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1、 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 證券研究報告|行業專題報告 2024 年 08 月 13 日 電力及公用事業電力及公用事業 綠電消納專題報告一：西南地區水電消納問題啟示綠電消納專題報告一：西南地區水電消納問題啟示 股票股票 股票股票 投資投資 EPS（元）（元）PE 代碼代碼 名稱名稱 評級評級 2024E 2025E 2024E 2025E 600163.SH 中閩能源 增持 0.42 0.44 12.93 12.34 600674.SH 川投能源 增持 1.02 1.11 17.93 16.48 600795.SH 國電電力 買入 0.44 0.51 12.55 10.

2、82 600886.SH 國投電力 增持 1.01 1.14 16.2 14.35 600900.SH 長江電力 買入 1.35 1.46 21.61 19.99 600905.SH 三峽能源 增持 0.31 0.36 15.32 13.19 資料來源：公司財報，長城證券產業金融研究院 能源低碳轉型本質以發電量及消費量為導向，裝機量是過渡考核指標能源低碳轉型本質以發電量及消費量為導向，裝機量是過渡考核指標“十四五”規劃和“雙碳”目標以發電量和消費量為導向?！笆奈濉币巹澨岢?，可再生能源發電量增量在全社會用電量增量中的占比超過 50%，2030 年前碳達峰行動方案中，非化石能源消費比重達到20%

3、左右，單位國內生產總值能源消耗比 2020 年下降 13.5%。在“雙碳”目標首次提出后的 2020 年新能源累計裝機量大幅增長 29.5%，新增裝機量是 1.22億千瓦，是 2018、2019 年新增裝機量的總和，2023 年新能源新增裝機量為 2.93 億千瓦，是 2020 年新增容量的 2.4 倍。新能源整體滲透率持續增長，電力系統消納壓力加劇新能源整體滲透率持續增長，電力系統消納壓力加劇 2023 年我國新能源滲透率為 12.4%，已有 17 個省新能源滲透率超過10%，部分省份即將進入第三、四階段，意味著電網承受的消納壓力加劇，且由于負荷與電源不匹配，部分地區省間和省內消納已存在困難

4、。2024年 1-6 月的棄風棄光率持續上升，分別達到 3.9%和 3%，比 2023 年高1.2、1 個 pct。部分地區雖然裝機容量低導致棄電量較小，但實際上消納能力較弱，少量風光增量都會對消納造成壓力。新能源消納政策變化，市場化程度逐步加深新能源消納政策變化，市場化程度逐步加深 2006 年至 2024 年，我國對可再生能源的“全額保障性收購”概念經歷了三次修訂，對新能源項目的保障性收購從硬性指標變為彈性指標，保障性收購電量電價兩部分均收縮，增量部分新能源項目將進入以“市場化交易電價”為主的新時代，存量部分新能源項目也將逐步進入市場交易。用電增速與水電機組投產節奏不匹配，西南地區水電曾面

5、臨嚴重的棄水問題用電增速與水電機組投產節奏不匹配，西南地區水電曾面臨嚴重的棄水問題 四川和云南具備水電裝機比例大、水電豐多枯少的特性，汛期存在較大的發電壓力，“十二五”后期開始，由于兩地水電機組集中投產、用電量增長大幅低于預期、輸送通道能力受限等因素影響，棄水矛盾日益突出。云南省從 2014 年起開始出現較為嚴重的水電棄水，2016 年棄水電量達到歷史峰值 315 億千瓦時，占省內用電量的 22.3%；四川省從 2012 年開始出現棄電，近 10 年棄水量區間維持在 26202 億千瓦時。兩地區在電力供 強于大市強于大市（維持維持評級評級）行業行業走勢走勢 作者作者 分析師分析師 于夕朦于夕朦

6、 執業證書編號：S1070520030003 郵箱： 分析師分析師 何郭香池何郭香池 執業證書編號：S1070523110002 郵箱： 分析師分析師 范楊春曉范楊春曉 執業證書編號：S1070521050001 郵箱： 分析師分析師 鄧逐原鄧逐原 執業證書編號：S1070523050002 郵箱： 分析師分析師 王澤雷王澤雷 執業證書編號：S1070524020001 郵箱： 分析師分析師 何文雯何文雯 執業證書編號：S1070523050001 郵箱： 分析師分析師 張靖苗張靖苗 執業證書編號：S1070524070005 郵箱： 分析師分析師 付浩付浩 執業證書編號：S107052303

7、0001 郵箱： 聯系人聯系人 楊天放楊天放 執業證書編號：S1070122080026 郵箱： -18%-14%-10%-6%-2%2%6%10%2023-082023-122024-042024-08電力及公用事業滬深300行業專題報告 P.2 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 需形勢、能源資源結構等多方面存在共性，棄水問題產生的主要原因有：水電快速發展與電力需求增長緩慢不匹配、系統調節能源需優化，缺少控制性（調節性）水庫電站、局部網架薄弱和特高壓輸送通道能力受限、風電裝機規模迅速增長占用部分水電市場空間等因素。兩方面改善西南地區棄水：增加省內用電市場、增加外送比例兩方面改

8、善西南地區棄水：增加省內用電市場、增加外送比例 云南省積極協調增加外送電量，通過市場化交易機制增加外送電量促進水電消納，2023 年云南省外送電量達到 1345 億千瓦時，其中送廣東 1163億千瓦時。同時，云南省積極培育省內用電市場，大力支持工業企業用電需求，以較低的水電價格吸引高鋁、硅等高耗能產業落地，2019 年是云南省近年來電價洼地，全省市場化結算電價為 0.1725 元/千瓦時，水電市場化結算電價為 0.1652 元/千瓦時，極低的用電成本使得全省用電量快速增長。四川省并沒有像云南省一樣，棄水問題基本在“十二五”期間解決，并且解決路徑中沒有采取云南省高度市場化的超低電價策略，但四川省

9、也同樣通過“西電東送”的外送通道的不斷建設外送富裕水電，并推動省內水電消納示范區，利用電價優惠引入大數據、多晶硅、新型電池、電制氫等高載能產業，成渝地區雙城經濟圈建設也促進水電及后續增量新能源的消納。三個方向改善綠電消納，低電價將成為優勢三個方向改善綠電消納，低電價將成為優勢 當前，新能源機組大幅增長帶來的棄風棄光率增加與水電發展有相似之處，綠電消納改善需要等待輸配電網建設提速至與電源投資建設相匹配，同時隨著度電成本的下降，綠電較低的電價優勢也將逐步體現，使得用電側資源向其傾斜。但不同之處在于，新能源與水電的調節需求不同，水電調節需求周期更長，單機組容量更小的風光機組則需要較短周期的調節能力，

10、水電、火電等穩定性電源以及儲能需要滿足綠電的調節需求。因此，我們認為通道建設、電力需求、系統調節能力是改善綠電消納的三個重要方向。風險提示：風險提示：宏觀經濟下行風險、政策執行情況不及預期、用電量需求下滑、裝機量不及預期、來水/風不及預期、市場電價不及預期。相關研究相關研究 1、行業周報（8.5-8.9）：加快構建新型電力系統行動方案發布，板塊市場表現持續小幅收縮2024-08-12 2、2024 年 6 月行業數據：水電單月發電量增幅44.51%，新增風光裝機比例達 84%2024-08-06 3、行業周報（7.29-8.2）：雙碳減排政策頻發，板塊市場表現回落2024-08-05 9WaV

11、dXeU8XfYeUbZ6M8Q6MnPrRmOmQiNrRvNkPnMmQ9PnNuNNZnOxPwMsRmR行業專題報告 P.3 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 內容目錄內容目錄 1.新能源消納現狀及政策變化.5 1.1 能源低碳轉型本質以發電量及消費量為導向，裝機量是過渡考核指標.5 1.2 新能源整體滲透率持續增長，電力系統消納壓力加劇.7 1.3 新能源消納政策變化，市場化程度逐步加深.10 1.3.1 保障性收購范圍縮小，推動新能源參與市場交易.10 1.3.2 新能源補貼電價退坡，保障性收購電量電價均收縮.12 2.西南地區棄水問題解決對新能源消納的啟示.13

12、2.1 西南地區水能資源及電源結構.13 2.2 水電機組集中投產疊加電力消費能力不足，導致西南地區產生棄水.15 2.3 兩方面改善西南地區棄水：增加省內用電市場、增加外送比例.17 2.4 西南地區水電消納問題對綠電消納的啟示.24 風險提示.24 圖表目錄圖表目錄 圖表 1：2025 年單位 GDP 能耗下降幅度.5 圖表 2：2025、2030 年非化石能源消費總量比重目標.5 圖表 3：2015-2024 年 6 月 新能源裝機量及同比增速.5 圖表 4：2015-2024 年 6 月各電源裝機量占比.6 圖表 5：2015-2024 年 6 月各電源發電量占比.6 圖表 6：201

