電力行業專題研究：電力平衡壓力期，挑戰與機遇并存

發電側風光滲透率提升，對靈活性裝機提出要求

電力系統是發、輸、配、售四大環節組成，基本功能是將各種一次能源轉換成可使用的電 能，并將其輸送和分配到用戶。碳中和背景下，新型電力系統具有高比例新能源接入、大 量電力電子設備、多能互補運行等多種特征，對系統調節能力提出要求，要從傳統的“源 隨荷動”轉變為“源動荷動”甚至“荷隨源動”。

可以數量化計算的電量供需——裝機與需求的對應

我們預測 2021-2030 年用電量維持 4%-5%溫和增長（除 2021 年全社會用電量同比增速為 10.7%），“新基建”貢獻 16%的增量（vs 高耗能 10%），更廣義的“新動能”將貢獻增量 的 30%以上，為新能源的消納提供基礎，也為更靈活的需求側響應埋下伏筆。借鑒德國 （2012）、澳大利亞（2016）、英國和加州（2020）的經驗，風電光伏占比 15%-30%時系 統平衡的壓力顯著加大，對電網調度提出了較大挑戰；也就意味著十四五后期或十五五前 期，新型電力系統的構建成功與否至關重要。

需求側：新動能接替高耗能，為需求側增長新主力?！笆奈濉逼陂g“新基建”用電增量貢 獻度增加 5pct 至 14.0%。我們以 4G/5G 基站、大數據中心、新能源充電樁測算新基建對于 用電需求拉動的影響。據我們測算，“十三五”期間，“新基建”行業用電量增加 1683 億度， 占同期全社會用電量增量的 9.0%。隨著國家加快推進“新基建”建設，我們預測“十四五” 期間“新基建”行業用電量增量 3367 億千瓦時，占同期全社會增量的比重增加至 14.0%， 占比提升 5pct；“十五五”期間“新基建”行業用電增量 4075 億千瓦時，占同期全社會增 量比重提升 4pct 至 18%。

基于對未來十年電供給的預測，我們認為風電/光伏裝機將迎來快速增長，十四五/十五五期 間年均風電裝機增長為 62/90GW，年均光伏裝機增長為 88/134GW，至 2025/2030 年末， 風電/光伏將占總裝機的 39%/53%。風光裝機的快速增長帶來風光發電量的占比提升，至 2025/2030 年，風光發電量占比將從 2021 年的 11.7%提升至 18.9%/29.4%，2021-2030 年風電/光伏發電量 CAGR 分別為 17%/20%。同時，我們認為煤電十四五期間還將陸續有 少量新增裝機，十五五碳達峰目標臨近，我們預計 2030 年煤電裝機為 1,145GW、占比 25.2%， 煤電電量占比將從 2021 年的 58.1%下降到 2030 年的 39.8%。

帶有時間曲線的電力平衡——靈活性機組的容量提供

風光發電量占比提升將給電力系統穩定帶來挑戰。根據我們預測，2025/2030 年我國風光 發電量占比將提升至 18.9%/29.4%，占比是 2021 年的 1.6/2.5 倍。電力產品具有瞬時性特 征，在儲能得到大規模普及之前，發輸配售幾乎要在同一時間完成。在間歇性電源占比提 升的過程中，電力（即容量）平衡難度高于電量平衡，對電力系統靈活調節能力提出更高 要求。因此靈活性機組容量也需同步增長，以保障電力系統穩定。

目前我國靈活調節電源比重較低。中電聯 2020 年 6 月發布的報告《煤電機組靈活性運行政 策研究》顯示，2019 年我國靈活性調節機組占比約 6%，遠低于美國/西班牙/德國的 49%/34%/18%。其中，我國的靈活性電源裝機以煤電靈活性改造、氣電和抽水蓄能為主。 《電力發展“十三五”規劃（2016-2020 年）》中提出我國十三五期間計劃完成煤電靈活性 改造容量 2.15 億千瓦，抽水蓄能裝機達到 4000 萬千瓦，氣電裝機 1.1 億千瓦以上。截至 2019 年，我國煤電靈活性改造完成容量 5775 萬千瓦，僅為十三五規劃的 1/4 左右。截至 2020 年底，我國抽水蓄能裝機 3159 萬千瓦，同樣低于目標值。

