中國(guó)能源需求轉(zhuǎn)向低能耗發(fā)展，但電力需求增長(zhǎng)較快，能源轉(zhuǎn)型是滿足發(fā)展對(duì)資源需求的必由之路。但新能源的波動(dòng)性、間歇性和隨機(jī)性及其電力電子特性與傳統(tǒng)電源同步機(jī)發(fā)電的差異勢(shì)必導(dǎo)致其與當(dāng)前電力系統(tǒng)的不兼容，帶來(lái)新型電力系統(tǒng)的升級(jí)訴求。我們進(jìn)行了詳實(shí)的數(shù)據(jù)分析與測(cè)算，我們認(rèn)為三大新型電力系統(tǒng)產(chǎn)業(yè)邏輯積極向好，提出與市場(chǎng)觀點(diǎn)不同的三大趨勢(shì)性投資機(jī)會(huì)：1、風(fēng)電有望結(jié)構(gòu)性受益于新型電力系統(tǒng)消納&新能源裝機(jī)增長(zhǎng)雙重需求；2、靈活性資源釋放帶動(dòng)“四可”改造，配網(wǎng)受益于需求側(cè)升級(jí)；3、儲(chǔ)能將成為新型電力系統(tǒng)長(zhǎng)期剛需，彈性有望充分釋放。
核心觀點(diǎn)
新能源發(fā)展面臨瓶頸，能源轉(zhuǎn)型仍然是發(fā)展必經(jīng)之路
自2020年來(lái)，新能源造價(jià)大幅下降28-39%，國(guó)內(nèi)風(fēng)光新增裝機(jī)2020-23 CAGR 35%；然而消納瓶頸愈加明顯、價(jià)格需求彈性減弱。如何解決消納瓶頸成為行業(yè)和市場(chǎng)的關(guān)注點(diǎn)，8月發(fā)改委發(fā)布《加快新型電力系統(tǒng)建設(shè)行動(dòng)方案》，將從兩個(gè)方面解決新能源供需在時(shí)空上無(wú)法有效匹配的限制，1）提升電力系統(tǒng)本身的靈活性，2）推動(dòng)新能源技術(shù)要求越來(lái)越接近傳統(tǒng)電源。從對(duì)內(nèi)的經(jīng)濟(jì)發(fā)展資源約束，以及對(duì)外的產(chǎn)業(yè)升級(jí)出口來(lái)看，新能源發(fā)展不僅是能源轉(zhuǎn)型的必經(jīng)之路，也是我國(guó)應(yīng)對(duì)電力需求持續(xù)增長(zhǎng)的必然選擇。
新型電力系統(tǒng)將增加靈活性，解決新能源消納問(wèn)題
由于新能源的特性造成其與電力有效需求在瞬時(shí)、短時(shí)、長(zhǎng)時(shí)三個(gè)維度的錯(cuò)配，引發(fā)電網(wǎng)對(duì)于系統(tǒng)穩(wěn)定，電力平衡，備用支撐的三方面挑戰(zhàn)。其中我們認(rèn)為目前主要瓶頸在于短時(shí)平衡，主要在于如何經(jīng)濟(jì)高效解決，即成本問(wèn)題。通過(guò)新型電力系統(tǒng)建設(shè)，將在儲(chǔ)能平價(jià)前提供多種低成本靈活性支撐，或使得我國(guó)電力系統(tǒng)靈活性資源占比從當(dāng)前的12%提升至2027年的34%。我們從“量，價(jià)，技術(shù)，商業(yè)”多個(gè)維度分析，預(yù)計(jì)電力系統(tǒng)靈活性資源在悲觀、基準(zhǔn)、樂(lè)觀三種情景假設(shè)下，將分別提供當(dāng)前到2030年年均210GW、367GW、611GW的風(fēng)光新增裝機(jī)空間。
儲(chǔ)能平價(jià)，將打開(kāi)新能源發(fā)展的天花板
風(fēng)光儲(chǔ)平價(jià)是解決新能源消納的核心方案，通過(guò)提升儲(chǔ)能配置可以增加新能源出力的置信度，通過(guò)構(gòu)網(wǎng)型技術(shù)升級(jí)可以提升新能源對(duì)電力系統(tǒng)瞬時(shí)穩(wěn)定性的支撐，以及可以幫助電力供需實(shí)現(xiàn)日內(nèi)短時(shí)平衡，多方面使得新能源在目前電力系統(tǒng)要求下更接近傳統(tǒng)能源，最終打開(kāi)系統(tǒng)消納的天花板。我們認(rèn)為如儲(chǔ)能可以實(shí)現(xiàn)0.25元/度的成本，將實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)成本平價(jià)，大幅提升新能源裝機(jī)能力。當(dāng)前儲(chǔ)能實(shí)際運(yùn)營(yíng)成本仍有0.43~0.63元/度，儲(chǔ)能平價(jià)卡點(diǎn)主要在于利用率和時(shí)長(zhǎng)，通過(guò)微網(wǎng)自平衡、大基地共享儲(chǔ)能等形式加強(qiáng)風(fēng)光聯(lián)合調(diào)度，以及隨電力系統(tǒng)靈活性需求提升，有望實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)能利用率提升和時(shí)長(zhǎng)優(yōu)化，或?qū)⒎謩e帶來(lái)0.19、0.14元/度的成本下降，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)能平價(jià)。
新型電力系統(tǒng)將帶來(lái)三大投資機(jī)遇
我們認(rèn)為新能源發(fā)展已從單純的發(fā)電供給向如何創(chuàng)造新能源有效需求轉(zhuǎn)變，而成本比較也從此前比較電量成本轉(zhuǎn)變?yōu)橄到y(tǒng)綜合成本。從投資層面，單純從新能源產(chǎn)業(yè)鏈尋找瓶頸點(diǎn)的策略或難再獲得超額匯報(bào)，但從更大的新型電力系統(tǒng)研究如何突破瓶頸點(diǎn)，仍然存在超額投資機(jī)遇。我們認(rèn)為機(jī)遇有三：
風(fēng)電需求有望加速。從風(fēng)光儲(chǔ)最優(yōu)配置來(lái)看，增加風(fēng)電配比至風(fēng)/光8/2可以最優(yōu)化儲(chǔ)能配比，高于目前實(shí)際的4/6，且風(fēng)電項(xiàng)目受電力現(xiàn)貨影響較小，若全部入市折價(jià)12%（vs光伏折價(jià)38%）。9M24國(guó)內(nèi)風(fēng)機(jī)招標(biāo)量同增71%，價(jià)格底部反彈30%，我們預(yù)計(jì)明年國(guó)內(nèi)風(fēng)電有望繼續(xù)受益量?jī)r(jià)齊升。
電網(wǎng)靈活性帶來(lái)配網(wǎng)升級(jí)。一方面隨著新能源分布式比例增加，電源資源在地調(diào)、縣調(diào)層面增加，電力平衡壓力不再僅在主網(wǎng)，亟需配網(wǎng)擴(kuò)容提升對(duì)充電樁和分布式容納能力；另一方面，配網(wǎng)生態(tài)已經(jīng)發(fā)生變化，在配用電層面實(shí)現(xiàn)源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化更具經(jīng)濟(jì)性，因此需要增加更多智能化控制實(shí)現(xiàn)“四可”，我們認(rèn)為智能電表和配網(wǎng)變壓器將會(huì)更多受益。
儲(chǔ)能需求受益于海內(nèi)外需求共振。隨著新能源滲透率提升儲(chǔ)能需求將持續(xù)受益于調(diào)峰、置信出力要求，構(gòu)網(wǎng)型技術(shù)要求過(guò)載電流使得儲(chǔ)能PCS 需超配2-3倍，將更進(jìn)一步帶來(lái)價(jià)值量提升，以及控制策略的復(fù)雜度提升帶來(lái)頭部集中效應(yīng)。
風(fēng)險(xiǎn)提示：產(chǎn)業(yè)鏈降本不及預(yù)期，技術(shù)進(jìn)步不及預(yù)期，產(chǎn)業(yè)政策不及預(yù)期。
正文
概要：再論新型電力系統(tǒng)，從哪兒來(lái)，到哪兒去？
我們認(rèn)為新能源高速發(fā)展下已經(jīng)出現(xiàn)消納瓶頸。隨著中國(guó)“雙碳”目標(biāo)的提出，2020-2023年中國(guó)新能源（風(fēng)光）新增裝機(jī)規(guī)模增速達(dá)到35%CAGR，截至23年底達(dá)到1050.8GW（光伏609.5GW，風(fēng)電441.3GW），全球新能源裝機(jī)增長(zhǎng)達(dá)到2436GW（光伏1419GW，風(fēng)電1017GW），同時(shí)2024年我們預(yù)計(jì)風(fēng)電單W造價(jià)，光伏單W造價(jià)，鋰電單Wh價(jià)格相比2020年下降達(dá)到38.5%、33.2%、27.8%。但是，雖然新能源成本仍在繼續(xù)下降但是需求對(duì)價(jià)格的彈性正在減弱，成本下降也不足以緩解投資者對(duì)于新能源入市導(dǎo)致的項(xiàng)目回報(bào)和需求擔(dān)憂，新能源制造業(yè)降本并未帶來(lái)終端電站運(yùn)營(yíng)商回報(bào)的提升或終端用戶電價(jià)的下降，也因此并沒(méi)有帶來(lái)制造業(yè)需求增加的多贏局面。
有效需求不匹配是目前新能源發(fā)展主要矛盾。為了解決這個(gè)問(wèn)題，國(guó)家今年密集出臺(tái)多個(gè)政策，并且在24年8月《關(guān)于加快經(jīng)濟(jì)社會(huì)發(fā)展全面綠色轉(zhuǎn)型的意見(jiàn)》強(qiáng)調(diào)加快綠色轉(zhuǎn)型，深化電力系統(tǒng)改革，以及加快建設(shè)新型電力系統(tǒng)。今年8月發(fā)改委正式發(fā)布《加快電力系統(tǒng)行動(dòng)建設(shè)方案2024-2027》對(duì)如何建設(shè)新型電力系統(tǒng)給出了9個(gè)專(zhuān)項(xiàng)行動(dòng)，共計(jì)24個(gè)行動(dòng)內(nèi)容，對(duì)電力系統(tǒng)穩(wěn)定保障、新能源系統(tǒng)友好性能提升、電動(dòng)汽車(chē)充電設(shè)施網(wǎng)絡(luò)拓展、需求側(cè)協(xié)同能力提升等，進(jìn)行了全方位布局。新能源主要問(wèn)題在于時(shí)間維度發(fā)電曲線和負(fù)荷曲線日內(nèi)不匹配，瞬時(shí)難以響應(yīng)提供穩(wěn)定性支撐，以及間歇性發(fā)電應(yīng)對(duì)極端天氣的電力安全問(wèn)題。在2023年智慧用能與節(jié)能技術(shù)發(fā)展論壇上，王成山院士提到，新能源目前的消納瓶頸主要是集中在日間靈活性，以及晚間負(fù)荷支撐上，即由于新能源發(fā)電的波動(dòng)性，以及光伏白天發(fā)電夜間不發(fā)電的特性，使得新能源滲透率增加之后與電力需求不平衡增大，本質(zhì)是日內(nèi)時(shí)間平衡問(wèn)題。
消納問(wèn)題形成新能源裝機(jī)瓶頸，對(duì)電力系統(tǒng)靈活性提出新需求。新能源消納瓶頸在于日內(nèi)短時(shí)平衡，即新能源日內(nèi)出力與實(shí)際的需求負(fù)荷曲線不匹配。電力系統(tǒng)功率需時(shí)時(shí)平衡，我們測(cè)算2024年我國(guó)電力供需平衡式（詳見(jiàn)圖表22、23）：傳統(tǒng)電源最小出力(775GW) +新能源同時(shí)出力（454GW）>電力系統(tǒng)平均負(fù)荷（1190GW），因此消納壓力已經(jīng)出現(xiàn)。而隨著新能源進(jìn)一步增加，結(jié)合中電聯(lián)數(shù)據(jù)其利用小時(shí)僅負(fù)荷側(cè)利用小時(shí)1/3-1/4，必然使得如新能源電量比例提升，其功率需數(shù)倍于負(fù)荷。從平衡式來(lái)看，由于負(fù)荷增速遠(yuǎn)小于新能源出力增速，因此需增加靈活性資源。基準(zhǔn)情形下，我們預(yù)測(cè)2030年新型電力系統(tǒng)供給側(cè)通過(guò)火電靈活性改造和抽蓄提供415GW靈活性空間，需求側(cè)通過(guò)充電樁響應(yīng)、大工業(yè)等負(fù)荷響應(yīng)和新型儲(chǔ)能技術(shù)提供396 GW空間，合計(jì)可提供811GW靈活性資源，帶來(lái)1361GW新能源消納空間。對(duì)應(yīng)到新能源同時(shí)出力層面，考慮到風(fēng)電出力同步率只有20%遠(yuǎn)低于光伏的60%（全國(guó)日出時(shí)間是接近的，主要裝機(jī)區(qū)域只有一個(gè)時(shí)區(qū)差），因此對(duì)消納空間的需求小于光伏，我們認(rèn)為風(fēng)電裝機(jī)占比提升可有效拓寬電力系統(tǒng)中新能源發(fā)電量滲透率，假設(shè)風(fēng)電新增裝機(jī)比提升至40%，2024-29年新型電力系統(tǒng)中風(fēng)電/光伏年增裝機(jī)可達(dá)147/220GW，有效推遲消納瓶頸發(fā)生節(jié)點(diǎn)，形成新能源替代增量（詳見(jiàn)圖表24）。
儲(chǔ)能平價(jià)瓶頸在于實(shí)際利用率制約，長(zhǎng)期降本路徑明確，有望成為靈活性資源主力打開(kāi)新能源天花板。風(fēng)光儲(chǔ)顯然是市場(chǎng)核心的新能源解決方案，但隨著電芯成本已經(jīng)下降到0.4元/Wh左右的水平，系統(tǒng)度電成本仍未平價(jià)。體現(xiàn)在成本端，儲(chǔ)能實(shí)際充電費(fèi)用大于零，因此在當(dāng)前0.3-0.45元/度的理論度電成本下，實(shí)際運(yùn)營(yíng)度電成本高達(dá)0.43~0.63元/度。我們認(rèn)為提升儲(chǔ)能利用率主要分三步走：1）微網(wǎng)模式降低對(duì)電網(wǎng)調(diào)度的依賴(lài)，提高投資回報(bào)預(yù)期；2）電網(wǎng)側(cè)租用共享儲(chǔ)能滿足配儲(chǔ)需求，降本增效；3）長(zhǎng)期新能源發(fā)電占比提升帶動(dòng)調(diào)度需求，耗盡低成本靈活性資源后儲(chǔ)能項(xiàng)目利用率相應(yīng)提升。
我們測(cè)算利用率提升下的儲(chǔ)能降本路徑，錨定當(dāng)前年循環(huán)228次的2h跟網(wǎng)型儲(chǔ)能度電成本0.63元/kWh為基準(zhǔn)，我們測(cè)算儲(chǔ)能利用率提升至年325次滿充滿放，成本可降至0.445元/kWh；疊加儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)提升至4h可降本至0.30元/kWh，若2030年時(shí)儲(chǔ)能單位投資成本降低，度電成本將進(jìn)一步降至0.24元/kWh實(shí)現(xiàn)平價(jià)。此外，在新型電網(wǎng)系統(tǒng)中瞬時(shí)支撐能力或?qū)⒊蔀閯傂瑁瑯?gòu)網(wǎng)型儲(chǔ)能須通過(guò)增加2-3倍PCS（儲(chǔ)能變流器，Power Conversion System）實(shí)現(xiàn)過(guò)載電流，考慮到構(gòu)網(wǎng)儲(chǔ)能僅增加0.01元/kWh度電成本至0.25元/kWh，具備大規(guī)模應(yīng)用空間，有望成為釋放新能源瓶頸的靈活性資源主力。
我們預(yù)測(cè)三大新型電力系統(tǒng)產(chǎn)業(yè)邏輯積極向好，我們提出與市場(chǎng)觀點(diǎn)不同的三大趨勢(shì)性投資機(jī)會(huì)：