13、5-2024 年 6 月新能源裝機量及發電量占比.7 圖表 7：不同風光滲透率下電力系統的主要特征和挑戰.7 圖表 8：2024 年 6 月各省新能源滲透率.8 圖表 9：2024 年 1-6 月全國各地區棄風率.8 圖表 10：2024 年 1-6 月全國各地區棄光率.8 圖表 11：2024 年 1-6 月全國各地區棄風率.9 圖表 12：2024 年 1-6 月全國各地區棄光率.9 圖表 13：以 2023 年棄風率測算棄風電量（億 kWh）.9 圖表 14：以 2023 年棄風率測算棄光電量（億 kWh）.9 圖表 15：風電重點地區最低保障收購年利用小時數核定表（發改能源201611

14、50 號）.10 圖表 16：光伏發電重點地區最低保障收購年利用小時數核定表（發改能源20161150 號）.10 圖表 17：2012-2023 年云南省發電裝機量（萬千瓦）.13 圖表 18：2023 年云南省發電裝機結構（%）.13 圖表 19：2012-2023 年云南省總/水電裝機量（萬千瓦）.13 圖表 20：2012-2023 年云南省水電裝機及增速（萬千瓦，%）.13 圖表 21：2012-2023 年四川省發電裝機量（萬千瓦）.14 圖表 22：2023 年四川省發電裝機結構（%）.14 圖表 23：2012-2023 年四川省總/水電裝機量（萬千瓦）.14 圖表 24：20

15、12-2023 年四川省水電裝機及增速（萬千瓦，%）.14 圖表 25：2013-2020 年云南省棄水量、用電量以及棄水量/用電量.15 圖表 26：2013-2022 年四川省棄水量、用電量以及棄水量/用電量.15 圖表 27：2012-2020 年云南省各電源裝機、用電量裝機增速.16 圖表 28：2012-2023 年四川省各電源裝機、用電量裝機增速.16 圖表 29：截至 2023 年底，云南省“西電東送”輸電工程.18 行業專題報告 P.4 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 圖表 30：2015-2023 年云南省外送電量及增速.18 圖表 31：2015-2023

16、 年云南省送廣東電量、增速、占比.18 圖表 32：2013-2024 年 6 月云南省金屬硅累計總產能及市占率.19 圖表 33：2017-2024 年 6 月云南省電解鋁累計總產能及市占率.20 圖表 34：云南省電力市場化總結算電量及電價.21 圖表 35：云南省電力市場化水電結算電量及電價.21 圖表 36：截至 2024 年 6 月，四川省主要輸電線路工程.22 圖表 37：2017-2023 年四川省水電發電量、外送電量及外送電量增速.22 圖表 38：2013-2024 年 6 月四川省金屬硅產能及市占率.23 圖表 39：四川省結算省內市場化電量及結算均價.23 行業專題報告

17、P.5 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 1.新能源消納現狀及政策變化新能源消納現狀及政策變化 1.1 能源低碳轉型本質以發電量及消費量為導向，能源低碳轉型本質以發電量及消費量為導向，裝機量是過渡考核指標裝機量是過渡考核指標“十四五”“十四五”規劃和規劃和“雙碳”目標“雙碳”目標以發電量和消費量為導向以發電量和消費量為導向。我國“十四五”規劃及“雙碳”目標的確定以可再生能源發電量占比、非化石能源消費比重為主要導向：“十四五”規劃提出，可再生能源發電量增量在全社會用電量增量中的占比超過 50%。2030 年前碳達峰行動方案中，非化石能源消費比重達到 20%左右，單位國內生產總值能

18、源消耗比 2020 年下降 13.5%，單位國內生產總值二氧化碳排放比 2020 年下降 18%；到 2030年，非化石能源消費比重達到 25%左右，單位國內生產總值二氧化碳排放比2005 年下降 65%以上。圖表1：2025 年單位 GDP 能耗下降幅度 圖表2：2025、2030 年非化石能源消費總量比重目標 資料來源：國家統計局，長城證券產業金融研究院 資料來源：國家統計局，長城證券產業金融研究院“雙碳”目標的確立促使新能源全產業鏈“雙碳”目標的確立促使新能源全產業鏈迎來迎來高速發展高速發展。在“雙碳”目標首次提出后的2020 年新能源累計裝機量大幅增長 29.5%，新增裝機量是 1.2

19、2 億千瓦，是 2018、2019年新增裝機量的總和，2023 年新能源新增裝機量為 2.93 億千瓦，是 2020 年新增容量的2.4 倍。根據 2024 年 6 月數據，我國新能源累計裝機量達到 11.8 億千瓦，上半年新增3.2 億千瓦，較去年同期增長 37.3%。圖表3：2015-2024 年 6 月 新能源裝機量及同比增速 資料來源：國家能源局，Wind，長城證券產業金融研究院-13.5%-35%201220202025E以2012年為基準單位GDP能耗下降幅度16%17%18%18%20%25%-3%2%7%12%17%22%27%32%20202021202220232025E2

20、030E非化石能源消費總量比重（%）0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%024681012142015201620172018201920202021202220232024.6新能源累計裝機（億千瓦）新能源新增裝機（億千瓦）累計裝機增速（%）行業專題報告 P.6 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 裝機量大幅增長的因素，一是因為“雙碳”目標確定，以及十四五規劃對各省可再生能源消納、各發電集團的建設指標考核等；二是新能源優質資源會被優先開發，隨著資源的不斷分配，項目的獲取、建設難度增大、考慮經濟性、成本、電價等因素，各大發電集團建設明顯提速；三是新能源補貼退坡

21、與上游制造業降本增效并行，配套電網企業收購等相關政策，新增項目收益率仍符合公用事業合理收益區間，進而支撐企業持續投入資本開支。與此同時，傳統電源中的火電的建設速度明顯放緩，裝機容量占比從 2015 年的 66.4%下降至 2024 年 6 月的 45.8%；同時間段水電裝機占比從 21.2%下降至 13.9%；核電裝機占比始終在 1.8%2.4%區間內；風電裝機占比從 8.5%上升至 15.2%，光伏發電裝機占比從 2.1%上升至 23.2%。圖表4：2015-2024 年 6 月各電源裝機量占比 資料來源：國家能源局，Wind，長城證券產業金融研究院 火電作為基荷能源和重要調節性資源，發揮保

22、障電力系統安全穩定運行的作用，發電量占比明顯有“托底”的效果，從 2015 年的 74.9%下降 7.2 個百分點至 67.8%；水電發電量占比從 17.7%下降 5.3 個百分點至 12.5%；核電發電量占比從 3%增長 1.7 個百分點至 4.8%；風電發電量占比從 3%增長 7.7 個百分點到 10.7%；光伏發電量占比從 0.0%增長 4.3 個百分點到 4.3%。圖表5：2015-2024 年 6 月各電源發電量占比 資料來源：國家能源局，Wind，長城證券產業金融研究院 66.4%45.8%21.2%13.9%1.8%1.9%8.5%15.2%2.1%23.2%0%10%20%30

23、%40%50%60%70%80%90%100%2015201620172018201920202021202220232024.6火電水電核電風電太陽能74.9%67.8%17.7%12.5%3.0%4.8%3.0%10.7%4.3%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2015201620172018201920202021202220232024.6火電水電核電風電太陽能行業專題報告 P.7 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 受限于新能源機組利用小時數較低的限制，2024 年 6 月，我國新能源裝機量占比已經達到 38.44%，發電量占比僅為 1

24、5%。圖表6：2015-2024 年 6 月新能源裝機量及發電量占比 資料來源：國家能源局，Wind，長城證券產業金融研究院 1.2 新能源整體滲透率持續增長，新能源整體滲透率持續增長，電力電力系統消納壓力加劇系統消納壓力加劇 新能源發電出力具有波動性、隨機性、間歇性以及時間錯配等特點，相較于火電、水電等，其對電網的安全穩定運行帶來更大的挑戰。當電網的可調節資源不足時，不可避免地會產生棄光棄風現象，導致新能源電力無法被完全消納。IEA 曾把新能源滲透率(即新能源發電量在總發電量中占比)提升過程分為 6 個階段，不同階段對于電力系統靈活性的需求不同，由于新能源快速擴張和電力系統既有靈活性不足，電

