国金证券：源网荷储看消纳，破局依靠市场化免费下载

敬请参阅最后一页特别声明 1  展望消纳成本疏导机制完善，结合政策落地顺序及预期空间，推荐火电灵活性改造脱硝设备龙头青达环保、抽水蓄能运营商南网储能、储能温控设备商申菱环境。（完整推荐见文内）  展望价差刺激下需求侧资源建设加速，推荐综合能源及工商业储能运营商南网能源、苏文电能。  利用率&现货价格看，消纳压力显现。(1)利用率视角看：利用率偏低区域主要集中在西北 5 省。在“源荷分离”规划下，西北新能源装机高增而本地电量富余，在外送通道约束下消纳问题突出。(2)电价视角看：受限于不可调节性（光伏折价原因）和不可预测性（风电折价原因），现行现货省份新能源普遍折价，华能超半数省份内布局的风/光项目平均上网电价下滑 10%以上。  保消纳核心矛盾：增量系统成本的疏导。（1）长期看：伴随新能源成本下降，对其盈利保护逐步解除，放松利用率目标是大趋势。（2）短期看：保消纳仍是当前政策方向，对应系统成本将增加（调节资源建设运行成本+增量输/配电网成本）。本次第三轮电改一方面理顺电网收益正算机制；另一方面正视调节资源容量补偿的存在地位。  源侧消纳：消纳目标倒逼调节性资源建设，预期成本疏导机制落地顺序：抽水蓄能>火电灵活性改造>源侧储能。  火电灵活性改造：政策落地值得期待，或将按调节能力给予火电差异化容量补偿。至 25 年末，扣减大基地新增火电自带调节能力，仅消纳问题集中的西北地区改造需求达 1.9 亿千瓦，接近“十四五”总规划的 2 亿千瓦，对应总投资预计达 133.7~307.2 亿元。  抽水蓄能：633 号文为收益率托底，核价落地、成本已疏导。当前各地拟建项目数量相比前期征求意见稿有所扩大；凭借调节性能优势，未来即使进入市场化交易也无需过度担忧。  源侧储能（大储）：仍需强配政策驱动装机，经济性依赖成本端下降。1Q23 新型储能投运量同比+1178%，强配政策下源网侧仍为装机主力，中性假设下 23 年两侧有望合计新增 24GWh。当组件降价带来光伏系统成本降至 3.8元/W，储能成本降至 1400 元/KWh，可维持集中式电站首年 1500 利用小时水平下全投资 IRR 5.6%。  网侧消纳：“源荷分离”规划决定“大电网”投资需求增加，电改促进输电成本疏导。“十四五”以 800 万千瓦线路单条投资 200 亿元测算，预计老线提效+新增线路+前期阶段线路投资共计 5000 亿元以上。以单线输电 450亿千瓦时/年测算，每少投 1 条特高压影响 ...