預(yù)測(cè)一：風(fēng)電有望結(jié)構(gòu)性受益于新型電力系統(tǒng)消納&新能源裝機(jī)增長(zhǎng)雙重需求。風(fēng)電在新能源電源品類(lèi)中具備高回報(bào)性、可靠性和靈活性三大優(yōu)勢(shì)，更適配新型電力系統(tǒng)對(duì)拓寬消納瓶頸和新能源裝機(jī)增長(zhǎng)的雙重需求。項(xiàng)目回報(bào)方面，風(fēng)電同時(shí)出力對(duì)電價(jià)曲線的影響較小，我們根據(jù)山東風(fēng)光出力曲線數(shù)據(jù)和現(xiàn)貨電價(jià)數(shù)據(jù)測(cè)算（山東風(fēng)電、光伏發(fā)電滲透率接近，根據(jù)2023年數(shù)據(jù)，風(fēng)電為8%、光伏為10%），若風(fēng)電全面入市加權(quán)平均電價(jià)較當(dāng)?shù)厝济簶?biāo)桿電價(jià)折讓42%~溢價(jià)13%，平均折讓12%，相比光伏（折讓5~70%不等，平均折讓38%）具備顯著經(jīng)濟(jì)性?xún)?yōu)勢(shì)（以上基于山東省電力市場(chǎng)2023年1月至2024年8月數(shù)據(jù)）；可靠性方面，風(fēng)電機(jī)組相對(duì)更低的同步率以及更分散的出力分布使得電力系統(tǒng)在極端氣候、最高負(fù)荷下的支撐能力會(huì)更具保障；靈活性角度，整體上風(fēng)電對(duì)于靈活性資源需求小于光伏，較多安裝風(fēng)電有益于在保障不過(guò)多增加消納需求的情況下擴(kuò)充新能源裝機(jī)。基于三大優(yōu)勢(shì)，我們認(rèn)為在靈活性資源短期尚未充分釋放、消納和新能源裝機(jī)需求向上的情況下，風(fēng)電需求有望迎來(lái)明顯提升。裝機(jī)方面，風(fēng)電裝機(jī)不足主要系項(xiàng)目建設(shè)周期問(wèn)題，而根據(jù)招標(biāo)網(wǎng)今年前九個(gè)月風(fēng)機(jī)招標(biāo)量同比增長(zhǎng)71%，前三季度招標(biāo)量合計(jì)達(dá)到90GW，有望在25年迎來(lái)裝機(jī)加速。考慮到風(fēng)電對(duì)靈活性需求較小，我們認(rèn)為在新能源消納和增加裝機(jī)雙重需求催化下，風(fēng)電在新增新能源裝機(jī)中的比例將持續(xù)走高，疊加當(dāng)前裝機(jī)基數(shù)較小，風(fēng)電板塊有望迎來(lái)顯著且持續(xù)的成長(zhǎng)彈性。
預(yù)測(cè)二：靈活性資源釋放帶動(dòng)“四可”改造，配網(wǎng)受益于需求側(cè)升級(jí)。靈活性資源的開(kāi)發(fā)依賴(lài)于需求側(cè)可觀、可測(cè)、可調(diào)、可控能力的提升，有望帶動(dòng)配網(wǎng)投資擴(kuò)容。整體來(lái)看，我們預(yù)計(jì)配網(wǎng)投資（含充電樁投資拉動(dòng)）在需求側(cè)帶動(dòng)下24/25年增速有望達(dá)到15.2%/9.9%，24-30年期間CAGR有望達(dá)到6.4%。細(xì)分來(lái)看，我們認(rèn)為在“四可”要求下，智能電能表等在分布式光伏、充電樁等領(lǐng)域均具備較大的發(fā)展空間。電表在實(shí)現(xiàn)基礎(chǔ)的可測(cè)功能之上，通過(guò)模塊升級(jí)，可以兼具可調(diào)（控制發(fā)電量）和可控（控制關(guān)斷）功能，并且有望通過(guò)北斗系統(tǒng)賦能“通信、導(dǎo)航、遙感”一體化運(yùn)營(yíng)體系，實(shí)現(xiàn)通過(guò)短報(bào)文偏遠(yuǎn)地區(qū)抄表、精準(zhǔn)對(duì)時(shí)統(tǒng)一電網(wǎng)時(shí)間加強(qiáng)數(shù)據(jù)精度以及平臺(tái)化精準(zhǔn)位置服務(wù)實(shí)時(shí)監(jiān)控三大功能，進(jìn)而達(dá)到“可觀”要求。我們看好國(guó)內(nèi)配網(wǎng)擴(kuò)容的增量需求，疊加“四可”升級(jí)帶動(dòng)的替換需求，帶動(dòng)一次設(shè)備供應(yīng)商迎來(lái)高成長(zhǎng)機(jī)遇。
預(yù)測(cè)三：儲(chǔ)能將成為新型電力系統(tǒng)長(zhǎng)期剛需，彈性有望充分釋放。我們認(rèn)為電化學(xué)儲(chǔ)能有望在十五五末到十六五初開(kāi)始成為電力系統(tǒng)應(yīng)對(duì)短時(shí)不平衡問(wèn)題的主要靈活性工具，即靈活性資源的主要增量來(lái)源。短期來(lái)看，在弱電網(wǎng)場(chǎng)景中配置構(gòu)網(wǎng)型PCS以提升局部電網(wǎng)韌性和支撐能力或逐步成為系統(tǒng)剛需，在瞬時(shí)安全問(wèn)題上發(fā)揮重要作用。我們預(yù)計(jì)到2030年，在不考慮構(gòu)網(wǎng)技術(shù)的情境下，儲(chǔ)能PCS裸機(jī)/一體機(jī)（含變壓器）的市場(chǎng)空間分別為41.2/103.9億元，在考慮構(gòu)網(wǎng)技術(shù)的情景下分別達(dá)到65.0/127.7億元，空間增長(zhǎng)58%/23%；中長(zhǎng)期來(lái)看，電化學(xué)儲(chǔ)能也將成為提升新能源風(fēng)光電站置信出力、提升系統(tǒng)長(zhǎng)時(shí)充裕度的方式，根據(jù)我們的測(cè)算，為實(shí)現(xiàn)兩部委提升新能源置信出力至10%的政策目標(biāo)，新能源電站配儲(chǔ)比例將不低于20%/2hr或10%/4hr，隨著新能源新增裝機(jī)保持高位，配儲(chǔ)需求將長(zhǎng)期穩(wěn)定存在，疊加海外需求共振，我們看好儲(chǔ)能成為受益電力系統(tǒng)升級(jí)成長(zhǎng)較快板塊之一。
加速能源轉(zhuǎn)型 = 解決資源安全 + 產(chǎn)業(yè)升級(jí)發(fā)展
考慮到我國(guó)人均電力消費(fèi)和發(fā)達(dá)國(guó)家的差距，以及出口、新質(zhì)生產(chǎn)力、AI算力等對(duì)電力需求的額外拉動(dòng)，我們認(rèn)為我國(guó)電力需求仍將持續(xù)增長(zhǎng)。在這一背景下，傳統(tǒng)能源面臨的中長(zhǎng)期資源約束與經(jīng)濟(jì)性約束，我們認(rèn)為新能源制造屬性符合我國(guó)制造業(yè)大國(guó)的特性，降本增效同時(shí)進(jìn)一步解決我國(guó)經(jīng)濟(jì)發(fā)展所面臨的能源資源問(wèn)題以及產(chǎn)業(yè)升級(jí)問(wèn)題。因此，新能源滲透率的持續(xù)提升不僅是能源轉(zhuǎn)型加速之路，也會(huì)是國(guó)家能源發(fā)展的必經(jīng)之路，但新能源的波動(dòng)性、間歇性和隨機(jī)性及其電力電子特性與傳統(tǒng)電源同步機(jī)發(fā)電的差異勢(shì)必導(dǎo)致其與當(dāng)前電力系統(tǒng)的不兼容，帶來(lái)新型電力系統(tǒng)的升級(jí)訴求。
中國(guó)能源需求轉(zhuǎn)向低能耗發(fā)展，但電力需求增長(zhǎng)較快
能源彈性系數(shù)下降，但電力彈性系數(shù)仍然較高。2023年我國(guó)能源消費(fèi)總量同比增長(zhǎng)5.4%至57億噸標(biāo)準(zhǔn)煤，其中煤炭、石油、天然氣、非化石能源消費(fèi)分別占55.8%、18%、8.5%、17.6%。單位GDP消耗能源相對(duì)2019年復(fù)合增速為-2%，持續(xù)下降，電氣化率達(dá)到22.4%。但是同期我國(guó)實(shí)現(xiàn)總發(fā)電量9.3萬(wàn)億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)6.8%，電力彈性系數(shù)達(dá)到1.3，且在過(guò)去5年平均超過(guò)1.2。雖然可再生能源發(fā)電占比達(dá)29.6%，非水可再生達(dá)到15.8%，但即使算上水電和核電也僅實(shí)現(xiàn)增量替代的46.2%。
電力需求持續(xù)增長(zhǎng)，能源轉(zhuǎn)型是滿足發(fā)展對(duì)資源需求的必由之路
電力增長(zhǎng)可持續(xù)，人均電力消費(fèi)仍有空間。2020年以來(lái)，電力和GDP增速走勢(shì)分化加劇，我國(guó)用電需求增速跑贏GDP增速1~2個(gè)百分點(diǎn)。從電力需求增長(zhǎng)的驅(qū)動(dòng)力來(lái)看，我們預(yù)計(jì)傳統(tǒng)領(lǐng)域和新興領(lǐng)域此消彼長(zhǎng)，全國(guó)用電量增速在2024-30年有望維持6%的復(fù)合增速（詳見(jiàn)我們于2024年6月3日發(fā)布的《全球能源新趨勢(shì)下的煤炭發(fā)展機(jī)遇》）：
1.我們測(cè)算新質(zhì)生產(chǎn)力2022-24年拉動(dòng)用電增速0.7~1.2pct，隨基數(shù)變高增速貢獻(xiàn)或減小，但2025-30年仍有望維持年均0.4pct的用電增速拉動(dòng)。
2.充電樁用電隨全國(guó)電動(dòng)車(chē)保有量提升影響或放大，2022-24年對(duì)用電增速貢獻(xiàn)0.2~0.3pct，我們預(yù)計(jì)2025-30年或略增至0.4~0.5pct。
3.數(shù)據(jù)中心用電貢獻(xiàn)加強(qiáng)，我們基準(zhǔn)情形預(yù)期2024-30年每年貢獻(xiàn)0.7~0.8pct的用電增速，若AI應(yīng)用發(fā)展超預(yù)期則數(shù)據(jù)中心用電量還有進(jìn)一步上修可能。
4.其他二產(chǎn)（由內(nèi)外需拉動(dòng)）以及三產(chǎn)和居民用電量對(duì)增速的拉動(dòng)我們預(yù)計(jì)將從2024年的5.5pct逐步回落至2030年的4.3pct。
5.此外，電氣化率還有較大的提升空間。中電聯(lián)預(yù)測(cè)，十四五期間，終端電氣化率將達(dá)到30%，而電能替代將推動(dòng)新增用電量8000億千瓦時(shí)，相當(dāng)于每年1600億度電，貢獻(xiàn)約1.7pct。
我們目前預(yù)測(cè)中國(guó)2025年、2030年全社會(huì)用電量分別為10.5萬(wàn)億、14.24萬(wàn)億千瓦時(shí)，電力需求增速維持高增長(zhǎng)。而相比發(fā)達(dá)國(guó)家，以2022年數(shù)據(jù)來(lái)看我們?nèi)司鵊DP僅占美國(guó)的30%、人均電力用電量?jī)H占54.7%。因此雖然中國(guó)經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)下能耗強(qiáng)度趨勢(shì)是下降的，但是考慮未來(lái)經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)的驅(qū)動(dòng)因素，如新質(zhì)生產(chǎn)（鋰電光伏制造），數(shù)據(jù)中心，新能源車(chē)，電能替代等新興產(chǎn)業(yè)和能源清潔化利用均需要電力。我們認(rèn)為未來(lái)中國(guó)能源需求是低能耗和低碳發(fā)展，但不會(huì)是低電耗發(fā)展，電力增長(zhǎng)需求仍然較強(qiáng)。
中長(zhǎng)期資源約束和能源經(jīng)濟(jì)性約束倒逼能源轉(zhuǎn)型的加速
對(duì)內(nèi)，能源轉(zhuǎn)型也是保障長(zhǎng)期能源安全的必然選擇。根據(jù)世界銀行、生態(tài)環(huán)境部環(huán)境規(guī)劃院和國(guó)家能源局?jǐn)?shù)據(jù)，中國(guó)可開(kāi)發(fā)的光伏和風(fēng)能資源分別達(dá)到45610/11672GW（海/陸風(fēng)2982/8690GW），按照截至23年底的光伏和風(fēng)能累計(jì)裝機(jī)量609.5/441.3GW計(jì)算，利用率僅1.3%/3.8%，而即使中國(guó)最為充足的煤炭，按照可開(kāi)采儲(chǔ)量，中國(guó)人均煤炭?jī)?chǔ)量只有1.01億噸，小于全球平均的1.37億噸，油氣儲(chǔ)量更是只有世界平均的7.9%和24.7%。根據(jù)《中華人民共和國(guó)國(guó)民經(jīng)濟(jì)和社會(huì)發(fā)展第十四個(gè)五年規(guī)劃和2035年遠(yuǎn)景目標(biāo)綱要》提出的目標(biāo)，2035年時(shí)人均國(guó)內(nèi)生產(chǎn)總值達(dá)到中等發(fā)達(dá)國(guó)家水平。中等發(fā)達(dá)國(guó)家水平人均國(guó)內(nèi)生產(chǎn)總值約為2-4萬(wàn)美元，按年均復(fù)合增長(zhǎng)率4.7%假設(shè)，我國(guó)2035年人均GDP將達(dá)到15.8萬(wàn)元，結(jié)合單位煤耗后我們預(yù)計(jì)能源消費(fèi)總量或?qū)⑦_(dá)到74.2億噸標(biāo)準(zhǔn)煤，能源消費(fèi)總量年復(fù)合增長(zhǎng)率約為2.2%。若能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)保持和2023年一致，則對(duì)應(yīng)煤炭、石油、天然氣消費(fèi)量分別為59億噸原煤、9.6億噸原油以及4,769億立方米天然氣，相對(duì)2023年消費(fèi)量分別增加13.4億噸原煤、2.2億噸原油以及1,079億立方米。而13.4億噸原煤增量與2023年全球海運(yùn)煤市場(chǎng)規(guī)模相當(dāng)，相對(duì)中國(guó)2023年46.6億噸的國(guó)內(nèi)產(chǎn)量占比28.7%，占中國(guó)的鐵路運(yùn)力也達(dá)到26.5%。雖然國(guó)內(nèi)有足夠的煤炭?jī)?chǔ)量，但是不僅產(chǎn)能釋放需要時(shí)間，交通配套建設(shè)也需要較長(zhǎng)時(shí)間滿足如此規(guī)模放量，煤炭供應(yīng)將難以完全滿足國(guó)內(nèi)持續(xù)增長(zhǎng)的能源消費(fèi)需求。石油和天然氣增量相對(duì)2023年中國(guó)石油和天然氣產(chǎn)量分別為104.1%和47%，相對(duì)全球市場(chǎng)貿(mào)易量占比也分別達(dá)到10.3%和11.4%，也將面臨國(guó)內(nèi)供給不足的問(wèn)題，同時(shí)將明顯提升能源價(jià)格。
新能源的制造業(yè)屬性更適合中國(guó)產(chǎn)業(yè)優(yōu)勢(shì)，有效緩解能源價(jià)格上漲。傳統(tǒng)能源行業(yè)一般原材料成本占比較高，在過(guò)去20年國(guó)內(nèi)煤價(jià)上漲121%（秦皇島動(dòng)力煤Q5500），國(guó)內(nèi)汽油價(jià)格上漲152%，國(guó)際原油價(jià)格也上漲了86%。因此傳統(tǒng)大宗商品的發(fā)展，一般會(huì)用量越大越貴，因?yàn)楸阋说馁Y源往往先被開(kāi)發(fā)，只有價(jià)格上去了才能開(kāi)發(fā)成本曲線更右側(cè)的資源。且化石能源效率已經(jīng)提升空間有限，根據(jù)行業(yè)慣例火電二次加熱可以將全廠熱效率提升到45%，而燃?xì)釩CGT循環(huán)最高可以達(dá)到65%，都難以再大幅降低成本。而可再生能源雖然非技術(shù)成本占比最近幾年有所提升，但是根據(jù)光伏行業(yè)協(xié)會(huì)和風(fēng)能行業(yè)協(xié)會(huì)，光伏、風(fēng)電單W造價(jià)過(guò)去10年下降67.1%/47.5%，過(guò)去3年下降35.9%/31.0%，因此帶動(dòng)整個(gè)發(fā)電成本下降34.9%/30.6%到142/223元/MWh。根據(jù)IRENA，平均制造業(yè)規(guī)模每翻一倍，風(fēng)電成本下降7%，光伏成本下降13%。