我們測算 2025/2030 年，中國新型電力系統所需的靈活性機組分別 為 430-578GW/885-1537GW，靈活性裝機比例 14%-18%/20%-35%。 我們采用兩種方式對 2025/2030 年中國新型電力系統所需靈活性機組容量進行推算。1）尋 找海外國家歷史年度風光發電量占比與我國 2025/2030 年風光發電量占比近似的年份，參 考該國家當年的靈活性電源比重，推算我國的靈活性電源需求情況。2）參考海外國家未來 風光裝機增量預測所對應的靈活性電源增量預測，結合我們預測的中國“十四五”/“十五 五”風光裝機增量，推算所需要的靈活性機組增量。

方法 1：我國 2025/2030 年風光發電量占比將達到 18.9%/29.4%。2019 年， 西班牙/德國的風光發電量占比分別為 25.5%/28.3%，對應的靈活性電源比例 34%/18%。 同為歐洲國家，西班牙和德國的風光發電量占比差異較小，但靈活性電源占比相差較大， 主要系由于兩國總裝機容量存在較大差異，其靈活性電源裝機絕對值分別為 37/38GW。由 于德國 2019 年風光發電量比例與我國 2030 年最為接近，我們參考德國 2019 年的靈活性 電源比例 18%，根據風光發電量比例與靈活性電源比例的比值相同，得到中國 2030 年靈 活性電源比例為 20%。

方法 2：據伍德麥肯茲預測，2021-2040 年歐洲重要五國（英國、德國、法國、意大利和西 班牙）每 GW 風光新增裝機對應的靈活性機組需求為 0.31-0.51GW，考慮到：1）根據 IEA 2018 年統計的各國靈活性電源結構，歐洲靈活性機組中氣電比例（28%）高于中國(4.3%)， 中國靈活性機組主要來源于煤電靈活性改造（38.2%），而氣電靈活性調節能力為煤電的 2-3 倍；2）歐洲電力市場化程度較高，需求側響應能力強；我們認為我國單位 GW 新能源裝機 所需靈活性裝機規模更大。

預計中國十四五期間新增每 GW 風光裝機對應的新增靈活性裝機為 0.41-0.612GW（0.612 為歐洲新增每 GW 風光裝機所需靈活性裝機 0.51GW 的 1.2x），十五五范圍為 0.41-0.765GW（隨著風光比例增加，系統所需靈活性機組密度越大，0.765 為歐洲新增每 GW 風光裝機所需靈活性裝機 0.51GW 的 1.5x）。疊加我們預計的中國十四五/十五五期間 新 增 風 光 裝 機 746/1,122GW ， 計 算 得 十 四 五 / 十 五 五 期 間 新 增 靈 活 性 裝 機 306-457GW/460-858GW，十四五末/十五五末靈活性裝機 430-578GW/885-1537GW（靈 活性裝機比例 14%-18%/20%-35%）。

分靈活性電源種類來看，我們將中國靈活性電源分為煤電（靈活性改造）/氣電/抽水蓄能及 新型儲能。2019 年，我國抽蓄、燃氣發 電等靈活性電源裝機比例在 6%左右（121GW）；國家電網發布《服務新能源發展報告 2020》 顯示：截至 2019 年，我國煤電完成靈活性改造的裝機為 57.75GW；截至 2019 年，我國抽 蓄裝機為 30.28GW；綜上倒推出 2019 年我國作為靈活性機組的氣電裝機為 33GW，占當 年氣電總裝機的 36%。我們假設 2020 年我國靈活性裝機占比仍為 6%，得到 2020 年我國 靈活性機組容量 132GW。

煤電：保守假設 2020 年沒有新增靈活性改造煤電機組，截至 2025 年，煤電靈活性機組裝機容量 為 408GW，占煤電總裝機的 35%；假設“十五五”裝機占比提升一倍（即 70%），對應“十 五五”煤電靈活性改造需求為 396GW； 氣電：假設未來 10 年氣電作為靈活性裝機占比不變（36%），截至 25/30 年末，我國靈活 性機組中氣電機組 56/67GW。

