华泰 | 新能源如何迈入2.0时代？

新能源发展面临瓶颈，能源转型仍然是发展必经之路

自2020年来，新能源造价大幅下降28-39%，国内风光新增装机2020-23 CAGR 35%；然而消纳瓶颈愈加明显、价格需求弹性减弱。如何解决消纳瓶颈成为行业和市场的关注点，8月发改委发布《加快新型电力系统建设行动方案》，将从两个方面解决新能源供需在时空上无法有效匹配的限制，1）提升电力系统本身的灵活性，2）推动新能源技术要求越来越接近传统电源。从对内的经济发展资源约束，以及对外的产业升级出口来看，新能源发展不仅是能源转型的必经之路，也是我国应对电力需求持续增长的必然选择。

新型电力系统将增加灵活性，解决新能源消纳问题

由于新能源的特性造成其与电力有效需求在瞬时、短时、长时三个维度的错配，引发电网对于系统稳定，电力平衡，备用支撑的三方面挑战。其中我们认为目前主要瓶颈在于短时平衡，主要在于如何经济高效解决，即成本问题。通过新型电力系统建设，将在储能平价前提供多种低成本灵活性支撑，或使得我国电力系统灵活性资源占比从当前的12%提升至2027年的34%。我们从“量，价，技术，商业”多个维度分析，预计电力系统灵活性资源在悲观、基准、乐观三种情景假设下，将分别提供当前到2030年年均210GW、367GW、611GW的风光新增装机空间。

储能平价，将打开新能源发展的天花板

风光储平价是解决新能源消纳的核心方案，通过提升储能配置可以增加新能源出力的置信度，通过构网型技术升级可以提升新能源对电力系统瞬时稳定性的支撑，以及可以帮助电力供需实现日内短时平衡，多方面使得新能源在目前电力系统要求下更接近传统能源，最终打开系统消纳的天花板。我们认为如储能可以实现0.25元/度的成本，将实现系统成本平价，大幅提升新能源装机能力。当前储能实际运营成本仍有0.43~0.63元/度，储能平价卡点主要在于利用率和时长，通过微网自平衡、大基地共享储能等形式加强风光联合调度，以及随电力系统灵活性需求提升，有望实现储能利用率提升和时长优化，或将分别带来0.19、0.14元/度的成本下降，实现储能平价。

新型电力系统将带来三大投资机遇

我们认为新能源发展已从单纯的发电供给向如何创造新能源有效需求转变，而成本比较也从此前比较电量成本转变为系统综合成本。从投资层面，单纯从新能源产业链寻找瓶颈点的策略或难再获得超额汇报，但从更大的新型电力系统研究如何突破瓶颈点，仍然存在超额投资机遇。我们认为机遇有三：

风电需求有望加速。从风光储最优配置来看，增加风电配比至风/光8/2可以最优化储能配比，高于目前实际的4/6，且风电项目受电力现货影响较小，若全部入市折价12%（vs光伏折价38%）。9M24国内风机招标量同增71%，价格底部反弹30%，我们预计明年国内风电有望继续受益量价齐升。

电网灵活性带来配网升级。一方面随着新能源分布式比例增加，电源资源在地调、县调层面增加，电力平衡压力不再仅在主网，亟需配网扩容提升对充电桩和分布式容纳能力；另一方面，配网生态已经发生变化，在配用电层面实现源网荷储一体化更具经济性，因此需要增加更多智能化控制实现“四可”，我们认为智能电表和配网变压器将会更多受益。

储能需求受益于海内外需求共振。随着新能源渗透率提升储能需求将持续受益于调峰、置信出力要求，构网型技术要求过载电流使得储能PCS 需超配2-3倍，将更进一步带来价值量提升，以及控制策略的复杂度提升带来头部集中效应。

风险提示：产业链降本不及预期，技术进步不及预期，产业政策不及预期。

概要：再论新型电力系统，从哪儿来，到哪儿去？

我们认为新能源高速发展下已经出现消纳瓶颈。随着中国“双碳”目标的提出，2020-2023年中国新能源（风光）新增装机规模增速达到35%CAGR，截至23年底达到1050.8GW（光伏609.5GW，风电441.3GW），全球新能源装机增长达到2436GW（光伏1419GW，风电1017GW），同时2024年我们预计风电单W造价，光伏单W造价，锂电单Wh价格相比2020年下降达到38.5%、33.2%、27.8%。但是，虽然新能源成本仍在继续下降但是需求对价格的弹性正在减弱，成本下降也不足以缓解投资者对于新能源入市导致的项目回报和需求担忧，新能源制造业降本并未带来终端电站运营商回报的提升或终端用户电价的下降，也因此并没有带来制造业需求增加的多赢局面。

有效需求不匹配是目前新能源发展主要矛盾。为了解决这个问题，国家今年密集出台多个政策，并且在24年8月《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》强调加快绿色转型，深化电力系统改革，以及加快建设新型电力系统。今年8月发改委正式发布《加快电力系统行动建设方案2024-2027》对如何建设新型电力系统给出了9个专项行动，共计24个行动内容，对电力系统稳定保障、新能源系统友好性能提升、电动汽车充电设施网络拓展、需求侧协同能力提升等，进行了全方位布局。新能源主要问题在于时间维度发电曲线和负荷曲线日内不匹配，瞬时难以响应提供稳定性支撑，以及间歇性发电应对极端天气的电力安全问题。在2023年智慧用能与节能技术发展论坛上，王成山院士提到，新能源目前的消纳瓶颈主要是集中在日间灵活性，以及晚间负荷支撑上，即由于新能源发电的波动性，以及光伏白天发电夜间不发电的特性，使得新能源渗透率增加之后与电力需求不平衡增大，本质是日内时间平衡问题。

消纳问题形成新能源装机瓶颈，对电力系统灵活性提出新需求。新能源消纳瓶颈在于日内短时平衡，即新能源日内出力与实际的需求负荷曲线不匹配。电力系统功率需时时平衡，我们测算2024年我国电力供需平衡式（详见图表22、23）：传统电源最小出力(775GW) +新能源同时出力（454GW）>电力系统平均负荷（1190GW），因此消纳压力已经出现。而随着新能源进一步增加，结合中电联数据其利用小时仅负荷侧利用小时1/3-1/4，必然使得如新能源电量比例提升，其功率需数倍于负荷。从平衡式来看，由于负荷增速远小于新能源出力增速，因此需增加灵活性资源。基准情形下，我们预测2030年新型电力系统供给侧通过火电灵活性改造和抽蓄提供415GW灵活性空间，需求侧通过充电桩响应、大工业等负荷响应和新型储能技术提供396 GW空间，合计可提供811GW灵活性资源，带来1361GW新能源消纳空间。对应到新能源同时出力层面，考虑到风电出力同步率只有20%远低于光伏的60%（全国日出时间是接近的，主要装机区域只有一个时区差），因此对消纳空间的需求小于光伏，我们认为风电装机占比提升可有效拓宽电力系统中新能源发电量渗透率，假设风电新增装机比提升至40%，2024-29年新型电力系统中风电/光伏年增装机可达147/220GW，有效推迟消纳瓶颈发生节点，形成新能源替代增量（详见图表24）。

储能平价瓶颈在于实际利用率制约，长期降本路径明确，有望成为灵活性资源主力打开新能源天花板。风光储显然是市场核心的新能源解决方案，但随着电芯成本已经下降到0.4元/Wh左右的水平，系统度电成本仍未平价。体现在成本端，储能实际充电费用大于零，因此在当前0.3-0.45元/度的理论度电成本下，实际运营度电成本高达0.43~0.63元/度。我们认为提升储能利用率主要分三步走：1）微网模式降低对电网调度的依赖，提高投资回报预期；2）电网侧租用共享储能满足配储需求，降本增效；3）长期新能源发电占比提升带动调度需求，耗尽低成本灵活性资源后储能项目利用率相应提升。

我们测算利用率提升下的储能降本路径，锚定当前年循环228次的2h跟网型储能度电成本0.63元/kWh为基准，我们测算储能利用率提升至年325次满充满放，成本可降至0.445元/kWh；叠加储能时长提升至4h可降本至0.30元/kWh，若2030年时储能单位投资成本降低，度电成本将进一步降至0.24元/kWh实现平价。此外，在新型电网系统中瞬时支撑能力或将成为刚需，构网型储能须通过增加2-3倍PCS（储能变流器，Power Conversion System）实现过载电流，考虑到构网储能仅增加0.01元/kWh度电成本至0.25元/kWh，具备大规模应用空间，有望成为释放新能源瓶颈的灵活性资源主力。

我们预测三大新型电力系统产业逻辑积极向好，我们提出与市场观点不同的三大趋势性投资机会：

预测一：风电有望结构性受益于新型电力系统消纳&新能源装机增长双重需求。风电在新能源电源品类中具备高回报性、可靠性和灵活性三大优势，更适配新型电力系统对拓宽消纳瓶颈和新能源装机增长的双重需求。项目回报方面，风电同时出力对电价曲线的影响较小，我们根据山东风光出力曲线数据和现货电价数据测算（山东风电、光伏发电渗透率接近，根据2023年数据，风电为8%、光伏为10%），若风电全面入市加权平均电价较当地燃煤标杆电价折让42%~溢价13%，平均折让12%，相比光伏（折让5~70%不等，平均折让38%）具备显著经济性优势（以上基于山东省电力市场2023年1月至2024年8月数据）；可靠性方面，风电机组相对更低的同步率以及更分散的出力分布使得电力系统在极端气候、最高负荷下的支撑能力会更具保障；灵活性角度，整体上风电对于灵活性资源需求小于光伏，较多安装风电有益于在保障不过多增加消纳需求的情况下扩充新能源装机。基于三大优势，我们认为在灵活性资源短期尚未充分释放、消纳和新能源装机需求向上的情况下，风电需求有望迎来明显提升。装机方面，风电装机不足主要系项目建设周期问题，而根据招标网今年前九个月风机招标量同比增长71%，前三季度招标量合计达到90GW，有望在25年迎来装机加速。考虑到风电对灵活性需求较小，我们认为在新能源消纳和增加装机双重需求催化下，风电在新增新能源装机中的比例将持续走高，叠加当前装机基数较小，风电板块有望迎来显著且持续的成长弹性。

