電力行業(yè)專題研究：電力平衡壓力期，挑戰(zhàn)與機(jī)遇并存

發(fā)電側(cè)風(fēng)光滲透率提升，對(duì)靈活性裝機(jī)提出要求

電力系統(tǒng)是發(fā)、輸、配、售四大環(huán)節(jié)組成，基本功能是將各種一次能源轉(zhuǎn)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(tǒng)具有高比例新能源接入、大 量電力電子設(shè)備、多能互補(bǔ)運(yùn)行等多種特征，對(duì)系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力提出要求，要從傳統(tǒng)的“源 隨荷動(dòng)”轉(zhuǎn)變?yōu)椤霸磩?dòng)荷動(dòng)”甚至“荷隨源動(dòng)”。

可以數(shù)量化計(jì)算的電量供需——裝機(jī)與需求的對(duì)應(yīng)

我們預(yù)測 2021-2030 年用電量維持 4%-5%溫和增長（除 2021 年全社會(huì)用電量同比增速為 10.7%），“新基建”貢獻(xiàn) 16%的增量（vs 高耗能 10%），更廣義的“新動(dòng)能”將貢獻(xiàn)增量 的 30%以上，為新能源的消納提供基礎(chǔ)，也為更靈活的需求側(cè)響應(yīng)埋下伏筆。借鑒德國 （2012）、澳大利亞（2016）、英國和加州（2020）的經(jīng)驗(yàn)，風(fēng)電光伏占比 15%-30%時(shí)系 統(tǒng)平衡的壓力顯著加大，對(duì)電網(wǎng)調(diào)度提出了較大挑戰(zhàn)；也就意味著十四五后期或十五五前 期，新型電力系統(tǒng)的構(gòu)建成功與否至關(guān)重要。

需求側(cè)：新動(dòng)能接替高耗能，為需求側(cè)增長新主力?！笆奈濉逼陂g“新基建”用電增量貢 獻(xiàn)度增加 5pct 至 14.0%。我們以 4G/5G 基站、大數(shù)據(jù)中心、新能源充電樁測算新基建對(duì)于 用電需求拉動(dòng)的影響。據(jù)我們測算，“十三五”期間，“新基建”行業(yè)用電量增加 1683 億度， 占同期全社會(huì)用電量增量的 9.0%。隨著國家加快推進(jìn)“新基建”建設(shè)，我們預(yù)測“十四五” 期間“新基建”行業(yè)用電量增量 3367 億千瓦時(shí)，占同期全社會(huì)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(yè)用電增量 4075 億千瓦時(shí)，占同期全社會(huì)增 量比重提升 4pct 至 18%。

基于對(duì)未來十年電供給的預(yù)測，我們認(rèn)為風(fēng)電/光伏裝機(jī)將迎來快速增長，十四五/十五五期 間年均風(fēng)電裝機(jī)增長為 62/90GW，年均光伏裝機(jī)增長為 88/134GW，至 2025/2030 年末， 風(fēng)電/光伏將占總裝機(jī)的 39%/53%。風(fēng)光裝機(jī)的快速增長帶來風(fēng)光發(fā)電量的占比提升，至 2025/2030 年，風(fēng)光發(fā)電量占比將從 2021 年的 11.7%提升至 18.9%/29.4%，2021-2030 年風(fēng)電/光伏發(fā)電量 CAGR 分別為 17%/20%。同時(shí)，我們認(rèn)為煤電十四五期間還將陸續(xù)有 少量新增裝機(jī)，十五五碳達(dá)峰目標(biāo)臨近，我們預(yù)計(jì) 2030 年煤電裝機(jī)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(shí)間曲線的電力平衡——靈活性機(jī)組的容量提供

風(fēng)光發(fā)電量占比提升將給電力系統(tǒng)穩(wěn)定帶來挑戰(zhàn)。根據(jù)我們預(yù)測，2025/2030 年我國風(fēng)光 發(fā)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(chǎn)品具有瞬時(shí)性特 征，在儲(chǔ)能得到大規(guī)模普及之前，發(fā)輸配售幾乎要在同一時(shí)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(duì)電力系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力提出更高 要求。因此靈活性機(jī)組容量也需同步增長，以保障電力系統(tǒng)穩(wěn)定。

目前我國靈活調(diào)節(jié)電源比重較低。中電聯(lián) 2020 年 6 月發(fā)布的報(bào)告《煤電機(jī)組靈活性運(yùn)行政 策研究》顯示，2019 年我國靈活性調(diào)節(jié)機(jī)組占比約 6%，遠(yuǎn)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(jī)以煤電靈活性改造、氣電和抽水蓄能為主。 《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃（2016-2020 年）》中提出我國十三五期間計(jì)劃完成煤電靈活性 改造容量 2.15 億千瓦，抽水蓄能裝機(jī)達(dá)到 4000 萬千瓦，氣電裝機(jī) 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(guī)劃的 1/4 左右。截至 2020 年底，我國抽水蓄能裝機(jī) 3159 萬千瓦，同樣低于目標(biāo)值。

