事件：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》，对于新形势下新能源消纳、发展等问题做出了统筹规划，具体分析如下：

电网是解决消纳的核心环节之一，后续建设会更显长期性和规划性。文件提出要优化新能源外送配套电网项目的管理流程，500 千伏及以上由国家能源局统一组织，500 千伏以下由省级能源主管电网组织。此外要加快项目的前期、核准和建设工作，同时与发电企业统筹建设时序，对于不匹配的项目允许发电企业先行建设并在后期由电网依法回购，后续电网的建设速度有望加快。此外今年还计划开工陕北—安徽、蒙西—京津冀、甘肃—浙江等3 条特高压直流，以及阿坝—成都东和大同—天津南等2 条特高压交流，特高压建设进度正常推进，500 千伏和750 千伏新能源配套电网项目也有望加快，特高压、超高压电力设备公司有望长期受益。

加强灵活性资源，进一步加强系统调节能力解决消纳问题。文件提出要根据新能源规模和利用率目标，因地制宜提升调节能力，并明确煤电灵活性改造、调节电源、抽蓄、新型储能及负荷侧调节能力规模，上述方向建设力度均有望明确并迎来投资机遇。如下方向需重点关注：（1）抽水蓄能：我们统计22、23 年抽水蓄能核准超130GW，每年贡献超百亿主机市场空间。主机集中度高，东电、哈电寡头格局，有望受益；（2）灵活性改造：我国煤电存量机组巨大，是最值得利用的灵活性资源。24 年1 月发改委提出到2027 年存量煤电机组应改尽改，容量电价等政策加持下灵活性改造有望提速，贡献超千亿市场空间；（3）需求响应：挖掘用户侧资源并实现需求响应，可降低高峰期供电压力、提升低谷期新能源使用率，我国提出要建设3%-5%的需求响应能力，部分地区需求响应能力达到5%以上。

适应新能源的电力市场化机制建设有望加速。除硬件建设外，文件同时提出要加快建设新能源相适应的电力市场机制，除了推动现货市场建设等常规内容外，重点提出包括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、打破省间壁垒等方式鼓励新能源跨省区交易，优化区域间的资源配置，全国统一电力市场建设有望加速。

强调电源建设与电网、调节资源的建设时序匹配，新能源投资趋于理性，运营商基本面有望改善。本文件提出各级能源主管部门要结合消纳能力，科学安排集中式新能源的开发布局、投产时序和消纳方向，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，统筹推进新能源项目建设。

后续新能源建设有望趋于理性、与电网和调节资源的建设时序匹配。此外，文件提出提升新能源并网性能，主要方法是提升功率预测水平（预测精度以及长时间尺度预测的应用）以及主动支撑能力（构网型新能源、构网型储能等）。部分新能源条件较好的地区新能源利用率可放宽至90%，同时强调统一新能源利用率统计口径、加强新能源消纳数据校核，后续新能源的发展有望在新技术加持下朝着高质量方向发展。在电力市场建设完善机制+电网和灵活性资源建设的情况下，新能源收益及消纳难题有望得到改善，对未来利用效率及现货市场电价均带来利好，绿电运营商基本面有望持续改善。

投资分析意见：建议关注以下方向：（1）电网设备方向：电网成新能源消纳重点方向，重点推荐电力信息化公司理工能科及特高压直流核心供应商许继电气，建议关注国电南瑞、中国西电、平高电气等。（2）灵活性资源方向：重点推荐抽蓄、灵活性改造、压缩空气储能、光热发电等领域核心供应商东方电气。抽水蓄能方向建议关注：哈尔滨电气、长缆科技等；灵活性改造方向建议关注：龙源技术、青达环保等；（3）虚拟电厂方向：建议关注国能日新、朗新集团、东方电子等。（4）绿电运营商：推荐港股中广核新能源，建议关注大唐新能源、龙源电力、三峡能源。

风险提示：相关政策推进不及预期等