预测二：灵活性资源释放带动“四可”改造，配网受益于需求侧升级。灵活性资源的开发依赖于需求侧可观、可测、可调、可控能力的提升，有望带动配网投资扩容。整体来看，我们预计配网投资（含充电桩投资拉动）在需求侧带动下24/25年增速有望达到15.2%/9.9%，24-30年期间CAGR有望达到6.4%。细分来看，我们认为在“四可”要求下，智能电能表等在分布式光伏、充电桩等领域均具备较大的发展空间。电表在实现基础的可测功能之上，通过模块升级，可以兼具可调（控制发电量）和可控（控制关断）功能，并且有望通过北斗系统赋能“通信、导航、遥感”一体化运营体系，实现通过短报文偏远地区抄表、精准对时统一电网时间加强数据精度以及平台化精准位置服务实时监控三大功能，进而达到“可观”要求。我们看好国内配网扩容的增量需求，叠加“四可”升级带动的替换需求，带动一次设备供应商迎来高成长机遇。

预测三：储能将成为新型电力系统长期刚需，弹性有望充分释放。我们认为电化学储能有望在十五五末到十六五初开始成为电力系统应对短时不平衡问题的主要灵活性工具，即灵活性资源的主要增量来源。短期来看，在弱电网场景中配置构网型PCS以提升局部电网韧性和支撑能力或逐步成为系统刚需，在瞬时安全问题上发挥重要作用。我们预计到2030年，在不考虑构网技术的情境下，储能PCS裸机/一体机（含变压器）的市场空间分别为41.2/103.9亿元，在考虑构网技术的情景下分别达到65.0/127.7亿元，空间增长58%/23%；中长期来看，电化学储能也将成为提升新能源风光电站置信出力、提升系统长时充裕度的方式，根据我们的测算，为实现两部委提升新能源置信出力至10%的政策目标，新能源电站配储比例将不低于20%/2hr或10%/4hr，随着新能源新增装机保持高位，配储需求将长期稳定存在，叠加海外需求共振，我们看好储能成为受益电力系统升级成长较快板块之一。

加速能源转型 = 解决资源安全 + 产业升级发展

考虑到我国人均电力消费和发达国家的差距，以及出口、新质生产力、AI算力等对电力需求的额外拉动，我们认为我国电力需求仍将持续增长。在这一背景下，传统能源面临的中长期资源约束与经济性约束，我们认为新能源制造属性符合我国制造业大国的特性，降本增效同时进一步解决我国经济发展所面临的能源资源问题以及产业升级问题。因此，新能源渗透率的持续提升不仅是能源转型加速之路，也会是国家能源发展的必经之路，但新能源的波动性、间歇性和随机性及其电力电子特性与传统电源同步机发电的差异势必导致其与当前电力系统的不兼容，带来新型电力系统的升级诉求。

中国能源需求转向低能耗发展，但电力需求增长较快

能源弹性系数下降，但电力弹性系数仍然较高。2023年我国能源消费总量同比增长5.4%至57亿吨标准煤，其中煤炭、石油、天然气、非化石能源消费分别占55.8%、18%、8.5%、17.6%。单位GDP消耗能源相对2019年复合增速为-2%，持续下降，电气化率达到22.4%。但是同期我国实现总发电量9.3万亿千瓦时，同比增长6.8%，电力弹性系数达到1.3，且在过去5年平均超过1.2。虽然可再生能源发电占比达29.6%，非水可再生达到15.8%，但即使算上水电和核电也仅实现增量替代的46.2%。

电力需求持续增长，能源转型是满足发展对资源需求的必由之路

电力增长可持续，人均电力消费仍有空间。2020年以来，电力和GDP增速走势分化加剧，我国用电需求增速跑赢GDP增速1~2个百分点。从电力需求增长的驱动力来看，我们预计传统领域和新兴领域此消彼长，全国用电量增速在2024-30年有望维持6%的复合增速（详见我们于2024年6月3日发布的《全球能源新趋势下的煤炭发展机遇》）：

1. 我们测算新质生产力2022-24年拉动用电增速0.7~1.2pct，随基数变高增速贡献或减小，但2025-30年仍有望维持年均0.4pct的用电增速拉动。

2. 充电桩用电随全国电动车保有量提升影响或放大，2022-24年对用电增速贡献0.2~0.3pct，我们预计2025-30年或略增至0.4~0.5pct。

3. 数据中心用电贡献加强，我们基准情形预期2024-30年每年贡献0.7~0.8pct的用电增速，若AI应用发展超预期则数据中心用电量还有进一步上修可能。

4. 其他二产（由内外需拉动）以及三产和居民用电量对增速的拉动我们预计将从2024年的5.5pct逐步回落至2030年的4.3pct。

5. 此外，电气化率还有较大的提升空间。中电联预测，十四五期间，终端电气化率将达到30%，而电能替代将推动新增用电量8000亿千瓦时，相当于每年1600亿度电，贡献约1.7pct。

我们目前预测中国2025年、2030年全社会用电量分别为10.5万亿、14.24万亿千瓦时，电力需求增速维持高增长。而相比发达国家，以2022年数据来看我们人均GDP仅占美国的30%、人均电力用电量仅占54.7%。因此虽然中国经济增长下能耗强度趋势是下降的，但是考虑未来经济增长的驱动因素，如新质生产（锂电光伏制造），数据中心，新能源车，电能替代等新兴产业和能源清洁化利用均需要电力。我们认为未来中国能源需求是低能耗和低碳发展，但不会是低电耗发展，电力增长需求仍然较强。

中长期资源约束和能源经济性约束倒逼能源转型的加速

对内，能源转型也是保障长期能源安全的必然选择。根据世界银行、生态环境部环境规划院和国家能源局数据，中国可开发的光伏和风能资源分别达到45610/11672GW（海/陆风2982/8690GW），按照截至23年底的光伏和风能累计装机量609.5/441.3GW计算，利用率仅1.3%/3.8%，而即使中国最为充足的煤炭，按照可开采储量，中国人均煤炭储量只有1.01亿吨，小于全球平均的1.37亿吨，油气储量更是只有世界平均的7.9%和24.7%。根据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》提出的目标，2035年时人均国内生产总值达到中等发达国家水平。中等发达国家水平人均国内生产总值约为2-4万美元，按年均复合增长率4.7%假设，我国2035年人均GDP将达到15.8万元，结合单位煤耗后我们预计能源消费总量或将达到74.2亿吨标准煤，能源消费总量年复合增长率约为2.2%。若能源消费结构保持和2023年一致，则对应煤炭、石油、天然气消费量分别为59亿吨原煤、9.6亿吨原油以及4,769亿立方米天然气，相对2023年消费量分别增加13.4亿吨原煤、2.2亿吨原油以及1,079亿立方米。而13.4亿吨原煤增量与2023年全球海运煤市场规模相当，相对中国2023年46.6亿吨的国内产量占比28.7%，占中国的铁路运力也达到26.5%。虽然国内有足够的煤炭储量，但是不仅产能释放需要时间，交通配套建设也需要较长时间满足如此规模放量，煤炭供应将难以完全满足国内持续增长的能源消费需求。石油和天然气增量相对2023年中国石油和天然气产量分别为104.1%和47%，相对全球市场贸易量占比也分别达到10.3%和11.4%，也将面临国内供给不足的问题，同时将明显提升能源价格。

新能源的制造业属性更适合中国产业优势，有效缓解能源价格上涨。传统能源行业一般原材料成本占比较高，在过去20年国内煤价上涨121%（秦皇岛动力煤Q5500），国内汽油价格上涨152%，国际原油价格也上涨了86%。因此传统大宗商品的发展，一般会用量越大越贵，因为便宜的资源往往先被开发，只有价格上去了才能开发成本曲线更右侧的资源。且化石能源效率已经提升空间有限，根据行业惯例火电二次加热可以将全厂热效率提升到45%，而燃气CCGT循环最高可以达到65%，都难以再大幅降低成本。而可再生能源虽然非技术成本占比最近几年有所提升，但是根据光伏行业协会和风能行业协会，光伏、风电单W造价过去10年下降67.1%/47.5%，过去3年下降35.9%/31.0%，因此带动整个发电成本下降34.9%/30.6%到142/223元/MWh。根据IRENA，平均制造业规模每翻一倍，风电成本下降7%，光伏成本下降13%。

对外，新能源产业发展，同时为中国产业升级打开历史机遇。根据IEA和BP数据，2019年全球电力投资和一次能源消费总量是9160亿美元/199.23亿吨标煤，中国占比分别为15.0%/24.3%，中国虽然占全球比例很高，但其中对外出口比例不高。随着新能源产业快速发展，我国新能源电力设备出口额显著增加，在海外市场市占率亦快速拉升。根据海关总署数据，2017年-2023年风力发电机/太阳能电池/蓄电池（锂电为主）出口额CAGR为9.4%/25.2%/35.1%，相比传统电力设备，如电线电缆和变压器的出口额CAGR 1.9%/10.2%有显著增速；反映到海外市场侧，根据我们的测算，2020年起我国电力设备总出口额在海外市场（不包括中国本土市场，下同）市占率明显提升，2019/2020/2023年市占率分别为8.0%/13.1%/17.5%。

