发电侧风光渗透率提升，对灵活性装机提出要求

电力系统是发、输、配、售四大环节组成，基本功能是将各种一次能源转换成可使用的电 能，并将其输送和分配到用户。碳中和背景下，新型电力系统具有高比例新能源接入、大 量电力电子设备、多能互补运行等多种特征，对系统调节能力提出要求，要从传统的“源 随荷动”转变为“源动荷动”甚至“荷随源动”。

可以数量化计算的电量供需——装机与需求的对应

我们预测 2021-2030 年用电量维持 4%-5%温和增长（除 2021 年全社会用电量同比增速为 10.7%），“新基建”贡献 16%的增量（vs 高耗能 10%），更广义的“新动能”将贡献增量 的 30%以上，为新能源的消纳提供基础，也为更灵活的需求侧响应埋下伏笔。借鉴德国 （2012）、澳大利亚（2016）、英国和加州（2020）的经验，风电光伏占比 15%-30%时系 统平衡的压力显著加大，对电网调度提出了较大挑战；也就意味着十四五后期或十五五前 期，新型电力系统的构建成功与否至关重要。

需求侧：新动能接替高耗能，为需求侧增长新主力。“十四五”期间“新基建”用电增量贡 献度增加 5pct 至 14.0%。我们以 4G/5G 基站、大数据中心、新能源充电桩测算新基建对于 用电需求拉动的影响。据我们测算，“十三五”期间，“新基建”行业用电量增加 1683 亿度， 占同期全社会用电量增量的 9.0%。随着国家加快推进“新基建”建设，我们预测“十四五” 期间“新基建”行业用电量增量 3367 亿千瓦时，占同期全社会增量的比重增加至 14.0%， 占比提升 5pct；“十五五”期间“新基建”行业用电增量 4075 亿千瓦时，占同期全社会增 量比重提升 4pct 至 18%。

基于对未来十年电供给的预测，我们认为风电/光伏装机将迎来快速增长，十四五/十五五期 间年均风电装机增长为 62/90GW，年均光伏装机增长为 88/134GW，至 2025/2030 年末， 风电/光伏将占总装机的 39%/53%。风光装机的快速增长带来风光发电量的占比提升，至 2025/2030 年，风光发电量占比将从 2021 年的 11.7%提升至 18.9%/29.4%，2021-2030 年风电/光伏发电量 CAGR 分别为 17%/20%。同时，我们认为煤电十四五期间还将陆续有 少量新增装机，十五五碳达峰目标临近，我们预计 2030 年煤电装机为 1,145GW、占比 25.2%， 煤电电量占比将从 2021 年的 58.1%下降到 2030 年的 39.8%。

带有时间曲线的电力平衡——灵活性机组的容量提供

风光发电量占比提升将给电力系统稳定带来挑战。根据我们预测，2025/2030 年我国风光 发电量占比将提升至 18.9%/29.4%，占比是 2021 年的 1.6/2.5 倍。电力产品具有瞬时性特 征，在储能得到大规模普及之前，发输配售几乎要在同一时间完成。在间歇性电源占比提 升的过程中，电力（即容量）平衡难度高于电量平衡，对电力系统灵活调节能力提出更高 要求。因此灵活性机组容量也需同步增长，以保障电力系统稳定。

目前我国灵活调节电源比重较低。中电联 2020 年 6 月发布的报告《煤电机组灵活性运行政 策研究》显示，2019 年我国灵活性调节机组占比约 6%，远低于美国/西班牙/德国的 49%/34%/18%。其中，我国的灵活性电源装机以煤电灵活性改造、气电和抽水蓄能为主。 《电力发展“十三五”规划（2016-2020 年）》中提出我国十三五期间计划完成煤电灵活性 改造容量 2.15 亿千瓦，抽水蓄能装机达到 4000 万千瓦，气电装机 1.1 亿千瓦以上。截至 2019 年，我国煤电灵活性改造完成容量 5775 万千瓦，仅为十三五规划的 1/4 左右。截至 2020 年底，我国抽水蓄能装机 3159 万千瓦，同样低于目标值。