對(duì)外，新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展，同時(shí)為中國(guó)產(chǎn)業(yè)升級(jí)打開(kāi)歷史機(jī)遇。根據(jù)IEA和BP數(shù)據(jù)，2019年全球電力投資和一次能源消費(fèi)總量是9160億美元/199.23億噸標(biāo)煤，中國(guó)占比分別為15.0%/24.3%，中國(guó)雖然占全球比例很高，但其中對(duì)外出口比例不高。隨著新能源產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展，我國(guó)新能源電力設(shè)備出口額顯著增加，在海外市場(chǎng)市占率亦快速拉升。根據(jù)海關(guān)總署數(shù)據(jù)，2017年-2023年風(fēng)力發(fā)電機(jī)/太陽(yáng)能電池/蓄電池（鋰電為主）出口額CAGR為9.4%/25.2%/35.1%，相比傳統(tǒng)電力設(shè)備，如電線電纜和變壓器的出口額CAGR 1.9%/10.2%有顯著增速；反映到海外市場(chǎng)側(cè)，根據(jù)我們的測(cè)算，2020年起我國(guó)電力設(shè)備總出口額在海外市場(chǎng)（不包括中國(guó)本土市場(chǎng)，下同）市占率明顯提升，2019/2020/2023年市占率分別為8.0%/13.1%/17.5%。
新能源消納面臨多重挑戰(zhàn)，日內(nèi)短時(shí)平衡是當(dāng)前主要矛盾
技術(shù)迭代和產(chǎn)能擴(kuò)張推動(dòng)了新能源電站造價(jià)的持續(xù)下降和新增裝機(jī)的快速增長(zhǎng)，在2021、22年光伏風(fēng)電陸續(xù)平價(jià)后，2023年我國(guó)光伏、風(fēng)電裝機(jī)同比增速達(dá)到152%，106%。然而一方面雖然裝機(jī)量大幅上升但是電力系統(tǒng)消納難度逐步顯現(xiàn)，綠電電價(jià)壓力不斷加大，另一方面即使要實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰，新能源目前裝機(jī)和發(fā)電量仍不足以應(yīng)對(duì)國(guó)內(nèi)高速發(fā)展的電力需求，“先立后破”的“立”尚未實(shí)現(xiàn)。
當(dāng)前階段，我們認(rèn)為最為制約新能源消納的問(wèn)題來(lái)自日內(nèi)短時(shí)平衡問(wèn)題，即新能源的發(fā)電時(shí)間與電力負(fù)荷需求的時(shí)間錯(cuò)配問(wèn)題，使得即使發(fā)電量成本便宜也無(wú)法滿足有效需求。其中，隨著光伏裝機(jī)的快速增加，光伏高日內(nèi)同步率以及夜晚不發(fā)電的特性使得，目前日內(nèi)午高峰和晚高峰的電力平衡愈加困難。由于火電機(jī)組需要應(yīng)對(duì)晚高峰出力，因此不能停機(jī)，我們測(cè)算在24年傳統(tǒng)電源改造前最小出力（775GW）+新能源最大出力（454GW）已經(jīng)超過(guò)日內(nèi)的系統(tǒng)平均負(fù)荷（1190GW），因此今年能源局首次放開(kāi)可再生能源消納比例要求。然而考慮到新能源的持續(xù)增長(zhǎng)，且新能源利用小時(shí)1200-2300hr遠(yuǎn)低于社會(huì)平均用電負(fù)荷7000hr，意味著27年之后新能源裝機(jī)將大于最高負(fù)荷，則可能意味著愈發(fā)嚴(yán)峻的新能源消納挑戰(zhàn)。
風(fēng)光突破平價(jià)線后實(shí)現(xiàn)了裝機(jī)的快速增長(zhǎng)，但新的系統(tǒng)瓶頸已經(jīng)出現(xiàn)
技術(shù)迭代和產(chǎn)能擴(kuò)張推動(dòng)了新能源電站造價(jià)的持續(xù)下降和新增裝機(jī)的快速增長(zhǎng)，根據(jù)光伏行業(yè)協(xié)會(huì)和風(fēng)能行業(yè)協(xié)會(huì)，光伏、風(fēng)電單W造價(jià)過(guò)去10年下降67.1%/47.5%。我們估算全國(guó)各電源品種的投資造價(jià)、燃料成本和對(duì)應(yīng)的度電發(fā)電成本，我們計(jì)算西部光伏、陸上風(fēng)電相繼于2021~22年已經(jīng)實(shí)現(xiàn)了較坑口火電機(jī)組的度電成本平價(jià)，東部光伏、海上風(fēng)電也已相繼于2021~22年實(shí)現(xiàn)了較沿海火電的度電成本平價(jià)。平價(jià)之后，我國(guó)風(fēng)光裝機(jī)經(jīng)歷了一輪快速的增加，如光伏在2021年實(shí)現(xiàn)平價(jià)后2021/22/23年國(guó)內(nèi)新增裝機(jī)分別54GW/86GW/216GW，2021-23年裝機(jī)復(fù)合增速100%（vs平價(jià)以前，2019-21年裝機(jī)復(fù)合增速34%）；風(fēng)電在2022年實(shí)現(xiàn)平價(jià)后裝機(jī)增速由負(fù)轉(zhuǎn)正，2023年國(guó)內(nèi)新增裝機(jī)76GW，同比增長(zhǎng)106%（vs平價(jià)以前，2020-22年裝機(jī)復(fù)合降速28%）。
盡管新能源風(fēng)光的發(fā)電成本已經(jīng)顯著下降，且推動(dòng)近兩年新能源裝機(jī)的加速增長(zhǎng)，但有關(guān)于電力系統(tǒng)接入新能源的瓶頸討論再度增加，市場(chǎng)普遍擔(dān)心電力系統(tǒng)對(duì)新能源的消納問(wèn)題。十三五以前，在新能源發(fā)展初期我國(guó)曾一度面臨較為嚴(yán)峻的新能源消納形勢(shì)，2016年及以前全國(guó)棄風(fēng)棄光率在10%以上居高不下，隨后通過(guò)外送通道建設(shè)、兩部委《清潔能源消納行動(dòng)計(jì)劃（2018-2020年）》等政策推動(dòng)新能源消納形勢(shì)改善，2019~2023年全國(guó)棄風(fēng)棄光率得以維持在4%及以下。而2024年以來(lái)，新能源消納問(wèn)題再現(xiàn)，2024年2月全國(guó)棄風(fēng)棄光率重新突破5%，6月國(guó)家能源局《關(guān)于做好新能源消納工作保障新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》首次提出“對(duì)部分資源條件較好的地區(qū)可適當(dāng)放寬新能源利用率目標(biāo)，原則上不低于90%”。
我們總結(jié)認(rèn)為，制約新能源消納的問(wèn)題概括有三：1）瞬時(shí)安全問(wèn)題，來(lái)自新能源電力電子電源替代可控同步機(jī)電源；2）短時(shí)平衡問(wèn)題，來(lái)自傳統(tǒng)能源最小出力、新能源同時(shí)出力與最高負(fù)荷之間的矛盾；3）長(zhǎng)時(shí)充裕問(wèn)題，來(lái)自新能源出力更低的置信度及其邊際遞減效應(yīng)。當(dāng)前階段，我們認(rèn)為最為制約新能源消納的問(wèn)題來(lái)自日內(nèi)短時(shí)平衡問(wèn)題，隨著新能源裝機(jī)的增長(zhǎng)我們或面對(duì)日內(nèi)短時(shí)平衡問(wèn)題的持續(xù)加劇。
目前新能源消納的主要瓶頸在日內(nèi)短時(shí)平衡，也即傳統(tǒng)能源最小出力、新能源同時(shí)出力與最高負(fù)荷之間的矛盾
為什么新能源滲透率提升必然加劇電力系統(tǒng)短時(shí)供需平衡挑戰(zhàn)？傳統(tǒng)的電力系統(tǒng)通過(guò)“源隨荷動(dòng)”實(shí)現(xiàn)電力供需平衡，電力供給負(fù)荷率隨實(shí)時(shí)需求水平調(diào)節(jié)，考慮技術(shù)限制后傳統(tǒng)電源的日內(nèi)功率一般可在50~100%（煤電）、20~100%（氣電）、30~100%（水電）、75~100%（核電）之間調(diào)節(jié)。而新型電力系統(tǒng)中，負(fù)荷率“靠天吃飯”的新能源發(fā)電占比提升，光伏發(fā)電的日內(nèi)負(fù)荷率波動(dòng)可達(dá)0%（晚間）~100%（午間），風(fēng)力發(fā)電的日內(nèi)負(fù)荷率波動(dòng)也可達(dá)0%（午間）~100%（晚間），若電力負(fù)荷和傳統(tǒng)電源供給負(fù)荷率不能隨新能源出力波動(dòng)而變動(dòng)，或者傳統(tǒng)電源負(fù)荷率壓至最小/最大出力后仍不滿足，則電力系統(tǒng)供給和需求將出現(xiàn)不平衡矛盾。換而言之，如下圖左所示，當(dāng)新能源供給大發(fā)時(shí)段，需要傳統(tǒng)電源提供向下靈活性、電力負(fù)荷提供向上靈活性以實(shí)現(xiàn)新能源發(fā)電的消納，傳統(tǒng)電源的最小出力決定了向下靈活性空間；而在新能源供給不足時(shí)段，需要傳統(tǒng)電源能提供向上靈活性、電力負(fù)荷提供向下靈活性以實(shí)現(xiàn)電力需求的保供，傳統(tǒng)電源的最大名義功率決定了向上靈活性空間。
新能源滲透率增長(zhǎng)勢(shì)必導(dǎo)致電力供需在過(guò)剩和緊缺之間反復(fù)震蕩。以2023年為例，根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計(jì)我國(guó)光伏、風(fēng)電的年平均利用小時(shí)在1286小時(shí)、2225小時(shí)；而我們根據(jù)最高負(fù)荷和全國(guó)用電量估算電力負(fù)荷側(cè)的平均利用小時(shí)接近7000小時(shí)。因此，若要滿足電力需求，從功率容量角度風(fēng)光新能源的GW數(shù)一定是超配的，考慮風(fēng)光負(fù)荷率的大幅波動(dòng)，勢(shì)必會(huì)出現(xiàn)在資源好的時(shí)段風(fēng)光發(fā)電大于電力需求，在資源差的時(shí)段風(fēng)光發(fā)電小于需求，電力供需在過(guò)剩和緊缺之間反復(fù)震蕩的情況。且由于新能源發(fā)電的高同步率（負(fù)荷率取決于氣象條件，以省為單位，光伏場(chǎng)站出力同步率可達(dá)60%，風(fēng)電可達(dá)20%），這一趨勢(shì)隨著新能源滲透率的增長(zhǎng)只會(huì)越來(lái)越明顯。
當(dāng)前階段，我們認(rèn)為電力系統(tǒng)短時(shí)平衡的主要挑戰(zhàn)在于新能源同時(shí)大發(fā)時(shí)段如何消納過(guò)剩新能源電力。考慮到2021-22年全國(guó)性缺電后，2022年出臺(tái)煤電裝機(jī)“三個(gè)八千萬(wàn)”政策，以及2022年起核電審批連續(xù)三年每年十臺(tái)，我們認(rèn)為電力供需日內(nèi)緊缺的挑戰(zhàn)有望隨著以上機(jī)組的陸續(xù)投產(chǎn)而逐步緩解。然而與此同時(shí)，傳統(tǒng)電源新機(jī)組若不進(jìn)行更進(jìn)一步的靈活性改造，其投產(chǎn)也將抬高系統(tǒng)的最小出力，反過(guò)來(lái)加劇新能源大發(fā)時(shí)段電力系統(tǒng)日內(nèi)供需過(guò)剩的壓力，加速新能源消納壓力。
我們對(duì)電力需求與電力供給（傳統(tǒng)電源最小出力+風(fēng)光新能源同時(shí)出力）平衡趨勢(shì)進(jìn)行估算，可以看到新能源消納壓力的持續(xù)提高。電力供給中，傳統(tǒng)電源最小出力我們假設(shè)煤電、氣電、核電、水電對(duì)應(yīng)負(fù)荷率分別為50%、20%、100%、30%，風(fēng)光新能源同時(shí)出力我們參考省級(jí)數(shù)據(jù)假設(shè)光伏、風(fēng)電同步率分別60%、20%（光伏在午間同時(shí)發(fā)電，風(fēng)電各地風(fēng)資源條件差異更大同步率更低）。結(jié)合我們對(duì)電力裝機(jī)和需求的預(yù)測(cè)，我們對(duì)比電力供給（傳統(tǒng)電源最小出力+新能源同時(shí)出力，均基于上年末累計(jì)裝機(jī)計(jì)算，主要考慮到我國(guó)電源每年新增裝機(jī)集中在下半年至四季度，對(duì)當(dāng)年電力供給影響不大）和當(dāng)年電力負(fù)荷，我們測(cè)算估計(jì)：
1.2024年全國(guó)傳統(tǒng)電源最小出力+新能源同時(shí)出力或首次超過(guò)平均負(fù)荷。其中，2024年傳統(tǒng)電源改造前最小出力我們估計(jì)為775GW，新能源同時(shí)最大出力我們估計(jì)為454GW，合計(jì)電力供給1229GW，將超過(guò)系統(tǒng)平均負(fù)荷我們估計(jì)為1190GW。從全國(guó)新能源并網(wǎng)消納數(shù)據(jù)來(lái)看，2019-23年風(fēng)光基本維持在97~98%，1H24跌落至96~97%，2月春節(jié)期間首次跌破95%；從這個(gè)角度看，今年放開(kāi)新能源消納率95%紅線也有其背后的電力系統(tǒng)日內(nèi)不平衡壓力所在。
2.2027年全國(guó)傳統(tǒng)電源最小出力+新能源同時(shí)出力或首次超過(guò)最高負(fù)荷。其中，2027年傳統(tǒng)電源改造前最小出力我們估計(jì)為890GW，新能源同時(shí)最大出力我們估計(jì)為970GW，合計(jì)電力供給1860GW，將超過(guò)系統(tǒng)最大負(fù)荷我們估計(jì)為1704GW。十五五期間，我們或面臨傳統(tǒng)電源供給增長(zhǎng)維持、新能源供給增長(zhǎng)加速，競(jìng)爭(zhēng)邊際減速的新增負(fù)荷增長(zhǎng)，電力日內(nèi)不平衡矛盾或顯著加劇，勢(shì)必帶來(lái)消納的矛盾。
新型電力系統(tǒng)如何增加系統(tǒng)靈活性以解決短時(shí)平衡挑戰(zhàn)
正如我們前面所討論的，新能源高同步率、低利用小時(shí)、出力不可控的特性將使得電力系統(tǒng)的日內(nèi)不平衡隨著新能源滲透率的提升而持續(xù)放大，電力供需在過(guò)剩與緊缺之間反復(fù)震蕩。為實(shí)現(xiàn)新能源消納以確保實(shí)現(xiàn)能源轉(zhuǎn)型和碳達(dá)峰目標(biāo)，我們認(rèn)為通過(guò)建立新型電力系統(tǒng)，挖掘和調(diào)動(dòng)電力系統(tǒng)中更多需求向上、供給向下的靈活性，將為新能源發(fā)展打開(kāi)空間。其中我們通過(guò)“資源量，成本，技術(shù)，商業(yè)模式”等多個(gè)維度對(duì)供給側(cè)，煤電深調(diào)、抽水蓄能、煤電啟停等靈活性進(jìn)行分析，預(yù)計(jì)最終新型電力系統(tǒng)在2030年在三種不同情景下將分別提供210GW（悲觀）、367GW（基準(zhǔn)）、611GW（樂(lè)觀）的新能源每年消納空間。
