投资建议
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。行业观点
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。1023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12~15GW新能源装机。刚性需求下输电成本增加。
荷侧消纳：不同于源网侧，价格信号刺激需求侧资源建设。加州“鸭子曲线”转为“峡谷曲线”,启示新能源电量存量替代后，现货市场峰谷价差或将进一步拉大。基于市场价格信号，需求侧资源大有可为，近期政策端发力，明确推进需求侧资源参与电力市场常态化运行获利。
工商业储能：浙江、广东、湖南、江苏、安徽等地投资已颇具吸引力。工商业储能利用率远高于源网侧，具备两充两放条件、峰谷价差+补贴电价具备优势的省份，跑马圈地有望加速。叠加储能降本，以渐江为例乐观假设下回本周期最短可缩至4.5年。
虚拟电厂：需求侧资源整合环节，关注制约因素的逐项解除。主体地位明确、价格信号完善、软件技术优化将是虚拟电厂落地的重要前提，当前《电力需求侧/负荷侧管理办法》(征求意见稿)发布，助推行业发展。风险提示
调节资源需求不及预期风险；政策制定及落地不及预期风险；调节资源区域性过剩，市场化补偿低于预期风险等。
1、消纳压力已现，正视系统成本增加
1.1利用率&现货价格看，消纳压力显现
从新能源利用率视角看：西北外送电省份消纳压力突出。国家电网曾于22年1月发布《新能源消纳运行评估及预警技术规范》,设置了新能源消纳监测预警红/黄/绿色区域，进入红色预警的地区或面临暂停风光电接入的风险，而主要判断指标即为新能源利用率。从21~3M23各省逐月利用率数据来看：
√ 区位上：利用率偏低区域主要集中在西北地区(内蒙古、甘肃、宁夏、青海、新疆等省份)。目前，西北地区第一批大型风光基地装机总容量97GW已全部开工建设，其中约50%电量外送消纳。预计通过提升已建输电通道利用效率共计可提升跨区域输电能力4200万千瓦，基本满足了第一批大基地的外送需求；第二批项目(规划“十四五”投产200GW)正在陆续开工，风光项目建设周期一般为6~12个月，原则上2023年并网，其中约75%电量外送消纳；第三批项目审查抓紧推进。随着第二/三批风光项目投运，消纳问题将进一步突出。
时间上：Q2为弃电高峰期。消纳问题最核心影响因素仍是终端用电需求，在迎峰度冬、迎峰度夏两个时间节点上用电需求旺盛可平抑短时供>求的矛盾；此外，2022来水偏丰，同为“看天吃饭”的可再生能源类型、具有长期不可预测性，水电超发在一定程度上也影响到了风光消纳。
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