2019 年新能源电量 2018 年新能源电量资料来源发改委、能源局，光大证券研究所整理；单位亿千瓦时可再生能源将成特高压通道主要能源，全年利用率决定特高压收益。据国家发改委重大基础设施建设专题新闻发布会，我国将加大新型电力基础设施建设力度，实施可再生能源替代行动，稳步推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地、西南水电基地以及电力外送通道建设，可再生能源电量输送比例原则上不低于 50。 2022 年 4 月，国家发展改革委关于核定宁绍、酒湖、锡泰特高压直流工程输电价格的通知中，将宁绍（又名灵绍直流）、酒湖（又名祁韶直流）、锡泰特高压直流输电价格核定为每千瓦时 4.88 分、 6.37 分和 4.83 分。结合 2018-2020 年三条线路的年输送电量情况测算，全年等效利用小时数分别为 6229 小时、 2808 小时和 2140 小时，不考虑税费等影响，静态投资回收期分别为 11.3 年、 21.2 年和 47.3 年。由于源端配建不到位，通道利用率较低，直接影响投资回报。表 3特高压直流输送通道利用率分析线路名称 2020 年全部输送电量（亿千瓦时） 2020 年可再生能源电量（亿千瓦时） 2020 年可再生能源电量占比输配电价（元 /千瓦时 18-20 年平均输送电量（亿千瓦时）利用小时数（小时）投资金额（亿元）回收期测算（年）能源类型灵绍直流 498.3 85.3 17.1 0.0488 430.37 6229 237 11.3 火电风电祁韶直流 224.6 61.4 27.3 0.0637 193.63 2808 262 21.2 风电光伏锡泰直流 171.2 0.5 0.3 0.0483 115.47 2140 264 47.3 火电、风电资料来源发改委、能源局，光大证券研究所整理大基地 “新能源火电”配套方案将有效改善通道经济效益。为满足通道可靠容量支撑和清洁能源电量占比不低于 50的要求，电力规划设计总院提出通道送端典型的电源配套方案为新能源 1000-1300 万千瓦、煤电 400 万千瓦、新型储能 150-200 万千瓦，特高压直流典型输送容量为 800 万千瓦。假设取新能源装机 1200 万千瓦，考虑风光全年平均发电小时为 2000 小时，新能源发电量为 240 亿千瓦时，若按新能源发电量 50计算，则特高压利用小时约为 6000 小时，按单个工程投资 200 亿、 0.0488 元 /千瓦时输电价计算，不考虑税费等因素，特高压工程的静态投资回收期为 8.54 年。敬请参阅最后一页特别声明 -10- 证券研究报告电力设备新能源 2、新能源大基地建设成为新能源重点工作 2.1、清洁能源大基地与风光大基地规划 “ 十四五 ” 清洁能源基地规划总量达 7.44 亿千瓦。 “ 十四五 ” 规划和 2035 年远景纲要中提出，未来我国将持续开发包括水电、风电、光伏等电源在内的多个清洁能源基地，形成九大集风光水火储于一体的大型清洁能源基地以及五大海上风电基地。图 11 “十四五” 清洁能源基地示意资料来源 “ 十四五 ” 规划和 2035 年远景纲要，光大证券研究所整理九大清洁能源基地 “ 十四五 ” 规划总装机容量 6.65 亿千瓦。九大清洁能源基地主要包括金沙江下游、雅砻江流域、金沙江上游、黄河上游和几字湾、河西走廊、新疆、冀北、松辽等地，截至 2021 年底，九大基地已建新能源总装机 3.04 亿千瓦，占总规划目标的 45.76。图 12 “十四五”九大清洁能源基地风电、光伏规划 3831 5467 8247 2871 2528 3762 723 1717 1278 6280 9700 14500 5000 10000 6500 2000 10000 2500 6 1 . 0 0 5 6 . 3 6 5 6 . 8 8 5 7 . 4 2 2 5 . 2 8 5 7 . 8 8 3 6 . 1 5 1 7 . 1 7 5 1 . 1 2 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 松辽冀北黄河几字湾河西走廊黄河上游新疆金沙江上游雅砻江流域金沙江下游 0 10 20 30 40 50 60 70 2021 年底总装机（左） “十四五 ”规划装机（左）完成比例（右）资料来源发改委、能源局，光大证券研究所整理；单位万千瓦敬请参阅最后一页特别声明 -11- 证券研究报告电力设备新能源到 2030 年 ,规划建设风光大基地总装机约 4.55 亿千瓦。根据国家发展改革委、国家能源局发布关于印发以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案的通知，库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠基地规划装机 2.84 亿千瓦，采煤沉陷区规划装机 0.37 亿千瓦，其他沙漠和戈壁地区规划装机 1.34 亿千瓦。其中， “ 十四五 ” 时期规划建设风光基地总装机约 2 亿千瓦，包括外送 1.5 亿千瓦、本地自用 0.5 亿千瓦； “ 十五五 ” 时期规划建设风光基地总装机约 2.55 亿千瓦，包括外送 1.65 亿千瓦、本地自用 0.9 亿千瓦。风电光伏大基地规划项目整体以外送为主，占项目总规划容量的 69.23。