抽水蓄能：根據 2021 年 9 月正式落地得《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035）》，到 2025/2030 年抽水蓄能投產總規模達到 62/120GW 左右，十四五/十五五分別新增 28/60GW。 新型儲能：根據 2021 年 8 月《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網 規模的通知》（發改運行〔2021〕1138 號），保障性并網以外的市場化并網項目初期按照功 率 15%的掛鉤比例（時長 4 小時以上）配置調峰能力，按照 20%以上掛鉤比例進行配建的 優先并網。假設十四五/十五五風光新增裝機配儲比例分別為 10/20%，對應新增新型儲能裝 機為 75/224GW（儲能小時數 2-4 小時不等），到 2025-2030 年新型儲能總規模為 75/299GW。

煤電靈活性改造空間大，調峰收益仍受政策機制影響

煤電靈活性改造空間大，輔助服務收益有待挖掘

我國火電機組調峰能力遠低于世界領先水平，有較大提升空間。丹麥和德國是煤電靈活性 改造較為領先國家。丹麥從 1995 年起開始大力發展煤電靈活性改造，目前處于世界領先水 平，其火電機組以供熱為主，供熱期最低運行負荷可達 15%-20%。德國裝備制造協會針對 煤電靈活性改造制定了改造專項清單，其供熱機組/純凝機組最低運行負荷達到 40%/25%。 相比于丹麥和德國，我國的火電機組最低運行負荷較高，調峰能力較弱，說明我國火電機 組靈活性還有較大提升空間。據《火電機組靈活性改造形勢及技術應用》（2018 年，作者： 侯玉亭、李曉博、劉暢等）分析，經過靈活性改造，預計我國熱電機組最低運行負荷可達到 40%-50%，純凝機組最低運行負荷可達到 30%-35%。

全國煤電靈活性改造進程緩慢，嚴重滯后于國家“十三五”目標。我國 2016 年開始煤電靈活 性改造試點工作，并在《電力發展“十三五”規劃》中提出了“三北”地區煤電靈活性改造 2.15 億千瓦的目標。截至 2020 年底，“三北”地區實際只完成煤電靈活性改造 8241 萬千瓦，僅 為目標的 38%，其中內蒙古、山西、新疆、甘肅分別僅達到其目標的 2.1%、3.3%、2.4% 和 4.1%；截至 2019 年底，煤電靈活性改造試點實際完成約 5340 萬千瓦，僅達到規劃目 標的 31.4%。煤電靈活性改造嚴重落后的主要原因有：不健全的調峰輔助服務市場機制、 存在不確定性的國家相關政策、靈活性改造對燃煤機組運行本身帶來的負面影響、靈活性 改造對煤電企業帶來的高成本負擔。

山東火電調峰補償上漲，煤電靈活性改造已具備盈利空間

火電機組參與深度調峰增加燃煤、運維、耗油等營業成本。不同參數、形式的機組在實際 運行中，負荷率對成本的影響有所不同，但整體變化趨勢相同。參考《火電機組深度調峰 經濟性分析》中一臺 300MW 亞臨界機組和一臺 600MW 超臨界機組的測算數據，假設所有 機組參與深度調峰的頻次系 100 次，每次深度調峰時長為 6 小時，則 300MW 機組負荷率 50%/40%/30%會分別增加年度營業成本 436/683/1099 萬元/年，600MW 機組負荷率 50%/40%/30%會分別增加年度成本 690/1096/1681 萬元/年。財務成本增加主要系假設靈 活性改造的固定成本 30%采用自有資金，70%由融資獲得，融資年利率 3.5%。因此 300MW 和 600MW 機組負荷率 50%/40%/30%會分別增加年度成本合計 436/756/1319 萬元和 690/1243/2122 萬元。同一臺機組，負荷率越低, 經濟成本越大；同一負荷率，大機組經濟 成本更高。