我们测算 2025/2030 年，中国新型电力系统所需的灵活性机组分别 为 430-578GW/885-1537GW，灵活性装机比例 14%-18%/20%-35%。 我们采用两种方式对 2025/2030 年中国新型电力系统所需灵活性机组容量进行推算。1）寻 找海外国家历史年度风光发电量占比与我国 2025/2030 年风光发电量占比近似的年份，参 考该国家当年的灵活性电源比重，推算我国的灵活性电源需求情况。2）参考海外国家未来 风光装机增量预测所对应的灵活性电源增量预测，结合我们预测的中国“十四五”/“十五 五”风光装机增量，推算所需要的灵活性机组增量。

方法 1：我国 2025/2030 年风光发电量占比将达到 18.9%/29.4%。2019 年， 西班牙/德国的风光发电量占比分别为 25.5%/28.3%，对应的灵活性电源比例 34%/18%。 同为欧洲国家，西班牙和德国的风光发电量占比差异较小，但灵活性电源占比相差较大， 主要系由于两国总装机容量存在较大差异，其灵活性电源装机绝对值分别为 37/38GW。由 于德国 2019 年风光发电量比例与我国 2030 年最为接近，我们参考德国 2019 年的灵活性 电源比例 18%，根据风光发电量比例与灵活性电源比例的比值相同，得到中国 2030 年灵 活性电源比例为 20%。

方法 2：据伍德麦肯兹预测，2021-2040 年欧洲重要五国（英国、德国、法国、意大利和西 班牙）每 GW 风光新增装机对应的灵活性机组需求为 0.31-0.51GW，考虑到：1）根据 IEA 2018 年统计的各国灵活性电源结构，欧洲灵活性机组中气电比例（28%）高于中国(4.3%)， 中国灵活性机组主要来源于煤电灵活性改造（38.2%），而气电灵活性调节能力为煤电的 2-3 倍；2）欧洲电力市场化程度较高，需求侧响应能力强；我们认为我国单位 GW 新能源装机 所需灵活性装机规模更大。

预计中国十四五期间新增每 GW 风光装机对应的新增灵活性装机为 0.41-0.612GW（0.612 为欧洲新增每 GW 风光装机所需灵活性装机 0.51GW 的 1.2x），十五五范围为 0.41-0.765GW（随着风光比例增加，系统所需灵活性机组密度越大，0.765 为欧洲新增每 GW 风光装机所需灵活性装机 0.51GW 的 1.5x）。叠加我们预计的中国十四五/十五五期间 新 增 风 光 装 机 746/1,122GW ， 计 算 得 十 四 五 / 十 五 五 期 间 新 增 灵 活 性 装 机 306-457GW/460-858GW，十四五末/十五五末灵活性装机 430-578GW/885-1537GW（灵 活性装机比例 14%-18%/20%-35%）。

分灵活性电源种类来看，我们将中国灵活性电源分为煤电（灵活性改造）/气电/抽水蓄能及 新型储能。2019 年，我国抽蓄、燃气发 电等灵活性电源装机比例在 6%左右（121GW）；国家电网发布《服务新能源发展报告 2020》 显示：截至 2019 年，我国煤电完成灵活性改造的装机为 57.75GW；截至 2019 年，我国抽 蓄装机为 30.28GW；综上倒推出 2019 年我国作为灵活性机组的气电装机为 33GW，占当 年气电总装机的 36%。我们假设 2020 年我国灵活性装机占比仍为 6%，得到 2020 年我国 灵活性机组容量 132GW。

煤电：保守假设 2020 年没有新增灵活性改造煤电机组，截至 2025 年，煤电灵活性机组装机容量 为 408GW，占煤电总装机的 35%；假设“十五五”装机占比提升一倍（即 70%），对应“十 五五”煤电灵活性改造需求为 396GW； 气电：假设未来 10 年气电作为灵活性装机占比不变（36%），截至 25/30 年末，我国灵活 性机组中气电机组 56/67GW。