電力負(fù)荷的增長(zhǎng)為新能源裝機(jī)提供了基礎(chǔ)消納空間，此外電力系統(tǒng)中主要的系統(tǒng)靈活性可以來(lái)自煤電靈活性改造、抽水蓄能、電化學(xué)儲(chǔ)能、充電樁、負(fù)荷管理等資源。我們對(duì)上述靈活性資源從資源量和度電成本角度進(jìn)行估算，構(gòu)成如下的系統(tǒng)靈活性資源成本曲線。總結(jié)而言，充電樁、煤電深度調(diào)峰、抽水蓄能三類(lèi)資源成本相對(duì)更低，分別為0.03、0.12、0.15元/kwh，但資源量亦受限（如充電樁取決于電動(dòng)車(chē)發(fā)展，我們估算到2030年累計(jì)資源量208GW；煤電深度調(diào)峰取決于煤電裝機(jī)，靈活性改造有望合計(jì)帶來(lái)資源量309GW；抽水蓄能取決于地理資源，資源量135GW）；煤電啟停調(diào)峰和負(fù)荷管理成本相對(duì)較高，分別為0.33、0.41元/kwh，但資源量相對(duì)更充分（如煤電啟停調(diào)峰若實(shí)現(xiàn)可額外釋放464GW靈活性資源，負(fù)荷管理按最高負(fù)荷的10%可達(dá)到187GW）；電化學(xué)儲(chǔ)能是資源量最不受限的靈活性資源，但當(dāng)前成本受制于電池成本以及充放電次數(shù)偏高，或達(dá)0.63元/kwh，遠(yuǎn)期成本有望優(yōu)化至0.25元/kwh從而打開(kāi)更大應(yīng)用空間。
我們基于【新能源消納空間=（電力負(fù)荷–傳統(tǒng)電源最小出力+電力系統(tǒng)靈活性空間）/新能源最大同步率】，對(duì)新能源未來(lái)裝機(jī)空間及實(shí)現(xiàn)所需的靈活性資源量進(jìn)行判斷。其中，如充分完成供給側(cè)靈活性，系統(tǒng)將增加52GW的靈活性資源（抽蓄+火電最小出力下降），實(shí)現(xiàn)每年光伏維持218GW增長(zhǎng)至2026-27年前后；如充分實(shí)現(xiàn)需求側(cè)靈活性，系統(tǒng)將增加317GW的靈活性資源，實(shí)現(xiàn)光伏維持218GW年增長(zhǎng)至2030年；2030年后，隨著電化學(xué)儲(chǔ)能造價(jià)下降、利用率提升，我們預(yù)計(jì)儲(chǔ)能度電成本降至0.3元/度以下實(shí)現(xiàn)平價(jià)，電化學(xué)儲(chǔ)能裝機(jī)的增長(zhǎng)將使得光伏裝機(jī)不再受到日內(nèi)平衡限制，實(shí)現(xiàn)新能源發(fā)展2.0時(shí)代邁進(jìn)。
1、 通過(guò)充分調(diào)動(dòng)煤電深度調(diào)峰以及抽水蓄能資源，可以將光伏同時(shí)出力超過(guò)消納空間（電力負(fù)荷與傳統(tǒng)電源最小出力之差）的時(shí)間點(diǎn)從2024-25年推后至2026-27年；
2、 進(jìn)一步通過(guò)調(diào)動(dòng)需求側(cè)靈活性資源（包括充電樁、工業(yè)等負(fù)荷響應(yīng)），可以進(jìn)一步提升新能源的系統(tǒng)裝機(jī)的容納能力，使得消納瓶頸發(fā)生時(shí)間推遲到2030年；
3、從總量角度來(lái)看，以2030年為節(jié)點(diǎn)，我們估算電力系統(tǒng)的日內(nèi)平衡為：平均負(fù)荷1558GW，傳統(tǒng)能源最小出力合計(jì)707GW（其中煤電通過(guò)深調(diào)改造實(shí)現(xiàn)最小出力壓降到30%），疊加用戶側(cè)靈活性資源累計(jì)開(kāi)發(fā)317GW（負(fù)荷管理+充電樁響應(yīng)），供給側(cè)抽蓄靈活性資源開(kāi)發(fā)114GW，考慮到光伏發(fā)電同步率高、對(duì)系統(tǒng)消納空間的占用更大，我們基于光伏同時(shí)出力60%假設(shè)，基于【新能源消納空間 = （電力負(fù)荷 – 傳統(tǒng)電源最小出力 + 電力系統(tǒng)靈活性空間） / 新能源最大同步率】計(jì)算，對(duì)應(yīng)系統(tǒng)對(duì)光伏消納空間2136GW，對(duì)應(yīng)光伏在2023年末累計(jì)裝機(jī)609GW的基礎(chǔ)上，還可以~218GW/年的安裝節(jié)奏增長(zhǎng)至2030年，維持近兩年較為可觀的年新增裝機(jī)規(guī)模。
4、 上述靈活性資源的調(diào)度，將為潛力更大但成本更高或技術(shù)尚待攻克的靈活性資源如電化學(xué)儲(chǔ)能和煤電（極）熱態(tài)啟停調(diào)峰的降本和技術(shù)成熟爭(zhēng)取時(shí)間。2030年后新能源開(kāi)發(fā)能否延續(xù)當(dāng)前節(jié)奏將更加依賴(lài)儲(chǔ)能降本幅度和煤電啟停能力的突破。
我們預(yù)計(jì)新型電力系統(tǒng)通過(guò)實(shí)現(xiàn)新能源發(fā)電滲透率提升，電源側(cè)發(fā)電成本的下降可以較為充分的抵消新能源消納成本的增長(zhǎng)以及其他費(fèi)用（如容量電費(fèi)、輸配電價(jià)）的增長(zhǎng)。我們預(yù)計(jì)從2023年到2030年，風(fēng)光發(fā)電滲透率的提升（從~16%提升至~34%），疊加各類(lèi)電源的投資和燃料成本優(yōu)化，我國(guó)電源側(cè)的平均發(fā)電成本有望下降9.5分/度；而調(diào)峰成本方面，我們考慮調(diào)峰電量占比從~10%提升至~12%，隨著調(diào)峰資源調(diào)用成本從低到高遞進(jìn)，攤薄后度電調(diào)峰成本從0.4分/度提升至1.2分/度，累計(jì)增加0.7分/度；容量成本方面，我們考慮針對(duì)抽水蓄能以及煤電的容量電價(jià)，預(yù)計(jì)2023-30年度電容量電費(fèi)提升2.2分/度；輸配電價(jià)我們考慮電網(wǎng)投資的增長(zhǎng)，預(yù)計(jì)在2023-30年內(nèi)累計(jì)提升0.9分/度。綜上而言，我們預(yù)計(jì)供電成本（電源成本+調(diào)峰成本+容量成本+輸配電成本）合計(jì)有望從2023年的0.617元/度下降0.057元/度至0.561元/度。（詳見(jiàn)我們于2023年12月1日發(fā)布的《能源轉(zhuǎn)型系列報(bào)告-但問(wèn)路在何方》）
應(yīng)對(duì)短時(shí)平衡問(wèn)題：充分調(diào)動(dòng)源側(cè)、荷側(cè)靈活性資源
從中外對(duì)比來(lái)看我國(guó)靈活性資源現(xiàn)狀和可能的提升路徑
海外高新能源滲透率地區(qū)如何應(yīng)對(duì)靈活性不足的問(wèn)題？負(fù)電價(jià)的頻繁出現(xiàn)是電力系統(tǒng)整體供過(guò)于求或者日內(nèi)不平衡加劇（靈活性資源）不足的一種顯性的體現(xiàn)。我們認(rèn)為，在電力市場(chǎng)化的國(guó)家或者區(qū)域，負(fù)電價(jià)意味著機(jī)組倒貼錢(qián)賣(mài)電，會(huì)出現(xiàn)這樣的情況意味著：1. 機(jī)組降產(chǎn)出或者負(fù)荷提升的機(jī)會(huì)成本高于負(fù)電價(jià)本身，或相應(yīng)的反饋機(jī)制、調(diào)節(jié)技術(shù)不完善，導(dǎo)致機(jī)組和負(fù)荷出力無(wú)法靈活響應(yīng)負(fù)電價(jià)；2. 機(jī)組有賣(mài)電價(jià)格以外的收益機(jī)制，使得其在負(fù)電價(jià)時(shí)段的綜合收益并不為負(fù)，有持續(xù)發(fā)電的激勵(lì)。我們橫向?qū)Ρ任覈?guó)和歐洲各國(guó)的市場(chǎng)情況可以看到，我國(guó)日內(nèi)供需靈活性資源不足正在導(dǎo)致新能源消納瓶頸出現(xiàn)早于海外國(guó)家，我國(guó)新型電力系統(tǒng)的轉(zhuǎn)型需求更為迫切。
1.歐洲內(nèi)部對(duì)比可以明顯看到，光伏滲透率高的電力市場(chǎng)更容易出現(xiàn)負(fù)電價(jià)。以2023年為例，歐洲部分國(guó)家全年負(fù)電價(jià)小時(shí)數(shù)從高到低分別為德國(guó)301小時(shí)、丹麥280小時(shí)、法國(guó)149小時(shí)、瑞士75小時(shí)、愛(ài)爾蘭49小時(shí)，與上述國(guó)家的光伏滲透率由高到低（德國(guó)12%、丹麥10%、法國(guó)4%、瑞士8%、愛(ài)爾蘭1%）基本對(duì)應(yīng)，其中法國(guó)由于無(wú)靈活性的核電占比高，在低新能源滲透率的情況下引發(fā)了更高頻的負(fù)電價(jià)情況。
2.對(duì)比我國(guó)和歐洲，以山東電力市場(chǎng)為例在較低的光伏滲透率下出現(xiàn)了成倍于歐洲的負(fù)電價(jià)頻次，或側(cè)面反映出日內(nèi)供需靈活性資源尚未得到充分的挖掘。我們以2023年山東電力市場(chǎng)表現(xiàn)為例，全年山東光伏滲透率10%，較德國(guó)低2pct，而全年電力日前市場(chǎng)負(fù)電價(jià)小時(shí)數(shù)我們估算達(dá)到了747小時(shí)，為德國(guó)的1.5倍。
3.我們認(rèn)為造成國(guó)內(nèi)電力日內(nèi)靈活性不足、負(fù)電價(jià)更頻發(fā)的可能原因包括：1）電力供給側(cè)靈活性不足，2023年德國(guó)傳統(tǒng)電源90.5GW裝機(jī)中氣電占到38%，而山東123.7GW傳統(tǒng)電源裝機(jī)中氣電不到1%。2）電力需求側(cè)靈活性不足，根據(jù)TenneT，2020年德國(guó)13%的負(fù)荷參與各類(lèi)負(fù)荷管理機(jī)制，其中~30%已得到實(shí)際調(diào)度，相當(dāng)于負(fù)荷管理占負(fù)荷的~4%，國(guó)內(nèi)負(fù)荷管理機(jī)制還在較為早期；3）新能源發(fā)電在負(fù)電價(jià)時(shí)段的負(fù)反饋不足，一方面德國(guó)可再生能源法（EEG）允許在分布式光伏返送電網(wǎng)出力超過(guò)其容量的70%時(shí)由電網(wǎng)限制其返送功率，且根據(jù)德國(guó)聯(lián)邦網(wǎng)絡(luò)局分布式光伏配儲(chǔ)率2023年已經(jīng)達(dá)到78%，分布式自發(fā)調(diào)峰能力更高；另一方面德國(guó)限制了新能源在以負(fù)電價(jià)賣(mài)電超過(guò)4小時(shí)后的度電補(bǔ)貼額度，進(jìn)一步削弱了新能源電站在負(fù)電時(shí)段的發(fā)電積極性。而國(guó)內(nèi)無(wú)論是分布式配儲(chǔ)率還是機(jī)制上均與德國(guó)情況差異較大。以上幾點(diǎn)也為我國(guó)電力日內(nèi)靈活性的發(fā)展方向提供了一些指引。
結(jié)合我國(guó)國(guó)情和各項(xiàng)靈活性資源的發(fā)展?jié)摿Γ覀冋J(rèn)為具備“量大管飽”屬性的靈活性資源主要包括：供給側(cè)向下靈活性主要來(lái)自煤電改造（包括30%深度調(diào)峰，以及極熱態(tài)/熱態(tài)啟停）、以及抽水蓄能；需求側(cè)向上靈活性可以來(lái)自充電樁和大工業(yè)等負(fù)荷管理；此外各類(lèi)新型儲(chǔ)能技術(shù)可以提供向上以及向下靈活性。我們根據(jù)靈活性資源響應(yīng)速度、維持時(shí)間、資源量、調(diào)度成本四維度對(duì)上述資源進(jìn)行對(duì)比和排序：
1.新型儲(chǔ)能技術(shù)（以鋰離子儲(chǔ)能為代表）當(dāng)前由于電池造價(jià)高、調(diào)用率低等因素，電化學(xué)儲(chǔ)能度電成本我們估算在0.43~0.63元/度，在各類(lèi)靈活性資源中偏高，但作為靈活性資源新型儲(chǔ)能具備響應(yīng)快、持續(xù)時(shí)間長(zhǎng)、資源潛力不受限等明顯的優(yōu)勢(shì)，這也意味著儲(chǔ)能若實(shí)現(xiàn)進(jìn)一步技術(shù)降本至0.3元/度以下（我們測(cè)算認(rèn)為隨著利用率提升、配儲(chǔ)時(shí)長(zhǎng)提升、單位投資成本降低，電化學(xué)儲(chǔ)能度電成本有望下降至0.25元/度），將成為中長(zhǎng)期主力的靈活性資源；
2.抽水蓄能和充電樁響應(yīng)綜合優(yōu)勢(shì)其次，其中充電樁響應(yīng)具備低成本（僅0.03元/度，幾乎無(wú)額外成本）、快響應(yīng)優(yōu)勢(shì)，但劣勢(shì)在于可維持時(shí)間較短（尤其是快充）；而抽水蓄能在各維度表現(xiàn)均屬中上（響應(yīng)成本0.15元/度）、主要限制在于總資源潛力受地理?xiàng)l件制約；
3.煤電靈活性整體響應(yīng)速度偏慢，中時(shí)（日內(nèi)、多日）靈活性?xún)r(jià)值更大，其中煤電深度調(diào)峰成本具備優(yōu)勢(shì)（約0.12元/度），但總體資源量最小（新增煤電機(jī)組的最小出力還會(huì)消耗系統(tǒng)中的靈活性資源）；煤電啟停調(diào)峰資源量可觀，主要限制在于技術(shù)成熟度和安全性仍待產(chǎn)業(yè)實(shí)踐檢驗(yàn)，此外啟停調(diào)峰過(guò)程中維持并網(wǎng)狀態(tài)以及重新啟動(dòng)過(guò)程均會(huì)帶來(lái)額外汽耗油耗、煤耗以及系統(tǒng)損耗，顯性和隱性成本在各靈活性資源中偏高（高于0.3元/度）。
4.需求側(cè)尤其是工業(yè)負(fù)荷響應(yīng)資源潛力可觀、與充電響應(yīng)相當(dāng)，但工業(yè)負(fù)荷響應(yīng)目前在響應(yīng)速度和響應(yīng)成本上市場(chǎng)爭(zhēng)議較大。主要由于工業(yè)負(fù)荷一般較為穩(wěn)定，變負(fù)荷響應(yīng)涉及到對(duì)工業(yè)生產(chǎn)既定流程的調(diào)整，因此前后準(zhǔn)備時(shí)間較長(zhǎng)、響應(yīng)速度較慢、用戶側(cè)需要額外激勵(lì)；此外由于系統(tǒng)負(fù)荷變化對(duì)產(chǎn)品生產(chǎn)反應(yīng)過(guò)程的影響限制了其負(fù)荷管理可以維持的時(shí)間，我們估算其響應(yīng)成本在0.41元/度上下（具體區(qū)間取決于響應(yīng)維持時(shí)長(zhǎng)，具體測(cè)算詳見(jiàn)下一章節(jié)）。
下文，我們將對(duì)上述靈活性資源的實(shí)現(xiàn)機(jī)理、政策支持、資源空間以及成本估算分別進(jìn)行討論。
供給側(cè)：火電深調(diào)改造政策升級(jí)，目標(biāo)到2027年存量煤機(jī)“應(yīng)改盡改”