完善輔助服務機制，山東能源監管辦大幅提升直調公用火電機組調峰補償。2021 年 9 月 3 日，山東能源監管辦發布《山東電力輔助服務市場運營規則(試行)(2021 年修訂版)(征求意 見稿)》，提升了山東省火電機組調峰補償上限。我們在所有調峰收入測算時不考慮現貨交易。 按補償標準上限、年深度調峰時長 600 小時/年進行測算，300MW 機組負荷率 50%/40%/30% 分別可獲年度補貼收入 319/1274/2230 萬元/年，600MW 機組負荷率 50%/40%/30%分別 可獲年度補貼收入 637/2549/4460 萬元/年。同一臺機組，深度調峰負荷率越低, 調峰補貼 收入越高；同一負荷率，大機組調峰補貼收入更高。

根據數據，煤電靈活性改造單位調峰容量成本約為 500-1500 元/千瓦。煤電靈活性 改造成本相對于抽水蓄能、氣電、儲能電站等其他系統調節手段更低，具有最高性價比。 假設煤電機組原最低運行負荷率為 50%，并且增強最低負荷率至 40%/30%的靈活性改造單 位調峰容量成本分別為 1000/1500 元/千瓦，可得出靈活性改造成本?？紤]大多數煤電機組 已經運行較長年份，即使進行靈活性改造，也并不能夠增加機組壽命，同時不考慮殘值， 我們假設靈活性改造后煤電機組可使用年限為 10 年。經測算，300MW 和 600MW 機組負 荷率 40%、30%時靜態投資回收期均小于報廢年限（假設 10 年），故可獲利；負荷率為 50% 時，即使不產生靈活性改造成本，由于調峰補助不足以覆蓋調峰成本，調峰將虧損。

南方區域提升煤電調峰補償，仍舊力度不足

為進一步鼓勵煤電機組靈活性改造，南方能源監管局提升南方區域深度調峰補償。2022 年 3 月 22 日，南方能源監管局發布《南方區域新型儲能并網運行及輔助服務管理實施細則（征 求意見稿）》，提升廣東、廣西、云南、貴州、海南各省的煤電深度調峰補償。以其中調峰 補償最高的廣東為例，第一檔由 0.066 元/千瓦時提高至 0.099 元/千瓦時;第二檔由 0.132 元/千瓦時提高至 0.792 元/千瓦時；新增第三檔 1.188 元/千瓦時。根據廣東新補償標準，按 年深度調峰時長 600 小時/年進行測算，300MW 機組負荷率 50%/40%/30%分別可獲年度 補貼收入 0/158/1419 萬元/年，600MW 機組負荷率 50%/40%/30%分別可獲年度補貼收入 0/315/2839 萬元/年，遠低于山東補貼收入。

根據我們的模擬測算，南方區域提升后的調峰補償仍不足。同樣不考慮現貨市場，深度調 峰所增加的成本仍采用《火電機組深度調峰經濟性分析》中的測算數據，結合廣東年度補 貼收入，可以計算出年度調峰毛利潤。300MW 和 600MW 機組在負荷率 50%、40%的情況 下都產生調峰虧損，調峰補貼收入不足以彌補調峰所增加的變動成本。雖然 300MW 和 600MW 機組在負荷率 30%的情況下調峰利潤為正，但是靜態投資回收期均超出了報廢年 限（假設 10 年），并不能覆蓋靈活性改造的固定成本。廣東的調峰補償在南方區域最高， 我們測算仍舊產生虧損，故推測南方區域其他省份（廣西、云南、海南、貴州）也會產生 虧損。我們認為南方需進一步提高調峰補助以激勵煤電靈活性改造。

抽蓄25/30年目標62/120GW，容量電價確?；鶞适找?/strong>

新能源的快速擴張將帶來大量調峰電源需求，抽水蓄能作為目前成本較低的調峰電源將迎 來快速發展，根據國家能源局規劃，我國抽蓄投產容量將在 2025 年/2030 年分別達到 62GW 以上/120GW 左右，為截至 2021 年底裝機水平的 1.7x 和 3.3x。截至 2021 年底，抽水蓄能 在運裝機規模中，國網和南網占絕大多數（88%），而五大四小發電集團未來抽蓄裝機規模 將迎來快速發展。根據發改價格〔2021〕633 號文所規定的容量電價按 6.5%核定經營期內 部收益率計算，我們測算抽蓄電站容量電價為 0.574 元/W，無現貨市場情況下，抽蓄電站 的調峰成本在電站投產首年為 0.366 元/千瓦時，后續年度逐利息支付下降每年降低，利息 支付完成后為 0.249 元/千瓦時。