新能源消纳面临多重挑战，日内短时平衡是当前主要矛盾

技术迭代和产能扩张推动了新能源电站造价的持续下降和新增装机的快速增长，在2021、22年光伏风电陆续平价后，2023年我国光伏、风电装机同比增速达到152%，106%。然而一方面虽然装机量大幅上升但是电力系统消纳难度逐步显现，绿电电价压力不断加大，另一方面即使要实现碳达峰，新能源目前装机和发电量仍不足以应对国内高速发展的电力需求，“先立后破”的“立”尚未实现。

当前阶段，我们认为最为制约新能源消纳的问题来自日内短时平衡问题，即新能源的发电时间与电力负荷需求的时间错配问题，使得即使发电量成本便宜也无法满足有效需求。其中，随着光伏装机的快速增加，光伏高日内同步率以及夜晚不发电的特性使得，目前日内午高峰和晚高峰的电力平衡愈加困难。由于火电机组需要应对晚高峰出力，因此不能停机，我们测算在24年传统电源改造前最小出力（775GW）+新能源最大出力（454GW）已经超过日内的系统平均负荷（1190GW），因此今年能源局首次放开可再生能源消纳比例要求。然而考虑到新能源的持续增长，且新能源利用小时1200-2300hr远低于社会平均用电负荷7000hr，意味着27年之后新能源装机将大于最高负荷，则可能意味着愈发严峻的新能源消纳挑战。

风光突破平价线后实现了装机的快速增长，但新的系统瓶颈已经出现

技术迭代和产能扩张推动了新能源电站造价的持续下降和新增装机的快速增长，根据光伏行业协会和风能行业协会，光伏、风电单W造价过去10年下降67.1%/47.5%。我们估算全国各电源品种的投资造价、燃料成本和对应的度电发电成本，我们计算西部光伏、陆上风电相继于2021~22年已经实现了较坑口火电机组的度电成本平价，东部光伏、海上风电也已相继于2021~22年实现了较沿海火电的度电成本平价。平价之后，我国风光装机经历了一轮快速的增加，如光伏在2021年实现平价后2021/22/23年国内新增装机分别54GW/86GW/216GW，2021-23年装机复合增速100%（vs平价以前，2019-21年装机复合增速34%）；风电在2022年实现平价后装机增速由负转正，2023年国内新增装机76GW，同比增长106%（vs平价以前，2020-22年装机复合降速28%）。

尽管新能源风光的发电成本已经显著下降，且推动近两年新能源装机的加速增长，但有关于电力系统接入新能源的瓶颈讨论再度增加， 市场普遍担心电力系统对新能源的消纳问题。十三五以前，在新能源发展初期我国曾一度面临较为严峻的新能源消纳形势，2016年及以前全国弃风弃光率在10%以上居高不下，随后通过外送通道建设、两部委《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》等政策推动新能源消纳形势改善，2019~2023年全国弃风弃光率得以维持在4%及以下。而2024年以来，新能源消纳问题再现，2024年2月全国弃风弃光率重新突破5%，6月国家能源局《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》首次提出“对部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利用率目标，原则上不低于90%”。

我们总结认为，制约新能源消纳的问题概括有三： 1）瞬时安全问题，来自新能源电力电子电源替代可控同步机电源；2）短时平衡问题，来自传统能源最小出力、新能源同时出力与最高负荷之间的矛盾；3）长时充裕问题，来自新能源出力更低的置信度及其边际递减效应。当前阶段，我们认为最为制约新能源消纳的问题来自日内短时平衡问题，随着新能源装机的增长我们或面对日内短时平衡问题的持续加剧。

目前新能源消纳的主要瓶颈在日内短时平衡，也即传统能源最小出力、新能源同时出力与最高负荷之间的矛盾

为什么新能源渗透率提升必然加剧电力系统短时供需平衡挑战？传统的电力系统通过“源随荷动”实现电力供需平衡，电力供给负荷率随实时需求水平调节，考虑技术限制后传统电源的日内功率一般可在50~100%（煤电）、20~100%（气电）、30~100%（水电）、75~100%（核电）之间调节。而新型电力系统中，负荷率“靠天吃饭”的新能源发电占比提升，光伏发电的日内负荷率波动可达0%（晚间）~100%（午间），风力发电的日内负荷率波动也可达0%（午间）~100%（晚间），若电力负荷和传统电源供给负荷率不能随新能源出力波动而变动，或者传统电源负荷率压至最小/最大出力后仍不满足，则电力系统供给和需求将出现不平衡矛盾。换而言之，如下图左所示，当新能源供给大发时段，需要传统电源提供向下灵活性、电力负荷提供向上灵活性以实现新能源发电的消纳，传统电源的最小出力决定了向下灵活性空间；而在新能源供给不足时段，需要传统电源能提供向上灵活性、电力负荷提供向下灵活性以实现电力需求的保供，传统电源的最大名义功率决定了向上灵活性空间。

新能源渗透率增长势必导致电力供需在过剩和紧缺之间反复震荡。以2023年为例，根据中电联统计我国光伏、风电的年平均利用小时在1286小时、2225小时；而我们根据最高负荷和全国用电量估算电力负荷侧的平均利用小时接近7000小时。因此，若要满足电力需求，从功率容量角度风光新能源的GW数一定是超配的，考虑风光负荷率的大幅波动，势必会出现在资源好的时段风光发电大于电力需求，在资源差的时段风光发电小于需求，电力供需在过剩和紧缺之间反复震荡的情况。且由于新能源发电的高同步率（负荷率取决于气象条件，以省为单位，光伏场站出力同步率可达60%，风电可达20%），这一趋势随着新能源渗透率的增长只会越来越明显。

当前阶段，我们认为电力系统短时平衡的主要挑战在于新能源同时大发时段如何消纳过剩新能源电力。考虑到2021-22年全国性缺电后，2022年出台煤电装机“三个八千万”政策，以及2022年起核电审批连续三年每年十台，我们认为电力供需日内紧缺的挑战有望随着以上机组的陆续投产而逐步缓解。然而与此同时，传统电源新机组若不进行更进一步的灵活性改造，其投产也将抬高系统的最小出力，反过来加剧新能源大发时段电力系统日内供需过剩的压力，加速新能源消纳压力。

我们对电力需求与电力供给（传统电源最小出力+风光新能源同时出力）平衡趋势进行估算，可以看到新能源消纳压力的持续提高。电力供给中，传统电源最小出力我们假设煤电、气电、核电、水电对应负荷率分别为50%、20%、100%、30%，风光新能源同时出力我们参考省级数据假设光伏、风电同步率分别60%、20%（光伏在午间同时发电，风电各地风资源条件差异更大同步率更低）。结合我们对电力装机和需求的预测，我们对比电力供给（传统电源最小出力+新能源同时出力，均基于上年末累计装机计算，主要考虑到我国电源每年新增装机集中在下半年至四季度，对当年电力供给影响不大）和当年电力负荷，我们测算估计：

1.2024年全国传统电源最小出力+新能源同时出力或首次超过平均负荷。其中，2024年传统电源改造前最小出力我们估计为775GW，新能源同时最大出力我们估计为454GW，合计电力供给1229GW，将超过系统平均负荷我们估计为1190GW。从全国新能源并网消纳数据来看，2019-23年风光基本维持在97~98%，1H24跌落至96~97%，2月春节期间首次跌破95%；从这个角度看，今年放开新能源消纳率95%红线也有其背后的电力系统日内不平衡压力所在。

2.2027年全国传统电源最小出力+新能源同时出力或首次超过最高负荷。其中，2027年传统电源改造前最小出力我们估计为890GW，新能源同时最大出力我们估计为970GW，合计电力供给1860GW，将超过系统最大负荷我们估计为1704GW。十五五期间，我们或面临传统电源供给增长维持、新能源供给增长加速，竞争边际减速的新增负荷增长，电力日内不平衡矛盾或显著加剧，势必带来消纳的矛盾。

新型电力系统如何增加系统灵活性以解决短时平衡挑战

正如我们前面所讨论的，新能源高同步率、低利用小时、出力不可控的特性将使得电力系统的日内不平衡随着新能源渗透率的提升而持续放大，电力供需在过剩与紧缺之间反复震荡。为实现新能源消纳以确保实现能源转型和碳达峰目标，我们认为通过建立新型电力系统，挖掘和调动电力系统中更多需求向上、供给向下的灵活性，将为新能源发展打开空间。其中我们通过“资源量，成本，技术，商业模式”等多个维度对供给侧，煤电深调、抽水蓄能、煤电启停等灵活性进行分析，预计最终新型电力系统在2030年在三种不同情景下将分别提供210GW（悲观）、367GW（基准）、611GW（乐观）的新能源每年消纳空间。