煤電機(jī)組通過(guò)靈活性改造可以實(shí)現(xiàn)對(duì)最小出力的壓降，從而釋放相當(dāng)于額定功率的20%的向下調(diào)峰資源。根據(jù)中電聯(lián)，傳統(tǒng)煤電機(jī)組在不經(jīng)由改造的情況下一般具備最小出力降至50~60%（純凝機(jī)組）和75~85%（冬季熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組），經(jīng)靈活性改造后可最小出力可以進(jìn)一步壓降至30~35%（純凝機(jī)組）和40~50%（熱電聯(lián)供機(jī)組），從而釋放靈活性空間。其中，純凝機(jī)組的最小出力取決于鍋爐燃燒穩(wěn)定性以及汽輪機(jī)和主要輔機(jī)的適應(yīng)性，需要進(jìn)行多項(xiàng)靈活性技術(shù)改造以保證降負(fù)荷過(guò)程中的安全性和高效性，包括但不限于：1）燃料供應(yīng)系統(tǒng)（磨煤機(jī)）運(yùn)行振動(dòng)、高溫、安全性等改造；2）鍋爐送風(fēng)機(jī)失速、喘振等安全問(wèn)題解決；3）爐膛低負(fù)荷不投油穩(wěn)燃技術(shù)升級(jí)；4）煙氣處理旁路改造，解決低負(fù)荷脫硝反應(yīng)效率下降等環(huán)保問(wèn)題改造；5）發(fā)電機(jī)和汽輪機(jī)頻繁負(fù)荷變化帶來(lái)機(jī)械性能和金屬疲勞問(wèn)題等。此外，若要進(jìn)一步實(shí)現(xiàn)最小出力降至30%以下，則還需涉及煤電機(jī)組的干濕態(tài)轉(zhuǎn)換，由于操作變化和耗時(shí)較長(zhǎng)，目前應(yīng)用案例相對(duì)較少。而熱電聯(lián)產(chǎn)靈活性改造則主要涉及蓄熱調(diào)峰技術(shù)等，若進(jìn)行熱電解耦改造則可以將最小出力壓降至40%以下。
若進(jìn)一步推動(dòng)煤電啟停調(diào)峰，煤電實(shí)現(xiàn)“日內(nèi)熱啟停”，則有望進(jìn)一步釋放相當(dāng)于額定功率的30%的向下調(diào)峰資源。以上煤電靈活性改造可以釋放火電機(jī)組出力從50%名義功率向30%名義功率壓降帶來(lái)的約20%輸出功率靈活性空間，而煤電啟停調(diào)峰則可以進(jìn)一步釋放從30%名義功率向0%名義功率壓降帶來(lái)的約30%輸出功率靈活性空間。與往常的印象不同，煤電廠不僅可以通過(guò)冷啟停實(shí)現(xiàn)跨周度、月度、季度的長(zhǎng)時(shí)靈活性能力，日度極熱態(tài)、熱態(tài)啟停從技術(shù)能力和海外實(shí)踐來(lái)看也具備可行性。根據(jù)電聯(lián)新媒，與冷態(tài)啟停相比，熱態(tài)啟停一方面響應(yīng)速度更快（鍋爐還有1000多度，可以在半小時(shí)內(nèi)實(shí)現(xiàn)啟動(dòng)到并網(wǎng)；而冷態(tài)啟動(dòng)需要9~10小時(shí)），另一方面設(shè)計(jì)壽命更長(zhǎng)（由于冷啟停使得金屬經(jīng)受低溫到高溫膨脹引起金屬疲勞，導(dǎo)致一般鍋爐設(shè)計(jì)壽命內(nèi)僅允許承受上百次冷態(tài)啟停，而熱啟停次數(shù)可支撐數(shù)千次）。
頂層設(shè)計(jì)看煤電靈活性改造從十三五啟動(dòng)、十四五加碼、十五五收官。我們梳理國(guó)內(nèi)火電靈活性改造政策脈絡(luò)和目前實(shí)際進(jìn)展，可以看到火電靈活性改造在十三五期間啟動(dòng)試點(diǎn)，但實(shí)際改造低于預(yù)期；十四五改造目標(biāo)提速，并且提前完成；預(yù)計(jì)到十五五期間2027年是存量煤電靈活性改造“應(yīng)改盡改”的最后期限。
1.十三五期間：2016年6月由國(guó)家能源局首次提出“啟動(dòng)提升火電靈活性改造示范試點(diǎn)工作”，針對(duì)可再生能源消納問(wèn)題較為突出地區(qū)的15個(gè)典型項(xiàng)目進(jìn)行靈活性改造試點(diǎn)，目標(biāo)效果熱電機(jī)組最低負(fù)荷壓降至40~50%，純凝機(jī)組壓降至30~35%。隨即，在2016年末國(guó)家發(fā)改委、能源局出臺(tái)的《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》 中首次給出靈活性改造規(guī)模目標(biāo)：“十三五”期間“三北”地區(qū)熱電機(jī)組靈活性改造約 1.33 億千瓦，純凝機(jī)組改造約 8200 萬(wàn)千瓦；其它地區(qū)純凝機(jī)組改造約 450 萬(wàn)千瓦；改造完成后，增加調(diào)峰能力4600 萬(wàn)千瓦，其中“三北”地區(qū)增加 4500 萬(wàn)千瓦；其他地區(qū)增加100萬(wàn)千瓦。2018年3月國(guó)家發(fā)改委、能源局在《關(guān)于提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的指導(dǎo)意見(jiàn)》中再次重申了上述改造目標(biāo)。到2020年，全國(guó)煤電靈活性改造實(shí)際完成不到7000萬(wàn)千瓦，目標(biāo)完成率僅50%。
2.十四五期間：火電靈活性改造政策要求提速， 2021年11月國(guó)家發(fā)改委、能源局在《全國(guó)煤電機(jī)組改造升級(jí)實(shí)施方案》首次提出存量煤電“應(yīng)改盡改”，首次提出十四五目標(biāo)完成 2 億千瓦，增加系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力 3000—4000 萬(wàn)千瓦；上述目標(biāo)在2023年9月國(guó)家發(fā)改委能源局《關(guān)于加強(qiáng)新形勢(shì)下電力系統(tǒng)穩(wěn)定工作的指導(dǎo)意見(jiàn)》再次重申。2021-23年全國(guó)煤電靈活性改造完成3億千瓦以上，提前完成十四五目標(biāo)并填上了十三五目標(biāo)缺口。此后，在2024年2月，國(guó)家發(fā)改委、能源局在《關(guān)于加強(qiáng)電網(wǎng)調(diào)峰儲(chǔ)能和智能化調(diào)度能力建設(shè)的指導(dǎo)意見(jiàn)》中首次明確存量煤電“應(yīng)改盡改”的時(shí)間期限為2027年，此外對(duì)于改造后的最低負(fù)荷率要求純凝機(jī)組從此前的30~35%首次提出壓降到30%以下（在新能源占比較高、調(diào)峰能力不足的地區(qū)，在確保安全的前提下進(jìn)行深度調(diào)峰探索）。
基于上述政策目標(biāo)，我們估算全國(guó)煤電機(jī)組每年靈活性改造規(guī)模還將穩(wěn)中有增。我們基于2023年末全國(guó)煤電裝機(jī)11.6億千瓦，在2018年以前建成10億千瓦（根據(jù)電力規(guī)劃設(shè)計(jì)總院，包括十三五后半段和十四五以來(lái)建成煤電項(xiàng)目多數(shù)已經(jīng)考慮靈活性運(yùn)行需要，我們假設(shè)無(wú)需額外進(jìn)行改造），其中我們結(jié)合電規(guī)院和國(guó)家能源局披露歷年數(shù)據(jù)估算已累計(jì)完成改造3.7億千瓦，意味著2024-27年還需完成累計(jì)6.4億千瓦、年均1.6億千瓦的煤電機(jī)組靈活性改造，以實(shí)現(xiàn)到2027年“應(yīng)改盡改”的政策目標(biāo)。基于2022/23年全國(guó)每年實(shí)際改造1.6、1.1億千瓦，意味著未來(lái)幾年整體改造節(jié)奏起碼持平、甚至略有加速。（上述計(jì)算暫未考慮無(wú)法改造的特殊燃料、特殊爐型機(jī)組，且假設(shè)供熱機(jī)組均可進(jìn)行熱電解耦改造降至30%最小出力）。隨著到2027年煤電靈活性改造收官，我們認(rèn)為電力系統(tǒng)中煤電機(jī)組的最小出力有望從2023年末的477GW進(jìn)一步壓降至421GW，釋放56GW的供給側(cè)向下靈活性空間。
針對(duì)煤電日內(nèi)熱啟停調(diào)峰，尚無(wú)相關(guān)政策要求。
從成本角度計(jì)算，煤電深度調(diào)峰成本較低約0.12元/度，基于國(guó)電投和NRDC數(shù)據(jù)靈活性改造資本開(kāi)支100元/千瓦，對(duì)應(yīng)度電折舊增加0.01元/度，以及低負(fù)荷運(yùn)行煤?jiǎn)魏奶嵘?0克標(biāo)煤/度，對(duì)應(yīng)燃料成本增加0.11元/度；煤電熱態(tài)啟停調(diào)節(jié)成本更高約0.33元/度，主要系維持短時(shí)并網(wǎng)狀態(tài)所消耗的煤耗、氣耗等成本。因此，綜合看政策力度和成本水平，煤電深度調(diào)峰是現(xiàn)階段釋放較為確定的供給側(cè)向下靈活性資源，而煤電熱態(tài)啟停調(diào)峰資源量大、釋放節(jié)奏將取決于技術(shù)和示范情況。
供給側(cè)：抽水蓄能穩(wěn)步發(fā)展，2026年后或投產(chǎn)加速
預(yù)計(jì)2025年抽水蓄能裝機(jī)容量較2020年翻一倍、2030較2025年再翻一倍。我國(guó)抽水蓄能電站發(fā)展起步較早，起初主要是為核電站做調(diào)峰配套，到2015年我國(guó)已累計(jì)建成23GW抽水蓄能電站。十三五、十四五期間我國(guó)抽水蓄能相關(guān)政策穩(wěn)步推進(jìn)，2016年11月，國(guó)家能源局《水電發(fā)展十三五規(guī)劃（2016-2020年）》提出到2020年我國(guó)抽水蓄能總裝機(jī)達(dá)到40GW，2018年3月國(guó)家發(fā)改委、能源局《關(guān)于提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的指導(dǎo)意見(jiàn)》中再度重申了上述目標(biāo)，實(shí)際2020年末抽水蓄能完成裝機(jī)31GW，不及政策目標(biāo)，一方面原因可能在于抽水蓄能電站電價(jià)形成機(jī)制不清晰、電價(jià)傳導(dǎo)機(jī)制不順暢。因此，我們?cè)?021年4月看到國(guó)家發(fā)改委發(fā)文《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見(jiàn)》，明確抽水蓄能兩部制電價(jià)政策，且允許其中容量電費(fèi)部分納入電網(wǎng)輸配電價(jià)回收機(jī)制；2021年9月國(guó)家能源局緊接發(fā)文《抽水蓄能中長(zhǎng)期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》，明確到 2025 年抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)模 6200 萬(wàn)千瓦以上、到 2030年投產(chǎn)總規(guī)模 1.2 億千瓦左右的中長(zhǎng)期發(fā)展目標(biāo)（即2025年較2020年翻倍，2030年較2025年再翻倍）。其后我們注意到國(guó)內(nèi)抽水蓄能電站裝機(jī)投產(chǎn)有所加速，根據(jù)華泰公用環(huán)保組2024年8月29日?qǐng)?bào)告《設(shè)備龍頭，將受益于常態(tài)化裝機(jī)增量》追蹤預(yù)計(jì)抽水蓄能投產(chǎn)節(jié)奏將在2026年后開(kāi)始加速。
作為一種電力系統(tǒng)靈活性資源，抽水蓄能具備較低的度電成本（我們根據(jù)水規(guī)院統(tǒng)計(jì)抽水蓄能單位造價(jià)平均5.49元/瓦，度電運(yùn)維0.05元/度，四十年折舊假設(shè)估算，抽水蓄能度電調(diào)峰成本0.15元/度，與火電深調(diào)成本基本處于最低梯隊(duì)），較好的靈活性性能（變負(fù)荷率10~50%/分鐘，僅次于電化學(xué)儲(chǔ)能，好于火電靈活性和工業(yè)負(fù)荷靈活性）和維持時(shí)長(zhǎng)（通過(guò)庫(kù)容和功率比設(shè)計(jì)，調(diào)峰維持時(shí)間可達(dá)8~10小時(shí)，滿足日內(nèi)和多日調(diào)節(jié)需求）。僅在總資源潛力這一方面，抽水蓄能電站的建設(shè)選址受限于地理?xiàng)l件，根據(jù)水規(guī)院預(yù)計(jì)總開(kāi)發(fā)潛力約200GW+，對(duì)應(yīng)電力系統(tǒng)200GW+的供給側(cè)向下靈活性調(diào)節(jié)能力。
需求側(cè)：充電樁響應(yīng)和大工業(yè)等負(fù)荷管理靈活性資源潛力可觀
除了上述供給側(cè)靈活性資源，我們參考海外歐洲市場(chǎng)靈活性機(jī)制發(fā)展歷程，可以預(yù)期負(fù)荷側(cè)靈活性也有望在電力系統(tǒng)靈活性當(dāng)中扮演一定的角色。根據(jù)落基山研究所，TenneT歐洲輸電系統(tǒng)運(yùn)營(yíng)商聯(lián)盟統(tǒng)計(jì)顯示，2020年歐洲6個(gè)典型國(guó)家工業(yè)中，英國(guó)、荷蘭和比利時(shí)的工業(yè)需求響應(yīng)潛力可以達(dá)到最高負(fù)荷的17%、西班牙、德國(guó)可以達(dá)到13%，法國(guó)也有10%。從實(shí)際參與需求響應(yīng)的情況來(lái)看，目前英國(guó)、法國(guó)、荷蘭的需求響應(yīng)實(shí)際參與量已開(kāi)發(fā)至潛力的60%左右，而德國(guó)和西班牙的開(kāi)發(fā)程度相對(duì)較低也有30%和40%。電力負(fù)荷可以通過(guò)負(fù)荷中斷、負(fù)荷削減實(shí)現(xiàn)新能源出力不足時(shí)的負(fù)荷側(cè)向下靈活性，或者通過(guò)負(fù)荷轉(zhuǎn)移實(shí)現(xiàn)新能源大發(fā)時(shí)的負(fù)荷側(cè)向上靈活性調(diào)節(jié)，是具備較大潛力的資源。歐洲電力系統(tǒng)中配電網(wǎng)密度和占比更高，且發(fā)電和用電市場(chǎng)化改革更早，需求側(cè)靈活性資源已經(jīng)得到一定程度應(yīng)用，為我國(guó)需求側(cè)靈活性資源開(kāi)發(fā)提供了對(duì)標(biāo)的窗口。
十四五以來(lái)我國(guó)推動(dòng)需求側(cè)靈活性相關(guān)政策強(qiáng)度、頻度明顯提升。2015年4月中共中央國(guó)務(wù)院電改“九號(hào)文”（《關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見(jiàn)》）中首次提出“積極開(kāi)展電力需求側(cè)管理和能效管理”，同年11月國(guó)家發(fā)改委、能源發(fā)布配套文件《關(guān)于有序放開(kāi)發(fā)用電計(jì)劃的實(shí)施意見(jiàn)》中首次提出“逐步形成占最大用電負(fù)荷3%左右的需求側(cè)機(jī)動(dòng)調(diào)峰能力”。2022年3月國(guó)家發(fā)改委、能源局《十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》中進(jìn)一步明確需求側(cè)響應(yīng)重點(diǎn)推進(jìn)行業(yè)（電解鋁、鐵合金、多晶硅等電價(jià)敏感型高載能負(fù)荷）并上調(diào)資源開(kāi)發(fā)目標(biāo)（力爭(zhēng)到2025年，電力需求側(cè)響應(yīng)能力達(dá)到最大負(fù)荷的3%～5%；其中華東、華中、南方等地區(qū)達(dá)到最大負(fù)荷的5%左右）。2024年7月《加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng)行動(dòng)方案（2024-2027）》中需求側(cè)靈活性目標(biāo)再度加強(qiáng)，要求到2027年，實(shí)現(xiàn)典型地區(qū)需求側(cè)響應(yīng)能力達(dá)到最大用電負(fù)荷的5%或以上（原目標(biāo)3~5%）、著力推動(dòng)具備條件的典型地區(qū)需求側(cè)響應(yīng)能力達(dá)到最大用電負(fù)荷的10%左右（原目標(biāo)5%左右，從前述歐洲案例可以看到，這個(gè)目標(biāo)是在可實(shí)現(xiàn)范圍內(nèi)的）。另一方面提到，要充分利用電動(dòng)汽車(chē)儲(chǔ)能資源，全面推廣智能有序充電，研究完善電動(dòng)汽車(chē)充電分時(shí)電價(jià)政策，推動(dòng)電動(dòng)汽車(chē)參與電力系統(tǒng)互動(dòng)。