原理作用：“抽四發三”，重要調峰調頻電源之一

抽水蓄能機組包含水泵水輪機與發電電動機，通過可逆性運轉達成蓄能與釋能工作周期。在用 電低谷時，位于下游的機組抽水至高海拔水庫，將所連通電網中多余的電能轉化為重力勢能存 儲；而在用電高峰時，上水庫開閘放水推動下游輪機發電，將重力勢能轉化為電能并輸出至電 力網絡。抽水蓄能電站在發電工況下效率通常為 75%上下，被簡稱為“抽四發三”。

抽水蓄能目前在各靈活儲能方式中具有較大優勢。在我國現有主要儲能手段中，抽蓄儲能具有 技術成熟、容量大、應用廣、成本低等優勢。據國際水電協會（IHA）發布的 2021 全球水電報 告，截至 2020 年底，全球范圍內抽水儲能占總儲能量比例高達 94%以上。文賢馗等著《大容 量電力儲能調峰調頻性能綜述》（2018 年 12 月 31 日）中指出目前火電一次調頻性能受鍋爐蓄 熱等問題限制，且電力清潔化要求控制火電廠體量，限制了火電改造的收益；同時，新型靈活 性提供方法手段大部分尚未成熟，超導儲能等高新方案甚至尚處于示范階段。在新型儲能完成 實用性突破前，抽水蓄能仍將是靈活性資源的主要來源。

布局發展：圍繞新能源布局，未來十年抽蓄規模將大幅躍升

截至 2021 年底，我國抽水蓄能裝機規模已領跑全球，2025/2030 年末將增至 62/120GW。 根據 2022 年 6 月 24 日水電水利規劃設計總院、中國水力發電工程學會抽水蓄能行業分會 聯合發布的《抽水蓄能產業發展報告 2021》，截至 2021 年底，我國抽水蓄能已建成規模居 世界首位，達到 3639 萬千瓦；核準在建總規模為 6153 萬千瓦。2021 年 9 月 17 日，國家 能源局發布《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035 年）》，提出我國抽蓄投產容量將在 2025 年/2030 年分別達到 62GW 以上/120GW 左右，為截至 2021 年底裝機水平的 1.7x 和 3.3x。 報告還提出我國中長期規劃布局中抽水蓄能重點實施項目達 340 個，總裝機容量約 421GW； 儲備項目 247 個，總裝機規模約 305GW；合計 726GW。

我國抽蓄電站主要分布在東南、東北以及中部地區，未來或布局“三北”地區。根據國家 能源局《抽水蓄能中長期發展規劃 （2021-2035 年）》統計，華東、華北、華中和廣東擁 有我國大部分已投產抽蓄電站，且在建電站主要分布于華東、華北各地。規劃中進一步指 出，為服務新能源大規模發展和電力外送需要，圍繞新能源基地及負荷中心合理布局，重 點布局點將處于東北、華北和西北地區。值得注意的是，盡管目前西部地區重點實施以及 儲備項目較其他地區少，其充足的風、光等自然資源可能在未來吸引新能源電力新建項目。 屆時，西部各地將對抽蓄電站配套服務有更強的需求。

盈利模式：實行兩部制電價，容量電價或發揮穩定器作用

近年來抽蓄電價制度經歷數次改動，2021 年發改委的最新意見為兩部制電價。過往抽蓄電站 曾采用固定租賃費制度與單一容量制度，電網所付年租金或電費與具體用電量不關聯，電站 獎勵機制基本空白；2014 年，發改委正式采取兩部制電價，且允許抽蓄電站將容量電費和抽 發損耗納入電網運行費用統一核算并納入終端電費考量；然而，國家于 2019 年將抽蓄電站成 本移出輸配電的定價成本，并于 2020 年將抽蓄電站移出可計提收益，對行業造成一定打擊。