25、力系統安全運行的影響持續增加。圖表7：不同風光滲透率下電力系統的主要特征和挑戰 資料來源：Status of Power System Transformation 2019IEA Page5，長城證券產業金融研究院 2023 年我國新能源滲透率為 12.4%，已有 17 個省新能源滲透率超過 10%，部分省份即將進入第三、四階段，意味著電網承受的消納壓力加劇，且由于負荷與電源不匹配，部分地區省間和省內消納已存在困難。根據 2023 年各省發電量數據，青海是全國新能源滲透率最高的地區，新能源發電量占比達到 38.4%；根據國家統計局數據，截至 2023年底，青海省總裝機 54.48GW，新能源

26、裝機占比 68.8%，水電裝機占比 23.9%。0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%2015201620172018201920202021202220232024.6新能源發電占比（%）新能源裝機占比（%）行業專題報告 P.8 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 圖表8：2024 年 6 月各省新能源滲透率 資料來源：IFIND，國家統計局，中電聯，長城證券產業金融研究院 根據全國新能源消納監測預警中心數據，2023 年全國新能源棄風率和棄光率分別為 2.7%和 2%。其中，棄風率=5%的地區有 4 個，分別為青海 5.8%、河北 5.7%、內蒙古 5.1%

27、、甘肅 5%；棄光率=5%的地區有 3 個，分別為西藏 22%、青海 8.6%、甘肅 5%。2024 年棄風棄光率持續上升，1-6 月全國新能源棄風率和棄光率分別為 3.9%和 3.0%。其中，棄風率=5%的地區有 8 個，分別為吉林 7.9%、青海 7%、內蒙古 6.7%、河北6.5%、遼寧 6.4%、甘肅 6.1%、新疆 5.7%、黑龍江 5.6%；棄光率=5%的地區有 4個，分別為西藏 28.3%、青海 8.8%、甘肅 8.3%、新疆 5.1%。圖表9：2024 年 1-6 月全國各地區棄風率 資料來源：全國新能源消納監測預警中心，長城證券產業金融研究院 圖表10：2024 年 1-6

28、月全國各地區棄光率 資料來源：全國新能源消納監測預警中心，長城證券產業金融研究院 0%5%10%15%20%25%30%35%40%青海甘肅吉林寧夏河北黑龍江內蒙古新疆遼寧山西湖南河南廣西江西貴州山東江蘇陜西云南湖北福建安徽廣東浙江天津海南西藏四川重慶上海北京新能源滲透率（%)0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%吉林青海內蒙古河北遼寧甘肅新疆黑龍江河南湖南陜西全國山東西藏北京寧夏山西湖北云南天津廣東貴州江西江蘇安徽海南上海浙江福建廣西重慶四川2024年1-6月棄風率0%5%10%15%20%25%30%西藏青海甘肅新疆河北黑龍江內蒙古陜西遼寧吉林湖北全國云南寧夏河南江西山東山西湖南貴州天津

29、海南北京四川廣東江蘇安徽上海浙江福建廣西重慶2024年1-6月棄光率行業專題報告 P.9 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 從地區分布看，以 2023 年棄風棄光率、裝機量、利用小時數測算棄電電量的絕對值：風電方面，“三北”地區加上陜西、河南兩地全年棄電量在 5 億 kWh 以上，新疆、甘肅、內蒙古、河北是棄風量最多的地區。光伏方面，主要集中在西北地區，青海、甘肅、寧夏、河北是棄光量最多的地區。部分地區雖然裝機容量低導致棄電量較小，但實際上消納能力較弱，少量風光增量都會對消納造成壓力。圖表11：2024 年 1-6 月全國各地區棄風率 圖表12：2024 年 1-6 月全國各地

30、區棄光率 資料來源：Wind，全國新能源消納監測預警中心，長城證券產業金融研究院 資料來源：Wind，全國新能源消納監測預警中心，長城證券產業金融研究院 圖表13：以 2023 年棄風率測算棄風電量（億 kWh）圖表14：以 2023 年棄風率測算棄光電量（億 kWh）資料來源：Wind，全國新能源消納監測預警中心，國家統計局，長城證券產業金融研究院 資料來源：Wind，全國新能源消納監測預警中心，國家統計局，長城證券產業金融研究院 行業專題報告 P.10 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 1.3 新能源新能源消納政策消納政策變化變化，市場化程度逐步加深市場化程度逐步加深 1.

31、3.1 保障性收購范圍縮小，推動新能源參與市場交易保障性收購范圍縮小，推動新能源參與市場交易 為支持新能源產業發展，我國長期實行新能源保障性消納政策，“全額保障性收購”分別在 2006 年的可再生能源法、2016 年可再生能源發電全額保障性收購管理辦法、2024 年的全額保障性收購可再生能源電量監管辦法提到，并根據實際情況對其概念進行重新修訂。階段一：階段一：2006 年可再生能源法年可再生能源法，國家實行可再生能源發電全額保障性收購制度。國家實行可再生能源發電全額保障性收購制度。本法中可再生能源包括風能、太陽能、水能、生物質能、地熱能、海洋能等非化石能源。電網企業應當與按照可再生能源開發利用

32、規劃建設，依法取得行政許可或者報送備案的可再生能源發電企業簽訂并網協議，全額收購其電網覆蓋范圍內符合并網技術標準的可再生能源并網發電項目的上網電量，發電企業有義務配合電網企業保障電網安全。階段二：階段二：2016 年可再生能源發電全額保障性收購管理辦法，全額收購規劃范圍內年可再生能源發電全額保障性收購管理辦法，全額收購規劃范圍內可可再生能源發電項目的再生能源發電項目的上網電量上網電量，首次提出“保障性收購利用小時數”概念，首次提出“保障性收購利用小時數”概念，鼓勵超過該，鼓勵超過該部分范圍的電量參與市場交易部分范圍的電量參與市場交易。本辦法適用范圍包括風力發電、太陽能發電、生物質能發電、地熱能

33、發電、海洋能發電等非水可再生能源。水力發電參照執行。該辦法在可再生能源法的基礎上更新了“全額保障性收購”的含義，是指電網企業（含電力調度機構）根據國家確定的上網標桿電價和保障性收購利用小時數，結合市場競爭機制，通過落實優先發電制度，在確保供電安全的前提下，全額收購規劃范圍內的可再生能源發電項目的上網電量?？稍偕茉床⒕W發電項目年發電量分為保障性收購電量部分和市場交易電量部分。其中，保障性收購電量部分通過優先安排年度發電計劃、與電網公司簽訂優先發電合同（實物合同或差價合同）保障全額按標桿上網電價收購；市場交易電量部分由可再生能源發電企業通過參與市場競爭方式獲得發電合同，電網企業按照優先調度原則執

34、行發電合同。十三五期間，我國發布了 可再生能源發展“十三五”規劃，新能源發展開始提速，2015年、2016 年前后，在電價補貼疊加技術降本的推動下，國內風電、光伏裝機非常迅猛，為新能源場站帶來高收益的同時，也出現了許多“超前建設”的情況，導致棄風棄光問題突出，2015 年和 2016 年我國棄風率分別為 15.2%和 17%，棄光率分別為 12.6%和10%。西北區域尤其嚴重，2016 年，陜西、甘肅、青海、寧夏、新疆五省棄風棄光率達到 33.34%、19.81%，此時，新能源項目成本都還很高，高棄電率嚴重影響項目收益。在此背景下，圖表15：風電重點地區最低保障收購年利用小時數核定表（發改能源

35、20161150 號）圖表16：光伏發電重點地區最低保障收購年利用小時數核定表（發改能源20161150 號）行業專題報告 P.11 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 資料來源：關于做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知，長城證券產業金融研究院 資料來源：關于做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知，長城證券產業金融研究院 階段三：階段三：2024 年全額保障性收購可再生能源電量監管辦法，年全額保障性收購可再生能源電量監管辦法，保障性收購電量范圍再保障性收購電量范圍再次次縮小縮小，由依托“保障性收購利用小時數”，由依托“保障性收購利用小時數”更新更新為為按照“可再

36、生能源消納保障機制、比按照“可再生能源消納保障機制、比重目標等”等相關規定。重目標等”等相關規定?？稍偕茉窗l電項目的上網電量包括保障性收購電量和市場交易電量：保障性收購電量保障性收購電量：指按照國家可再生能源消納保障機制、比重目標等相關規定，應由電力市場相關成員承擔收購義務的電量，這也意味著保障性收購電量會隨著上述標準的調整而變化。市場交易電量市場交易電量：指通過市場化方式形成價格的電量，由售電企業和電力用戶等電力市場相關成員共同承擔收購責任。對未達成市場交易的電量，在確保電網安全的前提下，電網企業、電力調度機構可按照相關規定，采用臨時調度措施充分利用各級電網富余容量進行消納?！昂侠怼睏夛L、