我們測算 2025/2030 年，中國新型電力系統(tǒng)所需的靈活性機(jī)組分別 為 430-578GW/885-1537GW，靈活性裝機(jī)比例 14%-18%/20%-35%。 我們采用兩種方式對(duì) 2025/2030 年中國新型電力系統(tǒng)所需靈活性機(jī)組容量進(jìn)行推算。1）尋 找海外國家歷史年度風(fēng)光發(fā)電量占比與我國 2025/2030 年風(fēng)光發(fā)電量占比近似的年份，參 考該國家當(dāng)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(fēng)光裝機(jī)增量預(yù)測所對(duì)應(yīng)的靈活性電源增量預(yù)測，結(jié)合我們預(yù)測的中國“十四五”/“十五 五”風(fēng)光裝機(jī)增量，推算所需要的靈活性機(jī)組增量。

方法 1：我國 2025/2030 年風(fēng)光發(fā)電量占比將達(dá)到 18.9%/29.4%。2019 年， 西班牙/德國的風(fēng)光發(fā)電量占比分別為 25.5%/28.3%，對(duì)應(yīng)的靈活性電源比例 34%/18%。 同為歐洲國家，西班牙和德國的風(fēng)光發(fā)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(jī)容量存在較大差異，其靈活性電源裝機(jī)絕對(duì)值分別為 37/38GW。由 于德國 2019 年風(fēng)光發(fā)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(jù)風(fēng)光發(fā)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(jù)伍德麥肯茲預(yù)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(fēng)光新增裝機(jī)對(duì)應(yīng)的靈活性機(jī)組需求為 0.31-0.51GW，考慮到：1）根據(jù) IEA 2018 年統(tǒng)計(jì)的各國靈活性電源結(jié)構(gòu)，歐洲靈活性機(jī)組中氣電比例（28%）高于中國(4.3%)， 中國靈活性機(jī)組主要來源于煤電靈活性改造（38.2%），而氣電靈活性調(diào)節(jié)能力為煤電的 2-3 倍；2）歐洲電力市場化程度較高，需求側(cè)響應(yīng)能力強(qiáng)；我們認(rèn)為我國單位 GW 新能源裝機(jī) 所需靈活性裝機(jī)規(guī)模更大。

預(yù)計(jì)中國十四五期間新增每 GW 風(fēng)光裝機(jī)對(duì)應(yīng)的新增靈活性裝機(jī)為 0.41-0.612GW（0.612 為歐洲新增每 GW 風(fēng)光裝機(jī)所需靈活性裝機(jī) 0.51GW 的 1.2x），十五五范圍為 0.41-0.765GW（隨著風(fēng)光比例增加，系統(tǒng)所需靈活性機(jī)組密度越大，0.765 為歐洲新增每 GW 風(fēng)光裝機(jī)所需靈活性裝機(jī) 0.51GW 的 1.5x）。疊加我們預(yù)計(jì)的中國十四五/十五五期間 新 增 風(fēng) 光 裝 機(jī) 746/1,122GW ， 計(jì) 算 得 十 四 五 / 十 五 五 期 間 新 增 靈 活 性 裝 機(jī) 306-457GW/460-858GW，十四五末/十五五末靈活性裝機(jī) 430-578GW/885-1537GW（靈 活性裝機(jī)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(chǔ)能。2019 年，我國抽蓄、燃?xì)獍l(fā) 電等靈活性電源裝機(jī)比例在 6%左右（121GW）；國家電網(wǎng)發(fā)布《服務(wù)新能源發(fā)展報(bào)告 2020》 顯示：截至 2019 年，我國煤電完成靈活性改造的裝機(jī)為 57.75GW；截至 2019 年，我國抽 蓄裝機(jī)為 30.28GW；綜上倒推出 2019 年我國作為靈活性機(jī)組的氣電裝機(jī)為 33GW，占當(dāng) 年氣電總裝機(jī)的 36%。我們假設(shè) 2020 年我國靈活性裝機(jī)占比仍為 6%，得到 2020 年我國 靈活性機(jī)組容量 132GW。

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

抽水蓄能：根據(jù) 2021 年 9 月正式落地得《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035）》，到 2025/2030 年抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)模達(dá)到 62/120GW 左右，十四五/十五五分別新增 28/60GW。 新型儲(chǔ)能：根據(jù) 2021 年 8 月《關(guān)于鼓勵(lì)可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng) 規(guī)模的通知》（發(fā)改運(yùn)行〔2021〕1138 號(hào)），保障性并網(wǎng)以外的市場化并網(wǎng)項(xiàng)目初期按照功 率 15%的掛鉤比例（時(shí)長 4 小時(shí)以上）配置調(diào)峰能力，按照 20%以上掛鉤比例進(jìn)行配建的 優(yōu)先并網(wǎng)。假設(shè)十四五/十五五風(fēng)光新增裝機(jī)配儲(chǔ)比例分別為 10/20%，對(duì)應(yīng)新增新型儲(chǔ)能裝 機(jī)為 75/224GW（儲(chǔ)能小時(shí)數(shù) 2-4 小時(shí)不等），到 2025-2030 年新型儲(chǔ)能總規(guī)模為 75/299GW。