抽水蓄能：根据 2021 年 9 月正式落地得《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）》，到 2025/2030 年抽水蓄能投产总规模达到 62/120GW 左右，十四五/十五五分别新增 28/60GW。 新型储能：根据 2021 年 8 月《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网 规模的通知》（发改运行〔2021〕1138 号），保障性并网以外的市场化并网项目初期按照功 率 15%的挂钩比例（时长 4 小时以上）配置调峰能力，按照 20%以上挂钩比例进行配建的 优先并网。假设十四五/十五五风光新增装机配储比例分别为 10/20%，对应新增新型储能装 机为 75/224GW（储能小时数 2-4 小时不等），到 2025-2030 年新型储能总规模为 75/299GW。

煤电灵活性改造空间大，调峰收益仍受政策机制影响

煤电灵活性改造空间大，辅助服务收益有待挖掘

我国火电机组调峰能力远低于世界领先水平，有较大提升空间。丹麦和德国是煤电灵活性 改造较为领先国家。丹麦从 1995 年起开始大力发展煤电灵活性改造，目前处于世界领先水 平，其火电机组以供热为主，供热期最低运行负荷可达 15%-20%。德国装备制造协会针对 煤电灵活性改造制定了改造专项清单，其供热机组/纯凝机组最低运行负荷达到 40%/25%。 相比于丹麦和德国，我国的火电机组最低运行负荷较高，调峰能力较弱，说明我国火电机 组灵活性还有较大提升空间。据《火电机组灵活性改造形势及技术应用》（2018 年，作者： 侯玉亭、李晓博、刘畅等）分析，经过灵活性改造，预计我国热电机组最低运行负荷可达到 40%-50%，纯凝机组最低运行负荷可达到 30%-35%。

全国煤电灵活性改造进程缓慢，严重滞后于国家“十三五”目标。我国 2016 年开始煤电灵活 性改造试点工作，并在《电力发展“十三五”规划》中提出了“三北”地区煤电灵活性改造 2.15 亿千瓦的目标。截至 2020 年底，“三北”地区实际只完成煤电灵活性改造 8241 万千瓦，仅 为目标的 38%，其中内蒙古、山西、新疆、甘肃分别仅达到其目标的 2.1%、3.3%、2.4% 和 4.1%；截至 2019 年底，煤电灵活性改造试点实际完成约 5340 万千瓦，仅达到规划目 标的 31.4%。煤电灵活性改造严重落后的主要原因有：不健全的调峰辅助服务市场机制、 存在不确定性的国家相关政策、灵活性改造对燃煤机组运行本身带来的负面影响、灵活性 改造对煤电企业带来的高成本负担。

山东火电调峰补偿上涨，煤电灵活性改造已具备盈利空间

火电机组参与深度调峰增加燃煤、运维、耗油等营业成本。不同参数、形式的机组在实际 运行中，负荷率对成本的影响有所不同，但整体变化趋势相同。参考《火电机组深度调峰 经济性分析》中一台 300MW 亚临界机组和一台 600MW 超临界机组的测算数据，假设所有 机组参与深度调峰的频次系 100 次，每次深度调峰时长为 6 小时，则 300MW 机组负荷率 50%/40%/30%会分别增加年度营业成本 436/683/1099 万元/年，600MW 机组负荷率 50%/40%/30%会分别增加年度成本 690/1096/1681 万元/年。财务成本增加主要系假设灵 活性改造的固定成本 30%采用自有资金，70%由融资获得，融资年利率 3.5%。因此 300MW 和 600MW 机组负荷率 50%/40%/30%会分别增加年度成本合计 436/756/1319 万元和 690/1243/2122 万元。同一台机组，负荷率越低, 经济成本越大；同一负荷率，大机组经济 成本更高。