电力负荷的增长为新能源装机提供了基础消纳空间，此外电力系统中主要的系统灵活性可以来自煤电灵活性改造、抽水蓄能、电化学储能、充电桩、负荷管理等资源。我们对上述灵活性资源从资源量和度电成本角度进行估算，构成如下的系统灵活性资源成本曲线。总结而言，充电桩、煤电深度调峰、抽水蓄能三类资源成本相对更低，分别为0.03、0.12、0.15元/kwh，但资源量亦受限（如充电桩取决于电动车发展，我们估算到2030年累计资源量208GW；煤电深度调峰取决于煤电装机，灵活性改造有望合计带来资源量309GW；抽水蓄能取决于地理资源，资源量135GW）；煤电启停调峰和负荷管理成本相对较高，分别为0.33、0.41元/kwh，但资源量相对更充分（如煤电启停调峰若实现可额外释放464GW灵活性资源，负荷管理按最高负荷的10%可达到187GW）；电化学储能是资源量最不受限的灵活性资源，但当前成本受制于电池成本以及充放电次数偏高，或达0.63元/kwh，远期成本有望优化至0.25元/kwh从而打开更大应用空间。

我们基于【新能源消纳空间 = （电力负荷 – 传统电源最小出力 + 电力系统灵活性空间） / 新能源最大同步率】，对新能源未来装机空间及实现所需的灵活性资源量进行判断。其中，如充分完成供给侧灵活性，系统将增加52GW的灵活性资源（抽蓄+火电最小出力下降），实现每年光伏维持218GW增长至2026-27年前后；如充分实现需求侧灵活性，系统将增加317GW的灵活性资源，实现光伏维持218GW年增长至2030年；2030年后，随着电化学储能造价下降、利用率提升，我们预计储能度电成本降至0.3元/度以下实现平价，电化学储能装机的增长将使得光伏装机不再受到日内平衡限制，实现新能源发展2.0时代迈进。

1、 通过充分调动煤电深度调峰以及抽水蓄能资源，可以将光伏同时出力超过消纳空间（电力负荷与传统电源最小出力之差）的时间点从2024-25年推后至2026-27年；

2、 进一步通过调动需求侧灵活性资源（包括充电桩、工业等负荷响应），可以进一步提升新能源的系统装机的容纳能力，使得消纳瓶颈发生时间推迟到2030年；

3、 从总量角度来看，以2030年为节点，我们估算电力系统的日内平衡为：平均负荷1558GW，传统能源最小出力合计707GW（其中煤电通过深调改造实现最小出力压降到30%），叠加用户侧灵活性资源累计开发317GW（负荷管理+充电桩响应），供给侧抽蓄灵活性资源开发114GW，考虑到光伏发电同步率高、对系统消纳空间的占用更大，我们基于光伏同时出力60%假设，基于【新能源消纳空间 = （电力负荷 – 传统电源最小出力 + 电力系统灵活性空间） / 新能源最大同步率】计算，对应系统对光伏消纳空间2136GW，对应光伏在2023年末累计装机609GW的基础上，还可以~218GW/年的安装节奏增长至2030年，维持近两年较为可观的年新增装机规模。

4、 上述灵活性资源的调度，将为潜力更大但成本更高或技术尚待攻克的灵活性资源如电化学储能和煤电（极）热态启停调峰的降本和技术成熟争取时间。2030年后新能源开发能否延续当前节奏将更加依赖储能降本幅度和煤电启停能力的突破。

我们预计新型电力系统通过实现新能源发电渗透率提升，电源侧发电成本的下降可以较为充分的抵消新能源消纳成本的增长以及其他费用（如容量电费、输配电价）的增长。我们预计从2023年到2030年，风光发电渗透率的提升（从~16%提升至~34%），叠加各类电源的投资和燃料成本优化，我国电源侧的平均发电成本有望下降9.5分/度；而调峰成本方面，我们考虑调峰电量占比从~10%提升至~12%，随着调峰资源调用成本从低到高递进，摊薄后度电调峰成本从0.4分/度提升至1.2分/度，累计增加0.7分/度；容量成本方面，我们考虑针对抽水蓄能以及煤电的容量电价，预计2023-30年度电容量电费提升2.2分/度；输配电价我们考虑电网投资的增长，预计在2023-30年内累计提升0.9分/度。综上而言，我们预计供电成本（电源成本+调峰成本+容量成本+输配电成本）合计有望从2023年的0.617元/度下降0.057元/度至0.561元/度。（详见我们于2023年12月1日发布的《能源转型系列报告-但问路在何方》）

应对短时平衡问题：充分调动源侧、荷侧灵活性资源

从中外对比来看我国灵活性资源现状和可能的提升路径

海外高新能源渗透率地区如何应对灵活性不足的问题？负电价的频繁出现是电力系统整体供过于求或者日内不平衡加剧（灵活性资源）不足的一种显性的体现。我们认为，在电力市场化的国家或者区域，负电价意味着机组倒贴钱卖电，会出现这样的情况意味着：1. 机组降产出或者负荷提升的机会成本高于负电价本身，或相应的反馈机制、调节技术不完善，导致机组和负荷出力无法灵活响应负电价；2. 机组有卖电价格以外的收益机制，使得其在负电价时段的综合收益并不为负，有持续发电的激励。我们横向对比我国和欧洲各国的市场情况可以看到，我国日内供需灵活性资源不足正在导致新能源消纳瓶颈出现早于海外国家，我国新型电力系统的转型需求更为迫切。

1. 欧洲内部对比可以明显看到，光伏渗透率高的电力市场更容易出现负电价。以2023年为例，欧洲部分国家全年负电价小时数从高到低分别为德国301小时、丹麦280小时、法国149小时、瑞士75小时、爱尔兰49小时，与上述国家的光伏渗透率由高到低（德国12%、丹麦10%、法国4%、瑞士8%、爱尔兰1%）基本对应，其中法国由于无灵活性的核电占比高，在低新能源渗透率的情况下引发了更高频的负电价情况。

2. 对比我国和欧洲，以山东电力市场为例在较低的光伏渗透率下出现了成倍于欧洲的负电价频次，或侧面反映出日内供需灵活性资源尚未得到充分的挖掘。我们以2023年山东电力市场表现为例，全年山东光伏渗透率10%，较德国低2pct，而全年电力日前市场负电价小时数我们估算达到了747小时，为德国的1.5倍。

3. 我们认为造成国内电力日内灵活性不足、负电价更频发的可能原因包括：1）电力供给侧灵活性不足，2023年德国传统电源90.5GW装机中气电占到38%，而山东123.7GW传统电源装机中气电不到1%。2）电力需求侧灵活性不足，根据TenneT，2020年德国13%的负荷参与各类负荷管理机制，其中~30%已得到实际调度，相当于负荷管理占负荷的~4%，国内负荷管理机制还在较为早期；3）新能源发电在负电价时段的负反馈不足，一方面德国可再生能源法（EEG）允许在分布式光伏返送电网出力超过其容量的70%时由电网限制其返送功率，且根据德国联邦网络局分布式光伏配储率2023年已经达到78%，分布式自发调峰能力更高；另一方面德国限制了新能源在以负电价卖电超过4小时后的度电补贴额度，进一步削弱了新能源电站在负电时段的发电积极性。而国内无论是分布式配储率还是机制上均与德国情况差异较大。以上几点也为我国电力日内灵活性的发展方向提供了一些指引。

结合我国国情和各项灵活性资源的发展潜力，我们认为具备“量大管饱”属性的灵活性资源主要包括：供给侧向下灵活性主要来自煤电改造（包括30%深度调峰，以及极热态/热态启停）、以及抽水蓄能；需求侧向上灵活性可以来自充电桩和大工业等负荷管理；此外各类新型储能技术可以提供向上以及向下灵活性。我们根据灵活性资源响应速度、维持时间、资源量、调度成本四维度对上述资源进行对比和排序：

1.新型储能技术（以锂离子储能为代表）当前由于电池造价高、调用率低等因素，电化学储能度电成本我们估算在0.43~0.63元/度，在各类灵活性资源中偏高，但作为灵活性资源新型储能具备响应快、持续时间长、资源潜力不受限等明显的优势，这也意味着储能若实现进一步技术降本至0.3元/度以下（我们测算认为随着利用率提升、配储时长提升、单位投资成本降低，电化学储能度电成本有望下降至0.25元/度），将成为中长期主力的灵活性资源；

2.抽水蓄能和充电桩响应综合优势其次，其中充电桩响应具备低成本（仅0.03元/度，几乎无额外成本）、快响应优势，但劣势在于可维持时间较短（尤其是快充）；而抽水蓄能在各维度表现均属中上（响应成本0.15元/度）、主要限制在于总资源潜力受地理条件制约；

3.煤电灵活性整体响应速度偏慢，中时（日内、多日）灵活性价值更大，其中煤电深度调峰成本具备优势（约0.12元/度），但总体资源量最小（新增煤电机组的最小出力还会消耗系统中的灵活性资源）；煤电启停调峰资源量可观，主要限制在于技术成熟度和安全性仍待产业实践检验，此外启停调峰过程中维持并网状态以及重新启动过程均会带来额外汽耗油耗、煤耗以及系统损耗，显性和隐性成本在各灵活性资源中偏高（高于0.3元/度）。

4.需求侧尤其是工业负荷响应资源潜力可观、与充电响应相当，但工业负荷响应目前在响应速度和响应成本上市场争议较大。主要由于工业负荷一般较为稳定，变负荷响应涉及到对工业生产既定流程的调整，因此前后准备时间较长、响应速度较慢、用户侧需要额外激励；此外由于系统负荷变化对产品生产反应过程的影响限制了其负荷管理可以维持的时间，我们估算其响应成本在0.41元/度上下（具体区间取决于响应维持时长，具体测算详见下一章节）。

下文，我们将对上述灵活性资源的实现机理、政策支持、资源空间以及成本估算分别进行讨论。

供给侧：火电深调改造政策升级，目标到2027年存量煤机“应改尽改”