煤電靈活性改造空間大，調(diào)峰收益仍受政策機(jī)制影響

煤電靈活性改造空間大，輔助服務(wù)收益有待挖掘

我國火電機(jī)組調(diào)峰能力遠(yuǎn)低于世界領(lǐng)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(lǐng)先國家。丹麥從 1995 年起開始大力發(fā)展煤電靈活性改造，目前處于世界領(lǐng)先水 平，其火電機(jī)組以供熱為主，供熱期最低運(yùn)行負(fù)荷可達(dá) 15%-20%。德國裝備制造協(xié)會(huì)針對(duì) 煤電靈活性改造制定了改造專項(xiàng)清單，其供熱機(jī)組/純凝機(jī)組最低運(yùn)行負(fù)荷達(dá)到 40%/25%。 相比于丹麥和德國，我國的火電機(jī)組最低運(yùn)行負(fù)荷較高，調(diào)峰能力較弱，說明我國火電機(jī) 組靈活性還有較大提升空間。據(jù)《火電機(jī)組靈活性改造形勢及技術(shù)應(yīng)用》（2018 年，作者： 侯玉亭、李曉博、劉暢等）分析，經(jīng)過靈活性改造，預(yù)計(jì)我國熱電機(jī)組最低運(yùn)行負(fù)荷可達(dá)到 40%-50%，純凝機(jī)組最低運(yùn)行負(fù)荷可達(dá)到 30%-35%。

全國煤電靈活性改造進(jìn)程緩慢，嚴(yán)重滯后于國家“十三五”目標(biāo)。我國 2016 年開始煤電靈活 性改造試點(diǎn)工作，并在《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》中提出了“三北”地區(qū)煤電靈活性改造 2.15 億千瓦的目標(biāo)。截至 2020 年底，“三北”地區(qū)實(shí)際只完成煤電靈活性改造 8241 萬千瓦，僅 為目標(biāo)的 38%，其中內(nèi)蒙古、山西、新疆、甘肅分別僅達(dá)到其目標(biāo)的 2.1%、3.3%、2.4% 和 4.1%；截至 2019 年底，煤電靈活性改造試點(diǎn)實(shí)際完成約 5340 萬千瓦，僅達(dá)到規(guī)劃目 標(biāo)的 31.4%。煤電靈活性改造嚴(yán)重落后的主要原因有：不健全的調(diào)峰輔助服務(wù)市場機(jī)制、 存在不確定性的國家相關(guān)政策、靈活性改造對(duì)燃煤機(jī)組運(yùn)行本身帶來的負(fù)面影響、靈活性 改造對(duì)煤電企業(yè)帶來的高成本負(fù)擔(dān)。

山東火電調(diào)峰補(bǔ)償上漲，煤電靈活性改造已具備盈利空間

火電機(jī)組參與深度調(diào)峰增加燃煤、運(yùn)維、耗油等營業(yè)成本。不同參數(shù)、形式的機(jī)組在實(shí)際 運(yùn)行中，負(fù)荷率對(duì)成本的影響有所不同，但整體變化趨勢相同。參考《火電機(jī)組深度調(diào)峰 經(jīng)濟(jì)性分析》中一臺(tái) 300MW 亞臨界機(jī)組和一臺(tái) 600MW 超臨界機(jī)組的測算數(shù)據(jù)，假設(shè)所有 機(jī)組參與深度調(diào)峰的頻次系 100 次，每次深度調(diào)峰時(shí)長為 6 小時(shí)，則 300MW 機(jī)組負(fù)荷率 50%/40%/30%會(huì)分別增加年度營業(yè)成本 436/683/1099 萬元/年，600MW 機(jī)組負(fù)荷率 50%/40%/30%會(huì)分別增加年度成本 690/1096/1681 萬元/年。財(cái)務(wù)成本增加主要系假設(shè)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(jī)組負(fù)荷率 50%/40%/30%會(huì)分別增加年度成本合計(jì) 436/756/1319 萬元和 690/1243/2122 萬元。同一臺(tái)機(jī)組，負(fù)荷率越低, 經(jīng)濟(jì)成本越大；同一負(fù)荷率，大機(jī)組經(jīng)濟(jì) 成本更高。

完善輔助服務(wù)機(jī)制，山東能源監(jiān)管辦大幅提升直調(diào)公用火電機(jī)組調(diào)峰補(bǔ)償。2021 年 9 月 3 日，山東能源監(jiān)管辦發(fā)布《山東電力輔助服務(wù)市場運(yùn)營規(guī)則(試行)(2021 年修訂版)(征求意 見稿)》，提升了山東省火電機(jī)組調(diào)峰補(bǔ)償上限。我們在所有調(diào)峰收入測算時(shí)不考慮現(xiàn)貨交易。 按補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)上限、年深度調(diào)峰時(shí)長 600 小時(shí)/年進(jìn)行測算，300MW 機(jī)組負(fù)荷率 50%/40%/30% 分別可獲年度補(bǔ)貼收入 319/1274/2230 萬元/年，600MW 機(jī)組負(fù)荷率 50%/40%/30%分別 可獲年度補(bǔ)貼收入 637/2549/4460 萬元/年。同一臺(tái)機(jī)組，深度調(diào)峰負(fù)荷率越低, 調(diào)峰補(bǔ)貼 收入越高；同一負(fù)荷率，大機(jī)組調(diào)峰補(bǔ)貼收入更高。