兩部制電價=容量電價+電量電價。容量電費回收的是除抽發運行成本外的綜合性成本。電 量電價用于回收抽水、發電的運行成本，以體現抽水蓄能電站提供調峰服務的價值。 電量電價：抽蓄電站執行電量電價的收入來源于提供調峰調頻等服務，成本來源于電能轉 換為勢能時所消耗的電量。根據電力現貨市場運行與否，抽水電價及上網電價所執行的電 價政策不同。電力現貨市場運行機制下，電量電價盈利主要取決于峰谷價差大小，峰谷價 差越大，盈利越好。

容量電價測算：根據發改價格〔2021〕633 號文所規定的容量電價計算機制，按 6.5%核定 經營期內部收益率；年凈現金流=年現金流入－年現金流出（均不含稅），其中年現金流入 為實現累計凈現金流折現值為零時的年平均收入水平，包括固定資產殘值收入（僅經營期 最后一年計入）；年現金流出=資本金投入+償還的貸款本金+利息支出+運行維護費+稅金及 附加。基于我們的核心假設，使用 excel 單變量求解得到抽蓄電站容量電價為 0.574 元/W。 同時，我們測算抽蓄電站的調峰成本（運維+折舊+利息+抽放電 25%損耗帶來的成本）在 電站投產首年為 0.366 元/千瓦時，后續年度逐利息支付下降每年降低，利息支付完成后為 0.249 元/千瓦時。

抽水蓄能電站的造價及貸款利率是影響容量電價的關鍵因素。我們進行了有關抽蓄電站造 價與借貸利率的容量電價敏感性分析，在 4.2%-4.8%的借貸利率、5-7 元/W 的造價的不同 情景下，抽蓄電站的容量電價約為 0.474-0.683 元/W。抽蓄電站的度電調峰成本受發電量、抽水電價、運維成本、利息及折舊的影響。無現貨市 場交易機制下的抽水電價一般等于基準電價的 75%，利用小時決定發電量，故我們進行了 關于基準電價及利用小時數的抽水蓄能電站調峰成本敏感性分析，在 0.3035-0.453 元/千瓦 時的基準電價，1700-2000 的利用小時情景下，抽蓄電站的度電調峰成本在首年為 0.322-0.403 元/千瓦時，在還貸完成后為 0.216-0.278 元/千瓦時。

抽蓄電站容量電價保證生命周期內至少 6.5%的資本金 IRR，整體 IRR（算上電量電價盈利） 與利用小時及電價正相關。我們進行了關于基準電價及利用小時數的抽水蓄能電站調峰成 本敏感性分析，在 0.3035-0.453 元/千瓦時的基準電價，1700-2000 的利用小時情景下，抽 蓄電站的資本金整體 IRR 可高達 10.1%-13.3%。

收益分享機制：一般一個監管周期為 3 年，上一監管周期內形成的電量電價收益，在抽水 蓄能電站和電網間進行二八比例分成，80%的部分在下一監管周期核定電站容量電價時相 應扣減。我們認為該措施主要是為了調動抽水蓄能電站和電網參與市場化改革的積極性。 目前大多數地區現貨市場不夠發達，如果執行發改價格 633 號文下電力現貨市場尚未運行 情況下的抽水電價=燃煤基準價*75%，上網電價按照燃煤基準價執行，由于抽蓄電站“抽 四發三”存在 25%的電能損耗，電量電價部分利潤較少。

水電開發由易到難，大水電資源尤為稀缺

水電開發由易到難，大型水電站為稀缺資源。我國水電資源理論蘊藏量裝機/技術可開發/經濟可開發裝機容量分別為 6.94 /5.42/4.02 億千瓦；理論蘊藏量/基數可開發年電量分別為 6.08/2.47萬億千瓦時。根據中電聯 數據，截至 2021 年底，我國水電裝機容量 3.91 億千瓦（含 3692 萬千瓦抽水蓄能裝機）， 剩余經濟可開發常規水電資源容量僅為 4792 萬千瓦，增量空間稀缺。隨著水電開發逐步向西 部推進，新建水電地理位置偏遠、自然條件惡劣，水電工程直接建設成本不斷增加。此外， 耕地占用等稅費標準、征地移民投資也大幅增加，水電開發成本增幅顯著，例如 2013-2014年投產的溪洛渡水電站（1386 萬千瓦）造價約為 5714 元/千瓦，而目前在建白鶴灘水電站 （1600 萬千瓦）造價超過 12000 元/千瓦。往后大型水電站將成為稀缺性資源。