37、棄光部分電量：“合理”棄風、棄光部分電量：因可再生能源發電企業原因、電網安全約束、電網檢修、市場報價或者不可抗力等因素影響可再生能源電量收購的，對應電量不計入全額保障性收購范圍，電網企業、電力調度機構、電力交易機構應記錄具體原因及對應的電量 2019 年 5 月 10 日，國家發改委、國家能源局頒布了關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知，規定國家按照省級行政區為單位，設定每個區域的可再生能源電量比重，包括總量消納責任權重和非水電消納責任權重，從而促進各省級區域優先消納可再生能源，形成可再生能源電力消費引領的長效發展機制。該權重自 2021 年起以年為周期考核和更新，2024 年 8 月

38、 6 日，國家發改委辦公廳、國家能源局綜合司發布關于 2024 年可再生能源電力消納責任權重及有關事項的通知，下發了 2024 年和 2025年各省可再生能源電力和非水電消納責任權重和預期目標，并首次對特定行業電解鋁行業下發綠電消費比例要求。行業專題報告 P.12 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 全額保障性收購可再生能源電量監管辦法最核心的兩個變化：一是進一步將新能源消納交還給市場，市場交易電量通過市場化方式形成價格，由售電企業、電力用戶等市場成員共同承擔收購責任；二是發電企業未能參與市場交易的棄電量，由企業自己承擔，不納入保障性收購范圍。這兩個變化進一步弱化了保障性收購的“

39、保障”含義，使得新能源入市進程又前進了一大步。1.3.2 新能源補貼電價退坡，保障性收購電量電價均收縮新能源補貼電價退坡，保障性收購電量電價均收縮 我國可再生能源發電項目上網電價標準經歷的四個階段，補貼電價首次在 2009 年提出，后逐年遞減，因此保障性收購電量電價兩部分均收縮，增量部分新能源項目將進入以“市場化交易電價”為主的新時代，存量部分新能源項目也將逐步進入市場交易。階段一：階段一：早期新能源上網電價標準實行政府定價和政府指導價兩種形式。早期新能源上網電價標準實行政府定價和政府指導價兩種形式。根據 2006 年可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法，風力發電項目的上網電價實行政府指導

40、價，電價標準由電價標準由國務院價格主管部門按照招標形成的價格確定；太陽能發電、海洋能發電和地熱能發電項目上網電價實行政府定價，其電價標準由國務院價格主管部門按照合理成本加合理利潤的原則制定。階段二：階段二：新能源標桿上網電新能源標桿上網電價時期，分資源區制定新能源上網電價。價時期，分資源區制定新能源上網電價。風電發電項目的電價補貼政策先于光伏發電項目出臺，在 2009 年 7 月出臺關于完善風力發電上網電價政策的通知、2013 年 8 月出臺關于發揮價格杠桿作用促進光伏產業健康發展的通知中，分資源區制定陸上風電和光伏電站（集中式和分布式）標桿上網電價，電站標桿上網電價高出當地燃煤機組標桿上網電

41、價（含脫硫等環保電價）的部分，通過可再生能源發展基金予以補貼。新能源電價補貼政策根據產業技術進步和成本降低情況，周期性地對標桿上網電價進行調整。階段三：新能源上網電價轉變為指導電價時期階段三：新能源上網電價轉變為指導電價時期。為科學合理引導新能源投資，實現資源高效利用，促進公平競爭和優勝劣汰，2019年 4-5 月，國家發改委出臺關于完善風電上網電價政策的通知、關于完善光伏發電上網電價機制，將陸上風電、海上風電、集中式光伏、分布式光伏的標桿上網電價改為指導價。新增新能源電站上網電價原則上通過市場競爭方式確定，不得超過所在資源區指導價；指導價低于當地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫銷、除塵電價）

42、的地區，以燃煤機組標桿上網電價作為指導價。階段四：新能源平價上網時期階段四：新能源平價上網時期，按當地燃煤發電基準價執行。，按當地燃煤發電基準價執行。2021 年6 月，國家發改委發布 關于 2021 年新能源上網電價政策有關事項的通知，是新能源平價上網的重要文件。自 2021 年起，新備案集中式光伏電站、工商業分布式光伏項目和新核準陸上風電項目，上網電價按當地燃煤發電基準價執行，可自愿通過參與市場化交易形成上網電價。2019 年 1 月，國家發改委、國家能源局下發關于規范優先發電有限購電計劃管理的通知，提出優先發電價格按照“保量保價”和“保量限價”相結合的方式形成，前者有電網企業按照政府定價

43、收購，后者電量電價通過市場化方式形成，政府定價部分比例逐年遞減，當同類型機組大部分實現市場化方式形成價格后，取消政府定價。因此，新能源項目只有在保障小時數內才能以“燃煤基準價”收購，保障小時數以外的電量要參與市場化交易。隨著電力市場化交易的不斷推進，各地對新能源以“燃煤基準價”收購的電量，并不是按照國家發改委 2016 年發布的保障小時數，而是在此基礎上逐漸減少。行業專題報告 P.13 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 2.西南地區棄水問題解決對新能源消納的西南地區棄水問題解決對新能源消納的啟示啟示 2.1 西南地區西南地區水能資源及電源結構水能資源及電源結構 云南云南?。菏。?/p>

44、云南省能源資源得天獨厚，尤以水能、煤炭資源儲量較大，開發條件優越；地熱能、太陽能、風能、生物能也有較好的開發前景。云南全省水能資源蘊藏量居全國第3 位，水能資源主要集中于滇西北的金沙江、瀾滄江、怒江三大水系。煤炭資源主要分布在滇東北，全省煤炭資源量居全國第 7 位，具備煙煤、無煙煤、褐煤等多煤種。地熱資源以滇西騰沖地區的分布最為集中，居全國之冠。太陽能資源僅次于西藏、青海、內蒙古等省區，全省年日照時數在 10002800 小時之間，省內多數地區的日照時數為21002300 小時。因云南降水在地理位置上分布不均，金沙江中上游以及瀾滄江和怒江三大流域均流經滇西地區，滇西南和滇南降水相對更加豐富，因

45、此云南水能資源主要集中在滇西地區，煤炭資源則主要分布在滇東、滇南地區，主要用電負荷集中在滇中，全全省形成了滇西水電主導省形成了滇西水電主導，滇東滇東、滇南火電為主、負荷集中于東部和中部的格局。滇南火電為主、負荷集中于東部和中部的格局。圖表17：2012-2023 年云南省發電裝機量（萬千瓦）圖表18：2023 年云南省發電裝機結構（%）資料來源：IFIND，中電聯，長城證券產業金融研究院 資料來源：IFIND，中電聯，長城證券產業金融研究院 2023 年，云南省全口徑裝機為 13161 萬千瓦，其中，以水電為主的清潔能源裝機為 11745萬千瓦占比 89.2%：水電 8143 萬千瓦，風電 1

46、531 萬千瓦，光伏 2072 萬千瓦；火電裝機1416萬千瓦，占比10.8%。2012-2023年，云南省水電裝機12年復合增速為11.93%，2012-2015 年及 2020-2022 年為水電的投產高峰年，期間分別增加2935、1239 萬千瓦。圖表19：2012-2023 年云南省總/水電裝機量（萬千瓦）圖表20：2012-2023 年云南省水電裝機及增速（萬千瓦，%）資料來源：IFIND，中電聯，長城證券產業金融研究院 資料來源：IFIND，中電聯，長城證券產業金融研究院 02000400060008000100001200014000水電裝機火電裝機風電裝機光伏發電裝機水電裝機6

47、2%火電裝機11%風電裝機11%光伏發電裝機16%60%62%64%66%68%70%72%74%76%78%02000400060008000100001200014000總裝機水電裝機水電裝機占比（%）0%5%10%15%20%25%30%35%40%0100020003000400050006000700080009000水電裝機水電裝機增速（%）行業專題報告 P.14 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 四川?。核拇ㄊ。核拇ㄊ∧茉促Y源豐富，主要以水能、煤炭和天然氣為主，水能資源約占 75%，煤炭資源占 23.5%，天然氣及石油資源占 1.5%。全省水能資源理論蘊藏量占全國

48、的21.2%，技術可開發量全國的 27.2%，經濟可開發量占全國的 31.9%，技術和經濟可開發量均居全國首位，水能資源集中分布于川西南山地的大渡河、金沙江、雅礱江三大水系，約占全省水能資源蘊藏量的 2/3。省內現保有煤炭資源主要分布在川南，位于瀘州市和宜賓市的川南煤田貯存了全省 70%以上的探明儲量，有無煙煤、貧煤、瘦煤、煙煤、褐煤、泥炭等較全煤炭種類。省內天然氣資源豐富，是國內主要的含油氣盆地之一，約占全國天然氣資源總量的 19%。省內風能資源主要分布在川西高原和盆周山區，太陽能資源主要集中在川西高原的阿壩州、甘孜州、涼山州以及攀枝花市這“三州一市”地區。與云南省能源結構類似，四川省水能資