根據(jù)數(shù)據(jù)，煤電靈活性改造單位調(diào)峰容量成本約為 500-1500 元/千瓦。煤電靈活性 改造成本相對(duì)于抽水蓄能、氣電、儲(chǔ)能電站等其他系統(tǒng)調(diào)節(jié)手段更低，具有最高性價(jià)比。 假設(shè)煤電機(jī)組原最低運(yùn)行負(fù)荷率為 50%，并且增強(qiáng)最低負(fù)荷率至 40%/30%的靈活性改造單 位調(diào)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(shù)煤電機(jī)組 已經(jīng)運(yùn)行較長年份，即使進(jìn)行靈活性改造，也并不能夠增加機(jī)組壽命，同時(shí)不考慮殘值， 我們假設(shè)靈活性改造后煤電機(jī)組可使用年限為 10 年。經(jīng)測算，300MW 和 600MW 機(jī)組負(fù) 荷率 40%、30%時(shí)靜態(tài)投資回收期均小于報(bào)廢年限（假設(shè) 10 年），故可獲利；負(fù)荷率為 50% 時(shí)，即使不產(chǎn)生靈活性改造成本，由于調(diào)峰補(bǔ)助不足以覆蓋調(diào)峰成本，調(diào)峰將虧損。

南方區(qū)域提升煤電調(diào)峰補(bǔ)償，仍舊力度不足

為進(jìn)一步鼓勵(lì)煤電機(jī)組靈活性改造，南方能源監(jiān)管局提升南方區(qū)域深度調(diào)峰補(bǔ)償。2022 年 3 月 22 日，南方能源監(jiān)管局發(fā)布《南方區(qū)域新型儲(chǔ)能并網(wǎng)運(yùn)行及輔助服務(wù)管理實(shí)施細(xì)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(diào)峰補(bǔ)償。以其中調(diào)峰 補(bǔ)償最高的廣東為例，第一檔由 0.066 元/千瓦時(shí)提高至 0.099 元/千瓦時(shí);第二檔由 0.132 元/千瓦時(shí)提高至 0.792 元/千瓦時(shí)；新增第三檔 1.188 元/千瓦時(shí)。根據(jù)廣東新補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，按 年深度調(diào)峰時(shí)長 600 小時(shí)/年進(jìn)行測算，300MW 機(jī)組負(fù)荷率 50%/40%/30%分別可獲年度 補(bǔ)貼收入 0/158/1419 萬元/年，600MW 機(jī)組負(fù)荷率 50%/40%/30%分別可獲年度補(bǔ)貼收入 0/315/2839 萬元/年，遠(yuǎn)低于山東補(bǔ)貼收入。

根據(jù)我們的模擬測算，南方區(qū)域提升后的調(diào)峰補(bǔ)償仍不足。同樣不考慮現(xiàn)貨市場，深度調(diào) 峰所增加的成本仍采用《火電機(jī)組深度調(diào)峰經(jīng)濟(jì)性分析》中的測算數(shù)據(jù)，結(jié)合廣東年度補(bǔ) 貼收入，可以計(jì)算出年度調(diào)峰毛利潤。300MW 和 600MW 機(jī)組在負(fù)荷率 50%、40%的情況 下都產(chǎn)生調(diào)峰虧損，調(diào)峰補(bǔ)貼收入不足以彌補(bǔ)調(diào)峰所增加的變動(dòng)成本。雖然 300MW 和 600MW 機(jī)組在負(fù)荷率 30%的情況下調(diào)峰利潤為正，但是靜態(tài)投資回收期均超出了報(bào)廢年 限（假設(shè) 10 年），并不能覆蓋靈活性改造的固定成本。廣東的調(diào)峰補(bǔ)償在南方區(qū)域最高， 我們測算仍舊產(chǎn)生虧損，故推測南方區(qū)域其他省份（廣西、云南、海南、貴州）也會(huì)產(chǎn)生 虧損。我們認(rèn)為南方需進(jìn)一步提高調(diào)峰補(bǔ)助以激勵(lì)煤電靈活性改造。

抽蓄25/30年目標(biāo)62/120GW，容量電價(jià)確保基準(zhǔn)收益

新能源的快速擴(kuò)張將帶來大量調(diào)峰電源需求，抽水蓄能作為目前成本較低的調(diào)峰電源將迎 來快速發(fā)展，根據(jù)國家能源局規(guī)劃，我國抽蓄投產(chǎn)容量將在 2025 年/2030 年分別達(dá)到 62GW 以上/120GW 左右，為截至 2021 年底裝機(jī)水平的 1.7x 和 3.3x。截至 2021 年底，抽水蓄能 在運(yùn)裝機(jī)規(guī)模中，國網(wǎng)和南網(wǎng)占絕大多數(shù)（88%），而五大四小發(fā)電集團(tuán)未來抽蓄裝機(jī)規(guī)模 將迎來快速發(fā)展。根據(jù)發(fā)改價(jià)格〔2021〕633 號(hào)文所規(guī)定的容量電價(jià)按 6.5%核定經(jīng)營期內(nèi) 部收益率計(jì)算，我們測算抽蓄電站容量電價(jià)為 0.574 元/W，無現(xiàn)貨市場情況下，抽蓄電站 的調(diào)峰成本在電站投產(chǎn)首年為 0.366 元/千瓦時(shí)，后續(xù)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(shí)。