完善辅助服务机制，山东能源监管办大幅提升直调公用火电机组调峰补偿。2021 年 9 月 3 日，山东能源监管办发布《山东电力辅助服务市场运营规则(试行)(2021 年修订版)(征求意 见稿)》，提升了山东省火电机组调峰补偿上限。我们在所有调峰收入测算时不考虑现货交易。 按补偿标准上限、年深度调峰时长 600 小时/年进行测算，300MW 机组负荷率 50%/40%/30% 分别可获年度补贴收入 319/1274/2230 万元/年，600MW 机组负荷率 50%/40%/30%分别 可获年度补贴收入 637/2549/4460 万元/年。同一台机组，深度调峰负荷率越低, 调峰补贴 收入越高；同一负荷率，大机组调峰补贴收入更高。

根据数据，煤电灵活性改造单位调峰容量成本约为 500-1500 元/千瓦。煤电灵活性 改造成本相对于抽水蓄能、气电、储能电站等其他系统调节手段更低，具有最高性价比。 假设煤电机组原最低运行负荷率为 50%，并且增强最低负荷率至 40%/30%的灵活性改造单 位调峰容量成本分别为 1000/1500 元/千瓦，可得出灵活性改造成本。考虑大多数煤电机组 已经运行较长年份，即使进行灵活性改造，也并不能够增加机组寿命，同时不考虑残值， 我们假设灵活性改造后煤电机组可使用年限为 10 年。经测算，300MW 和 600MW 机组负 荷率 40%、30%时静态投资回收期均小于报废年限（假设 10 年），故可获利；负荷率为 50% 时，即使不产生灵活性改造成本，由于调峰补助不足以覆盖调峰成本，调峰将亏损。

南方区域提升煤电调峰补偿，仍旧力度不足

为进一步鼓励煤电机组灵活性改造，南方能源监管局提升南方区域深度调峰补偿。2022 年 3 月 22 日，南方能源监管局发布《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实施细则（征 求意见稿）》，提升广东、广西、云南、贵州、海南各省的煤电深度调峰补偿。以其中调峰 补偿最高的广东为例，第一档由 0.066 元/千瓦时提高至 0.099 元/千瓦时;第二档由 0.132 元/千瓦时提高至 0.792 元/千瓦时；新增第三档 1.188 元/千瓦时。根据广东新补偿标准，按 年深度调峰时长 600 小时/年进行测算，300MW 机组负荷率 50%/40%/30%分别可获年度 补贴收入 0/158/1419 万元/年，600MW 机组负荷率 50%/40%/30%分别可获年度补贴收入 0/315/2839 万元/年，远低于山东补贴收入。

根据我们的模拟测算，南方区域提升后的调峰补偿仍不足。同样不考虑现货市场，深度调 峰所增加的成本仍采用《火电机组深度调峰经济性分析》中的测算数据，结合广东年度补 贴收入，可以计算出年度调峰毛利润。300MW 和 600MW 机组在负荷率 50%、40%的情况 下都产生调峰亏损，调峰补贴收入不足以弥补调峰所增加的变动成本。虽然 300MW 和 600MW 机组在负荷率 30%的情况下调峰利润为正，但是静态投资回收期均超出了报废年 限（假设 10 年），并不能覆盖灵活性改造的固定成本。广东的调峰补偿在南方区域最高， 我们测算仍旧产生亏损，故推测南方区域其他省份（广西、云南、海南、贵州）也会产生 亏损。我们认为南方需进一步提高调峰补助以激励煤电灵活性改造。

抽蓄25/30年目标62/120GW，容量电价确保基准收益

新能源的快速扩张将带来大量调峰电源需求，抽水蓄能作为目前成本较低的调峰电源将迎 来快速发展，根据国家能源局规划，我国抽蓄投产容量将在 2025 年/2030 年分别达到 62GW 以上/120GW 左右，为截至 2021 年底装机水平的 1.7x 和 3.3x。截至 2021 年底，抽水蓄能 在运装机规模中，国网和南网占绝大多数（88%），而五大四小发电集团未来抽蓄装机规模 将迎来快速发展。根据发改价格〔2021〕633 号文所规定的容量电价按 6.5%核定经营期内 部收益率计算，我们测算抽蓄电站容量电价为 0.574 元/W，无现货市场情况下，抽蓄电站 的调峰成本在电站投产首年为 0.366 元/千瓦时，后续年度逐利息支付下降每年降低，利息 支付完成后为 0.249 元/千瓦时。

