当前，俄乌冲突引发欧洲能源危机，各国纷纷对能源安全问题愈加重视，加速推进新能源建设。
我国的新能源产业也快速发展。国家能源局日前召开8月全国可再生能源开发建设形势分析会，会上指出，进一步推动大型风电光伏基地建成并网，加快配套储能调峰设施建设，确保同步建成投产。多家机构指出，现阶段新能源并网的关键是电网消纳能力。提升电网消纳能力的重要途径是构建新能源供给消纳体系。
早在今年1月24日，政治局高层首次提出：要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。7月28日中共中央政治局会议强调，要提升能源资源供应保障能力，加大力度规划建设新能源供给消纳体系。
那么，新能源供给消纳体系究竟是什么？它能带动哪些产业发展？个人投资者可以考虑哪些投资机会呢？
核心看点：
新能源供给消纳体系从整体上可以划分为：电力的供给侧，电力的调配，电力的消纳侧，电力调配相当于一个中枢，把供给侧与消纳侧两端连接起来。
一方面可以在供给侧——新能源发电的不同产业链，以及煤电的“三改联动”企业上布局；另一方面可以在克服新能源消纳的制约因素之途径比如储能和特高压输电工程上寻找机会。
国家能源局将持续推动新型储能的试点和示范，行业发展有望驶入快车道。储能领域蕴藏巨大的投资潜力：利于实现可再生能源长期、稳定存储的新型储能技术，其全产业链的协同发展将蓄大势而发。
什么是新能源供给消纳体系?
我们可将新能源供给消纳体系描绘成一个庞大复杂的全景图，从整体上可以划分为：电力的供给侧，电力的调配，电力的消纳侧。其中，电力调配相当于一个中枢，把供给侧与消纳侧两端连接起来。
如果从广义上划分，可将新能源供给消纳体系分为两部分，即供给和消纳。供给这部分，涵盖大型风光基地和分布式的电源等新能源发电建设，消纳部分涵盖特高压跨省区的输电线路、电网以及储能配套的建设。从发电端到用电端，风光大基地发电作为电源主体、煤炭发电作为支撑，配套建设储能，特高压工程跨省区输送电力，以及绿电交易市场，构成一套完整的体系。
新能源供给消纳体系的产生背景是怎样的？
2022年1月中央政治局会议首提，到7月底再次强调，为了提升能源资源供应保障能力，要加大力度去规划建设新能源的供销体系。
考虑到现在国际能源的供给形势严峻复杂，叠加“双碳”目标紧迫，中央再次对新能源消纳体系的强调，为能源的绿色低碳转型工作指明了发展方向。
这意味着：我国能源供消体系在顶层设计上已逐渐明朗，即围绕新能源的供给和消纳，风光电量将逐渐过渡为电量主体，煤电、储能作为其配套服务，特高压工程建设实现跨区域输送、开启东电西送大通道，以及绿电交易市场开辟、以市场之手促进新能源消纳，构建起绿色电力生产、传输、交易、消纳的闭环流程。
8月初，国家电网表示“十四五”期间，计划投入电网投资2.4万亿元，推进新能源供给消纳体系建设，支持现役煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，加快抽水蓄能电站建设，支持新型储能规模化应用等。
9月初，国家能源局在全国可再生能源开发建设形势分析会上指出，第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目已全部开工；第二批基地项目部分已开工建设；第三批基地项目正在抓紧组织开展有关工作。同时也提出要求，第一批基地项目应尽快提交并网申请，加快项目主体建设，按期完成2022年承诺的并网目标，且加快配套储能调峰设施建设，确保同步建成投产；第二批基地项目尽快完成业主遴选，实现全部开工建设。
从中央到国企，从政策发布到落地，建设新能源供给消纳体系，是基于发展绿色电力，发展新能源的趋势。
新能源供给消纳体系的构建和发展会使哪些产业受益？
如前文所说，新能源供给消纳体系构成一幅庞大的全景图。（见图）
在电力供给侧，根据新能源的种类，划分为太阳能、风能、生物质能、地热能、海洋能、核能、氢能等。目前占比大的是太阳能、风能。
在电力消纳侧，主要是储能，其中电储能分为物理储能和电化学储能，属于物理储能的抽水蓄能占储能的主导地位，电化学储能中锂电池是当下的热点。
电力调配，是中枢，两端连接供给侧和消纳侧。可分为输电、变电、配电。其中输电可分为特高压输电、超高压输电和高压输电。在特高压领域，中国拥有称霸全球的输电技术。当前特高压输电建设需求爆发，正在迎来新一轮建设高峰。据最新消息，当前国内电网投资进入新的成长阶段，投资聚焦之一是特高压。新能源消纳及东西部电力供需结构决定了特高压依然是当前电网建设的重点，相关特高压设备需求旺盛，核心设备具有资质壁垒、技术壁垒、资金壁垒和市场壁垒，因此竞争格局较为稳定。
上述细分领域都有各自的产业链，随着新能源供给消纳体系的不断建设，产业链上的相关企业将会受益。这些产业链内容丰富，篇幅有限，在此不一一展开，可参阅妙投关键回答的其他文章。