原理作用：“抽四發(fā)三”，重要調(diào)峰調(diào)頻電源之一

抽水蓄能機(jī)組包含水泵水輪機(jī)與發(fā)電電動(dòng)機(jī)，通過可逆性運(yùn)轉(zhuǎn)達(dá)成蓄能與釋能工作周期。在用 電低谷時(shí)，位于下游的機(jī)組抽水至高海拔水庫，將所連通電網(wǎng)中多余的電能轉(zhuǎn)化為重力勢能存 儲(chǔ)；而在用電高峰時(shí)，上水庫開閘放水推動(dòng)下游輪機(jī)發(fā)電，將重力勢能轉(zhuǎn)化為電能并輸出至電 力網(wǎng)絡(luò)。抽水蓄能電站在發(fā)電工況下效率通常為 75%上下，被簡稱為“抽四發(fā)三”。

抽水蓄能目前在各靈活儲(chǔ)能方式中具有較大優(yōu)勢。在我國現(xiàn)有主要儲(chǔ)能手段中，抽蓄儲(chǔ)能具有 技術(shù)成熟、容量大、應(yīng)用廣、成本低等優(yōu)勢。據(jù)國際水電協(xié)會(huì)（IHA）發(fā)布的 2021 全球水電報(bào) 告，截至 2020 年底，全球范圍內(nèi)抽水儲(chǔ)能占總儲(chǔ)能量比例高達(dá) 94%以上。文賢馗等著《大容 量電力儲(chǔ)能調(diào)峰調(diào)頻性能綜述》（2018 年 12 月 31 日）中指出目前火電一次調(diào)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(shí)，新型靈活 性提供方法手段大部分尚未成熟，超導(dǎo)儲(chǔ)能等高新方案甚至尚處于示范階段。在新型儲(chǔ)能完成 實(shí)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(fā)展：圍繞新能源布局，未來十年抽蓄規(guī)模將大幅躍升

截至 2021 年底，我國抽水蓄能裝機(jī)規(guī)模已領(lǐng)跑全球，2025/2030 年末將增至 62/120GW。 根據(jù) 2022 年 6 月 24 日水電水利規(guī)劃設(shè)計(jì)總院、中國水力發(fā)電工程學(xué)會(huì)抽水蓄能行業(yè)分會(huì) 聯(lián)合發(fā)布的《抽水蓄能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報(bào)告 2021》，截至 2021 年底，我國抽水蓄能已建成規(guī)模居 世界首位，達(dá)到 3639 萬千瓦；核準(zhǔn)在建總規(guī)模為 6153 萬千瓦。2021 年 9 月 17 日，國家 能源局發(fā)布《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035 年）》，提出我國抽蓄投產(chǎn)容量將在 2025 年/2030 年分別達(dá)到 62GW 以上/120GW 左右，為截至 2021 年底裝機(jī)水平的 1.7x 和 3.3x。 報(bào)告還提出我國中長期規(guī)劃布局中抽水蓄能重點(diǎn)實(shí)施項(xiàng)目達(dá) 340 個(gè)，總裝機(jī)容量約 421GW； 儲(chǔ)備項(xiàng)目 247 個(gè)，總裝機(jī)規(guī)模約 305GW；合計(jì) 726GW。

我國抽蓄電站主要分布在東南、東北以及中部地區(qū)，未來或布局“三北”地區(qū)。根據(jù)國家 能源局《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃 （2021-2035 年）》統(tǒng)計(jì)，華東、華北、華中和廣東擁 有我國大部分已投產(chǎn)抽蓄電站，且在建電站主要分布于華東、華北各地。規(guī)劃中進(jìn)一步指 出，為服務(wù)新能源大規(guī)模發(fā)展和電力外送需要，圍繞新能源基地及負(fù)荷中心合理布局，重 點(diǎn)布局點(diǎn)將處于東北、華北和西北地區(qū)。值得注意的是，盡管目前西部地區(qū)重點(diǎn)實(shí)施以及 儲(chǔ)備項(xiàng)目較其他地區(qū)少，其充足的風(fēng)、光等自然資源可能在未來吸引新能源電力新建項(xiàng)目。 屆時(shí)，西部各地將對(duì)抽蓄電站配套服務(wù)有更強(qiáng)的需求。