原理作用：“抽四发三”，重要调峰调频电源之一

抽水蓄能机组包含水泵水轮机与发电电动机，通过可逆性运转达成蓄能与释能工作周期。在用 电低谷时，位于下游的机组抽水至高海拔水库，将所连通电网中多余的电能转化为重力势能存 储；而在用电高峰时，上水库开闸放水推动下游轮机发电，将重力势能转化为电能并输出至电 力网络。抽水蓄能电站在发电工况下效率通常为 75%上下，被简称为“抽四发三”。

抽水蓄能目前在各灵活储能方式中具有较大优势。在我国现有主要储能手段中，抽蓄储能具有 技术成熟、容量大、应用广、成本低等优势。据国际水电协会（IHA）发布的 2021 全球水电报 告，截至 2020 年底，全球范围内抽水储能占总储能量比例高达 94%以上。文贤馗等著《大容 量电力储能调峰调频性能综述》（2018 年 12 月 31 日）中指出目前火电一次调频性能受锅炉蓄 热等问题限制，且电力清洁化要求控制火电厂体量，限制了火电改造的收益；同时，新型灵活 性提供方法手段大部分尚未成熟，超导储能等高新方案甚至尚处于示范阶段。在新型储能完成 实用性突破前，抽水蓄能仍将是灵活性资源的主要来源。

布局发展：围绕新能源布局，未来十年抽蓄规模将大幅跃升

截至 2021 年底，我国抽水蓄能装机规模已领跑全球，2025/2030 年末将增至 62/120GW。 根据 2022 年 6 月 24 日水电水利规划设计总院、中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会 联合发布的《抽水蓄能产业发展报告 2021》，截至 2021 年底，我国抽水蓄能已建成规模居 世界首位，达到 3639 万千瓦；核准在建总规模为 6153 万千瓦。2021 年 9 月 17 日，国家 能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》，提出我国抽蓄投产容量将在 2025 年/2030 年分别达到 62GW 以上/120GW 左右，为截至 2021 年底装机水平的 1.7x 和 3.3x。 报告还提出我国中长期规划布局中抽水蓄能重点实施项目达 340 个，总装机容量约 421GW； 储备项目 247 个，总装机规模约 305GW；合计 726GW。

我国抽蓄电站主要分布在东南、东北以及中部地区，未来或布局“三北”地区。根据国家 能源局《抽水蓄能中长期发展规划 （2021-2035 年）》统计，华东、华北、华中和广东拥 有我国大部分已投产抽蓄电站，且在建电站主要分布于华东、华北各地。规划中进一步指 出，为服务新能源大规模发展和电力外送需要，围绕新能源基地及负荷中心合理布局，重 点布局点将处于东北、华北和西北地区。值得注意的是，尽管目前西部地区重点实施以及 储备项目较其他地区少，其充足的风、光等自然资源可能在未来吸引新能源电力新建项目。 届时，西部各地将对抽蓄电站配套服务有更强的需求。

盈利模式：实行两部制电价，容量电价或发挥稳定器作用

近年来抽蓄电价制度经历数次改动，2021 年发改委的最新意见为两部制电价。过往抽蓄电站 曾采用固定租赁费制度与单一容量制度，电网所付年租金或电费与具体用电量不关联，电站 奖励机制基本空白；2014 年，发改委正式采取两部制电价，且允许抽蓄电站将容量电费和抽 发损耗纳入电网运行费用统一核算并纳入终端电费考量；然而，国家于 2019 年将抽蓄电站成 本移出输配电的定价成本，并于 2020 年将抽蓄电站移出可计提收益，对行业造成一定打击。