煤电机组通过灵活性改造可以实现对最小出力的压降，从而释放相当于额定功率的20%的向下调峰资源。根据中电联，传统煤电机组在不经由改造的情况下一般具备最小出力降至50~60%（纯凝机组）和75~85%（冬季热电联产机组），经灵活性改造后可最小出力可以进一步压降至30~35%（纯凝机组）和40~50%（热电联供机组），从而释放灵活性空间。其中，纯凝机组的最小出力取决于锅炉燃烧稳定性以及汽轮机和主要辅机的适应性，需要进行多项灵活性技术改造以保证降负荷过程中的安全性和高效性，包括但不限于：1）燃料供应系统（磨煤机）运行振动、高温、安全性等改造；2）锅炉送风机失速、喘振等安全问题解决；3）炉膛低负荷不投油稳燃技术升级；4）烟气处理旁路改造，解决低负荷脱硝反应效率下降等环保问题改造；5）发电机和汽轮机频繁负荷变化带来机械性能和金属疲劳问题等。此外，若要进一步实现最小出力降至30%以下，则还需涉及煤电机组的干湿态转换，由于操作变化和耗时较长，目前应用案例相对较少。而热电联产灵活性改造则主要涉及蓄热调峰技术等，若进行热电解耦改造则可以将最小出力压降至40%以下。

若进一步推动煤电启停调峰，煤电实现“日内热启停”，则有望进一步释放相当于额定功率的30%的向下调峰资源。以上煤电灵活性改造可以释放火电机组出力从50%名义功率向30%名义功率压降带来的约20%输出功率灵活性空间，而煤电启停调峰则可以进一步释放从30%名义功率向0%名义功率压降带来的约30%输出功率灵活性空间。与往常的印象不同，煤电厂不仅可以通过冷启停实现跨周度、月度、季度的长时灵活性能力，日度极热态、热态启停从技术能力和海外实践来看也具备可行性。根据电联新媒，与冷态启停相比，热态启停一方面响应速度更快（锅炉还有1000多度，可以在半小时内实现启动到并网；而冷态启动需要9~10小时），另一方面设计寿命更长（由于冷启停使得金属经受低温到高温膨胀引起金属疲劳，导致一般锅炉设计寿命内仅允许承受上百次冷态启停，而热启停次数可支撑数千次）。

顶层设计看煤电灵活性改造从十三五启动、十四五加码、十五五收官。我们梳理国内火电灵活性改造政策脉络和目前实际进展，可以看到火电灵活性改造在十三五期间启动试点，但实际改造低于预期；十四五改造目标提速，并且提前完成；预计到十五五期间2027年是存量煤电灵活性改造“应改尽改”的最后期限。

1.十三五期间：2016年6月由国家能源局首次提出“启动提升火电灵活性改造示范试点工作”，针对可再生能源消纳问题较为突出地区的15个典型项目进行灵活性改造试点，目标效果热电机组最低负荷压降至40~50%，纯凝机组压降至30~35%。随即，在2016年末国家发改委、能源局出台的《电力发展“十三五”规划》 中首次给出灵活性改造规模目标：“十三五”期间“三北”地区热电机组灵活性改造约 1.33 亿千瓦，纯凝机组改造约 8200 万千瓦；其它地区纯凝机组改造约 450 万千瓦；改造完成后，增加调峰能力4600 万千瓦，其中“三北”地区增加 4500 万千瓦；其他地区增加100万千瓦。2018年3月国家发改委、能源局在《关于提升电力系统调节能力的指导意见》中再次重申了上述改造目标。到2020年，全国煤电灵活性改造实际完成不到7000万千瓦，目标完成率仅50%。

2.十四五期间：火电灵活性改造政策要求提速， 2021年11月国家发改委、能源局在《全国煤电机组改造升级实施方案》首次提出存量煤电“应改尽改”，首次提出十四五目标完成 2 亿千瓦，增加系统调节能力 3000—4000 万千瓦；上述目标在2023年9月国家发改委能源局《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》再次重申。2021-23年全国煤电灵活性改造完成3亿千瓦以上，提前完成十四五目标并填上了十三五目标缺口。此后，在2024年2月，国家发改委、能源局在《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》中首次明确存量煤电“应改尽改”的时间期限为2027年，此外对于改造后的最低负荷率要求纯凝机组从此前的30~35%首次提出压降到30%以下（在新能源占比较高、调峰能力不足的地区，在确保安全的前提下进行深度调峰探索）。

基于上述政策目标，我们估算全国煤电机组每年灵活性改造规模还将稳中有增。我们基于2023年末全国煤电装机11.6亿千瓦，在2018年以前建成10亿千瓦（根据电力规划设计总院，包括十三五后半段和十四五以来建成煤电项目多数已经考虑灵活性运行需要，我们假设无需额外进行改造），其中我们结合电规院和国家能源局披露历年数据估算已累计完成改造3.7亿千瓦，意味着2024-27年还需完成累计6.4亿千瓦、年均1.6亿千瓦的煤电机组灵活性改造，以实现到2027年“应改尽改”的政策目标。基于2022/23年全国每年实际改造1.6、1.1亿千瓦，意味着未来几年整体改造节奏起码持平、甚至略有加速。（上述计算暂未考虑无法改造的特殊燃料、特殊炉型机组，且假设供热机组均可进行热电解耦改造降至30%最小出力）。随着到2027年煤电灵活性改造收官，我们认为电力系统中煤电机组的最小出力有望从2023年末的477GW进一步压降至421GW，释放56GW的供给侧向下灵活性空间。

针对煤电日内热启停调峰，尚无相关政策要求。

从成本角度计算，煤电深度调峰成本较低约0.12元/度，基于国电投和NRDC数据灵活性改造资本开支100元/千瓦，对应度电折旧增加0.01元/度，以及低负荷运行煤单耗提升70克标煤/度，对应燃料成本增加0.11元/度；煤电热态启停调节成本更高约0.33元/度，主要系维持短时并网状态所消耗的煤耗、气耗等成本。因此，综合看政策力度和成本水平，煤电深度调峰是现阶段释放较为确定的供给侧向下灵活性资源，而煤电热态启停调峰资源量大、释放节奏将取决于技术和示范情况。

供给侧：抽水蓄能稳步发展，2026年后或投产加速

预计2025年抽水蓄能装机容量较2020年翻一倍、2030较2025年再翻一倍。我国抽水蓄能电站发展起步较早，起初主要是为核电站做调峰配套，到2015年我国已累计建成23GW抽水蓄能电站。十三五、十四五期间我国抽水蓄能相关政策稳步推进，2016年11月，国家能源局《水电发展十三五规划（2016-2020年）》提出到2020年我国抽水蓄能总装机达到40GW，2018年3月国家发改委、能源局《关于提升电力系统调节能力的指导意见》中再度重申了上述目标，实际2020年末抽水蓄能完成装机31GW，不及政策目标，一方面原因可能在于抽水蓄能电站电价形成机制不清晰、电价传导机制不顺畅。因此，我们在2021年4月看到国家发改委发文《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确抽水蓄能两部制电价政策，且允许其中容量电费部分纳入电网输配电价回收机制；2021年9月国家能源局紧接发文《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，明确到 2025 年抽水蓄能投产总规模 6200 万千瓦以上、到 2030年投产总规模 1.2 亿千瓦左右的中长期发展目标（即2025年较2020年翻倍，2030年较2025年再翻倍）。其后我们注意到国内抽水蓄能电站装机投产有所加速，根据华泰公用环保组2024年8月29日报告《设备龙头，将受益于常态化装机增量》追踪预计抽水蓄能投产节奏将在2026年后开始加速。

作为一种电力系统灵活性资源，抽水蓄能具备较低的度电成本（我们根据水规院统计抽水蓄能单位造价平均5.49元/瓦，度电运维0.05元/度，四十年折旧假设估算，抽水蓄能度电调峰成本0.15元/度，与火电深调成本基本处于最低梯队），较好的灵活性性能（变负荷率10~50%/分钟，仅次于电化学储能，好于火电灵活性和工业负荷灵活性）和维持时长（通过库容和功率比设计，调峰维持时间可达8~10小时，满足日内和多日调节需求）。仅在总资源潜力这一方面，抽水蓄能电站的建设选址受限于地理条件，根据水规院预计总开发潜力约200GW+，对应电力系统200GW+的供给侧向下灵活性调节能力。

需求侧：充电桩响应和大工业等负荷管理灵活性资源潜力可观

除了上述供给侧灵活性资源，我们参考海外欧洲市场灵活性机制发展历程，可以预期负荷侧灵活性也有望在电力系统灵活性当中扮演一定的角色。根据落基山研究所，TenneT欧洲输电系统运营商联盟统计显示，2020年欧洲6个典型国家工业中，英国、荷兰和比利时的工业需求响应潜力可以达到最高负荷的17%、西班牙、德国可以达到13%，法国也有10%。从实际参与需求响应的情况来看，目前英国、法国、荷兰的需求响应实际参与量已开发至潜力的60%左右，而德国和西班牙的开发程度相对较低也有30%和40%。电力负荷可以通过负荷中断、负荷削减实现新能源出力不足时的负荷侧向下灵活性，或者通过负荷转移实现新能源大发时的负荷侧向上灵活性调节，是具备较大潜力的资源。欧洲电力系统中配电网密度和占比更高，且发电和用电市场化改革更早，需求侧灵活性资源已经得到一定程度应用，为我国需求侧灵活性资源开发提供了对标的窗口。