图 13各区域 2021 年底风电、光伏装机图 14“十四五”新能源大基地建成后各区域装机预测 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000 20000 西北东北华北华中华东华南风电装机光伏装机 2400 2600 7300 3500 4200 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 西北东北华北华中华东华南风电装机光伏装机新增本地新增外送资料来源全国新能源消纳预警中心，光大证券研究所整理，单位万千瓦资料来源以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案，光大证券研究所整理，单位万千瓦 2.2、大基地项目外送、就地消纳相结合第一批大基地项目外送、就地消纳相结合。 2021 年 11 月 24 日，国家发改委、国家能源局印发第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电、光伏基地建设项目清单的通知，规模总计 97.05GW。第一批项目中，国家电网区域 6515 万千瓦（未包含与蒙西电网交叉 2020 万千瓦）、南方电网区域 1170 万千瓦、蒙西电网区域 2020 万千瓦；所有项目中，就地消纳 5055 万千瓦，占总项目 52.09，外送项目 4650 万千瓦，占所有项目 47.91。图 15 第一批新能源大基地区域分布统计 2020 1090 855 1250 300 240 410 730 280 300 200 200 140 270 300 600 120 100 300 0 500 1000 1500 2000 2500 内蒙古青海省甘肃陕西宁夏新疆辽宁吉林黑龙江河北山西山东四川云南贵州广西安徽湖南省新疆兵团就地消纳外送资料来源发改委、能源局，光大证券研究所整理；单位万千瓦敬请参阅最后一页特别声明 -12- 证券研究报告电力设备新能源第二批项目以外送为主，单体规模 100 万千瓦以上。根据通知要求，第二批项目要求已核准（备案）且能够在 2022 年开工建设，原则上能在 2023 年内建成并网。第二批基地基本集中在三北地区，要求单体项目规模不小于 100 万千瓦，主要是以外送为主，依托外送通道消纳的项目应基于在运、在建，或已核准输电通道，配套风电光伏装机规模与通道输电能力相匹配。根据 PV-Tech 整理的部分数据显示，第二批大基地项目规模超 94.7GW，其中河北 5.85GW、内蒙 11.88GW、青海约 7GW、甘肃约 57GW、宁夏约 13GW。 2.3、大基地建设增大新能源消纳压力新能源消纳量不断提高， 2021 年，全国风电、光伏累计发电量同比增长 35.0，消纳比重提高 2.0 个百分点。 2020 年，风电、光伏发电量 7276 亿千瓦时，占全部发电量的 9.5； 2021 年风电、光伏发电量 9785 亿千瓦时，占全社会用电量的比重首次突破 10，达到 11.7。 2021 年，全国平均风电利用率 96.9，同比提升 0.4 个百分点；光伏发电利用率 98.2，同比提升 1.0 个百分点。但蒙西、青海等地区新能源消纳利用情况有所降低，其中蒙西地区新能源利用率为 92.3，同比下降 1.8 个百分点；青海地区新能源利用率为 87.3，同比下降 5.7 个百分点。图 16全国可再生能源消纳情况 2 6 . 5 2 7 . 5 2 8 . 8 9 . 2 1 0 . 2 1 1 . 4 0 5000 10000 15000 20000 25000 0 5 10 15 20 25 30 35 2018 2019 2020 消纳量消纳比重可再生能源消纳量（右）非水电可再生能源消纳量（右）可再生能源消纳比重（左）非水电可再生能源电力消纳比重（左）资料来源发改委、能源局，光大证券研究所整理；单位亿千瓦时图 17全国弃光率逐年变化情况 1 . 8 0 . 9 0 . 9 3 . 5 0 . 4 1 . 1 0 . 4 2 . 0 1 . 5 1 3 . 8 2 . 5 1 . 7 0 2 4 6 8 10 12 14 16 河北山西山东蒙西辽宁吉林黑龙江陕西甘肃青海宁夏新疆 2019 2020 2021 2021 年青海地区弃光率增加资料来源全国新能源消纳监测预警中心，光大证券研究所整理敬请参阅最后一页特别声明 -13- 证券研究报告电力设备新能源图 18全国弃风率逐年变化情况 4 . 6 2 . 5 1 . 5 8 . 9 2 . 0 2 . 9 1 . 9 2 . 3 4 . 1 1 0 . 7 2 . 4 7 . 3 0 2 4 6 8 10 12 14 16 河北山西山东蒙西辽宁吉林黑龙江陕西甘肃青海宁夏新疆 2019 2020 2021 2021 年青海、蒙西、东北地区弃风率增加资料来源全国新能源消纳监测预警中心，光大证券研究所整理新能源利用率降低原因，主要有（ 1）地区社会用电量增长小，新能源集中并网规模较大，本地消纳空间有限；（ 2）冬季供热机组 “ 以热定电 ” 运行，火电调节能力有限，新能源消纳受到制约；（ 3）受支撑电源建设进度滞后，特高压输送新能源能力受限，制约新能源消纳。以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目将在 2022 年陆续并网投产，新能源项目较为集中，西部和北部部分地区消纳压力增大。 2022 年 5 月，青海光伏利用率出现 83.7、甘肃风电利用率出现 81.7的利用率低点。图 19 2022 年 1-9 月全国光伏并网消纳情况图 20 2022 年 1-9 月全国风电并网消纳情况 75 80 85 90 95 100 105 1 月 2 月 3 月 4 月 5 月 6 月 7 月 8 月 9 月蒙西甘肃青海宁夏 75 80 85 90 95 100