两部制电价=容量电价+电量电价。容量电费回收的是除抽发运行成本外的综合性成本。电 量电价用于回收抽水、发电的运行成本，以体现抽水蓄能电站提供调峰服务的价值。 电量电价：抽蓄电站执行电量电价的收入来源于提供调峰调频等服务，成本来源于电能转 换为势能时所消耗的电量。根据电力现货市场运行与否，抽水电价及上网电价所执行的电 价政策不同。电力现货市场运行机制下，电量电价盈利主要取决于峰谷价差大小，峰谷价 差越大，盈利越好。

容量电价测算：根据发改价格〔2021〕633 号文所规定的容量电价计算机制，按 6.5%核定 经营期内部收益率；年净现金流=年现金流入－年现金流出（均不含税），其中年现金流入 为实现累计净现金流折现值为零时的年平均收入水平，包括固定资产残值收入（仅经营期 最后一年计入）；年现金流出=资本金投入+偿还的贷款本金+利息支出+运行维护费+税金及 附加。基于我们的核心假设，使用 excel 单变量求解得到抽蓄电站容量电价为 0.574 元/W。 同时，我们测算抽蓄电站的调峰成本（运维+折旧+利息+抽放电 25%损耗带来的成本）在 电站投产首年为 0.366 元/千瓦时，后续年度逐利息支付下降每年降低，利息支付完成后为 0.249 元/千瓦时。

抽水蓄能电站的造价及贷款利率是影响容量电价的关键因素。我们进行了有关抽蓄电站造 价与借贷利率的容量电价敏感性分析，在 4.2%-4.8%的借贷利率、5-7 元/W 的造价的不同 情景下，抽蓄电站的容量电价约为 0.474-0.683 元/W。抽蓄电站的度电调峰成本受发电量、抽水电价、运维成本、利息及折旧的影响。无现货市 场交易机制下的抽水电价一般等于基准电价的 75%，利用小时决定发电量，故我们进行了 关于基准电价及利用小时数的抽水蓄能电站调峰成本敏感性分析，在 0.3035-0.453 元/千瓦 时的基准电价，1700-2000 的利用小时情景下，抽蓄电站的度电调峰成本在首年为 0.322-0.403 元/千瓦时，在还贷完成后为 0.216-0.278 元/千瓦时。

抽蓄电站容量电价保证生命周期内至少 6.5%的资本金 IRR，整体 IRR（算上电量电价盈利） 与利用小时及电价正相关。我们进行了关于基准电价及利用小时数的抽水蓄能电站调峰成 本敏感性分析，在 0.3035-0.453 元/千瓦时的基准电价，1700-2000 的利用小时情景下，抽 蓄电站的资本金整体 IRR 可高达 10.1%-13.3%。

收益分享机制：一般一个监管周期为 3 年，上一监管周期内形成的电量电价收益，在抽水 蓄能电站和电网间进行二八比例分成，80%的部分在下一监管周期核定电站容量电价时相 应扣减。我们认为该措施主要是为了调动抽水蓄能电站和电网参与市场化改革的积极性。 目前大多数地区现货市场不够发达，如果执行发改价格 633 号文下电力现货市场尚未运行 情况下的抽水电价=燃煤基准价*75%，上网电价按照燃煤基准价执行，由于抽蓄电站“抽 四发三”存在 25%的电能损耗，电量电价部分利润较少。

水电开发由易到难，大水电资源尤为稀缺

水电开发由易到难，大型水电站为稀缺资源。我国水电资源理论蕴藏量装机/技术可开发/经济可开发装机容量分别为 6.94 /5.42/4.02 亿千瓦；理论蕴藏量/基数可开发年电量分别为 6.08/2.47万亿千瓦时。根据中电联 数据，截至 2021 年底，我国水电装机容量 3.91 亿千瓦（含 3692 万千瓦抽水蓄能装机）， 剩余经济可开发常规水电资源容量仅为 4792 万千瓦，增量空间稀缺。随着水电开发逐步向西 部推进，新建水电地理位置偏远、自然条件恶劣，水电工程直接建设成本不断增加。此外， 耕地占用等税费标准、征地移民投资也大幅增加，水电开发成本增幅显著，例如 2013-2014年投产的溪洛渡水电站（1386 万千瓦）造价约为 5714 元/千瓦，而目前在建白鹤滩水电站 （1600 万千瓦）造价超过 12000 元/千瓦。往后大型水电站将成为稀缺性资源。