十四五以来我国推动需求侧灵活性相关政策强度、频度明显提升。2015年4月中共中央国务院电改“九号文”（《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》）中首次提出“积极开展电力需求侧管理和能效管理”，同年11月国家发改委、能源发布配套文件《关于有序放开发用电计划的实施意见》中首次提出“逐步形成占最大用电负荷3%左右的需求侧机动调峰能力”。2022年3月国家发改委、能源局《十四五”现代能源体系规划》中进一步明确需求侧响应重点推进行业（电解铝、铁合金、多晶硅等电价敏感型高载能负荷）并上调资源开发目标（力争到2025年，电力需求侧响应能力达到最大负荷的3%～5%；其中华东、华中、南方等地区达到最大负荷的5%左右）。2024年7月《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027）》中需求侧灵活性目标再度加强，要求到2027年，实现典型地区需求侧响应能力达到最大用电负荷的5%或以上（原目标3~5%）、着力推动具备条件的典型地区需求侧响应能力达到最大用电负荷的10%左右（原目标5%左右，从前述欧洲案例可以看到，这个目标是在可实现范围内的）。另一方面提到，要充分利用电动汽车储能资源，全面推广智能有序充电，研究完善电动汽车充电分时电价政策，推动电动汽车参与电力系统互动。

我国需求侧充电桩响应、大工业等负荷管理灵活性资源具备可观空间。从理论潜力来看，根据能源局数据，我们以中国夏季、冬季典型日负荷曲线估算，峰谷差约21~23%，峰平负荷差约9~10%，平谷负荷差约13~16%，其中在工业大省24小时负荷曲线相对更为平坦，而三产大省午高峰晚深谷特征更加突出，需求侧灵活性资源尚有空间可以挖掘。

1. 充电桩：随着中国新能源电动车保有量快速提升，供需灵活性资源将自然增长。电动车充电是推高我国电力需求和最高负荷的一股新力量。电动车充电作为一种频率和同时率较为规律的电力需求形式（以上海为例，根据NRDC统计，2022年接近40%的新能源私家车每周充电一次，接近30%的私家车每周充电两次，平均数为每周充电1.8次；此外，新能源出租车充电时间分布在中午11~16点较为平均，同时充电率接近6%，而新能源私家车在晚间22点同时充电率达到14%），通过分时电价、有序用电等机制引导可以改变电动车充电时段分布，从而为电力系统贡献可观的需求侧向上和向下灵活性。我们以新能源车保有量、充电频率、同时充电率和充电桩功率进行估算，预计2025/30年我国新能源车同时充电带动的电力负荷为53GW/208GW，单年增长分别15GW/42GW，这部分电力负荷通过有效的电价机制有望成为电力需求侧灵活性资源。若分时电价机制引导充电同时率进一步提升，则有望进一步使得灵活性资源量增长。

2. 大工业：中国较海外更高的二产用电占比带来更为客观的工业负荷灵活性资源潜力。与海外发达国家相比，我国二产用电占比更为突出（以2023年为例占全部用电量的66%，vs欧美国家一般至多30~45%），其中四大高耗能产业占工业用电比重达到41%（有色、黑色、化工、建材分别贡献13%、11%、10%、7%），而二产高耗能企业具备较强的电价敏感度，因此通过有效的电价信号引导工业负荷率调节有望带动可观的工业负荷灵活性潜力。根据RMI统计分析，在政策、技术、补贴等理想条件下，各主要工业产业的负荷管理响应潜力约为其最大负荷的纺织行业~35%、电解铝~22%、钢铁~20%、水泥/玻璃/设备20%+；此外根据电科院，商业楼宇暖通空调设备、照明设备等也可提供约为其最高负荷的25%的负荷管理潜力。目前由于缺乏可持续的商业模式和经济激励、工业生产设备信息化程度不足、技术标准缺失等，工业侧灵活性资源开发尚不充分且较难以计量。我们基于政策目标估算，若我国负荷管理（需求侧响应）2025/27/30年分别达到最大负荷的3%/5%/10%，对应灵活性资源总量释放2025/30年累计46GW/187GW，单年新增量17GW/37GW。

从成本角度来说，充电桩优势最为明显，工业负荷调节成本取决于响应维持时长。一般电力负荷管理的成本包含初始技术投资、响应者机会成本、组织者实施成本。对于电动汽车而言，充电桩一般都已具备基本测量和通信功能，无额外初始技术投资成本，且有序充电仅通过影响用户行为实现无机会成本，若通过第三方聚合商进行响应管理，根据NRDC数据，我们假设组织者实施成本为聚合商平台建设成本约500元/桩几乎可以忽略不计，我们按私家车慢充7kW功率、每周调峰0.5次计算对应度电成本仅0.03元/度，对于营运车高频快充来说度电成本可能更低。若采用V2G充电桩价格，则单桩价格为是普通充电桩的2-3倍，根据RMI目前来看V2G仍在试点应用阶段，具备V2G功能的充电桩仅占全部的0.025%，我们预计成本相对较低的有序充电模式将是现阶段充电桩负荷管理的主要形式。对于工业负荷而言，我们假设适应负荷侧响应所需的生产设备信息化、自动化及智能化改造成本根据RMI和NRDC在200~400元/kw之间，基于单次调峰响应时长0.5~4小时不等，对应调峰成本是0.1~0.8元/度之间，可见工业负荷响应的成本主要取决于调峰行为可维持的时间，而这进一步取决于工业负荷本身的生产工序特征，以及生产安全、生产质量等因素对工业负荷变化的外部约束，此外工业负荷灵活性响应较长的前后准备和恢复时间（根据RMI，需要0.5~1hr，对应2~3%的变负荷率）也使得工业灵活性更适合中时、长时而无法满足短时灵活性需求。我们以电解铝和钢铁为例：

1. 以电解铝为例，根据RMI，电解铝负荷包括主要生产负荷（占电解铝总负荷的75~90%，其中铝电解槽占生产负荷的80%，是负荷主要来源）、安全保障负荷（3~10%）和辅助生产负荷（5~10%）。电解铝生产在持续稳定电流供应条件下一般是维持95~98%负荷率的连续过程，采用冰晶石—氧化铝融盐电解法，通入直流电后在950℃-970℃下在电解槽内的两极上进行电化学反应。在经由整流器晶闸管（灵活性在40%，此外在成本、节能降碳、安全性能等方面具备优势）替代二极管（灵活性在10%）改造后，电解槽可以通过调节整流器输出端的电压或输入功率来调整负荷，从而提供系统灵活性。由于生产原铝过程中的铝还原电池热惯性较大，维持时间通常能达数十小时，因此电源功率的瞬时变化对铝还原电池的热平衡影响很小，短期中断铝还原槽生产不会使冰晶石凝固。因此，根据RMI电解铝理论上可以提供持续2hr、深度20-30%的负荷侧灵活性能力。

2. 电炉钢工艺亦可提供一定的灵活性，根据RMI，钢铁负荷主要包括生产负荷（占总负荷的65~75%，其中主要负荷为电炉和轧钢，分别占生产负荷的40%和15%）、辅助生产负荷（5-10%）、安全保障负荷（10-15%）。而我国常用的高炉冶金工艺中的高炉和转炉以煤和副产焦炉煤气为能量源，占总电力负荷比例并不显著。其中，轧钢属于持续冲击型负荷，负荷的大小与受到轧制的钢板的型号影响显著，通过电价等信号调整生产计划、实现错峰生产，实现小时级的灵活性响应。而电炉属于间歇冲击型负荷，加热运行过程中以恒定挡位功率运行，在完成加热任务后会中断送电，电弧炉在不使得融化金属重新冷却的前提下可以中断生产启停调节约30分钟（根据RMI）。由于废钢熔点1530度，远高于铝的660度，且装置热惯性低，供电中断后钢水比铝水更容易冷凝，因此电炉钢负荷可进行启停灵活性调节的时间会短于铝电解槽。

实际情况中，工业负荷的调动可能还需考虑设备损耗、排班变化等隐性成本，实际负荷响应的成本可能高于、资源量可能低于我们的估算。

电化学储能平价，将打开新能源装机天花板

相比前面讨论的各种灵活性资源，除了充电桩外，大多数存在明显的资源天花板，而电化学储能具备响应快、持续时间长、资源潜力不受限等明显的优势，若其度电成本下降有望成为中长期支撑我国电力系统日内消纳的主要灵活性资源。这也意味着储能若实现进一步技术降本至0.3元/度以下，将成为中长期主力的灵活性资源。储能电站虽然理论可以实现平价，但实际运营仍然存在多重卡点导致调用率偏低，实际成本高于理论成本。我们预计新型电力系统设计通过源网荷储、共享储能等模式创新有望带动储能调用率提升、从2小时提升至4小时储能时长进而摊薄度电成本，而储能度电成本的下降又将提升其他电力系统灵活性资源中的电网调度优先级，进而形成调度率提高成本下降的正向循环。

储能度电成本理论值和实际值或存在较大差距，调用率制约实际运营表现

从理论角度出发，随着系统造价下降储能度电成本理论上已降至0.3~0.45元/度。23年以来储能投资成本持续快速下行，参照储能与电力市场8月招标数据，2/4h储能EPC平均报价已经分别降至1.13/0.72元/Wh；假设储能电站年循环次数325次，0成本充电，其他参数在下表假设下，我们测算2/4h的储能电站LCOS分别为0.45/0.30元/kWh，理论上度电成本已经较低。

