（报告出品方/作者：华创证券，庞天一）一、抽丝剥茧：消纳问题是什么？该如何解？（一）风光资源禀赋导致的出力不均及地域错位分布是新能源消纳的最大问题电力系统调节由来已久，主要原因是电力难以储存，基本通过“即发即用”的模式来实 现供需联动。
但因为用电负荷曲线并非平滑的，而是在日间存在两次用电高峰，同时在 夜间又会出现低谷。
高峰与低谷之间有一定差距，因此一方面需要通过建设富余机组满 足用电高峰需求，另一方面也需要通过“削峰填谷”的方式来实现整个电力系统的调节 性问题。
风光的大量并网对电力系统的调节能力提出了更高的挑战，主要体现在发电与用电在时 间的错配和空间的错配上。
时间错配：一方面体现在风光出力与用电负荷不匹配，另一 方面体现在受制于资源禀赋的问题，风电在晴天等无风条件下出力将大大降低，而光伏 在阴天及夜间出力也将出现骤降。
不同于可控的火电机组，风光的不可控性成为对电网 的巨大挑战之一。
空间错配：风光装机主要集中于西北、华北地区，与用电负荷较高的 中东部地区存在空间错位现象。
（二）新能源并网比例持续提升，消纳问题进一步加剧1、复盘过去：2015 年装机潮过后，消纳问题凸显装机潮后弃风问题严重。
2015 年抢装潮后风光大量并网，但消纳配套的能力并未随之同 步发展，送电成本高企导致部分地区弃风弃电率高企，利用小时大幅度下滑。
2016 年国 家叫停高弃风弃电地区的新项目核准，后续该问题逐渐改善，目前弃风率已维持在较低 水平，利用小时数逐步回升。
2、展望未来：消纳问题不可忽视2021 年后新能源迎来快速增长期，随着风光的大规模并网，电力结构中的风光占比持续 提升。
未来风光资源禀赋的劣势带来的电力系统的调节压力将会持续加大，在后续相当 长的时期内，对消纳问题的关注将持续升温。
（三）归因：消纳问题的根本原因与两个层面本质上，解决消纳问题是解决资源错配问题；进一步来看，具体表现在产电与用电的空 间及时间的错配。
从空间错配来看，目前陆上风电主要集中在“三北”地区，本地无法 完全消纳，需向其他地区输送。
从时间错配来看，主要受制于风力禀赋本身的问题，如 发电高峰与用电高峰不同。
我们以利用小时数作为消纳问题的最终反馈指标，将消纳问题落脚到两个层面。
第一个 层面是行业不断扩容下如何稳住利用小时数。
未来风光装机占发电总装机的比例持续提 升的情况下，需要有相应的消纳手段作为支撑。
第二个层面是效率的提升，即体现在如 何进一步提升利用小时数。
通过更有效的机制建立起消纳的绿色通道，进一步降低弃风 率，在现有的基础上提高可再生能源的消纳水平。
（四）探路：解决消纳需要“软硬”兼施，双管齐下从电力系统的各个环节来解决时间和空间上的错配问题。
主要体现在“硬建设”+“软服 务”两方面。
对应到电力系统各环节，硬基建更多体现在电源侧与电网侧、软服务主要体 现在用电侧与电力市场整体改造方面。
从解决消纳的优先程度来看，短期我们认为当前消纳急需解决第一层面的问题，同时在 改造路径方面倾向于源端、网端。
长期是第二层面的问题，即通过需求端响应与电力体 系的变革来实现消纳质量的提升。
下文我们将从电源侧、电网侧、用电侧及整个电力市场分别对解决消纳的详细路径展开 探讨。
二、电源端：储能和火电灵活性改造是主要趋势（一）电源侧储能星辰大海1、储能简介储能即能量的存储。
根据能量的存储形式的不同，广义储能包括电储能、热储能和氢储 能三类。
电储能是主要的储能方式，主要是将电能以各种形态存储起来，在需要时再释 放，实现时间维度的能量转移。
储能凭借其可充可放的运行特性，在平抑新能源出力波 动性、实现电网负荷削峰填谷、提高用户供电稳定性等方面有积极作用。
作为一种可调 度资源，储能成为解决风光消纳问题的有效途径之一。
2、储能技术在电力系统的应用场景储能技术渗透范围广泛，应用场景多样。
在新能源快速增长的现代电力系统中，储能技 术在电源侧、电网侧、用户侧均有渗透。
在传统电源侧，储能设施主要设在火电厂，协 助提供二次调频辅助服务；在新能源电源侧，储能可以平抑风光发电波动性，提高新能 源的可调度性，避免弃风弃光现象。