世界前十大水电站中，5 座属于三峡集团。我国拥有 1000 万千瓦以上水电站 4 座，均隶属 于三峡集团，400 万千瓦以上水电站 10 座，其中华能水电拥有 2 座，桂冠电力、国投电力、 国家电投各 1 座。目前仍在建及规划的水电站中（不含白鹤滩电站），仅拉瓦西电站装机容 量较大（420 万千瓦），其他电站基本都低于 300 万千瓦，200 万千瓦及以上的水电站仅 3 台，包括玛尔挡水电站、双江口和李家峡水电站。

《2030 碳达峰行动方案》明确“十四五”、“十五五”期间分别新增水电装机容量 4000 万 千瓦左右。据我们统计，我国十四五期间投产的水电装机容量为 4074 万千瓦，基本与《2030 碳达峰行动方案》明确的十四五期间水电装机容量增加值一致。由于我们下表列示的水电 站有的十四五仅投产首台或部分装机，我们目前统计十五五投产的水电装机容量约 708 万 千瓦，与方案明确值有一定距离，我们认为主要系由于：1）方案还提到推进雅鲁藏布江下 游水电开发，由于开发难度较大，我们预计十四五后期或十五五期间可以看到相关开发主 体及项目方案落实；2）我们统计湖北/广西/重庆/云南/西藏/四川/青海/新疆等省份十四五将 推进开工建设和推进前期工作的水电项目装机容量分别合计为 945/1810 万千瓦，这两部分 容量中，预计有一部分将于十五五期间投产。

风光发电长期成长，超低电价或是终局

5-10年供给增长主力，成长空间广阔

预计 2022-2025 年风电、光伏年均新增装机中枢分别抬升至 65GW、96GW。截止 2022 年 6 月末，国内风电/光伏装机容量达到 342/337GW，较 2021 年末分别增加 14/30GW。 假设 2022-2025 年全社会用电和发电量 CAGR 均为 6%（略高于 Wind 一致预期 2022-2023 年 GDP 增速）、考虑到双碳目标下火电受挤压、而水电与核电增量有限，新增用电需求主 要由风光电满足，我们测算 2022-2025 年风电/光伏年均新增装机中枢抬升至 65/96GW， 较 2018-2021 年的 41/44GW 大幅提高，2025 年风光合计装机占比将达到 39%（2021 年 为 26%），发电量占比将达到 19%（2021 年为 12%）。

各省“十四五”规划隐含风光装机增量 670GW，内蒙古/云南/甘肃引领 TOP3。梳理国内 各个省/自治区/直辖市“十四五”能源规划，我们统计规划中对应的 2022-2025 年风光新增 装机合计 670GW，和前文预测基本一致。其中，内蒙古/云南/甘肃规划增量引领全国， 2022-2025 年风光装机分别新增 80/73/53GW。借助于优良的风光资源禀赋，新能源发电已 成为内陆省份重要的投资方向。我们测算 2021/2025 年末屋顶光伏潜在装机容量为 2,256GW/2,932GW。2020 年 PERC P 型单晶组件（182mm、72 片）功率均值为 540W，折合每平方米功率 228W。考虑到组件 安装时的最佳水平倾角与间隔间距，假设实际功率密度为理论值的 70%。考虑到光伏行业 技术进步，假设 2021-2025 年转换效率保持每年 0.3pct 的提升。我们预计 2021 年末/2025 年末国内屋顶分布式光伏潜在装机规模分别为 2,256GW/2,932GW。