49、源主要分布在大渡河、金沙江、雅礱江三大流域流經的川西、川南地區，煤炭資源也同樣主要分布在川南地區，風電和太陽能資源主要分布在川西高原，主要用電負荷集中在川中，全省形成了以川西、川南水電主導，川南火電為主，負荷集中于東部和中部的格局。圖表21：2012-2023 年四川省發電裝機量（萬千瓦）圖表22：2023 年四川省發電裝機結構（%）資料來源：IFIND，國家統計局，長城證券產業金融研究院 資料來源：IFIND，國家統計局，長城證券產業金融研究院 2023 年，四川省全口徑裝機為 12947 萬千瓦，其中，以水電為主的清潔能源為 11103萬千瓦，占比 85.8%：水電 9759 萬千瓦，風電

50、 770 萬千瓦，光伏 574 萬千瓦；火電裝機1845萬千瓦，占比14.2%。2012-2023年，云南省水電裝機12年復合增速為11.92%，2012-2015 年以及 2021-2022 年為云南省水電投產高峰期，期間分別增加 3651、1857萬千瓦。圖表23：2012-2023 年四川省總/水電裝機量（萬千瓦）圖表24：2012-2023 年四川省水電裝機及增速（萬千瓦，%）資料來源：IFIND，國家統計局，長城證券產業金融研究院 資料來源：IFIND，國家統計局，長城證券產業金融研究院 02000400060008000100001200014000水電裝機火電裝機風電裝機光伏發電

51、裝機水電裝機75%火電裝機14%風電裝機6%光伏發電裝機5%60%65%70%75%80%85%02000400060008000100001200014000總裝機水電裝機水電占比（%）0%5%10%15%20%25%30%35%020004000600080001000012000水電裝機水電裝機增速（%）行業專題報告 P.15 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 2.2 水電機組集中投產疊加電力消費能力不足，導致西南地區產生棄水水電機組集中投產疊加電力消費能力不足，導致西南地區產生棄水 云川兩地均具備水電裝機比例大、水電豐多枯少的特性，汛期存在較大的發電壓力。云川兩地均具備

52、水電裝機比例大、水電豐多枯少的特性，汛期存在較大的發電壓力?！笆濉焙笃陂_始，由于兩地水電機組集中投產、用電量增長大幅低于預期、輸送通道能力受限等因素影響，棄水矛盾日益突出。云南?。涸颇鲜。涸颇鲜?2014 年起開始出現較為嚴重的水電棄水，2016 年棄水電量達到歷史峰值。2013-2020 年省內棄水量分別為 50、173、153、315、287、175、17、25 億千瓦時，分別占當年云南省用電量的 3.4%、11.3%、10.6%、22.3%、18.7%、10.4%、0.9%、1.2%，2016 年棄水量及棄水量與省內用電量的比值都達到峰值。圖表25：2013-2020 年云南省棄水

53、量、用電量以及棄水量/用電量 資料來源：云南統計局2020年云南能源生產報告，云南省人民政府水電消納攻堅戰取得明顯成效，云南結束大規模棄水歷史，中國能源報，云南電力技術淺析云南水電棄水原因，北極星風力發電網云南 800萬千瓦風電橫空出世 產業轉型后電源缺口難題凸現，中國電力統計年鑒，長城證券產業金融研究院 四川?。核拇ㄊ。核拇ㄊ?2012 年開始出現棄電，近 10 年棄水量區間維持在26202 億千瓦時，整體棄水電量變化波動較云南省平穩。據統計，2013-2022 年省內棄水量分別為 26、97、102、142、140、122、92、202、102、166 億千瓦時，分別占當年四川省用電量的

54、 1.3%、4.8%、5.1%、6.8%、6.3%、4.9%、3.5%、7.1%、3.1%、4.8%，2020 年棄水量及棄水量/用電量都達到峰值。但需要注意的是，根據有關資料可知，2014 年四川省內全年調峰棄水損失電量 96.8 億千瓦時，占豐水期水電發電量的 14.93%，四川省棄水電量口徑為“調峰棄水損失電量”，而云南省棄水電量口徑為“全年棄水量”。圖表26：2013-2022 年四川省棄水量、用電量以及棄水量/用電量 資料來源：國家電網四川省電力公司，四川省發展和改革委員會2017 年我省調峰棄水電量同比下降 1%為四年來首次下降，四川省人民政府四川富余水電“棄水”降至六年來最低，中

55、國能源報大渡河因“棄水”問題突出被點名：5 年棄水電量超 400億度，中國電力統計年鑒，長城證券產業金融研究院 3.4%11.3%10.6%22.3%18.7%10.4%0.9%1.2%0%5%10%15%20%25%050010001500200025002013年2014年2015年2016年2017年2018年2019年2020年棄水量（億千瓦時）用電量（億千瓦時）棄水量/用電量（%）1.3%4.8%5.1%6.8%6.3%4.9%3.5%7.1%3.1%4.8%0%1%2%3%4%5%6%7%8%050010001500200025003000350040002013年 2014年 2

56、015年 2016年 2017年 2018年 2019年 2020年 2021年 2022年棄水量（億千瓦時）用電量（億千瓦時）行業專題報告 P.16 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 兩地區在電力供需形勢、能源資源結構等多方面存在共性，棄水問題產生的主要原因有兩地區在電力供需形勢、能源資源結構等多方面存在共性，棄水問題產生的主要原因有以下幾點：以下幾點：（1）水電快速發展與電力需求增長緩慢不匹配：）水電快速發展與電力需求增長緩慢不匹配：在西部大開發及節能減排等國家政策的導向作用下，位于我國水電富集地區的大渡河、紅水河、烏江、瀾滄江、金沙江等水電基地陸續建成投產，形成了多個巨型

57、梯級水電站群，并具有機組單機容量大、電站裝機規模大、機組投產速度快等特點?！笆濉逼陂g，十二五”期間，云南省水電裝機量新增 3347 萬千瓦至 5782 萬千瓦，較 2010 年底云南省水電累計裝機2435 萬千增加 137.5%；四川省水電裝機量新增 3869 萬千瓦至 6939 萬千瓦，較 2010年底四川省水電累計裝機 3070 萬千瓦增加 126%。但在水電機組集中投產、容量大幅增長后并沒有匹配到同樣增速的電力需求增長，2013-2016 年云南省總裝機增速分別為 33%、22%、8%、5%，明顯高于省內用電量增速 11%、5%、-6%、-1.9%，直到 2017 年云南省內用電增速

58、大幅提升 9%。同樣，2013-2016 年四川省總裝機增速分別為 14.6%、25.7%、14.7%、10.1%、5.0%，省內用電兩增速 4.6%、6.4%、3.4%、-1.1%、5.5%，在 2016 年省內電力需求開始逐步改善。圖表27：2012-2020 年云南省各電源裝機、用電量裝機增速 圖表28：2012-2023 年四川省各電源裝機、用電量裝機增速 資料來源：IFIND，中國電力統計年鑒，中電聯，長城證券產業金融研究院 資料來源：IFIND，中國電力統計年鑒，中電聯，長城證券產業金融研究院（2）局部網架薄弱和特高壓輸送通道能力受限：）局部網架薄弱和特高壓輸送通道能力受限：一是云

59、南和四川兩地部分地區負荷中心網架薄弱，變電容量不足、電網調節能力有限導致供電能力無法滿足用戶需求，在水電出力較強的汛期仍需火電機組運行來滿足供電需求，造成水電棄水出現。二是地方縣級供電企業的網架有待加強，除云南、四川電網外，省內還存在獨立的地方電網企業和地調小水電，基本上通過 110kV 單回線與主網相聯，但隨著供電地區經濟社會快速發展，供電負荷的增長對 200kV 及以下的輸變電工程的需求逐漸增大。三是特高壓建設特高壓外送通道建設進度較慢，輸電通道建設需要與云南、四川水電消納市場的華中、華東、南方地區共同規劃，導致一定程度上的窩電和棄水。（3）系統調節能源需優化，缺少控制性（調節性）水庫電站

60、：系統調節能源需優化，缺少控制性（調節性）水庫電站：根據國家能源局在 2015 年發布的水電基地棄水問題駐點四川監管報告中顯示，電網系統調度運行能力不足也是導致水電棄水的原因：一是部分汛期應停機的火電機組仍運行發電；二是電源支撐點火電機組未按最小出力運行；三是在用電負荷低谷時段，需要水電機組調峰棄水。此外，“十二五”期間，云南、四川兩地主要發電流域上游缺少控制性（調節性）水庫電站，投產電站大多為調節能力較弱的徑流式水庫。-10%-5%0%5%10%15%20%25%30%35%總裝機增速（%）水電裝機增速（%）火電裝機增速（%）省內用電量增速（%）-5%0%5%10%15%20%25%30%3