但由于实际运营中的利用率制约，实际充电费用不为零，储能度电成本实际运营中可能还有0.43~0.63元/度，甚至更高。储能电站实际运行情况较理论测算仍存在较大差异；参照中电联发布的24H1储能电站运行数据，日均等效充放电次数为0.63次（相当于年完整循环次数228次）。其他参数在下表假设下，我们测算2/4h的储能电站LCOS分别为0.63/0.43元/kWh，度电成本有明显抬升。当前大型储能电站利用率低的原因包括：

1. 目前政策考核要求源储同建，但并不保证调用，电网调度次数少导致储能度电成本更高；

2. 储能电站因为收益不好而经常被当作获取风光并网指标的成本支出，在初始投资时追求低价低质，造成实际日历寿命不足；

3. 即使在电力市场化的区域，如山东，23年现货市场实际高于3毛的日间电差价也只有227天，因此储能难以仅靠调峰收入实现盈亏平衡。

储能平价目前瓶颈1：利用率不足

仅靠现货市场和辅助服务市场发挥作用，尚不足以实现高利用率。1）电力现货市场的推进能够有助于体现峰谷价差，让储能电站通过充放电峰谷价差实现获利，提高循环次数。但我们认为目前的现货市场仍然难以协助储能实现循环次数从228天到325天的突破。我们以走在最前面的山东现货市场23年的数据为例，电力市场电价呈现每日两峰两谷特征，日内最大峰谷价差小于0.3元/kWh的有138天，因此现货市场不能完全解决目前利用率的问题。2）辅助服务市场确实能够帮助拓宽储能电站收益，提高储能利用率，但是如果从机制制定的角度考虑，其他能够提供辅助服务的资源同样应该拥有获得辅助服务收益的权利，从公平角度出发，各种资源应该在辅助市场进行公平竞价，而非给予储能收益倾斜的特权。

储能配置要求下，新能源企业自身也缺乏调度积极性。对于发电商来说，承担配储的投资成本是拿到风光建设指标的必选项，换言之，储能的建设决定取决于新能源配储项目整体的回报率，而非储能电站本身的回报率，且目前新能源存量项目仍然享有保障消纳政策。在这种情况下，储能项目的利用率低，盈利差，可以在一定程度上被风光带来的收益所容忍涵盖。在项目建成之后，初始投资成本已经属于沉没成本，对于单次的充放电行为决策来说，只要发电收益能够涵盖充电成本、电力损耗成本和运维成本（该条件较容易满足），即应该执行充放电行为。所以储能项目运营方必然想提升储能利用率，但储能利用率实际利用情况取决于电网调度的时间与次数，而远期真正决定电网调度情况的核心是各类可调度资源的成本比较（优先调度低成本资源）。

储能平价关键点2：降低投资成本

储能投资成本伴随规模效应、技术进步与锂价下跌持续下行，从中标价格来看，22/23年2h储能EPC均价为1.90/1.66元/Wh，24年8月最新均价为1.13元/Wh；23年4h储能EPC均价为1.38元/Wh，24年8月最新均价为0.72元/Wh。我们预计后续锂价相对稳定，假设含税价格维持在10万元/吨左右，后续储能非锂投资成本仍将伴随规模效应与技术进步稳步下行，假设构网型PCS裸机成本是跟网型裸机的2~3倍（取中值2.5倍），预计到30年2h的跟网/构网型储能EPC含税价格分别为0.62/0.66元/Wh，4h的跟网/构网型储能EPC含税价格分别为0.53/ 0.55元/Wh。因此虽然目前很多场景和要求不需要4h储能，但是随着新能源渗透率提升，4h储能的需求逐步提升也将进一步降低储能投资成本，将协助储能度电成本想象空间的进一步打开。

长期来看，储能度电成本降至0.3元/度以下，将成为灵活性资源主力，彻底解决瓶颈问题

我们认为未来诸多因素有望推动储能利用率提升，叠加成本下降，推动远期储能度电成本的优化。我们假设2030年系统年循环次数可达325次，投资成本下降后，4h构网型储能系统的度电成本可以下降到0.25元/kWh，2h构网型储能系统的度电成本同样可以下降到0.29元/kWh。

具体而言，提升利用率的方式主要包括：

1. 源网荷储模式下储能利用率和回报率确定性更强。24年4月，国家能源局综合司发布《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，明确接受电力系统调度新型储能分为调度调用新型储能、电站自用新型储能两大类型。其中，电站自用新型储能指与发电企业、用户等联合运行，由发电企业、用户等根据自身需求进行控制的新型储能电站，包括未独立运行的新能源配建储能、火电联合调频储能、具备接受调度指令能力的用户侧储能等。24年10月，国家能源局最新印发的《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》，对分布式光伏管理方面给出有关新规。其中要求，大型工商业分布式光伏必须选择全部自发自用模式，项目投资主体应通过配置防逆流装置实现发电量全部自发自用。在微网模式下，发电与储能均可由业主自主控制，不依赖于电网调度，投资回报预期的确定性增强。

2. 共享储能实现结构优化，协助提升利用率。新能源电站可以通过租用共享储能方式，满足配储要求。共享储能位于电网侧，规模高于发电侧小型储能，PCS、BMS、箱体及EPC建设均有规模效应，有助于实现成本优化。此外，大型储能电站单体容量更大，多建在110KV/220KV并网点，相较于建在35KV并网点的发电侧储能更容易被调度系统调用，节约调度资源。根据中电联数据，24H1电化学储能电站日均等效充放电次数为0.63次（相当于每1.6天完成一次完整充放电），同比23H1提升0.05次；其中，独立储能的日均等效充放电次数由0.36次提升至0.73次（相当于每1.4天可完成一次完整充放电)。

3. 远期利用率突破核心在于可调度资源的成本比较。储能利用率实际利用情况取决于电网调度的时间与次数，而远期真正决定电网调度情况的核心是各类可调度资源的成本比较。随着新能源发电占比的提升，对于灵活性资源的需求随之提升，电网调节的压力会进一步加大，当可调度的低成本资源，如火电灵活性，抽蓄资源耗尽时，储能项目的利用率将会自然提升。

风光配比优化也能降低储能成本

风光出力与负荷需求的错配带来配储需求。我们假设一个区域新能源发电比例达到100%，测算不同风光装机比例下的配储需求。以风电/光伏装机分别为6/4GW为例进行测算，基于中电联的全国风电光伏利用小时数据，我们按照风电/光伏年利用小时数分别为2300/1400小时假设，年发电量合计19400GWh（6*2300+4*1400=19400，我们假设等同于该地年用电量）。参照山东风光发力曲线及日间负荷曲线，我们绘制出该场景下的出力曲线和负荷需求曲线。我们可以看到两者之间存在明显错配，在8:00至16:00存在风光出力相对负荷需求溢出的情况；在17:00至7:00风光出力则无法满足负荷需求。配置储能可以解决两者之间的错配问题，在风光装机比6：4的情境下，日内错配/需调节负荷量为6.52GWh，单小时最大错配量为1.25GWh，装配1.63GW/6.52GWh储能（未考虑充放电损失等）可以充分覆盖调节需求，解决错配问题。

配储需求主要受风光系统中光伏装机占比增高驱动，当风光装机比例达到8:2时所需配储比例最低，整体上风电对于灵活性资源需求小于光伏。我们在年度总发电量/负荷需求量为19400GWh假设下，根据不同风光装机配比情形下的出力曲线测算需要配储比例数据。我们发现当风光装机比在8:2附近时，风光整体出力曲线更为接近负荷需求曲线，所需的配储需求最少。同时，光伏出力曲线日内波动性相较于风电更大，因此风光系统中光伏装机比例较高时，对于配储的需求较高。

新型电力系统的趋势性机会

方向一：新能源风电有望结构性受益于新型电力系统的推进

在新能源电源品类当中，风力发电的同步率相对较低，一方面使得其对电力系统灵活性资源的消耗更少，此外也将使得风电在电力市场中电价折让更少、且出力置信度更高。因此，随着新型电力系统的推进，我们或看到电站开发商对风电项目收益率的偏好，以及电力系统运营商对风电可靠性的偏好。

1. 从电价角度来看，我们看到2023年山东电力市场逐小时的日前现货平均电价呈现出了明显的鸭子曲线特征（中午电价低，早晚电价高峰，夜间电价居于中间），2023年山东风电、光伏发电量渗透率分别8%、10%，在渗透率相当的情况下可以看到光伏同时出力对电价曲线的影响远大于风电：山东现货电价与光伏出力呈现明显负相关关系、而与风电出力关联度较低（山东风光发电出力曲线参考兰木达数据）。我们基于日前现货平均电价和风光出力曲线进行逐月拟合，估算2023年1月到2024年8月间，假设山东光伏全部进入现货市场交易，可实现的加权平均电价较煤电标杆电价（0.3949元/度）会折让5~70%不等，平均折让38%；而风电仅折让42%~溢价13%不等，平均折让12%（详见我们于2024年1月12日发布的《电力市场化系列一：定量分析山东市场化电价》）。因此，若无储能配套，随着电力市场化的持续推进，风电在电力市场中将实现相对较高的电价，项目回报率更具保障。

2. 从可靠性角度来看，正如我们前面所讨论的，在海外美国PJM、英国国家电力市场的实践当中，风电的置信系数相对更高（PJM市场给予陆风、海风容量置信系数34%、61%，vs固定光伏、跟踪光伏分别8%、13%；英国市场给予陆风、海风容量置信系数7%、8%，vs光伏6%），这主要是由于风电机组相对更低的同步率以及更分散的出力分布。因此，风电新增装机对于电力系统来说在极端气候、最高负荷下的支撑能力会更具保障。