在电网侧，储能主要帮助电网调节电力输配，实现 削峰填谷、调频调压，缓解电网阻塞，保障负荷用电等。
在用户侧，储能不仅可以作为 分布式电源自发自用，提高局部供电可靠性，也可以利用峰谷电价差套利，降低用电成 本。
（二）抽水蓄能和电化学储能是当前电源侧储能的两大发展方向1、主要储能技术对比储能技术按照能量的转化机制不同，可分为物理储能(抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储 能)、电化学储能(锂离子电池、钠硫电池、铅蓄电池和液流电池等)和电磁储能(超级电容 器、超导储能)。
各类储能技术具有不同的性能特点。
综合来看，抽水蓄能是目前应用最为成熟的储能技 术，抽水蓄能规模大、寿命长、安全性高、经济性明显；电化学储能已进入商业化阶段， 发展速度快，反应灵活，可以在微网和分布式电网中发挥作用，现阶段难以实现大规模 应用；压缩空气虽然技术成熟，但转换效率低；电磁储能仍处于开发阶段，具有一定的 发展潜力。
现阶段来看，抽水蓄能和电化学储能是电源侧储能的主要路径。
2、抽水蓄能：当前最成熟的储能技术抽水蓄能是以水为储能介质的储能技术，通过电能与势能的相互转化，实现电能的储存。
抽水蓄能电站主要是利用电力系统过剩的电力将水从地势低的下水库抽到地势高的上水 库储存，在电力系统电力不足时放水回流到下水库推动水轮机发电机发电。
抽水蓄能电站优势明显。
主要体现在以下几方面：（1）技术成熟。
抽水蓄能电站的发展 已有近百年，相较于其他储能技术，抽水蓄能技术最为成熟。
（2）寿命长。
抽水蓄能电 站平均寿命达 50 年，在现有技术的翻修和维护下，使用寿命可延长至 80-100 年。
（3） 规模大。
抽水蓄能电站规模可达千兆瓦级，适用于大规模、集中化式的能量存储。
（4） 启停迅速。
抽水蓄能电站跟踪负荷能力强，对系统负荷的急剧变化做出快速反应，保障 新型电力系统安全稳定运行。
同时，抽水蓄能电站也有一定不足：1）电站选址难，抽水 蓄能电站要求上下水库的距离较近，且有一定的高度差，十分依赖地理条件。
2）建设周 期长，初期投资大，投资回报周期通常 30 年以上。
抽水蓄能是中国乃至全球应用最为广泛的储能技术。
据 CNESA 全球储能项目库不完全 统计，截止 2020 年底，全球已投运储能项目累计装机规模 191.1GW。
其中，抽水蓄能累 计装机规模为 172.5GW，占比高达 90.3%；电化学储能累计装机规模 14.2GW，占比 7.5%； 熔融盐储热、飞轮储能、压缩空气储能规模占比 2.2%。
2020 年我国已投运储能项目累计 装机规模 35.6GW，占全球总规模的 18.6%。
中国储能技术市场占比与全球市场相似，其 中，抽水蓄能装机规模最大，为 31.8GW，占据市场近九成份额；电化学储能装机规模紧 随其后，为 3.27GW，占比 9.2%，其余技术累计装机规模占比不到 2%。
3、电化学储能：当前发展潜力最大的储能技术电化学储能是利用化学元素为介质，将电能转化成化学能储存起来，在需要的时候，再 通过化学反应将化学能转换为电能使用。
当前比较常见的电化学储能技术有锂离子电池、 钠硫电池、铅蓄电池和液流电池。
电化学储能重启高速增长，呈现发展大势。
据 CNESA 全球储能项目库不完全统计，截 止 2020 年底，全球电化学储能累计装机规模为 14.2GW，同比增长 49.6%；我国电化学 储能装机增速较快，2020 年累计装机规模为 3.27GW，同比增长 91.2%，2020 年新增装 机首次突破 1GW。
锂离子电池占比近 9 成。
截止 2020 年底，全球电化学储能累计装机规模为 14.2GW，其 中锂离子电池累计装机规模最大为 13.1GW，占比高达 92.0%。
中国电化学储能累计装机 规模为 3.27GW，其中锂离子电池规模实现 2.90GW，占比达 88.8%，铅蓄电池规模紧随 其后，占比约 10.2%。
（报告