61、5%總裝機增速（%）水電裝機增速（%）火電裝機增速（%）省內用電量增速（%）行業專題報告 P.17 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明（4）風電裝機規模迅速增長占用部分水電市場空間：）風電裝機規模迅速增長占用部分水電市場空間：云南省風電裝機發展較快，“十二五”期間風電新增 580 萬千瓦，僅次于省內水電新增裝機，高于火電新增裝機，截至 2015 年底累計裝機量為 614 萬千瓦，考慮到云南省“十二五”期間用電需求增速較低，市場空間有限，在實際系統運行過程中，云南風電裝機年利用小時數可達 2200 小時以上，并沒有因為棄水情況嚴重而減少出力，反而占用了部分水電市場空間。2.3 兩方

62、面改善西南地區棄水：增加兩方面改善西南地區棄水：增加省內用電市場、增加外送比例省內用電市場、增加外送比例 云南?。涸颇鲜。骸笆濉逼陂g，云南省積極協調增加外送電量，推進電力市場價建設，完善輸配電價改革，積極參與電力市場交易，在完成政府間框架協議的基礎上，通過市場化交易機制增加外送電量，促進水電消納。同時，云南省積極培育省內用電市場，大力支持工業企業用電需求，以較低的水電價格吸引高鋁、硅等高耗能產業落地，全省用電量持續增長態勢。（1）“西電東送”外送通道建設，省內網架逐步完善：）“西電東送”外送通道建設，省內網架逐步完善：1993 年向廣東輸送季節性電能，開始“西電東送”：1991 年 4 月

63、，原國家能源部、國家能源投資集團、廣東省人民政府、云南省人民南省人民政府簽署了關于云南省向廣東輸送季節性電能的協議明確從 1993 年開始，云南每年汛期向廣東提供電力電量支撐，至此拉開了云南省“西電東送”的序幕。1993 年 8 月 3 日，魯布革天生橋 220 千伏交流輸變電工程順利投產，云南開始向廣東輸送季節性電能，正式邁出了“西電東送”的第一步，成為國內“西電東送”起步最早、發展最快的省份?！拔麟姈|送”由小規模、季節性送電，向大規模、全年持續送電轉變：1993 年，通過魯布革電廠向廣東輸送季節性富余電力 60 萬千瓦；“十五”期間，送電規模由 60萬千瓦增長到 90 萬千瓦；“十一五”期

64、間，送電規模提高至 780 萬千瓦；“十二五”期間，糯扎渡、溪洛渡直流投產，送電廣東規模達到 1850 萬千瓦。十三五”期間，云電外送電量突破 6600 億千瓦時，是 1993 年至 2015 年送電量總和的 1.5 倍；2020年 6 月 21 日，“西電東送”電量累計突破 1 萬億千瓦時。截至 2023 年 6 月 30 日，累計送電量突破 1.5 萬億千瓦時。五省區外送電力市場廣東、廣西、上海、浙江、海南：1993 年通過魯布革電廠開始向廣東送電，2010 年通過向家壩電站開始向上海送電，2014 年與廣西簽訂云電送桂中長期合作框架協議 開始向廣西送電，2019 年通過南方電網大平臺向海

65、南送電，2022 年白鶴灘電站開始向浙江送電。云南持續努力夯實廣東、廣西、上海、浙江、海南等五省區外送電力市場，“西電東送”規模全國第一。加強省內網架的建設和改造，增強 500 千伏、220 千伏網架供電能力：尤其是提高省內水電外送通道能力，滿足豐水期水電全額輸送負荷中心的要求；推動各級電網協調發展，提升供電能力，促進水電消納。省內網架逐步完善，“十五”末期形成“日”字形單環網，“十一五”期間形成圍繞滇中和滇東的“品”字型 500 千伏主干網架，“十二五”期間在“品”字型 500 千伏主干網架的基礎上形成了“兩縱兩橫一中心”的網架格局，到 2022 年底云南電網已建成“四橫三縱一中心”的 50

66、0千伏主網架大格局，并與南方電網通過十回直流異步聯網運行，安全保障能力和運行水平全面提升。行業專題報告 P.18 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 圖表29：截至 2023 年底，云南省“西電東送”輸電工程 資料來源：中國政府網，新華社，云南日報，中國南方電網，國務院國有資產監督管理委員會，長城證券產業金融研究院 根據云南省歷年電力市場報告統計，2016 年云南省外送電量同比增長 16.4%，“十三五”期間 5 年復合增長率達到 5.83%，總外送電量達到 6600 億千瓦時，是 1993 年至 2015年送電量總和的 1.5 倍，協議外增送超過 1000 億千瓦時，為云南省最

67、大程度緩解了棄水壓力，為東部省區提供了源源不斷的綠色能源。其中，廣東省作為云南“西電東送”的主要受端省份，隨著特高壓外送通道的建設，2016-2020 年送廣東電量增速分別為11.7%、11%、12.2%、6%、0.6%的正增長。2023 年云南省外送電量達到 1345 億千瓦時，其中送廣東 1163 億千瓦時?！笆奈濉币詠?，由于省內電力需求增加、氣候因素導致來水情況較差，云南省“十四五”時期電力供需形勢為“豐緊枯缺，總體偏緊，存在一定缺口”，2021-2023 年送出電量增速分別+0.8%、-2.5%、-6.4%，增速呈下降趨勢。云南省通過持續優化運行調度、加快水電和新能源投產并網、推動火

68、電保持穩發增發、優化西電東送計劃安排、充分發揮南方區域大平臺余缺互濟優勢，全力保障省內和西電東送電力供應。圖表30：2015-2023 年云南省外送電量及增速 圖表31：2015-2023 年云南省送廣東電量、增速、占比 資料來源：IFIND，長城證券產業金融研究院 資料來源：IFIND，長城證券產業金融研究院（2）引入光伏引入光伏硅硅、電解電解鋁、新能源電池等鋁、新能源電池等高耗能高耗能產業，增加省內電力需求產業，增加省內電力需求：為了解決棄水問題，考慮省外通道建設周期，同時考慮省內經濟發展，云南省在“十三五”期間通過優惠電價大量引入高耗能產業，主要包括綠色鋁、光伏硅產業，并在“十-10%-

69、5%0%5%10%15%20%02004006008001000120014001600云南省送出合計電量（億千瓦時）云南省送出合計電量增速（%）-20%0%20%40%60%80%100%0200400600800100012001400云南省送廣東電量（億千瓦時）云南送廣東占總送出電量比例（%）云南省送廣東電量增速（%）行業專題報告 P.19 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 四五”末期開始引入新能源電池產業，利用得天獨厚的綠色能源、先進的電力市場化機制為大工業用戶提供低于全國平均水平的用電價格。2024 年前四個月，三個產業對規上工業增速的貢獻率達 32.9%，其中，新能

70、源電池產業產值增長 23.7%，硅光伏、綠色鋁產業產值分別增長 29.5%、26.4%。2023 年，云南綠色鋁、硅光伏產業產值均超過千億元，新能源電池產業總產值逾 330 億元。光伏硅產業：光伏硅產業：2016 年，光伏龍頭企業隆基綠能與云南省政府簽署了戰略合作框架協議，合作內容包括在云南建設千億級單晶硅光伏產業集群，標志著云南省光伏硅產業的正式啟動。2017 年 12 月，云南省發布關于推動水電硅材加工一體化產業發展的實施意見，依托水電清潔能源優勢進一步延伸硅產業鏈，到 2020 年，全省工業硅總產能達 130 萬噸。2022 年 6 月，云南省發布云南省光伏產業發展三年行動（202220

71、24 年），目標到 2024 年打造“工業硅多晶硅單晶硅電池片組件+配套產業+光伏電站”的光伏全產業鏈，高效電池片產能達 100GW/年以上、高效組件產能達 20GW/年以上。截至 2024 年 5 月底已建成多晶硅產能 5 萬噸、單晶硅產能逾 120GW；截至 2024 年 6 月，云南省金屬硅產能共計 10.74 萬噸，占全國總產能的 19.2%。圖表32：2013-2024 年 6 月云南省金屬硅累計總產能及市占率 資料來源：IFIND，長城證券產業金融研究院 電解鋁產業：電解鋁產業：2018 年，中鋁集團與云南省簽署了戰略合作協議，進一步推動了云南省鋁產業的發展，促進了當地鋁產業的集群