我國(guó)需求側(cè)充電樁響應(yīng)、大工業(yè)等負(fù)荷管理靈活性資源具備可觀空間。從理論潛力來(lái)看，根據(jù)能源局?jǐn)?shù)據(jù)，我們以中國(guó)夏季、冬季典型日負(fù)荷曲線估算，峰谷差約21~23%，峰平負(fù)荷差約9~10%，平谷負(fù)荷差約13~16%，其中在工業(yè)大省24小時(shí)負(fù)荷曲線相對(duì)更為平坦，而三產(chǎn)大省午高峰晚深谷特征更加突出，需求側(cè)靈活性資源尚有空間可以挖掘。
1.充電樁：隨著中國(guó)新能源電動(dòng)車(chē)保有量快速提升，供需靈活性資源將自然增長(zhǎng)。電動(dòng)車(chē)充電是推高我國(guó)電力需求和最高負(fù)荷的一股新力量。電動(dòng)車(chē)充電作為一種頻率和同時(shí)率較為規(guī)律的電力需求形式（以上海為例，根據(jù)NRDC統(tǒng)計(jì)，2022年接近40%的新能源私家車(chē)每周充電一次，接近30%的私家車(chē)每周充電兩次，平均數(shù)為每周充電1.8次；此外，新能源出租車(chē)充電時(shí)間分布在中午11~16點(diǎn)較為平均，同時(shí)充電率接近6%，而新能源私家車(chē)在晚間22點(diǎn)同時(shí)充電率達(dá)到14%），通過(guò)分時(shí)電價(jià)、有序用電等機(jī)制引導(dǎo)可以改變電動(dòng)車(chē)充電時(shí)段分布，從而為電力系統(tǒng)貢獻(xiàn)可觀的需求側(cè)向上和向下靈活性。我們以新能源車(chē)保有量、充電頻率、同時(shí)充電率和充電樁功率進(jìn)行估算，預(yù)計(jì)2025/30年我國(guó)新能源車(chē)同時(shí)充電帶動(dòng)的電力負(fù)荷為53GW/208GW，單年增長(zhǎng)分別15GW/42GW，這部分電力負(fù)荷通過(guò)有效的電價(jià)機(jī)制有望成為電力需求側(cè)靈活性資源。若分時(shí)電價(jià)機(jī)制引導(dǎo)充電同時(shí)率進(jìn)一步提升，則有望進(jìn)一步使得靈活性資源量增長(zhǎng)。
2.大工業(yè)：中國(guó)較海外更高的二產(chǎn)用電占比帶來(lái)更為客觀的工業(yè)負(fù)荷靈活性資源潛力。與海外發(fā)達(dá)國(guó)家相比，我國(guó)二產(chǎn)用電占比更為突出（以2023年為例占全部用電量的66%，vs歐美國(guó)家一般至多30~45%），其中四大高耗能產(chǎn)業(yè)占工業(yè)用電比重達(dá)到41%（有色、黑色、化工、建材分別貢獻(xiàn)13%、11%、10%、7%），而二產(chǎn)高耗能企業(yè)具備較強(qiáng)的電價(jià)敏感度，因此通過(guò)有效的電價(jià)信號(hào)引導(dǎo)工業(yè)負(fù)荷率調(diào)節(jié)有望帶動(dòng)可觀的工業(yè)負(fù)荷靈活性潛力。根據(jù)RMI統(tǒng)計(jì)分析，在政策、技術(shù)、補(bǔ)貼等理想條件下，各主要工業(yè)產(chǎn)業(yè)的負(fù)荷管理響應(yīng)潛力約為其最大負(fù)荷的紡織行業(yè)~35%、電解鋁~22%、鋼鐵~20%、水泥/玻璃/設(shè)備20%+；此外根據(jù)電科院，商業(yè)樓宇暖通空調(diào)設(shè)備、照明設(shè)備等也可提供約為其最高負(fù)荷的25%的負(fù)荷管理潛力。目前由于缺乏可持續(xù)的商業(yè)模式和經(jīng)濟(jì)激勵(lì)、工業(yè)生產(chǎn)設(shè)備信息化程度不足、技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)缺失等，工業(yè)側(cè)靈活性資源開(kāi)發(fā)尚不充分且較難以計(jì)量。我們基于政策目標(biāo)估算，若我國(guó)負(fù)荷管理（需求側(cè)響應(yīng)）2025/27/30年分別達(dá)到最大負(fù)荷的3%/5%/10%，對(duì)應(yīng)靈活性資源總量釋放2025/30年累計(jì)46GW/187GW，單年新增量17GW/37GW。
從成本角度來(lái)說(shuō)，充電樁優(yōu)勢(shì)最為明顯，工業(yè)負(fù)荷調(diào)節(jié)成本取決于響應(yīng)維持時(shí)長(zhǎng)。一般電力負(fù)荷管理的成本包含初始技術(shù)投資、響應(yīng)者機(jī)會(huì)成本、組織者實(shí)施成本。對(duì)于電動(dòng)汽車(chē)而言，充電樁一般都已具備基本測(cè)量和通信功能，無(wú)額外初始技術(shù)投資成本，且有序充電僅通過(guò)影響用戶行為實(shí)現(xiàn)無(wú)機(jī)會(huì)成本，若通過(guò)第三方聚合商進(jìn)行響應(yīng)管理，根據(jù)NRDC數(shù)據(jù)，我們假設(shè)組織者實(shí)施成本為聚合商平臺(tái)建設(shè)成本約500元/樁幾乎可以忽略不計(jì)，我們按私家車(chē)慢充7kW功率、每周調(diào)峰0.5次計(jì)算對(duì)應(yīng)度電成本僅0.03元/度，對(duì)于營(yíng)運(yùn)車(chē)高頻快充來(lái)說(shuō)度電成本可能更低。若采用V2G充電樁價(jià)格，則單樁價(jià)格為是普通充電樁的2-3倍，根據(jù)RMI目前來(lái)看V2G仍在試點(diǎn)應(yīng)用階段，具備V2G功能的充電樁僅占全部的0.025%，我們預(yù)計(jì)成本相對(duì)較低的有序充電模式將是現(xiàn)階段充電樁負(fù)荷管理的主要形式。對(duì)于工業(yè)負(fù)荷而言，我們假設(shè)適應(yīng)負(fù)荷側(cè)響應(yīng)所需的生產(chǎn)設(shè)備信息化、自動(dòng)化及智能化改造成本根據(jù)RMI和NRDC在200~400元/kw之間，基于單次調(diào)峰響應(yīng)時(shí)長(zhǎng)0.5~4小時(shí)不等，對(duì)應(yīng)調(diào)峰成本是0.1~0.8元/度之間，可見(jiàn)工業(yè)負(fù)荷響應(yīng)的成本主要取決于調(diào)峰行為可維持的時(shí)間，而這進(jìn)一步取決于工業(yè)負(fù)荷本身的生產(chǎn)工序特征，以及生產(chǎn)安全、生產(chǎn)質(zhì)量等因素對(duì)工業(yè)負(fù)荷變化的外部約束，此外工業(yè)負(fù)荷靈活性響應(yīng)較長(zhǎng)的前后準(zhǔn)備和恢復(fù)時(shí)間（根據(jù)RMI，需要0.5~1hr，對(duì)應(yīng)2~3%的變負(fù)荷率）也使得工業(yè)靈活性更適合中時(shí)、長(zhǎng)時(shí)而無(wú)法滿足短時(shí)靈活性需求。我們以電解鋁和鋼鐵為例：
1.以電解鋁為例，根據(jù)RMI，電解鋁負(fù)荷包括主要生產(chǎn)負(fù)荷（占電解鋁總負(fù)荷的75~90%，其中鋁電解槽占生產(chǎn)負(fù)荷的80%，是負(fù)荷主要來(lái)源）、安全保障負(fù)荷（3~10%）和輔助生產(chǎn)負(fù)荷（5~10%）。電解鋁生產(chǎn)在持續(xù)穩(wěn)定電流供應(yīng)條件下一般是維持95~98%負(fù)荷率的連續(xù)過(guò)程，采用冰晶石—氧化鋁融鹽電解法，通入直流電后在950℃-970℃下在電解槽內(nèi)的兩極上進(jìn)行電化學(xué)反應(yīng)。在經(jīng)由整流器晶閘管（靈活性在40%，此外在成本、節(jié)能降碳、安全性能等方面具備優(yōu)勢(shì)）替代二極管（靈活性在10%）改造后，電解槽可以通過(guò)調(diào)節(jié)整流器輸出端的電壓或輸入功率來(lái)調(diào)整負(fù)荷，從而提供系統(tǒng)靈活性。由于生產(chǎn)原鋁過(guò)程中的鋁還原電池?zé)釕T性較大，維持時(shí)間通常能達(dá)數(shù)十小時(shí)，因此電源功率的瞬時(shí)變化對(duì)鋁還原電池的熱平衡影響很小，短期中斷鋁還原槽生產(chǎn)不會(huì)使冰晶石凝固。因此，根據(jù)RMI電解鋁理論上可以提供持續(xù)2hr、深度20-30%的負(fù)荷側(cè)靈活性能力。
2.電爐鋼工藝亦可提供一定的靈活性，根據(jù)RMI，鋼鐵負(fù)荷主要包括生產(chǎn)負(fù)荷（占總負(fù)荷的65~75%，其中主要負(fù)荷為電爐和軋鋼，分別占生產(chǎn)負(fù)荷的40%和15%）、輔助生產(chǎn)負(fù)荷（5-10%）、安全保障負(fù)荷（10-15%）。而我國(guó)常用的高爐冶金工藝中的高爐和轉(zhuǎn)爐以煤和副產(chǎn)焦?fàn)t煤氣為能量源，占總電力負(fù)荷比例并不顯著。其中，軋鋼屬于持續(xù)沖擊型負(fù)荷，負(fù)荷的大小與受到軋制的鋼板的型號(hào)影響顯著，通過(guò)電價(jià)等信號(hào)調(diào)整生產(chǎn)計(jì)劃、實(shí)現(xiàn)錯(cuò)峰生產(chǎn)，實(shí)現(xiàn)小時(shí)級(jí)的靈活性響應(yīng)。而電爐屬于間歇沖擊型負(fù)荷，加熱運(yùn)行過(guò)程中以恒定擋位功率運(yùn)行，在完成加熱任務(wù)后會(huì)中斷送電，電弧爐在不使得融化金屬重新冷卻的前提下可以中斷生產(chǎn)啟停調(diào)節(jié)約30分鐘（根據(jù)RMI）。由于廢鋼熔點(diǎn)1530度，遠(yuǎn)高于鋁的660度，且裝置熱慣性低，供電中斷后鋼水比鋁水更容易冷凝，因此電爐鋼負(fù)荷可進(jìn)行啟停靈活性調(diào)節(jié)的時(shí)間會(huì)短于鋁電解槽。
實(shí)際情況中，工業(yè)負(fù)荷的調(diào)動(dòng)可能還需考慮設(shè)備損耗、排班變化等隱性成本，實(shí)際負(fù)荷響應(yīng)的成本可能高于、資源量可能低于我們的估算。
電化學(xué)儲(chǔ)能平價(jià)，將打開(kāi)新能源裝機(jī)天花板
相比前面討論的各種靈活性資源，除了充電樁外，大多數(shù)存在明顯的資源天花板，而電化學(xué)儲(chǔ)能具備響應(yīng)快、持續(xù)時(shí)間長(zhǎng)、資源潛力不受限等明顯的優(yōu)勢(shì)，若其度電成本下降有望成為中長(zhǎng)期支撐我國(guó)電力系統(tǒng)日內(nèi)消納的主要靈活性資源。這也意味著儲(chǔ)能若實(shí)現(xiàn)進(jìn)一步技術(shù)降本至0.3元/度以下，將成為中長(zhǎng)期主力的靈活性資源。儲(chǔ)能電站雖然理論可以實(shí)現(xiàn)平價(jià)，但實(shí)際運(yùn)營(yíng)仍然存在多重卡點(diǎn)導(dǎo)致調(diào)用率偏低，實(shí)際成本高于理論成本。我們預(yù)計(jì)新型電力系統(tǒng)設(shè)計(jì)通過(guò)源網(wǎng)荷儲(chǔ)、共享儲(chǔ)能等模式創(chuàng)新有望帶動(dòng)儲(chǔ)能調(diào)用率提升、從2小時(shí)提升至4小時(shí)儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)進(jìn)而攤薄度電成本，而儲(chǔ)能度電成本的下降又將提升其他電力系統(tǒng)靈活性資源中的電網(wǎng)調(diào)度優(yōu)先級(jí)，進(jìn)而形成調(diào)度率提高成本下降的正向循環(huán)。
儲(chǔ)能度電成本理論值和實(shí)際值或存在較大差距，調(diào)用率制約實(shí)際運(yùn)營(yíng)表現(xiàn)
從理論角度出發(fā)，隨著系統(tǒng)造價(jià)下降儲(chǔ)能度電成本理論上已降至0.3~0.45元/度。23年以來(lái)儲(chǔ)能投資成本持續(xù)快速下行，參照儲(chǔ)能與電力市場(chǎng)8月招標(biāo)數(shù)據(jù)，2/4h儲(chǔ)能EPC平均報(bào)價(jià)已經(jīng)分別降至1.13/0.72元/Wh；假設(shè)儲(chǔ)能電站年循環(huán)次數(shù)325次，0成本充電，其他參數(shù)在下表假設(shè)下，我們測(cè)算2/4h的儲(chǔ)能電站LCOS分別為0.45/0.30元/kWh，理論上度電成本已經(jīng)較低。
但由于實(shí)際運(yùn)營(yíng)中的利用率制約，實(shí)際充電費(fèi)用不為零，儲(chǔ)能度電成本實(shí)際運(yùn)營(yíng)中可能還有0.43~0.63元/度，甚至更高。儲(chǔ)能電站實(shí)際運(yùn)行情況較理論測(cè)算仍存在較大差異；參照中電聯(lián)發(fā)布的24H1儲(chǔ)能電站運(yùn)行數(shù)據(jù)，日均等效充放電次數(shù)為0.63次（相當(dāng)于年完整循環(huán)次數(shù)228次）。其他參數(shù)在下表假設(shè)下，我們測(cè)算2/4h的儲(chǔ)能電站LCOS分別為0.63/0.43元/kWh，度電成本有明顯抬升。當(dāng)前大型儲(chǔ)能電站利用率低的原因包括：
1. 目前政策考核要求源儲(chǔ)同建，但并不保證調(diào)用，電網(wǎng)調(diào)度次數(shù)少導(dǎo)致儲(chǔ)能度電成本更高；
2. 儲(chǔ)能電站因?yàn)槭找娌缓枚?jīng)常被當(dāng)作獲取風(fēng)光并網(wǎng)指標(biāo)的成本支出，在初始投資時(shí)追求低價(jià)低質(zhì)，造成實(shí)際日歷壽命不足；
3. 即使在電力市場(chǎng)化的區(qū)域，如山東，23年現(xiàn)貨市場(chǎng)實(shí)際高于3毛的日間電差價(jià)也只有227天，因此儲(chǔ)能難以?xún)H靠調(diào)峰收入實(shí)現(xiàn)盈虧平衡。
儲(chǔ)能平價(jià)目前瓶頸1：利用率不足
