【摘要】
近两年，新能源发展进一步提速，截至2024年4月底，全国风电、光伏发电累计装机超过11亿千瓦，同比增长约38%，消纳需求大幅增加。
为适应新能源高速增长形势，保障新能源高质量发展，需要优化完善新能源消纳政策措施，扎实做好新能源消纳数据统计管理，常态化开展新能源消纳监测分析和监管。
事件：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》，就新能源利用率、消纳以及配套电网的推进工作给出有关要求。
《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各方关注、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。
此外，根据重点项目清单，2024投产的重点新能源配套电网项目约33个、2024新开工新能源配套电网重点项目37个，涉及数十个省份。（具体项目列表见文末附表）
受利好消息带动，电网设备板块大面积上涨，平高电气、中国西电、保变电气等多股涨停。
一、《通知》主要内容梳理
加快推进新能源配套电网项目建设
加强规划管理
对500千伏及以上配套电网项目，国家能源局每年组织国家电力发展规划内项目调整，并为国家布局的大型风电光伏基地、流域水风光一体化基地等重点项目开辟纳规“绿色通道”，加快推动一批新能源配套电网项目纳规。
对500千伏以下配套电网项目，省级能源主管部门要优化管理流程，做好项目规划管理；结合分布式新能源的开发方案、项目布局等，组织电网企业统筹编制配电网发展规划，科学加强配电网建设，提升分布式新能源承载力。
加快项目建设
电网企业承担电网工程建设主体责任，要会同发电企业统筹确定新能源和配套电网项目的建设投产时序，优化投资计划安排，与项目前期工作进度做好衔接，不得因资金安排不及时影响项目建设。
对电网企业建设有困难或规划建设时序不匹配的新能源配套送出工程，允许发电企业投资建设，经电网企业与发电企业双方协商同意后可在适当时机由电网企业依法依规进行回购。
积极推进系统调节能力提升和网源协调发展
加强系统调节能力建设：因地制宜制定本地区电力系统调节能力提升方案，明确新增煤电灵活性改造、调节电源、抽水蓄能、新型储能和负荷侧调节能力规模，以及省间互济等调节措施，并组织做好落实。
强化调节资源效果评估认定：开展对各类储能设施调节性能的评估认定，提出管理要求，保障调节效果；合理评估负荷侧调节资源参与系统调节的规模和置信度。
有序安排新能源项目建设：对列入规划布局方案的沙漠戈壁荒漠地区大型风电光伏基地，要按照国家有关部门关于风电光伏基地与配套特高压通道开工建设的时序要求统筹推进。
切实提升新能源并网性能：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；加强省级/区域级新能源场站基础信息和历史数据共享，共同促进新能源友好并网技术进步。
充分发挥电网资源配置平台作用
进一步提升电网资源配置能力：电网企业要结合新能源基地建设，进一步提升跨省跨区输电通道输送新能源比例；根据新能源消纳需要及时调整运行方式，加强省间互济，拓展消纳范围；全面提升配电网可观可测、可调可控能力；完善调度运行规程，促进各类调节资源公平调用和调节能力充分发挥；构建智慧化调度系统，提高电网对高比例新能源的调控能力。因地制宜推动新能源微电网、可再生能源局域网建设，提升分布式新能源消纳能力。
充分发挥电力市场机制作用：省级能源主管部门、国家能源局派出机构及相关部门按职责加快建设与新能源特性相适应的电力市场机制。优化省间电力交易机制，根据合同约定，允许送电方在受端省份电价较低时段，通过采购受端省份新能源电量完成送电计划。加快电力现货市场建设，进一步推动新能源参与电力市场。打破省间壁垒，不得限制跨省新能源交易。探索分布式新能源通过聚合代理等方式有序公平参与市场交易。建立健全区域电力市场，优化区域内省间错峰互济空间和资源共享能力。
科学优化新能源利用率目标
科学确定各地新能源利用率目标：部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利用率目标，原则上不低于90%，并根据消纳形势开展年度动态评估。
优化新能源利用率目标管理方式：省级能源主管部门对本地区新能源利用率目标承担总体责任，于每年一季度按相关原则组织有关单位研究提出当年新能源利用率目标。国家能源局必要时对部分省份的目标进行调整。
强化新能源利用率目标执行：省级能源主管部门根据当年可再生能源电力消纳责任权重目标及新能源利用率目标，确定新能源年度开发方案和配套消纳方案。
扎实做好新能源消纳数据统计管理
统一新能源利用率统计口径：新能源利用率按仅考虑系统原因受限电量的情况计算，电网企业要明确并公布特殊原因受限电量的认定标准及计算说明。
加强新能源消纳数据校核：发电和电网企业向全国新能源电力消纳监测预警中心报送新能源并网规模、利用率和可用发电量、实际发电量、受限电量、特殊原因受限电量等基础数据，配合全国新能源电力消纳监测预警中心做好数据统计校核。
强化信息披露和统计监管：各级电网企业每月向其电力调度机构调度范围内的风电场、光伏电站披露利用率及可用发电量、实际发电量、受限电量、特殊原因受限电量等基础数据。
二、小结
本次能源局的通知与此前电力体制改革、新型电力系统建设的发展趋势一脉相承，逐渐完善。
与项目基建同步加紧进行的，还有信息化的升级。随着新型电力系统建设的推进，系统中灵活可调节的电源有望受益，如灵活性火电、储能与虚拟电厂等，配电网正逐步由单纯接受、分配电能给用户的电力网络转变为源网荷储融合互动、与上级电网灵活耦合的电力网络，在促进分布式电源就近消纳、承载新型负荷等方面的功能日益显著，配网侧投资需求有望增加。
新能源功率预测等软件系统需求有望快速增长。随着新能源市场化电量比例提升，按照统一申报边际出清的电价形成机制，风电、光伏边际成本接近0，随着未来新能源比例的不断上升，未来新能源市场的平均上网电价会面临下降的风险。面临收益的不确定性，新能源企业首先需要提升发电预测能力，重点是短期发电预测精度，新能源功率预测等软件系统需求有望快速增长。
我们认为如下方向值得关注：
1）储能、灵活性调峰调频电源与虚拟电厂：东方电气、南网储能、南网科技、阳光电源、盛弘股份等；
2）特高压：中国西电、平高电气、许继电气、国电南瑞等；
3）配电网：东方电子、四方股份、云路股份、苏文电能等；
4）功率预测与电网信息化：国能日新、安科瑞、国网信通等；
5）运营商：芯能科技、能辉科技、林洋能源等。
参考研报：
20240526-德邦证券-电气设备行业周报：深化电力体制改革，建议关注灵活性火电、储能、特高压与配电网环节
附表：
相关文件
来源：国家能源局
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