源网荷储齐发力，打开风光装机空间
在全球能源转型的大背景下，风电、光伏发电作为清洁能源具有广阔的发展前景，但其出力的随机性、波动性对电网稳定运行提出了挑战，市场担忧电网消纳能力可能会导致国内风电、光伏新增装机受限。我们认为，随风光大基地项目落地，部分地区确实面临一定消纳压力。但考虑源网荷储各环节的调节能力后，我们预计“十四五”电网消纳能力不会制约风电、光伏新增装机；此外，电化学储能装机可为风光装机提供较大弹性，从而实现协同发展。
随风光大基地建成，消纳问题值得关注
风光发电与用电负荷的时空错配使得弃风弃光具有一定必然性，严重的弃风弃光曾导致部分地区16-19 年新增装机大幅放缓。目前全国风光消纳处在较好水平，但西北地区已显露压力。往未来看，第一批风光大基地主要依靠存量通道外送，消纳有保障；但第二批在“十四五”期间尚存92GW 电力外送能力缺口。由于22 年国网实际开工低于规划目标，目前规划外送通道仅有1 条在建，考虑到特高压相比风电、光伏更长的建设周期，西北地区消纳压力或进一步加重。
解决消纳问题需要源网荷储多方助力
电源侧：收益机制优化带动“十四五”煤电灵活性改造积极性提升，预计贡献系统调节能力30-40GW。电网侧：经济性和必要性支撑特高压新建，我们预计“十四五”开工8 交10 直；同时由于22 年开工不及预期，23-24 年有望迎来密集开工建设期。负荷侧：开展需求响应削峰的投资成本仅为新建发电厂的14%-20%，性价比突出，我们预计25 年需求响应能力达到82GW。
储能侧：1）抽水蓄能：21 年价格机制理顺后，建设积极性显著提升，我们预计“十四五”将有40GW+项目开工。2）电化学储能：新能源强制配储政策叠加独立共享储能模式带来的经济性边际改善，装机增长潜力大。
假设25 年电化学储能累计装机50GW，则风、光消纳空间为718、919GW电力系统运行面临两大核心问题，即保供和消纳。保供意味着所有电源最大出力需满足最大用电负荷，消纳则意味着常规电源最小出力满足最小净负荷。而储能、需求响应等灵活性调节手段，则在负荷高峰时段放电/削峰，在负荷低谷时段充电/填谷。因此，基于保供和消纳要求，假设25 年电化学储能累计装机为50GW，我们测算煤电累计装机至少为723GW，风电、光伏消纳空间为718、919GW。此外，当25 年电化学储能累计装机每提升10GW，风电、光伏消纳空间分别增加39.0、17.7GW。因此，我们认为未来电化学储能装机可为风光消纳空间提供较大弹性，从而实现协同发展。