1H22 风光储项目规划量达 81.22GW，央国企占比达到 63%。近日，能源局与发改委发 布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，明确各地根据市场放开电 源的实际情况，鼓励可再生能源配储，利用储能改善新能源涉网特性，解决消纳问题，保 障新能源的高效性。据不完全统计，2022 年 H1 全国共规划风光储项目 47 个，项目规 模达到 81.22GW，已明确投资金额为 3744 亿元，其中央国企签约项目达到 43 个，总规 模达到 51.52GW，占比达到 63%。

技术进步加快竞价步伐，超低电价或是终局

风电光伏度电成本持续下降。据 IRENA 数据，2010-2019 年我国陆上风电/海上风电 LCOE （平准化度电成本）已分别由 0.14/0.18 美元/KWh 下降 66%/37%至 0.05/0.11 美元/KWh （约合人民币 0.32/0.77 元/KWh）；2012-2019 年我国居民/商业光伏 LCOE 分别从 0.162/0.129 美元/KWh 下降至 0.067/0.064 美元/KWh。未来，风电光伏度电成本将继续维 持下降趋势。根据国网能源研究院有限公司在 2020 年 7 月 5 日发布的《中国新能源发电分 析报告 2020》预测，2025 年我国陆上风电 LCOE 有望从 2019 年的 0.315-0.565 元/kWh 下降至 0.241-0.447 元/KWh。

回归经济理性，绿电收益率底线明确

2021 年风光电参与市场化比例同比提升，但折价幅度相比往年大幅缩小。2021 年 5 月， 国家发改委、国家能源局发布《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，新增 上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等 6 省市为第二批电力现货试点。鼓励新能源项目 与电网企业、用户、售电公司通过签订长周期（如 20 年及以上）差价合约参与电力市场， 引导新能源项目 10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网，市场化交易部分可不计入 全生命周期保障收购小时数。

电网消纳能力提升或储能配置增加后，风光市场电溢价或更为可观。目前风光电参与市场 化交易主要有三类情况：1）发电小时数超过电网保障收纳的部分，通常为折价参与交易； 2）各省电网公司强制某一比例参与，通常折价幅度较小；3）因电网消纳能力受限而运营 商为避免限电而参与，通产折价幅度较大。对于前两种情况而言，绿电运营商受益于整体 市场化交易价格的上涨，折价幅度收窄较为明显；而对于第三种情况而言，随着电网消纳 能力提升或者项目储能配置增加，限电现象有望减少，从而降低折价比例较大的交易电量。

绿电交易试点启动，创造额外溢价。根据 2021 年 9 月 9 日新华社报道，2021 年 9 月 7 日， 我国绿电交易试点正式启动，首批绿电交易成交电量 79.35 亿千瓦时，较当地电力中长期 交易价格溢价 0.03~0.05 元/千瓦时。除首批集中交易以外，绿电分月交易量也呈现上升趋 势，2022 年 1-5 月，全国绿电交易规模合计 57.1 亿千瓦时（中电联数据统计）。绿电交易 为新能源另辟市场，充分体现了电力环境价值，交易溢价进一步促进新能源发电侧的壮大。 同时，大量高耗能行业购买绿电，以控制碳排放，顺应“双碳”目标。

碳价决定绿电交易溢价。我们认为绿电交易机制最大意义之一，在于区分风光发电的环境 属性和将低碳价值显性化。未来绿电交易价格是否溢价以及溢价幅度将取决于碳配额和绿 证的价值，碳价或成为绿电溢价的重要参考指标。相比煤电，风光减碳量约为 912 克/千瓦 时。以全国平均的风光发电指导价均值 0.3669 元/千瓦时为基准，10%/20%的绿电溢价对 应碳价约为 40/80 元/吨。假设绿电溢价 20%、绿电交易比例 30%，我们预计 2022/2025 年平价风光项目溢价收入合计 42/217 亿元。由于溢价收入无需重复计算折旧与费用，仅需 支付部分与交易相关的支出和税费，绿电交易带来的溢价将享受较高的净利率水平。