盈利模式：實(shí)行兩部制電價(jià)，容量電價(jià)或發(fā)揮穩(wěn)定器作用

近年來抽蓄電價(jià)制度經(jīng)歷數(shù)次改動(dòng)，2021 年發(fā)改委的最新意見為兩部制電價(jià)。過往抽蓄電站 曾采用固定租賃費(fèi)制度與單一容量制度，電網(wǎng)所付年租金或電費(fèi)與具體用電量不關(guān)聯(lián)，電站 獎(jiǎng)勵(lì)機(jī)制基本空白；2014 年，發(fā)改委正式采取兩部制電價(jià)，且允許抽蓄電站將容量電費(fèi)和抽 發(fā)損耗納入電網(wǎng)運(yùn)行費(fèi)用統(tǒng)一核算并納入終端電費(fèi)考量；然而，國家于 2019 年將抽蓄電站成 本移出輸配電的定價(jià)成本，并于 2020 年將抽蓄電站移出可計(jì)提收益，對(duì)行業(yè)造成一定打擊。

兩部制電價(jià)=容量電價(jià)+電量電價(jià)。容量電費(fèi)回收的是除抽發(fā)運(yùn)行成本外的綜合性成本。電 量電價(jià)用于回收抽水、發(fā)電的運(yùn)行成本，以體現(xiàn)抽水蓄能電站提供調(diào)峰服務(wù)的價(jià)值。 電量電價(jià)：抽蓄電站執(zhí)行電量電價(jià)的收入來源于提供調(diào)峰調(diào)頻等服務(wù)，成本來源于電能轉(zhuǎn) 換為勢能時(shí)所消耗的電量。根據(jù)電力現(xiàn)貨市場運(yùn)行與否，抽水電價(jià)及上網(wǎng)電價(jià)所執(zhí)行的電 價(jià)政策不同。電力現(xiàn)貨市場運(yùn)行機(jī)制下，電量電價(jià)盈利主要取決于峰谷價(jià)差大小，峰谷價(jià) 差越大，盈利越好。

容量電價(jià)測算：根據(jù)發(fā)改價(jià)格〔2021〕633 號(hào)文所規(guī)定的容量電價(jià)計(jì)算機(jī)制，按 6.5%核定 經(jīng)營期內(nèi)部收益率；年凈現(xiàn)金流=年現(xiàn)金流入－年現(xiàn)金流出（均不含稅），其中年現(xiàn)金流入 為實(shí)現(xiàn)累計(jì)凈現(xiàn)金流折現(xiàn)值為零時(shí)的年平均收入水平，包括固定資產(chǎn)殘值收入（僅經(jīng)營期 最后一年計(jì)入）；年現(xiàn)金流出=資本金投入+償還的貸款本金+利息支出+運(yùn)行維護(hù)費(fèi)+稅金及 附加?；谖覀兊暮诵募僭O(shè)，使用 excel 單變量求解得到抽蓄電站容量電價(jià)為 0.574 元/W。 同時(shí)，我們測算抽蓄電站的調(diào)峰成本（運(yùn)維+折舊+利息+抽放電 25%損耗帶來的成本）在 電站投產(chǎn)首年為 0.366 元/千瓦時(shí)，后續(xù)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(shí)。

抽水蓄能電站的造價(jià)及貸款利率是影響容量電價(jià)的關(guān)鍵因素。我們進(jìn)行了有關(guān)抽蓄電站造 價(jià)與借貸利率的容量電價(jià)敏感性分析，在 4.2%-4.8%的借貸利率、5-7 元/W 的造價(jià)的不同 情景下，抽蓄電站的容量電價(jià)約為 0.474-0.683 元/W。抽蓄電站的度電調(diào)峰成本受發(fā)電量、抽水電價(jià)、運(yùn)維成本、利息及折舊的影響。無現(xiàn)貨市 場交易機(jī)制下的抽水電價(jià)一般等于基準(zhǔn)電價(jià)的 75%，利用小時(shí)決定發(fā)電量，故我們進(jìn)行了 關(guān)于基準(zhǔn)電價(jià)及利用小時(shí)數(shù)的抽水蓄能電站調(diào)峰成本敏感性分析，在 0.3035-0.453 元/千瓦 時(shí)的基準(zhǔn)電價(jià)，1700-2000 的利用小時(shí)情景下，抽蓄電站的度電調(diào)峰成本在首年為 0.322-0.403 元/千瓦時(shí)，在還貸完成后為 0.216-0.278 元/千瓦時(shí)。

抽蓄電站容量電價(jià)保證生命周期內(nèi)至少 6.5%的資本金 IRR，整體 IRR（算上電量電價(jià)盈利） 與利用小時(shí)及電價(jià)正相關(guān)。我們進(jìn)行了關(guān)于基準(zhǔn)電價(jià)及利用小時(shí)數(shù)的抽水蓄能電站調(diào)峰成 本敏感性分析，在 0.3035-0.453 元/千瓦時(shí)的基準(zhǔn)電價(jià)，1700-2000 的利用小時(shí)情景下，抽 蓄電站的資本金整體 IRR 可高達(dá) 10.1%-13.3%。