72、化和綠色低碳發展。2019 年 10 月，山東魏橋創業集團與云南省政府簽署了合作共建綠色鋁創新產業園的系列協議，標志著山東魏橋創業集團正式入駐云南。2022 年 6 月，云南省發布云南省綠色鋁產業發展三年行動（20222024 年），目標力爭到 2024 年全省鋁合金化率達到 90%左右，綠色鋁產業鏈產值力爭達到 3500 億元左右，成為國家重要的鋁產業基地。截至 2024年 6 月，云南省電解鋁運行產能達到 568 萬噸/年，占全國總產能的 13.1%，在建項目全部建成后電解鋁產能將達 800 余萬噸/年。0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%010203040506070

73、全國金屬硅產能（萬噸/年）左軸云南金屬硅產能（萬噸/年）左軸云南占比（%）右軸行業專題報告 P.20 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 圖表33：2017-2024 年 6 月云南省電解鋁累計總產能及市占率 資料來源：IFIND，長城證券產業金融研究院 新能源電池產業：新能源電池產業：云南擁有豐沃的磷、鋰、錳、銅、鎳、鋁、石墨等新能源電池主要材料資源儲量，其中磷、鋰、鎳儲量位居全國前 3。滇中地區鋰資源量超過 500萬噸，將形成一個世界級的鋰資源基地，國家發展改革委已將“滇中鋰資源的開發利用及產業鏈發展”列為鼓勵類產業目錄；安寧擁有 9.2 億噸高品位磷礦儲量，約占云南省已探明

74、磷礦的 20%；省內鎳資源位居全國第三，約占全國鎳資源的 9%，主要分布在滇南地區。2022 年 3 月，云南省發布云南省新能源電池產業發展三年行動計劃（20222024 年），圍繞“資源材料電芯電池應用回收利用”全生命周期產業鏈發展，目標到 2024 年形成 100 萬噸正極材料、50 萬噸負極材料等環節的產能擴產。截至 2024 年 5 月，云南省已建成新能源電池正極材料產能 60 余萬噸、負極材料產能 40 余萬噸。（3）云南電力市場化程度高，）云南電力市場化程度高，“電價洼地”的低電價是促進產業的重要“電價洼地”的低電價是促進產業的重要因素因素 作為電力市場改革先行省份，發展至今云南省

75、電力市場化程度非常高，多年來不斷擴大市場電量規模和交易機制，發電主體基本涵蓋了省內國調、省調、地調等大中小水電站，并參與全年的市場化交易，火電廠、風電場以及光伏電站考慮省內電源出力特性和電力安全保供等因素，根據豐、平、枯三個水期劃分不同月份，部分月份可參與市場化交易，其余月份為保障居民電能替代電量。由于云南省電力市場在初期的“市場”性質較強，多年來都沒有對水電價格設置限制，電價大部分受電力供需形式決定，“供大于求”使得2016 年市場化交易電價較 2015 年有大幅下降，直到省內棄水問題基本解決、電力供需形勢改善，云南省電價才逐漸回升。2016 年云南省內市場化成交電量為 590 億千瓦時，同

76、比增長 84.4%，占全省大工業用電量的 85%，占全部用電量的 54%。2019 年是云南省近年來電價洼地，全省市場化結算電價為 0.1725 元/千瓦時，水電市場化結算電價為 0.1652 元/千瓦時，極低的用電成本使得全省用電量快速增長。2016-2023 年市場成交電量復合增長率達到 18.5%，市場化結算電價從 0.1682 元/千瓦時，緩慢增長至 2023 年的 0.2282 元/千瓦時。其中，水電結算電價從 2017 年的 0.1724 元/千瓦時上漲至 0.1987 元/千瓦時。0%2%4%6%8%10%12%14%0500100015002000250030003500400

77、0450050002017201820192020202120222023202406全國電解鋁運行產能（萬噸/年）云南電解鋁運行產能（萬噸/年）云南占比（%）行業專題報告 P.21 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 圖表34：云南省電力市場化總結算電量及電價 圖表35：云南省電力市場化水電結算電量及電價 資料來源：2016-2023 年云南電力市場運行總結報告，長城證券產業金融研究院 資料來源：2017-2023 年云南電力市場運行總結報告，長城證券產業金融研究院 四川省四川?。核拇ㄊ〔]有像云南省一樣，棄水問題基本在“十二五”期間解決，并且解決路徑中沒有采取云南省高度市場化

78、的超低電價策略，但四川省也同樣通過“西電東送”的外送通道的不斷建設外送富裕水電，并推動省內水電消納示范區，利用電價優惠引入大數據、多晶硅、新型電池、電制氫等高載能產業，成渝地區雙城經濟圈建設也促進水電及后續增量新能源的消納。（1）“西電東送”“西電東送”及川渝地區及川渝地區外送通道建設，省內網架逐步完善：外送通道建設，省內網架逐步完善：2002 年年起起向上海、浙江輸送電力向上海、浙江輸送電力：2002 年四川電網成功實現與華中、華東電網的聯網運行，第一次實現川電東送，四川水電進入跨區、跨省優化資源配置的新階段。西北西北華北直流聯網工程：華北直流聯網工程：2010 年 4 月底，德陽寶雞500

79、 千伏直流輸變電工程雙極投運，是華中電網（四川）與西北電網首條直流跨區聯網樞紐工程。川藏聯網工程：川藏聯網工程：2014 年 11 月，川藏電力聯網工程鄉城-昌都投運，徹底解決了西藏昌都和四川甘孜南部地區嚴重缺電和無電的問題，使西藏昌都電網告別孤網運行的歷史。2023 年 4 月，四川新增 1 條巴塘-瀾滄江輸電線路，川藏電網間輸電通道增加至 3 回，四川、西藏電網間互通互濟能力提高 1 倍。川渝輸電通道工程川渝輸電通道工程:“十三五”前期，建成投產川渝電網 500 千伏第三條輸電通道工程，川渝之間現有 6 回 500 千伏輸電通道（洪溝-板橋、黃巖-萬縣、資陽-銅梁），另有兩條川渝特高壓交流

80、工程分別在 2022、2024 年開工建設，將提升甘孜、阿壩至省內負荷中心輸電能力。特高壓直流特高壓直流線路線路已建成已建成 6 條：條：隨著白鶴灘、烏東德大容量水電站投產，四川地區圍繞金沙江下游、雅礱江中游兩條流域的水電外送通道也基本同步投運，集中在2021-2022 年投產了 3 條特高壓直流工程，消納市場主要為華東地區。金上湖北特高壓工程項目于 2023 年 2 月開工，匯集金沙江上游的水電和新能源，接入華中特高壓交流骨干網架。0.000.050.100.150.200.25050010001500200025002016201720182019202120222023市場化結算電量(億

81、千瓦時）左軸市場化結算電價（元/千瓦時）右軸0.000.050.100.150.200.2502004006008001000120014001600201720182019202120222023水電市場化結算電量(億千瓦時）左軸水電市場化結算電價（元/千瓦時）右軸行業專題報告 P.22 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 圖表36：截至 2024 年 6 月，四川省主要輸電線路工程 資料來源：國家能源局，四川省發改委，人民網，四川省人民政府網站，國務院國有資產監督管理委員會，長城證券產業金融研究院 根據四川電力市場運營報告統計，2017 年四川省外送電量同比增長 7.97%，

82、外送電量占全省水電發電量的 50%左右。隨著雅礱江中游、金沙江下游大型水電站投產及配套外送通道投運，2022 年外送電量有明顯增長 16.2%，較 2021 年增加 222 億千瓦時，由于水電站產能逐步釋放，2023 年外送電量同比增長 4.1%。目前四川省內大渡河上游（阿壩、甘孜地區）仍有部分在建水電站，兩條在建川渝特高壓工程有望解決該地區局部斷面問題，預留新增水電和新能源外送電量空間。圖表37：2017-2023 年四川省水電發電量、外送電量及外送電量增速 資料來源：2017-2023年度四川電力市場運營報告，長城證券產業金融研究院（2）建設四川水電建設四川水電消消納產業示范區納產業示范區

83、，引入電解鋁、大數據、多晶硅等綠色高載能產業，引入電解鋁、大數據、多晶硅等綠色高載能產業。2019 年，四川省面對水電價格優勢不明顯以及豐水期棄水等問題，出臺了四川省水電消納產業示范區建設實施方案、關于落實精準電價政策支持特色產業發展有關事項的通知，在 6 個棄水嚴重的電源點（甘孜州、攀枝花市、雅安市、樂山市、涼山州、阿壩序號工程名稱送電端受電端投運時間/開工時間電壓等級額定輸送容量/變電容量1德陽寶雞四川陜西2009/12500kV直流300萬千瓦2洪溝-板橋四川重慶雙回500kV交流3黃巖-萬縣四川重慶雙回500kV交流4資陽-銅梁四川重慶2019/5雙回500kV交流5鄉城昌都四川西藏2