世界前十大水電站中，5 座屬于三峽集團。我國擁有 1000 萬千瓦以上水電站 4 座，均隸屬 于三峽集團，400 萬千瓦以上水電站 10 座，其中華能水電擁有 2 座，桂冠電力、國投電力、 國家電投各 1 座。目前仍在建及規劃的水電站中（不含白鶴灘電站），僅拉瓦西電站裝機容 量較大（420 萬千瓦），其他電站基本都低于 300 萬千瓦，200 萬千瓦及以上的水電站僅 3 臺，包括瑪爾擋水電站、雙江口和李家峽水電站。

《2030 碳達峰行動方案》明確“十四五”、“十五五”期間分別新增水電裝機容量 4000 萬 千瓦左右。據我們統計，我國十四五期間投產的水電裝機容量為 4074 萬千瓦，基本與《2030 碳達峰行動方案》明確的十四五期間水電裝機容量增加值一致。由于我們下表列示的水電 站有的十四五僅投產首臺或部分裝機，我們目前統計十五五投產的水電裝機容量約 708 萬 千瓦，與方案明確值有一定距離，我們認為主要系由于：1）方案還提到推進雅魯藏布江下 游水電開發，由于開發難度較大，我們預計十四五后期或十五五期間可以看到相關開發主 體及項目方案落實；2）我們統計湖北/廣西/重慶/云南/西藏/四川/青海/新疆等省份十四五將 推進開工建設和推進前期工作的水電項目裝機容量分別合計為 945/1810 萬千瓦，這兩部分 容量中，預計有一部分將于十五五期間投產。

風光發電長期成長，超低電價或是終局

5-10年供給增長主力，成長空間廣闊

預計 2022-2025 年風電、光伏年均新增裝機中樞分別抬升至 65GW、96GW。截止 2022 年 6 月末，國內風電/光伏裝機容量達到 342/337GW，較 2021 年末分別增加 14/30GW。 假設 2022-2025 年全社會用電和發電量 CAGR 均為 6%（略高于 Wind 一致預期 2022-2023 年 GDP 增速）、考慮到雙碳目標下火電受擠壓、而水電與核電增量有限，新增用電需求主 要由風光電滿足，我們測算 2022-2025 年風電/光伏年均新增裝機中樞抬升至 65/96GW， 較 2018-2021 年的 41/44GW 大幅提高，2025 年風光合計裝機占比將達到 39%（2021 年 為 26%），發電量占比將達到 19%（2021 年為 12%）。

各省“十四五”規劃隱含風光裝機增量 670GW，內蒙古/云南/甘肅引領 TOP3。梳理國內 各個省/自治區/直轄市“十四五”能源規劃，我們統計規劃中對應的 2022-2025 年風光新增 裝機合計 670GW，和前文預測基本一致。其中，內蒙古/云南/甘肅規劃增量引領全國， 2022-2025 年風光裝機分別新增 80/73/53GW。借助于優良的風光資源稟賦，新能源發電已 成為內陸省份重要的投資方向。我們測算 2021/2025 年末屋頂光伏潛在裝機容量為 2,256GW/2,932GW。2020 年 PERC P 型單晶組件（182mm、72 片）功率均值為 540W，折合每平方米功率 228W?？紤]到組件 安裝時的最佳水平傾角與間隔間距，假設實際功率密度為理論值的 70%?？紤]到光伏行業 技術進步，假設 2021-2025 年轉換效率保持每年 0.3pct 的提升。我們預計 2021 年末/2025 年末國內屋頂分布式光伏潛在裝機規模分別為 2,256GW/2,932GW。