收益分享機(jī)制：一般一個(gè)監(jiān)管周期為 3 年，上一監(jiān)管周期內(nèi)形成的電量電價(jià)收益，在抽水 蓄能電站和電網(wǎng)間進(jìn)行二八比例分成，80%的部分在下一監(jiān)管周期核定電站容量電價(jià)時(shí)相 應(yīng)扣減。我們認(rèn)為該措施主要是為了調(diào)動(dòng)抽水蓄能電站和電網(wǎng)參與市場化改革的積極性。 目前大多數(shù)地區(qū)現(xiàn)貨市場不夠發(fā)達(dá)，如果執(zhí)行發(fā)改價(jià)格 633 號(hào)文下電力現(xiàn)貨市場尚未運(yùn)行 情況下的抽水電價(jià)=燃煤基準(zhǔn)價(jià)*75%，上網(wǎng)電價(jià)按照燃煤基準(zhǔn)價(jià)執(zhí)行，由于抽蓄電站“抽 四發(fā)三”存在 25%的電能損耗，電量電價(jià)部分利潤較少。

水電開發(fā)由易到難，大水電資源尤為稀缺

水電開發(fā)由易到難，大型水電站為稀缺資源。我國水電資源理論蘊(yùn)藏量裝機(jī)/技術(shù)可開發(fā)/經(jīng)濟(jì)可開發(fā)裝機(jī)容量分別為 6.94 /5.42/4.02 億千瓦；理論蘊(yùn)藏量/基數(shù)可開發(fā)年電量分別為 6.08/2.47萬億千瓦時(shí)。根據(jù)中電聯(lián) 數(shù)據(jù)，截至 2021 年底，我國水電裝機(jī)容量 3.91 億千瓦（含 3692 萬千瓦抽水蓄能裝機(jī)）， 剩余經(jīng)濟(jì)可開發(fā)常規(guī)水電資源容量僅為 4792 萬千瓦，增量空間稀缺。隨著水電開發(fā)逐步向西 部推進(jìn)，新建水電地理位置偏遠(yuǎn)、自然條件惡劣，水電工程直接建設(shè)成本不斷增加。此外， 耕地占用等稅費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)、征地移民投資也大幅增加，水電開發(fā)成本增幅顯著，例如 2013-2014年投產(chǎn)的溪洛渡水電站（1386 萬千瓦）造價(jià)約為 5714 元/千瓦，而目前在建白鶴灘水電站 （1600 萬千瓦）造價(jià)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(tuán)。我國擁有 1000 萬千瓦以上水電站 4 座，均隸屬 于三峽集團(tuán)，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(guī)劃的水電站中（不含白鶴灘電站），僅拉瓦西電站裝機(jī)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(tái)，包括瑪爾擋水電站、雙江口和李家峽水電站。

《2030 碳達(dá)峰行動(dòng)方案》明確“十四五”、“十五五”期間分別新增水電裝機(jī)容量 4000 萬 千瓦左右。據(jù)我們統(tǒng)計(jì)，我國十四五期間投產(chǎn)的水電裝機(jī)容量為 4074 萬千瓦，基本與《2030 碳達(dá)峰行動(dòng)方案》明確的十四五期間水電裝機(jī)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(chǎn)首臺(tái)或部分裝機(jī)，我們目前統(tǒng)計(jì)十五五投產(chǎn)的水電裝機(jī)容量約 708 萬 千瓦，與方案明確值有一定距離，我們認(rèn)為主要系由于：1）方案還提到推進(jìn)雅魯藏布江下 游水電開發(fā)，由于開發(fā)難度較大，我們預(yù)計(jì)十四五后期或十五五期間可以看到相關(guān)開發(fā)主 體及項(xiàng)目方案落實(shí)；2）我們統(tǒng)計(jì)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(jìn)開工建設(shè)和推進(jìn)前期工作的水電項(xiàng)目裝機(jī)容量分別合計(jì)為 945/1810 萬千瓦，這兩部分 容量中，預(yù)計(jì)有一部分將于十五五期間投產(chǎn)。

風(fēng)光發(fā)電長期成長，超低電價(jià)或是終局

5-10年供給增長主力，成長空間廣闊

預(yù)計(jì) 2022-2025 年風(fēng)電、光伏年均新增裝機(jī)中樞分別抬升至 65GW、96GW。截止 2022 年 6 月末，國內(nèi)風(fēng)電/光伏裝機(jī)容量達(dá)到 342/337GW，較 2021 年末分別增加 14/30GW。 假設(shè) 2022-2025 年全社會(huì)用電和發(fā)電量 CAGR 均為 6%（略高于 Wind 一致預(yù)期 2022-2023 年 GDP 增速）、考慮到雙碳目標(biāo)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(fēng)光電滿足，我們測算 2022-2025 年風(fēng)電/光伏年均新增裝機(jī)中樞抬升至 65/96GW， 較 2018-2021 年的 41/44GW 大幅提高，2025 年風(fēng)光合計(jì)裝機(jī)占比將達(dá)到 39%（2021 年 為 26%），發(fā)電量占比將達(dá)到 19%（2021 年為 12%）。