僅靠現(xiàn)貨市場(chǎng)和輔助服務(wù)市場(chǎng)發(fā)揮作用，尚不足以實(shí)現(xiàn)高利用率。1）電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的推進(jìn)能夠有助于體現(xiàn)峰谷價(jià)差，讓儲(chǔ)能電站通過(guò)充放電峰谷價(jià)差實(shí)現(xiàn)獲利，提高循環(huán)次數(shù)。但我們認(rèn)為目前的現(xiàn)貨市場(chǎng)仍然難以協(xié)助儲(chǔ)能實(shí)現(xiàn)循環(huán)次數(shù)從228天到325天的突破。我們以走在最前面的山東現(xiàn)貨市場(chǎng)23年的數(shù)據(jù)為例，電力市場(chǎng)電價(jià)呈現(xiàn)每日兩峰兩谷特征，日內(nèi)最大峰谷價(jià)差小于0.3元/kWh的有138天，因此現(xiàn)貨市場(chǎng)不能完全解決目前利用率的問(wèn)題。2）輔助服務(wù)市場(chǎng)確實(shí)能夠幫助拓寬儲(chǔ)能電站收益，提高儲(chǔ)能利用率，但是如果從機(jī)制制定的角度考慮，其他能夠提供輔助服務(wù)的資源同樣應(yīng)該擁有獲得輔助服務(wù)收益的權(quán)利，從公平角度出發(fā)，各種資源應(yīng)該在輔助市場(chǎng)進(jìn)行公平競(jìng)價(jià)，而非給予儲(chǔ)能收益傾斜的特權(quán)。
儲(chǔ)能配置要求下，新能源企業(yè)自身也缺乏調(diào)度積極性。對(duì)于發(fā)電商來(lái)說(shuō)，承擔(dān)配儲(chǔ)的投資成本是拿到風(fēng)光建設(shè)指標(biāo)的必選項(xiàng)，換言之，儲(chǔ)能的建設(shè)決定取決于新能源配儲(chǔ)項(xiàng)目整體的回報(bào)率，而非儲(chǔ)能電站本身的回報(bào)率，且目前新能源存量項(xiàng)目仍然享有保障消納政策。在這種情況下，儲(chǔ)能項(xiàng)目的利用率低，盈利差，可以在一定程度上被風(fēng)光帶來(lái)的收益所容忍涵蓋。在項(xiàng)目建成之后，初始投資成本已經(jīng)屬于沉沒(méi)成本，對(duì)于單次的充放電行為決策來(lái)說(shuō)，只要發(fā)電收益能夠涵蓋充電成本、電力損耗成本和運(yùn)維成本（該條件較容易滿足），即應(yīng)該執(zhí)行充放電行為。所以?xún)?chǔ)能項(xiàng)目運(yùn)營(yíng)方必然想提升儲(chǔ)能利用率，但儲(chǔ)能利用率實(shí)際利用情況取決于電網(wǎng)調(diào)度的時(shí)間與次數(shù)，而遠(yuǎn)期真正決定電網(wǎng)調(diào)度情況的核心是各類(lèi)可調(diào)度資源的成本比較（優(yōu)先調(diào)度低成本資源）。
儲(chǔ)能平價(jià)關(guān)鍵點(diǎn)2：降低投資成本
儲(chǔ)能投資成本伴隨規(guī)模效應(yīng)、技術(shù)進(jìn)步與鋰價(jià)下跌持續(xù)下行，從中標(biāo)價(jià)格來(lái)看，22/23年2h儲(chǔ)能EPC均價(jià)為1.90/1.66元/Wh，24年8月最新均價(jià)為1.13元/Wh；23年4h儲(chǔ)能EPC均價(jià)為1.38元/Wh，24年8月最新均價(jià)為0.72元/Wh。我們預(yù)計(jì)后續(xù)鋰價(jià)相對(duì)穩(wěn)定，假設(shè)含稅價(jià)格維持在10萬(wàn)元/噸左右，后續(xù)儲(chǔ)能非鋰投資成本仍將伴隨規(guī)模效應(yīng)與技術(shù)進(jìn)步穩(wěn)步下行，假設(shè)構(gòu)網(wǎng)型PCS裸機(jī)成本是跟網(wǎng)型裸機(jī)的2~3倍（取中值2.5倍），預(yù)計(jì)到30年2h的跟網(wǎng)/構(gòu)網(wǎng)型儲(chǔ)能EPC含稅價(jià)格分別為0.62/0.66元/Wh，4h的跟網(wǎng)/構(gòu)網(wǎng)型儲(chǔ)能EPC含稅價(jià)格分別為0.53/ 0.55元/Wh。因此雖然目前很多場(chǎng)景和要求不需要4h儲(chǔ)能，但是隨著新能源滲透率提升，4h儲(chǔ)能的需求逐步提升也將進(jìn)一步降低儲(chǔ)能投資成本，將協(xié)助儲(chǔ)能度電成本想象空間的進(jìn)一步打開(kāi)。
長(zhǎng)期來(lái)看，儲(chǔ)能度電成本降至0.3元/度以下，將成為靈活性資源主力，徹底解決瓶頸問(wèn)題
我們認(rèn)為未來(lái)諸多因素有望推動(dòng)儲(chǔ)能利用率提升，疊加成本下降，推動(dòng)遠(yuǎn)期儲(chǔ)能度電成本的優(yōu)化。我們假設(shè)2030年系統(tǒng)年循環(huán)次數(shù)可達(dá)325次，投資成本下降后，4h構(gòu)網(wǎng)型儲(chǔ)能系統(tǒng)的度電成本可以下降到0.25元/kWh，2h構(gòu)網(wǎng)型儲(chǔ)能系統(tǒng)的度電成本同樣可以下降到0.29元/kWh。
具體而言，提升利用率的方式主要包括：
1.源網(wǎng)荷儲(chǔ)模式下儲(chǔ)能利用率和回報(bào)率確定性更強(qiáng)。24年4月，國(guó)家能源局綜合司發(fā)布《關(guān)于促進(jìn)新型儲(chǔ)能并網(wǎng)和調(diào)度運(yùn)用的通知》，明確接受電力系統(tǒng)調(diào)度新型儲(chǔ)能分為調(diào)度調(diào)用新型儲(chǔ)能、電站自用新型儲(chǔ)能兩大類(lèi)型。其中，電站自用新型儲(chǔ)能指與發(fā)電企業(yè)、用戶等聯(lián)合運(yùn)行，由發(fā)電企業(yè)、用戶等根據(jù)自身需求進(jìn)行控制的新型儲(chǔ)能電站，包括未獨(dú)立運(yùn)行的新能源配建儲(chǔ)能、火電聯(lián)合調(diào)頻儲(chǔ)能、具備接受調(diào)度指令能力的用戶側(cè)儲(chǔ)能等。24年10月，國(guó)家能源局最新印發(fā)的《分布式光伏發(fā)電開(kāi)發(fā)建設(shè)管理辦法（征求意見(jiàn)稿）》，對(duì)分布式光伏管理方面給出有關(guān)新規(guī)。其中要求，大型工商業(yè)分布式光伏必須選擇全部自發(fā)自用模式，項(xiàng)目投資主體應(yīng)通過(guò)配置防逆流裝置實(shí)現(xiàn)發(fā)電量全部自發(fā)自用。在微網(wǎng)模式下，發(fā)電與儲(chǔ)能均可由業(yè)主自主控制，不依賴(lài)于電網(wǎng)調(diào)度，投資回報(bào)預(yù)期的確定性增強(qiáng)。
2.共享儲(chǔ)能實(shí)現(xiàn)結(jié)構(gòu)優(yōu)化，協(xié)助提升利用率。新能源電站可以通過(guò)租用共享儲(chǔ)能方式，滿足配儲(chǔ)要求。共享儲(chǔ)能位于電網(wǎng)側(cè)，規(guī)模高于發(fā)電側(cè)小型儲(chǔ)能，PCS、BMS、箱體及EPC建設(shè)均有規(guī)模效應(yīng)，有助于實(shí)現(xiàn)成本優(yōu)化。此外，大型儲(chǔ)能電站單體容量更大，多建在110KV/220KV并網(wǎng)點(diǎn)，相較于建在35KV并網(wǎng)點(diǎn)的發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能更容易被調(diào)度系統(tǒng)調(diào)用，節(jié)約調(diào)度資源。根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，24H1電化學(xué)儲(chǔ)能電站日均等效充放電次數(shù)為0.63次（相當(dāng)于每1.6天完成一次完整充放電），同比23H1提升0.05次；其中，獨(dú)立儲(chǔ)能的日均等效充放電次數(shù)由0.36次提升至0.73次（相當(dāng)于每1.4天可完成一次完整充放電)。
3.遠(yuǎn)期利用率突破核心在于可調(diào)度資源的成本比較。儲(chǔ)能利用率實(shí)際利用情況取決于電網(wǎng)調(diào)度的時(shí)間與次數(shù)，而遠(yuǎn)期真正決定電網(wǎng)調(diào)度情況的核心是各類(lèi)可調(diào)度資源的成本比較。隨著新能源發(fā)電占比的提升，對(duì)于靈活性資源的需求隨之提升，電網(wǎng)調(diào)節(jié)的壓力會(huì)進(jìn)一步加大，當(dāng)可調(diào)度的低成本資源，如火電靈活性，抽蓄資源耗盡時(shí)，儲(chǔ)能項(xiàng)目的利用率將會(huì)自然提升。
風(fēng)光配比優(yōu)化也能降低儲(chǔ)能成本
風(fēng)光出力與負(fù)荷需求的錯(cuò)配帶來(lái)配儲(chǔ)需求。我們假設(shè)一個(gè)區(qū)域新能源發(fā)電比例達(dá)到100%，測(cè)算不同風(fēng)光裝機(jī)比例下的配儲(chǔ)需求。以風(fēng)電/光伏裝機(jī)分別為6/4GW為例進(jìn)行測(cè)算，基于中電聯(lián)的全國(guó)風(fēng)電光伏利用小時(shí)數(shù)據(jù)，我們按照風(fēng)電/光伏年利用小時(shí)數(shù)分別為2300/1400小時(shí)假設(shè)，年發(fā)電量合計(jì)19400GWh（6*2300+4*1400=19400，我們假設(shè)等同于該地年用電量）。參照山東風(fēng)光發(fā)力曲線及日間負(fù)荷曲線，我們繪制出該場(chǎng)景下的出力曲線和負(fù)荷需求曲線。我們可以看到兩者之間存在明顯錯(cuò)配，在8:00至16:00存在風(fēng)光出力相對(duì)負(fù)荷需求溢出的情況；在17:00至7:00風(fēng)光出力則無(wú)法滿足負(fù)荷需求。配置儲(chǔ)能可以解決兩者之間的錯(cuò)配問(wèn)題，在風(fēng)光裝機(jī)比6：4的情境下，日內(nèi)錯(cuò)配/需調(diào)節(jié)負(fù)荷量為6.52GWh，單小時(shí)最大錯(cuò)配量為1.25GWh，裝配1.63GW/6.52GWh儲(chǔ)能（未考慮充放電損失等）可以充分覆蓋調(diào)節(jié)需求，解決錯(cuò)配問(wèn)題。
配儲(chǔ)需求主要受風(fēng)光系統(tǒng)中光伏裝機(jī)占比增高驅(qū)動(dòng)，當(dāng)風(fēng)光裝機(jī)比例達(dá)到8:2時(shí)所需配儲(chǔ)比例最低，整體上風(fēng)電對(duì)于靈活性資源需求小于光伏。我們?cè)谀甓瓤偘l(fā)電量/負(fù)荷需求量為19400GWh假設(shè)下，根據(jù)不同風(fēng)光裝機(jī)配比情形下的出力曲線測(cè)算需要配儲(chǔ)比例數(shù)據(jù)。我們發(fā)現(xiàn)當(dāng)風(fēng)光裝機(jī)比在8:2附近時(shí)，風(fēng)光整體出力曲線更為接近負(fù)荷需求曲線，所需的配儲(chǔ)需求最少。同時(shí)，光伏出力曲線日內(nèi)波動(dòng)性相較于風(fēng)電更大，因此風(fēng)光系統(tǒng)中光伏裝機(jī)比例較高時(shí)，對(duì)于配儲(chǔ)的需求較高。
新型電力系統(tǒng)的趨勢(shì)性機(jī)會(huì)
方向一：新能源風(fēng)電有望結(jié)構(gòu)性受益于新型電力系統(tǒng)的推進(jìn)
在新能源電源品類(lèi)當(dāng)中，風(fēng)力發(fā)電的同步率相對(duì)較低，一方面使得其對(duì)電力系統(tǒng)靈活性資源的消耗更少，此外也將使得風(fēng)電在電力市場(chǎng)中電價(jià)折讓更少、且出力置信度更高。因此，隨著新型電力系統(tǒng)的推進(jìn)，我們或看到電站開(kāi)發(fā)商對(duì)風(fēng)電項(xiàng)目收益率的偏好，以及電力系統(tǒng)運(yùn)營(yíng)商對(duì)風(fēng)電可靠性的偏好。
1.從電價(jià)角度來(lái)看，我們看到2023年山東電力市場(chǎng)逐小時(shí)的日前現(xiàn)貨平均電價(jià)呈現(xiàn)出了明顯的鴨子曲線特征（中午電價(jià)低，早晚電價(jià)高峰，夜間電價(jià)居于中間），2023年山東風(fēng)電、光伏發(fā)電量滲透率分別8%、10%，在滲透率相當(dāng)?shù)那闆r下可以看到光伏同時(shí)出力對(duì)電價(jià)曲線的影響遠(yuǎn)大于風(fēng)電：山東現(xiàn)貨電價(jià)與光伏出力呈現(xiàn)明顯負(fù)相關(guān)關(guān)系、而與風(fēng)電出力關(guān)聯(lián)度較低（山東風(fēng)光發(fā)電出力曲線參考蘭木達(dá)數(shù)據(jù)）。我們基于日前現(xiàn)貨平均電價(jià)和風(fēng)光出力曲線進(jìn)行逐月擬合，估算2023年1月到2024年8月間，假設(shè)山東光伏全部進(jìn)入現(xiàn)貨市場(chǎng)交易，可實(shí)現(xiàn)的加權(quán)平均電價(jià)較煤電標(biāo)桿電價(jià)（0.3949元/度）會(huì)折讓5~70%不等，平均折讓38%；而風(fēng)電僅折讓42%~溢價(jià)13%不等，平均折讓12%（詳見(jiàn)我們于2024年1月12日發(fā)布的《電力市場(chǎng)化系列一：定量分析山東市場(chǎng)化電價(jià)》）。因此，若無(wú)儲(chǔ)能配套，隨著電力市場(chǎng)化的持續(xù)推進(jìn)，風(fēng)電在電力市場(chǎng)中將實(shí)現(xiàn)相對(duì)較高的電價(jià)，項(xiàng)目回報(bào)率更具保障。
2.從可靠性角度來(lái)看，正如我們前面所討論的，在海外美國(guó)PJM、英國(guó)國(guó)家電力市場(chǎng)的實(shí)踐當(dāng)中，風(fēng)電的置信系數(shù)相對(duì)更高（PJM市場(chǎng)給予陸風(fēng)、海風(fēng)容量置信系數(shù)34%、61%，vs固定光伏、跟蹤光伏分別8%、13%；英國(guó)市場(chǎng)給予陸風(fēng)、海風(fēng)容量置信系數(shù)7%、8%，vs光伏6%），這主要是由于風(fēng)電機(jī)組相對(duì)更低的同步率以及更分散的出力分布。因此，風(fēng)電新增裝機(jī)對(duì)于電力系統(tǒng)來(lái)說(shuō)在極端氣候、最高負(fù)荷下的支撐能力會(huì)更具保障。
從實(shí)際數(shù)據(jù)來(lái)看，今年前九個(gè)月國(guó)內(nèi)光伏招標(biāo)208GW，同比增長(zhǎng)22%，風(fēng)機(jī)公開(kāi)招標(biāo)91GW，同比+71%。風(fēng)電行業(yè)需求增長(zhǎng)速度體現(xiàn)出更強(qiáng)的韌性。
方向二：靈活性資源投資加大，配網(wǎng)更受益于需求側(cè)升級(jí)
基于我們前文推演，火電靈活性改造、抽水蓄能建設(shè)、負(fù)荷管理等靈活性資源的開(kāi)發(fā)，疊加最高負(fù)荷的自然增長(zhǎng)，有望創(chuàng)造能夠維持新能源當(dāng)前建設(shè)節(jié)奏（風(fēng)+光 300~350吉瓦/年）所需的消納空間。其中，靈活性資源釋放有望帶來(lái)供、需兩側(cè)投資機(jī)會(huì)：
