报告行业投资评级 - 看好（首次） [1] 报告的核心观点 - 光伏高增消纳压力加重，电力建设进入关键窗口，需关注配网、直流输电、风电、传统电源等领域投资机会 [3] 根据相关目录分别进行总结 消纳压力加重 电力建设进入关键窗口 - 新能源装机大超规划，截至2024年11月，我国实际新能源装机13.1亿千瓦，完成十四五规划的99%，光伏平均完成率为114%，风电为80% [7] - 源网发展不协调，2008 - 2019年源网发展协调度指数中枢值为0.48，2023年升至1.39，弃风比例虽维持低位但压力增大 [12] - 北方外送通道建设缓慢，2024年前10月我国风电利用率下滑0.7pp，光伏利用率下滑1.1pp，三北地区下滑明显 [13][14] - 南方分布式光伏高速增长，2020 - 2023年装机CAGR高达56%，但存在利用率低、瞬时出力高、配网容量不足等问题 [20] 电网：配网建设改革值得期待 特高压长期趋势向好 - 电网投资复盘，十二五开始配网投资占比提升，十三五快速提升，十四五有所回落，2023年降至55% [25] - 电网投资结构与用电结构变化显著相关，21世纪初重视主网，长期来看配网投资需持续增加 [29] - 电网逆周期属性较强，配网逆周期属性更强且更容易发力，特高压长期趋势向好 [33] - 容载比高位回落，2021、22年用电负荷超预期增长，估算容载比大幅下滑至2.17，配网需求有望反弹 [37] - 充电桩快速增加，2023年我国新能源汽车销量达950万辆，公用充电桩保有量为273万只，配网可用容量不足问题显现 [42] - 电力市场是新能源消纳的必由之路，电力现货市场可解决电力短缺和过剩问题，提高新能源消纳能力 [46] - 分布式参与市场迫在眉睫，2025年新规对分布式光伏上网提出要求，源网荷储模式可提高企业绿电比例 [52] - 源网荷储成降电费重要手段，采用源网荷储模式，中压用户用电成本可降低约0.05元，国家能源局发布意见促进其发展 [58] - 特高压直流景气度向上，2023年核准开工各4条，长期需求中枢4条左右，柔直渗透率提升远期需求广阔 [63] - 直流输电关注技术路线走向以及远海风电规划动向，未来可能有LCC、VSC、SLCC三种技术路线，远海海风催生柔直广阔应用领域 [67] 风电：需求侧角度优于光伏 海风、出海增厚业绩 - 风电相对光伏竞争优势在于系统成本更低，新能源出力不稳定带来系统成本，风电出力曲线与用电需求更匹配，现货市场中风电均价高于光伏 [71][74] - 风电技术原理稳定，整机格局异常稳定，2016 - 2023年金风科技、远景能源连续8年排名第一、第二，共有8家公司连续8年位列前10 [78] - 陆上风电风机中标价格反弹，2024年9月后开始显著反弹，整机厂毛利率或已触底 [82] - 十四五最后一年风电新增装机有望加快，2024年前9个月风电整机招标量接近120GW，2025年有望大幅提高 [87] - 风电大型化趋势可能放缓，2024年产业链固定资产及在建工程投资大幅放缓，供给收缩利润率有望反弹 [92] - 海上风电外部因素影响逐渐消除，2024年后项目核准开工复苏，沿海省份海风资源丰富，是重要新能源资源 [96] - 海缆环节高压 + 柔直化进程明确，约60 - 70km时500kV路线优于220kV路线，110 - 120km时柔直路线优于500kV路线，头部海缆厂受益 [101] - 风机出海海外整机价格震荡走高，我国风机出口加速，2023年份额达9.2%，金风、远景出口优势明显，海外价格高于国内 [104] 传统电源：备用率成关键指标 关注业绩释放及订单放量 - 电力供需形势依然严峻，2024年全网最高负荷同比+8%，常规电源投产减速，系统备用率下滑，2025、2026年电力供需紧张和偏紧省份仍多达24个 [109] - 新形势下备用率成最重要评判标准，新能源发展不影响传统电源需求，需传统电源保供 [109]