新能源发展面临瓶颈，能源转型仍然是发展必经之路

自2020 年来，新能源造价大幅下降28-39%，国内风光新增装机2020-23CAGR 35%；然而消纳瓶颈愈加明显、价格需求弹性减弱。如何解决消纳瓶颈成为行业和市场的关注点，8 月发改委发布《加快新型电力系统建设行动方案》，将从两个方面解决新能源供需在时空上无法有效匹配的限制，1）提升电力系统本身的灵活性，2）推动新能源技术要求越来越接近传统电源。

从对内的经济发展资源约束，以及对外的产业升级出口来看，新能源发展不仅是能源转型的必经之路，也是我国应对电力需求持续增长的必然选择。

新型电力系统将增加灵活性，解决新能源消纳问题

由于新能源的特性造成其与电力有效需求在瞬时、短时、长时三个维度的错配，引发电网对于系统稳定，电力平衡，备用支撑的三方面挑战。其中我们认为目前主要瓶颈在于短时平衡，主要在于如何经济高效解决，即成本问题。

通过新型电力系统建设，将在储能平价前提供多种低成本灵活性支撑，或使得我国电力系统灵活性资源占比从当前的12%提升至2027 年的34%。我们从“量，价，技术，商业”多个维度分析，预计电力系统灵活性资源在悲观、基准、乐观三种情景假设下，将分别提供当前到2030 年年均210GW、367GW、611GW 的风光新增装机空间。

储能平价，将打开新能源发展的天花板

风光储平价是解决新能源消纳的核心方案，通过提升储能配置可以增加新能源出力的置信度，通过构网型技术升级可以提升新能源对电力系统瞬时稳定性的支撑，以及可以帮助电力供需实现日内短时平衡，多方面使得新能源在目前电力系统要求下更接近传统能源，最终打开系统消纳的天花板。我们认为如储能可以实现0.25 元/度的成本，将实现系统成本平价，大幅提升新能源装机能力。当前储能实际运营成本仍有0.43~0.63 元/度，储能平价卡点主要在于利用率和时长，通过微网自平衡、大基地共享储能等形式加强风光联合调度，以及随电力系统灵活性需求提升，有望实现储能利用率提升和时长优化，或将分别带来0.19、0.14 元/度的成本下降，实现储能平价。

新型电力系统将带来三大投资机遇

我们认为新能源发展已从单纯的发电供给向如何创造新能源有效需求转变，而成本比较也从此前比较电量成本转变为系统综合成本。从投资层面，单纯从新能源产业链寻找瓶颈点的策略或难再获得超额汇报，但从更大的新型电力系统研究如何突破瓶颈点，仍然存在超额投资机遇。我们认为机遇有三：

1， 风电需求有望加速。从风光储最优配置来看，增加风电配比至风/光8/2可以最优化储能配比，高于目前实际的4/6，且风电项目受电力现货影响较小，若全部入市折价12%（vs 光伏折价38%）。9M24 国内风机招标量同增71%，价格底部反弹30%，我们预计明年国内风电有望继续受益量价齐升。产业链企业包括：金风科技（电新组覆盖），运达股份。

2， 电网灵活性带来配网升级。一方面随着新能源分布式比例增加，电源资源在地调、县调层面增加，电力平衡压力不再仅在主网，亟需配网扩容提升对充电桩和分布式容纳能力；另一方面，配网生态已经发生变化，在配用电层面实现源网荷储一体化更具经济性，因此需要增加更多智能化控制实现“四可”，我们认为智能电表和配网变压器将会更多受益，推荐：三星医疗（战略/医药组联合覆盖）。其他产业链企业：东方电子。

3， 储能需求受益于海内外需求共振。随着新能源渗透率提升储能需求将持续受益于调峰、置信出力要求，构网型技术要求过载电流使得储能PCS需超配2-3 倍，将更进一步带来价值量提升，以及控制策略的复杂度提升带来头部集中效应，推荐：阳光电源，国电南瑞。（电新组覆盖）

风险提示：产业链降本不及预期，技术进步不及预期，产业政策不及预期。