84、014/11雙回500kV交流6巴塘瀾滄江四川西藏2023/4500kV交流7向家壩上海四川上海2010/7800kV直流640萬千瓦8錦屏蘇南四川江蘇2012/12800kV直流720萬千瓦9賓金直流/溪洛渡左岸浙江金華四川浙江2014/7800kV直流500萬千瓦10雅中江西四川江西2021/6800kV直流800萬千瓦11白鶴灘江蘇四川江蘇2022/7800kV直流800萬千瓦12白鶴灘浙江四川浙江2022/12800kV直流800萬千瓦13金上湖北（在建）四川湖北2023/2800kV直流800萬千瓦14川渝特高壓（在建）四川重慶2022/91000kV交流2400萬千伏安15阿壩成都

85、東（在建）四川四川2024/11000kV交流600萬千伏安西北華中直流聯網工程川渝電網500千伏輸電通道工程550萬千瓦川藏電力聯網工程“西電東送”工程川渝特高壓聯網工程-10%-5%0%5%10%15%20%05001000150020002500300035002017201820192020202120222023四川全口徑外送電量（億千瓦時）左軸四川全省水電發電量（億千瓦時）左軸外送電量同比增速（%）右軸行業專題報告 P.23 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 州）就近開展水電消納產業示范區建設試點，探索以專線供電方式較大幅度降低上網側電價和輸配環節電價，實現示范區內

86、整體電價水平明顯下降。重點支持樂山多晶硅、廣元電解鋁、雅安大數據、遂寧鋰電、攀西釩鈦等發展，2019 年享受精準電價政策支持的特色產業相關企業用電每度可享受 0.21-0.31 元的優惠，到戶電價可降 34%-50%左右。圖表38：2013-2024 年 6 月四川省金屬硅產能及市占率 資料來源：IFIND，長城證券產業金融研究院（3）電力交易機制充分考慮電力交易機制充分考慮電源發電電源發電特性，保障省內用電價格穩定特性，保障省內用電價格穩定 四川省水電電價由“標桿水電電價”、“水期上下浮動范圍”、“市場交易上下限”三個要素構成，大部分水電電量參與市場化交易，少量優先發電電量按照獨立批復電價或

87、分類標桿電價執行。電力市場化以來，四川省對大部分電源交易品種設置上下限，對非水部分（火電、新能源等）進入市場交易的比例保持逐步放開的節奏，并設置基準價以保證電價交易中樞在合理范圍內。2017 年四川省省內全年交易均價 0.2789 元/千瓦時，到 2020 年省內市場化結算電價為0.236 元/千瓦時（2017-2020 年口徑為全電源品種，包括水火風光），四川省用電成本一直處于穩定下降。2021 年到2023 年水電省內結算市場化交易電價分別為0.219、0.233、0.226 元/千瓦時，即使部分月份因水情較差導致缺電情況頻發，省內用電成本依然穩定在較低水平。圖表39：四川省結算省內市場化

88、電量及結算均價 資料來源：2017-2023年度四川電力市場運營報告，長城證券產業金融研究院 注：2017年數據為省內市場化交易電量及全年交易均價；2018-2020年為全電源品種省內結算市場化交易電量及結算均價（包括水火風光），2021-2023年為水電省內結算市場化交易電量及交易均價。0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%010203040506070全國金屬硅產能（萬噸/年）左軸四川金屬硅產能（萬噸/年）左軸四川占比（%)右軸00.050.10.150.20.250.3020040060080010001200140020172018201920202021202220

89、23結算省內市場化電量（億千瓦時）左軸結算均價（元/千瓦時）右軸行業專題報告 P.24 請仔細閱讀本報告末頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 2.4 西南地區水電消納問題對西南地區水電消納問題對綠電綠電消納的啟示消納的啟示 基于西南地區水電消納歷史過程和解決途徑可以看到，由于“十二五”和“十三五”期間大型水電機組密集投產，電源和用電需求增長不匹配引起嚴重的棄水問題，逐漸通過省內外電力輸送通道建設以及提升本地電力消納能力改善，水電低電價優勢也成為促進其消納的核心因素。當前，新能源機組大幅增長帶來的棄風棄光率增加與水電發展有相似之處，綠電消納改善需要等待輸配電網建設提速至與電源投資建設相匹配，同時隨著

90、度電成本的下降，綠電較低的電價優勢也將逐步體現，使得用電側資源向其傾斜。但不同之處在于，新能源與水電的調節需求不同，水電調節需求周期更長，單機組容量更小的風光機組則需要較短周期的調節能力，水電、火電等穩定性電源以及儲能需要滿足綠電的調節需求。因此，我們認為通道建設、電力需求、系統調節能力是改善綠電消納的三個重要方向。風險提示風險提示 宏觀經濟下行風險、政策執行情況不及預期、用電量需求下滑、裝機量不及預期、來水宏觀經濟下行風險、政策執行情況不及預期、用電量需求下滑、裝機量不及預期、來水/風風不及預期、不及預期、綠電綠電市場電價不及預期。市場電價不及預期。行業專題報告 P.25 請仔細閱讀本報告末

91、頁聲明請仔細閱讀本報告末頁聲明 免責聲明免責聲明 長城證券股份有限公司（以下簡稱長城證券）具備中國證監會批準的證券投資咨詢業務資格。本報告由長城證券向專業投資者客戶及風險承受能力為穩健型、積極型、激進型的普通投資者客戶（以下統稱客戶）提供，除非另有說明，所有本報告的版權屬于長城證券。未經長城證券事先書面授權許可，任何機構和個人不得以任何形式翻版、復制和發布，亦不得作為訴訟、仲裁、傳媒及任何單位或個人引用的證明或依據，不得用于未經允許的其它任何用途。如引用、刊發，需注明出處為長城證券研究院，且不得對本報告進行有悖原意的引用、刪節和修改。本報告是基于本公司認為可靠的已公開信息，但本公司不保證信息的

92、準確性或完整性。本報告所載的資料、工具、意見及推測只提供給客戶作參考之用，并非作為或被視為出售或購買證券或其他投資標的的邀請或向他人作出邀請。在任何情況下，本報告中的信息或所表述的意見并不構成對任何人的投資建議。在任何情況下，本公司不對任何人因使用本報告中的任何內容所引致的任何損失負任何責任。長城證券在法律允許的情況下可參與、投資或持有本報告涉及的證券或進行證券交易，或向本報告涉及的公司提供或爭取提供包括投資銀行業務在內的服務或業務支持。長城證券可能與本報告涉及的公司之間存在業務關系，并無需事先或在獲得業務關系后通知客戶。長城證券版權所有并保留一切權利。特別聲明特別聲明 證券期貨投資者適當性管

93、理辦法、證券經營機構投資者適當性管理實施指引（試行）已于 2017 年7 月 1 日 起正式實施。因本研究報告涉及股票相關內容，僅面向長城證券客戶中的專業投資者及風險承受能力為穩健型、積極型、激進型的普通投資者。若您并非上述類型的投資者，請取消閱讀，請勿收藏、接收或使用本研究報告中的任何信息。因此受限于訪問權限的設置，若給您造成不便，煩請見諒！感謝您給予的理解與配合。分析師聲明分析師聲明 本報告署名分析師在此聲明：本人具有中國證券業協會授予的證券投資咨詢執業資格或相當的專業勝任能力，在執業過程中恪守獨立誠信、勤勉盡職、謹慎客觀、公平公正的原則，獨立、客觀地出具本報告。本報告反映了本人的研究觀點

94、，不曾因，不因，也將不會因本報告中的具體推薦意見或觀點而直接或間接接收到任何形式的報酬。投資評級說明投資評級說明 公司評級公司評級 行業評級行業評級 買入 預期未來 6 個月內股價相對行業指數漲幅 15%以上 強于大市 預期未來 6 個月內行業整體表現戰勝市場 增持 預期未來 6 個月內股價相對行業指數漲幅介于 5%15%之間 中性 預期未來 6 個月內行業整體表現與市場同步 持有 預期未來 6 個月內股價相對行業指數漲幅介于-5%5%之間 弱于大市 預期未來 6 個月內行業整體表現弱于市場 賣出 預期未來 6 個月內股價相對行業指數跌幅 5%以上 行業指中信一級行業，市場指滬深 300 指數 長城證券產業金融研究院長城證券產業金融研究院 北京北京 地址：北京市西城區西直門外大街 112 號陽光大廈 8 層 郵編：100044 傳真：86-10-88366686 深圳深圳 地址：深圳市福田區福田街道金田路 2026 號能源大廈南塔樓 16 層 郵編：518033 傳真：86-755-83516207 上海上海 地址：上海市浦東新區世博館路 200 號 A 座 8 層 郵編：200126 傳真：021-31829681