从实际数据来看，今年前九个月国内光伏招标208GW，同比增长22%，风机公开招标91GW，同比+71%。风电行业需求增长速度体现出更强的韧性。

方向二：灵活性资源投资加大，配网更受益于需求侧升级

基于我们前文推演，火电灵活性改造、抽水蓄能建设、负荷管理等灵活性资源的开发，叠加最高负荷的自然增长，有望创造能够维持新能源当前建设节奏（风+光 300~350吉瓦/年）所需的消纳空间。其中，灵活性资源释放有望带来供、需两侧投资机会：

供给侧灵活性资源投资有望稳中有增。我们预计2024~27年火电灵活性改造“应改尽改”对应年均改造规模1.6GW，较2023年（1.1GW）提升~40%，且火电灵活性改造或向变负荷率更快、深调比例更低方向发展，提升灵活性改造技术难度和价值量，基于改造规模~1.6GW/年和单GW投资额~1亿/GW我们估算对应市场规模约在10~20亿/年；抽水蓄能电站基于当前建设和招标节奏，投产有望从2026年起加速，基于新建规模~10GW/年和单GW投资额~5.5元/W我们估算对应市场规模50~60亿/年。

配网投资（网内+网外）有望受益于需求侧灵活性的挖掘以及需求侧自平衡机制的理顺。目前电力供需平衡以省调为基础，对直调机组具备较好的调度能力，但对市级、县级资源的调度能力有限。随着分布式能源的崛起带来电力供需灵活性压力的向下渗透，我们认为电力系统的日内平衡问题将不仅仅靠主网统一调度解决，区域自平衡的重要性也将持续提升。如分布式光伏渗透率高的德国，就采用自平衡单元（Balancing unit）的形式，一方面下放电力供需平衡的权责，提升地方自平衡的激励和效果；另一方面更加充分调动底层灵活性资源，降低对主网升级的依赖。

而上述目标的实现我们认为均首先需要需求侧电力单元可观、可测、可调、可控能力的提升，无论是充电桩智能化改造，大工业等需求侧负荷侧响应改造，还是分布式光伏安装我们认为都有望带动配网投资扩容。我们此前报告《能源转型-但问路在何方》(2023.12.01)中指出，配网扩容与双向化的滞后，将显著影响新能源车充电桩与分布式新能源的投资。历史上中国配网投资占比相对偏低，2019-2022我国配网投资占比逐步下降，2022-2023年仅55%。对比来看，美国2019-2023年配网投资占比则持续提升，整体均高于60%。24年年内国家能源局针对配电网二次发文，深入推进配电网高质量发展任务的落地，我们认为国内配网投资占比与增速有望继续提升。我们预计配网投资24/25年增速有望达到15.2%/9.9%，24-30年期间CAGR有望达到6.4%。其中，新能源车-充电桩将于 2030年带来595亿元的配网投资需求，24-30年期间CAGR有望达到24.5%；而配网基础投资24-30年期间CAGR有望达到4.9%。

细分品类来看，我们认为可能包括几块趋势：

在新型电力系统发展的趋势下，配电网需要逐步从单向无源电网走向双向有源电网，对于具备调控监测功能的设备需求明显提升。我们以分布式光伏电站为例，在 “可观、可测、可调、可控”要求下，系统对设备运行监测、调节控制等方面的能力要求不断提升，具体来说：1）可观：需要构建光伏采集通信架构，建立设备运行状态监测体系；2）可测：实现低压分布式光伏用户数据分钟级采集，实现对于发电的实时感知、运行监测和异常分析；3）可调：建立柔性调节能力，实现光伏功率和电压柔性可调；4）可控：需要建立刚性控制能力，实现全部低压分布式光伏刚性可控。

在“四可”要求下，我们认为智能物联电能表、WAMS系统等在分布式光伏、充电桩等领域均具备较大的发展空间。物联电能表在实现基础的可测功能之上，通过模块升级，可以兼具可调（控制发电量）和可控（控制关断）功能；WAMS系统（广域测量系统Wide Area Measurement System），是基于同步相量技术构成的新一代电网动态监测和控制系统，利用全球定位系统GPS时钟同步，进行广域电力系统状态测量，非常适合大规模电网调度。PMU（相量测量单元Phasor Measurement Unit），是WAMS系统的基础信息采集单元，利用GPS信号对电压、电流同步测量，进行分析，提供频率、相位和幅值信息。

市场格局分散，关注结构性机会。24年以来配网变压器招标维持高速增长。2021/2022/2023年全年国网配电变压器招标金额分别是171.2/157.6/173.6亿元，24年1-7月合计金额达到71.5亿，同比增长27%。国内配网扩容，海外需求共振，带动一次设备供应商迎来高成长机遇；同时建议关注配网柔性化与数字化的升级需求。

方向三：电化学储能将从瞬时安全、短时平衡、长时充裕多个维度助力新能源发展

电化学储能将是十五五末期开始电力系统所需灵活性资源的主要增量来源。基于我们前文推演，新能源风光渗透率的持续提升将不可避免的推动电力系统日内供需不平衡的放大，带来灵活性资源需求的持续增长。而在存量灵活性资源充分开发调动后，我们预计电化学储能有望在十五五末到十六五初开始成为电力系统应对短时不平衡问题的主要灵活性工具。同时，电化学储能度电成本与其利用率强相关，因此随着电力系统对电化学储能调度次数的提升，将进一步推动其度电成本的下降，实现利用率提升-成本下降的正向循环。

而在此之前，我们认为电化学储能将首先在应对电力系统瞬时安全问题上发挥重要作用。在弱电网场景中（如新能源大基地、海风送出、分布式微网等）配置构网型PCS以提升局部电网韧性和支撑能力或逐步成为系统刚需。构网型储能区别于传统跟网型储能的点在于其可以利用虚拟同步发电机技术为储能赋予“惯性”，赋予这一能力的核心技术在于PCS的改造升级。构网型储能技术通过超配PCS方式提高过载能力构建起支撑大电网稳定运行的电压源，对于PCS提出了更高的技术要求，同时价值量更高，具有构网型技术的头部企业在产品研发和客户配合上有先发优势，伴随构网型技术渗透率提升，我们认为PCS市场格局集中度有望进一步提升。我们估算构网型技术推广后有望为储能PCS带来50%以上的增量规模空间。我们认为构网型储能未来的应用场景主要有两种：风光大基地与分布式自平衡单元，我们预计到2030年两种场景下的构网型储能装机规模分别为19.2/5.7GW，合计24.9GW，对应的构网型储能PCS的需求达到29.9GW，渗透率达到38.5%。我们预计到2030年，在不考虑构网技术的情境下，储能PCS裸机/一体机（含变压器）的市场空间分别为41.2/103.9亿元；在考虑构网技术的情景下，则分别达到65.0/127.7亿元，空间增长58%/23%。

中长期，电化学储能也将成为提升新能源风光电站置信出力、提升系统长时充裕度的方式，新能源电站10%置信出力要求也意味着储能配比不能低于20%/2hr或10%/4hr。国家发改委、能源局在《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》中首次提出“着力打造一批系统友好型新能源电站，实现新能源置信出力提升至10%以上”。这是国家政策层面首次引入电源“置信出力”的概念，也是首次对置信出力比例提出量化目标。

1.置信出力代表的是电站对尖峰负荷和极端负荷的支撑能力，在海外运行容量市场的电力市场（如英国国家电力市场，美国PJM区域市场）中率先广泛应用。置信系数的计算是基于特定电源出力和电力负荷的历史数据，进行蒙特卡洛模拟，衡量在不改变电力系统可靠性水平（以负荷中断时间LOLE，或未满足电量EEU等指标来衡量）的前提下，新增机组可以替代的理想机组容量或可承载的负荷水平。

2.一般而言，可以支撑尖峰负荷的电源会比只能在低谷发电的电源具备更高的置信系数；此外，出力同步率低甚至互补型电源会比高出力同步率的电源具备更高的置信系数。因此，从英国、美国实际置信系数设定来看，波动可再生能源的置信系数普遍低于传统电源；光伏置信系数会随着光伏装机总量的增加而边际递减，风电暂时没有这一担忧。

3.我们参考英国对不同时长储能的置信系数以及国内对光伏置信系数的惯例假设，1GW光伏配10%/4hr储能或20%/2hr储能可实现约8%的简单加权置信系数，其中，光伏、10%/4hr储能、20%/2hr储能置信系数分别为5%、40%、20%。考虑到根据AEMO研究，光储耦合系统实际置信系数会略高于光储独立系统简单加权的置信系数，因此我们认为要实现两部委提升新能源置信出力至10%的政策目标，新能源电站配储比例将不低于20%/2hr或10%/4hr。

产业链公司具体梳理，请见研报原文。

风险提示

政策落地及投资不及预期

电网建设依赖政策推进和投资力度支持，政策落实进度对行业发展影响较大，若政策落实未达预期，投资进度放缓，相应项目建设停滞，或将影响行业发展。

新能源需求增速不及预期

新能源需求受到国家政策、宏观经济、技术革新、原料价格等多方因素影响，如果需求增速不及预期，将会影响新型电力系统建设节奏。

构网型技术推进慢于预期

如果构网型储能PCS成本下降不及预期，构网型储能标准完善不及预期，构网型关键技术瓶颈难以突破，均可能会影响行业发展节奏。

上游原材料价格大幅上涨

行业产品成本受上游原材料价格影响较大，价格大幅上涨或将导致产品价格向下游传导不及时，影响产品毛利率，挤压行业利润空间。

市场竞争加剧风险

若未来市场竞争激烈程度不断增加，竞争格局产生变化，将会影响企业的业绩增长，压缩企业利润空间。