随着新能源消纳体系的建设，煤电和火电的空间在缩小。据最新消息，“十四五”期间，煤炭大省山西将加速能源的清洁替代，可再生能源装机将达到山西省电力装机规模的50%以上，电力结构将进一步清洁化、低碳化。火电系列逐步被取代，不过，取代是一个漫长的过程，不会一蹴而就，也并不是煤电和火电就不具备投资价值了，关键在于煤电、火电企业要积极转变观念，迎合“十四五”可再生能源发展规划，建立与新型电力系统相适应的市场机制，以实现可持续发展。煤电和火电发生地位和角色的转变，未来逐渐成为配角和补充，为整个新能源供给消纳体系服务，以保证电力系统平稳安全地运行。
那么，筛选投资标的就格外重要了，建议关注“三改联动”的煤电企业，也就是做节能降耗的改造、供热的改造、灵活性改造的企业。如果要投资煤电火电，可找一些迎合热点趋势、顺势而为的企业。
“十四五”期间，新能源供给消纳体系发展的制约因素有哪些？
新能源供给消纳体系中，供给侧相对来说没有太大的问题，风光电站的比重于这两年突飞猛进。主要的问题集中在消纳侧。那么，消纳侧的制约因素有哪些？
第一个因素，用电需求的增长跟不上新能源发电的增长速度。两个关键指标可以证明，比如说近5年全国全社会用电量年均增长率只有5%，但是同期新能源装机年增长率高达30%，有6倍的差距。这个是客观因素。
第二个因素，网源发展不协调。由于我国能源分布不均衡，能源资源“西富东贫”，电力消费“东多西少”，能源的生产和消费呈现逆向分布。西北、华北，东北，这“三北”地区风电装机最集中，但消纳需求相对较低，电网发展相对滞后，跨省区输送能力不足，因此产生的电能很难全部就地消纳。而中部和东部是我们国家的负荷中心，用电量特别大。因此，建设跨省跨区电力输送的特高压或超高压工程非常重要，而目前工程的规划和建设相对落后，从而限制了新能源的消纳。
第三个因素，缺乏灵活可调节的电源系统。发电企业发出来的电并入电网，进行传输，到达配电网，再达用户侧。新能源发电有间歇性和波动性，如果新能源发出来的电要并网，对电网的稳定性、可调节性、供电连续性，会造成很大影响。因此，新能源发电对电力系统的调峰的能力提出很高的要求，那么需要配套抽水蓄能这样的储能电站，或者燃气电站，去灵活地进行调峰。通过储能电站，在用电低谷期把电能转化成其他形式的能量储存起来，到了用电高峰期再重新转化成电能。而当前电源系统的调节能力不足，很缺储能电站。
消纳侧的储能是很大的投资领域，它要与新能源发电配套，所以未来也是要大规模建设的。预计到2030年我国非化石能源在一次能源当中的消费比重将达到25%；到2050年占比进一步提高至80%。这将使得储能领域蕴藏巨大的投资潜力，或将爆发成为下一个万亿市场，尤其是一些有利于实现可再生能源长期稳定存储的新型储能，全产业链的协同发展将蓄大势而发。国家能源局不久前也表态，将持续推动新型储能的试点和示范，行业发展有望驶入快车道。
其中，抽水蓄能占据储能领域的主导地位。虽然抽水蓄能受到地域制约，但根据业内人士准确消息，它的发展远远未到瓶颈期，反而会像风电、光伏一样大规模去建设，尤其是北部、东部地区。比如，东部地区今年要大规模建设储能电站，而且东部地区水资源很丰富。北部地区像河北省，未来三五年内将大规模增建抽水蓄能电站（装机容量约达3.2GW），远没有达到瓶颈期。
除了上述物理性质的抽水蓄能，还有电化学性质的储能，以锂电池为核心。可以根据它的产业链上下游，更精准地去做投资研究。
第四个因素，相关政策和市场机制不够完善。要针对新能源发电产生的绿色电力制定独立的交易流程和价格机制。近年绿电交易机制才刚建立，尚缺促进新能源跨区域、跨省消纳的强有力政策、合理电价和电力市场辅助服务等，省间壁垒突出，相关政策需要不断完善，且政策的落地执行需经历复杂而曲折的过程。2022年北京冬奥场馆使用百分之百的绿电，来自风能、光伏和抽水蓄能，其对应的绿电交易是我国首次启动的绿电交易试点，标志我国绿电消费进入全新模式。
此外，还需制定绿电电价相关政策，以及建设特高压输电工程跨省输送绿电，随之而来的是电力调配管理问题，以及多省份之间用怎样的政策、机制去实现跨区域调节，以满足电力供需的平衡。
上述这四点制约因素，从客观到主观，从技术到管理，再到新能源政策和市场交易机制，显然制约新能源消纳的因素也构成一个“多棱镜”，需要多角度去观察分析、多措并举去解决。
【总 结】投资新能源供消体系，一方面可以在新能源发电侧的不同产业链，以及火电煤电的“三改联动”企业上布局，另一方面可以在克服新能源消纳的制约因素之途径比如储能和特高压输电产业链寻找投资机会。可关注一些可将风能、太阳能等可再生能源以稳定液态方式存储和运输的新型储能技术路线及解决方案，如甲醇储能、氨储能，均不失为成本低、稳定的优异储能手段，将吸引一系列重大项目投资。