1H22 風光儲項目規劃量達 81.22GW，央國企占比達到 63%。近日，能源局與發改委發 布《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》，明確各地根據市場放開電 源的實際情況，鼓勵可再生能源配儲，利用儲能改善新能源涉網特性，解決消納問題，保 障新能源的高效性。據不完全統計，2022 年 H1 全國共規劃風光儲項目 47 個，項目規 模達到 81.22GW，已明確投資金額為 3744 億元，其中央國企簽約項目達到 43 個，總規 模達到 51.52GW，占比達到 63%。

技術進步加快競價步伐，超低電價或是終局

風電光伏度電成本持續下降。據 IRENA 數據，2010-2019 年我國陸上風電/海上風電 LCOE （平準化度電成本）已分別由 0.14/0.18 美元/KWh 下降 66%/37%至 0.05/0.11 美元/KWh （約合人民幣 0.32/0.77 元/KWh）；2012-2019 年我國居民/商業光伏 LCOE 分別從 0.162/0.129 美元/KWh 下降至 0.067/0.064 美元/KWh。未來，風電光伏度電成本將繼續維 持下降趨勢。根據國網能源研究院有限公司在 2020 年 7 月 5 日發布的《中國新能源發電分 析報告 2020》預測，2025 年我國陸上風電 LCOE 有望從 2019 年的 0.315-0.565 元/kWh 下降至 0.241-0.447 元/KWh。

回歸經濟理性，綠電收益率底線明確

2021 年風光電參與市場化比例同比提升，但折價幅度相比往年大幅縮小。2021 年 5 月， 國家發改委、國家能源局發布《關于進一步做好電力現貨市場建設試點工作的通知》，新增 上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北等 6 省市為第二批電力現貨試點。鼓勵新能源項目 與電網企業、用戶、售電公司通過簽訂長周期（如 20 年及以上）差價合約參與電力市場， 引導新能源項目 10%的預計當期電量通過市場化交易競爭上網，市場化交易部分可不計入 全生命周期保障收購小時數。

電網消納能力提升或儲能配置增加后，風光市場電溢價或更為可觀。目前風光電參與市場 化交易主要有三類情況：1）發電小時數超過電網保障收納的部分，通常為折價參與交易； 2）各省電網公司強制某一比例參與，通常折價幅度較小；3）因電網消納能力受限而運營 商為避免限電而參與，通產折價幅度較大。對于前兩種情況而言，綠電運營商受益于整體 市場化交易價格的上漲，折價幅度收窄較為明顯；而對于第三種情況而言，隨著電網消納 能力提升或者項目儲能配置增加，限電現象有望減少，從而降低折價比例較大的交易電量。

綠電交易試點啟動，創造額外溢價。根據 2021 年 9 月 9 日新華社報道，2021 年 9 月 7 日， 我國綠電交易試點正式啟動，首批綠電交易成交電量 79.35 億千瓦時，較當地電力中長期 交易價格溢價 0.03~0.05 元/千瓦時。除首批集中交易以外，綠電分月交易量也呈現上升趨 勢，2022 年 1-5 月，全國綠電交易規模合計 57.1 億千瓦時（中電聯數據統計）。綠電交易 為新能源另辟市場，充分體現了電力環境價值，交易溢價進一步促進新能源發電側的壯大。 同時，大量高耗能行業購買綠電，以控制碳排放，順應“雙碳”目標。

碳價決定綠電交易溢價。我們認為綠電交易機制最大意義之一，在于區分風光發電的環境 屬性和將低碳價值顯性化。未來綠電交易價格是否溢價以及溢價幅度將取決于碳配額和綠 證的價值，碳價或成為綠電溢價的重要參考指標。相比煤電，風光減碳量約為 912 克/千瓦 時。以全國平均的風光發電指導價均值 0.3669 元/千瓦時為基準，10%/20%的綠電溢價對 應碳價約為 40/80 元/噸。假設綠電溢價 20%、綠電交易比例 30%，我們預計 2022/2025 年平價風光項目溢價收入合計 42/217 億元。由于溢價收入無需重復計算折舊與費用，僅需 支付部分與交易相關的支出和稅費，綠電交易帶來的溢價將享受較高的凈利率水平。

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