供給側(cè)靈活性資源投資有望穩(wěn)中有增。我們預(yù)計(jì)2024~27年火電靈活性改造“應(yīng)改盡改”對(duì)應(yīng)年均改造規(guī)模1.6GW，較2023年（1.1GW）提升~40%，且火電靈活性改造或向變負(fù)荷率更快、深調(diào)比例更低方向發(fā)展，提升靈活性改造技術(shù)難度和價(jià)值量，基于改造規(guī)模~1.6GW/年和單GW投資額~1億/GW我們估算對(duì)應(yīng)市場(chǎng)規(guī)模約在10~20億/年；抽水蓄能電站基于當(dāng)前建設(shè)和招標(biāo)節(jié)奏，投產(chǎn)有望從2026年起加速，基于新建規(guī)模~10GW/年和單GW投資額~5.5元/W我們估算對(duì)應(yīng)市場(chǎng)規(guī)模50~60億/年。
配網(wǎng)投資（網(wǎng)內(nèi)+網(wǎng)外）有望受益于需求側(cè)靈活性的挖掘以及需求側(cè)自平衡機(jī)制的理順。目前電力供需平衡以省調(diào)為基礎(chǔ)，對(duì)直調(diào)機(jī)組具備較好的調(diào)度能力，但對(duì)市級(jí)、縣級(jí)資源的調(diào)度能力有限。隨著分布式能源的崛起帶來(lái)電力供需靈活性壓力的向下滲透，我們認(rèn)為電力系統(tǒng)的日內(nèi)平衡問(wèn)題將不僅僅靠主網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度解決，區(qū)域自平衡的重要性也將持續(xù)提升。如分布式光伏滲透率高的德國(guó)，就采用自平衡單元（Balancing unit）的形式，一方面下放電力供需平衡的權(quán)責(zé)，提升地方自平衡的激勵(lì)和效果；另一方面更加充分調(diào)動(dòng)底層靈活性資源，降低對(duì)主網(wǎng)升級(jí)的依賴(lài)。
而上述目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)我們認(rèn)為均首先需要需求側(cè)電力單元可觀、可測(cè)、可調(diào)、可控能力的提升，無(wú)論是充電樁智能化改造，大工業(yè)等需求側(cè)負(fù)荷側(cè)響應(yīng)改造，還是分布式光伏安裝我們認(rèn)為都有望帶動(dòng)配網(wǎng)投資擴(kuò)容。我們此前報(bào)告《能源轉(zhuǎn)型-但問(wèn)路在何方》(2023.12.01)中指出，配網(wǎng)擴(kuò)容與雙向化的滯后，將顯著影響新能源車(chē)充電樁與分布式新能源的投資。歷史上中國(guó)配網(wǎng)投資占比相對(duì)偏低，2019-2022我國(guó)配網(wǎng)投資占比逐步下降，2022-2023年僅55%。對(duì)比來(lái)看，美國(guó)2019-2023年配網(wǎng)投資占比則持續(xù)提升，整體均高于60%。24年年內(nèi)國(guó)家能源局針對(duì)配電網(wǎng)二次發(fā)文，深入推進(jìn)配電網(wǎng)高質(zhì)量發(fā)展任務(wù)的落地，我們認(rèn)為國(guó)內(nèi)配網(wǎng)投資占比與增速有望繼續(xù)提升。我們預(yù)計(jì)配網(wǎng)投資24/25年增速有望達(dá)到15.2%/9.9%，24-30年期間CAGR有望達(dá)到6.4%。其中，新能源車(chē)-充電樁將于 2030年帶來(lái)595億元的配網(wǎng)投資需求，24-30年期間CAGR有望達(dá)到24.5%；而配網(wǎng)基礎(chǔ)投資24-30年期間CAGR有望達(dá)到4.9%。
細(xì)分品類(lèi)來(lái)看，我們認(rèn)為可能包括幾塊趨勢(shì)：
在新型電力系統(tǒng)發(fā)展的趨勢(shì)下，配電網(wǎng)需要逐步從單向無(wú)源電網(wǎng)走向雙向有源電網(wǎng)，對(duì)于具備調(diào)控監(jiān)測(cè)功能的設(shè)備需求明顯提升。我們以分布式光伏電站為例，在 “可觀、可測(cè)、可調(diào)、可控”要求下，系統(tǒng)對(duì)設(shè)備運(yùn)行監(jiān)測(cè)、調(diào)節(jié)控制等方面的能力要求不斷提升，具體來(lái)說(shuō)：1）可觀：需要構(gòu)建光伏采集通信架構(gòu)，建立設(shè)備運(yùn)行狀態(tài)監(jiān)測(cè)體系；2）可測(cè)：實(shí)現(xiàn)低壓分布式光伏用戶數(shù)據(jù)分鐘級(jí)采集，實(shí)現(xiàn)對(duì)于發(fā)電的實(shí)時(shí)感知、運(yùn)行監(jiān)測(cè)和異常分析；3）可調(diào)：建立柔性調(diào)節(jié)能力，實(shí)現(xiàn)光伏功率和電壓柔性可調(diào)；4）可控：需要建立剛性控制能力，實(shí)現(xiàn)全部低壓分布式光伏剛性可控。
在“四可”要求下，我們認(rèn)為智能物聯(lián)電能表、WAMS系統(tǒng)等在分布式光伏、充電樁等領(lǐng)域均具備較大的發(fā)展空間。物聯(lián)電能表在實(shí)現(xiàn)基礎(chǔ)的可測(cè)功能之上，通過(guò)模塊升級(jí)，可以兼具可調(diào)（控制發(fā)電量）和可控（控制關(guān)斷）功能；WAMS系統(tǒng)（廣域測(cè)量系統(tǒng)Wide Area Measurement System），是基于同步相量技術(shù)構(gòu)成的新一代電網(wǎng)動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)和控制系統(tǒng)，利用全球定位系統(tǒng)GPS時(shí)鐘同步，進(jìn)行廣域電力系統(tǒng)狀態(tài)測(cè)量，非常適合大規(guī)模電網(wǎng)調(diào)度。PMU（相量測(cè)量單元Phasor Measurement Unit），是WAMS系統(tǒng)的基礎(chǔ)信息采集單元，利用GPS信號(hào)對(duì)電壓、電流同步測(cè)量，進(jìn)行分析，提供頻率、相位和幅值信息。
市場(chǎng)格局分散，關(guān)注結(jié)構(gòu)性機(jī)會(huì)。24年以來(lái)配網(wǎng)變壓器招標(biāo)維持高速增長(zhǎng)。2021/2022/2023年全年國(guó)網(wǎng)配電變壓器招標(biāo)金額分別是171.2/157.6/173.6億元，24年1-7月合計(jì)金額達(dá)到71.5億，同比增長(zhǎng)27%。國(guó)內(nèi)配網(wǎng)擴(kuò)容，海外需求共振，帶動(dòng)一次設(shè)備供應(yīng)商迎來(lái)高成長(zhǎng)機(jī)遇；同時(shí)建議關(guān)注配網(wǎng)柔性化與數(shù)字化的升級(jí)需求。
方向三：電化學(xué)儲(chǔ)能將從瞬時(shí)安全、短時(shí)平衡、長(zhǎng)時(shí)充裕多個(gè)維度助力新能源發(fā)展
電化學(xué)儲(chǔ)能將是十五五末期開(kāi)始電力系統(tǒng)所需靈活性資源的主要增量來(lái)源。基于我們前文推演，新能源風(fēng)光滲透率的持續(xù)提升將不可避免的推動(dòng)電力系統(tǒng)日內(nèi)供需不平衡的放大，帶來(lái)靈活性資源需求的持續(xù)增長(zhǎng)。而在存量靈活性資源充分開(kāi)發(fā)調(diào)動(dòng)后，我們預(yù)計(jì)電化學(xué)儲(chǔ)能有望在十五五末到十六五初開(kāi)始成為電力系統(tǒng)應(yīng)對(duì)短時(shí)不平衡問(wèn)題的主要靈活性工具。同時(shí)，電化學(xué)儲(chǔ)能度電成本與其利用率強(qiáng)相關(guān)，因此隨著電力系統(tǒng)對(duì)電化學(xué)儲(chǔ)能調(diào)度次數(shù)的提升，將進(jìn)一步推動(dòng)其度電成本的下降，實(shí)現(xiàn)利用率提升-成本下降的正向循環(huán)。
而在此之前，我們認(rèn)為電化學(xué)儲(chǔ)能將首先在應(yīng)對(duì)電力系統(tǒng)瞬時(shí)安全問(wèn)題上發(fā)揮重要作用。在弱電網(wǎng)場(chǎng)景中（如新能源大基地、海風(fēng)送出、分布式微網(wǎng)等）配置構(gòu)網(wǎng)型PCS以提升局部電網(wǎng)韌性和支撐能力或逐步成為系統(tǒng)剛需。構(gòu)網(wǎng)型儲(chǔ)能區(qū)別于傳統(tǒng)跟網(wǎng)型儲(chǔ)能的點(diǎn)在于其可以利用虛擬同步發(fā)電機(jī)技術(shù)為儲(chǔ)能賦予“慣性”，賦予這一能力的核心技術(shù)在于PCS的改造升級(jí)。構(gòu)網(wǎng)型儲(chǔ)能技術(shù)通過(guò)超配PCS方式提高過(guò)載能力構(gòu)建起支撐大電網(wǎng)穩(wěn)定運(yùn)行的電壓源，對(duì)于PCS提出了更高的技術(shù)要求，同時(shí)價(jià)值量更高，具有構(gòu)網(wǎng)型技術(shù)的頭部企業(yè)在產(chǎn)品研發(fā)和客戶配合上有先發(fā)優(yōu)勢(shì)，伴隨構(gòu)網(wǎng)型技術(shù)滲透率提升，我們認(rèn)為PCS市場(chǎng)格局集中度有望進(jìn)一步提升。我們估算構(gòu)網(wǎng)型技術(shù)推廣后有望為儲(chǔ)能PCS帶來(lái)50%以上的增量規(guī)模空間。我們認(rèn)為構(gòu)網(wǎng)型儲(chǔ)能未來(lái)的應(yīng)用場(chǎng)景主要有兩種：風(fēng)光大基地與分布式自平衡單元，我們預(yù)計(jì)到2030年兩種場(chǎng)景下的構(gòu)網(wǎng)型儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模分別為19.2/5.7GW，合計(jì)24.9GW，對(duì)應(yīng)的構(gòu)網(wǎng)型儲(chǔ)能PCS的需求達(dá)到29.9GW，滲透率達(dá)到38.5%。我們預(yù)計(jì)到2030年，在不考慮構(gòu)網(wǎng)技術(shù)的情境下，儲(chǔ)能PCS裸機(jī)/一體機(jī)（含變壓器）的市場(chǎng)空間分別為41.2/103.9億元；在考慮構(gòu)網(wǎng)技術(shù)的情景下，則分別達(dá)到65.0/127.7億元，空間增長(zhǎng)58%/23%。
中長(zhǎng)期，電化學(xué)儲(chǔ)能也將成為提升新能源風(fēng)光電站置信出力、提升系統(tǒng)長(zhǎng)時(shí)充裕度的方式，新能源電站10%置信出力要求也意味著儲(chǔ)能配比不能低于20%/2hr或10%/4hr。國(guó)家發(fā)改委、能源局在《加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng)行動(dòng)方案（2024—2027年）》中首次提出“著力打造一批系統(tǒng)友好型新能源電站，實(shí)現(xiàn)新能源置信出力提升至10%以上”。這是國(guó)家政策層面首次引入電源“置信出力”的概念，也是首次對(duì)置信出力比例提出量化目標(biāo)。
1.置信出力代表的是電站對(duì)尖峰負(fù)荷和極端負(fù)荷的支撐能力，在海外運(yùn)行容量市場(chǎng)的電力市場(chǎng)（如英國(guó)國(guó)家電力市場(chǎng)，美國(guó)PJM區(qū)域市場(chǎng)）中率先廣泛應(yīng)用。置信系數(shù)的計(jì)算是基于特定電源出力和電力負(fù)荷的歷史數(shù)據(jù)，進(jìn)行蒙特卡洛模擬，衡量在不改變電力系統(tǒng)可靠性水平（以負(fù)荷中斷時(shí)間LOLE，或未滿足電量EEU等指標(biāo)來(lái)衡量）的前提下，新增機(jī)組可以替代的理想機(jī)組容量或可承載的負(fù)荷水平。
2.一般而言，可以支撐尖峰負(fù)荷的電源會(huì)比只能在低谷發(fā)電的電源具備更高的置信系數(shù)；此外，出力同步率低甚至互補(bǔ)型電源會(huì)比高出力同步率的電源具備更高的置信系數(shù)。因此，從英國(guó)、美國(guó)實(shí)際置信系數(shù)設(shè)定來(lái)看，波動(dòng)可再生能源的置信系數(shù)普遍低于傳統(tǒng)電源；光伏置信系數(shù)會(huì)隨著光伏裝機(jī)總量的增加而邊際遞減，風(fēng)電暫時(shí)沒(méi)有這一擔(dān)憂。
3.我們參考英國(guó)對(duì)不同時(shí)長(zhǎng)儲(chǔ)能的置信系數(shù)以及國(guó)內(nèi)對(duì)光伏置信系數(shù)的慣例假設(shè)，1GW光伏配10%/4hr儲(chǔ)能或20%/2hr儲(chǔ)能可實(shí)現(xiàn)約8%的簡(jiǎn)單加權(quán)置信系數(shù)，其中，光伏、10%/4hr儲(chǔ)能、20%/2hr儲(chǔ)能置信系數(shù)分別為5%、40%、20%。考慮到根據(jù)AEMO研究，光儲(chǔ)耦合系統(tǒng)實(shí)際置信系數(shù)會(huì)略高于光儲(chǔ)獨(dú)立系統(tǒng)簡(jiǎn)單加權(quán)的置信系數(shù)，因此我們認(rèn)為要實(shí)現(xiàn)兩部委提升新能源置信出力至10%的政策目標(biāo)，新能源電站配儲(chǔ)比例將不低于20%/2hr或10%/4hr。
產(chǎn)業(yè)鏈公司具體梳理，請(qǐng)見(jiàn)研報(bào)原文。
風(fēng)險(xiǎn)提示
政策落地及投資不及預(yù)期
電網(wǎng)建設(shè)依賴(lài)政策推進(jìn)和投資力度支持，政策落實(shí)進(jìn)度對(duì)行業(yè)發(fā)展影響較大，若政策落實(shí)未達(dá)預(yù)期，投資進(jìn)度放緩，相應(yīng)項(xiàng)目建設(shè)停滯，或?qū)⒂绊懶袠I(yè)發(fā)展。
新能源需求增速不及預(yù)期
新能源需求受到國(guó)家政策、宏觀經(jīng)濟(jì)、技術(shù)革新、原料價(jià)格等多方因素影響，如果需求增速不及預(yù)期，將會(huì)影響新型電力系統(tǒng)建設(shè)節(jié)奏。
構(gòu)網(wǎng)型技術(shù)推進(jìn)慢于預(yù)期
如果構(gòu)網(wǎng)型儲(chǔ)能PCS成本下降不及預(yù)期，構(gòu)網(wǎng)型儲(chǔ)能標(biāo)準(zhǔn)完善不及預(yù)期，構(gòu)網(wǎng)型關(guān)鍵技術(shù)瓶頸難以突破，均可能會(huì)影響行業(yè)發(fā)展節(jié)奏。
上游原材料價(jià)格大幅上漲
行業(yè)產(chǎn)品成本受上游原材料價(jià)格影響較大，價(jià)格大幅上漲或?qū)?dǎo)致產(chǎn)品價(jià)格向下游傳導(dǎo)不及時(shí)，影響產(chǎn)品毛利率，擠壓行業(yè)利潤(rùn)空間。
市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)加劇風(fēng)險(xiǎn)
若未來(lái)市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)激烈程度不斷增加，競(jìng)爭(zhēng)格局產(chǎn)生變化，將會(huì)影響企業(yè)的業(yè)績(jī)?cè)鲩L(zhǎng)，壓縮企業(yè)利潤(rùn)空間。
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