各省“十四五”規(guī)劃隱含風(fēng)光裝機(jī)增量 670GW，內(nèi)蒙古/云南/甘肅引領(lǐng) TOP3。梳理國內(nèi) 各個(gè)省/自治區(qū)/直轄市“十四五”能源規(guī)劃，我們統(tǒng)計(jì)規(guī)劃中對(duì)應(yīng)的 2022-2025 年風(fēng)光新增 裝機(jī)合計(jì) 670GW，和前文預(yù)測基本一致。其中，內(nèi)蒙古/云南/甘肅規(guī)劃增量引領(lǐng)全國， 2022-2025 年風(fēng)光裝機(jī)分別新增 80/73/53GW。借助于優(yōu)良的風(fēng)光資源稟賦，新能源發(fā)電已 成為內(nèi)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(jī)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。考慮到組件 安裝時(shí)的最佳水平傾角與間隔間距，假設(shè)實(shí)際功率密度為理論值的 70%?？紤]到光伏行業(yè) 技術(shù)進(jìn)步，假設(shè) 2021-2025 年轉(zhuǎn)換效率保持每年 0.3pct 的提升。我們預(yù)計(jì) 2021 年末/2025 年末國內(nèi)屋頂分布式光伏潛在裝機(jī)規(guī)模分別為 2,256GW/2,932GW。

1H22 風(fēng)光儲(chǔ)項(xiàng)目規(guī)劃量達(dá) 81.22GW，央國企占比達(dá)到 63%。近日，能源局與發(fā)改委發(fā) 布《關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲(chǔ)能參與電力市場和調(diào)度運(yùn)用的通知》，明確各地根據(jù)市場放開電 源的實(shí)際情況，鼓勵(lì)可再生能源配儲(chǔ)，利用儲(chǔ)能改善新能源涉網(wǎng)特性，解決消納問題，保 障新能源的高效性。據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，2022 年 H1 全國共規(guī)劃風(fēng)光儲(chǔ)項(xiàng)目 47 個(gè)，項(xiàng)目規(guī) 模達(dá)到 81.22GW，已明確投資金額為 3744 億元，其中央國企簽約項(xiàng)目達(dá)到 43 個(gè)，總規(guī) 模達(dá)到 51.52GW，占比達(dá)到 63%。

技術(shù)進(jìn)步加快競價(jià)步伐，超低電價(jià)或是終局

風(fēng)電光伏度電成本持續(xù)下降。據(jù) IRENA 數(shù)據(jù)，2010-2019 年我國陸上風(fēng)電/海上風(fēng)電 LCOE （平準(zhǔn)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(yè)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(fēng)電光伏度電成本將繼續(xù)維 持下降趨勢。根據(jù)國網(wǎng)能源研究院有限公司在 2020 年 7 月 5 日發(fā)布的《中國新能源發(fā)電分 析報(bào)告 2020》預(yù)測，2025 年我國陸上風(fēng)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(jīng)濟(jì)理性，綠電收益率底線明確

2021 年風(fēng)光電參與市場化比例同比提升，但折價(jià)幅度相比往年大幅縮小。2021 年 5 月， 國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步做好電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點(diǎn)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(xiàn)貨試點(diǎn)。鼓勵(lì)新能源項(xiàng)目 與電網(wǎng)企業(yè)、用戶、售電公司通過簽訂長周期（如 20 年及以上）差價(jià)合約參與電力市場， 引導(dǎo)新能源項(xiàng)目 10%的預(yù)計(jì)當(dāng)期電量通過市場化交易競爭上網(wǎng)，市場化交易部分可不計(jì)入 全生命周期保障收購小時(shí)數(shù)。

電網(wǎng)消納能力提升或儲(chǔ)能配置增加后，風(fēng)光市場電溢價(jià)或更為可觀。目前風(fēng)光電參與市場 化交易主要有三類情況：1）發(fā)電小時(shí)數(shù)超過電網(wǎng)保障收納的部分，通常為折價(jià)參與交易； 2）各省電網(wǎng)公司強(qiáng)制某一比例參與，通常折價(jià)幅度較??；3）因電網(wǎng)消納能力受限而運(yùn)營 商為避免限電而參與，通產(chǎn)折價(jià)幅度較大。對(duì)于前兩種情況而言，綠電運(yùn)營商受益于整體 市場化交易價(jià)格的上漲，折價(jià)幅度收窄較為明顯；而對(duì)于第三種情況而言，隨著電網(wǎng)消納 能力提升或者項(xiàng)目儲(chǔ)能配置增加，限電現(xiàn)象有望減少，從而降低折價(jià)比例較大的交易電量。

綠電交易試點(diǎn)啟動(dòng)，創(chuàng)造額外溢價(jià)。根據(jù) 2021 年 9 月 9 日新華社報(bào)道，2021 年 9 月 7 日， 我國綠電交易試點(diǎn)正式啟動(dòng)，首批綠電交易成交電量 79.35 億千瓦時(shí)，較當(dāng)?shù)仉娏χ虚L期 交易價(jià)格溢價(jià) 0.03~0.05 元/千瓦時(shí)。除首批集中交易以外，綠電分月交易量也呈現(xiàn)上升趨 勢，2022 年 1-5 月，全國綠電交易規(guī)模合計(jì) 57.1 億千瓦時(shí)（中電聯(lián)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)）。綠電交易 為新能源另辟市場，充分體現(xiàn)了電力環(huán)境價(jià)值，交易溢價(jià)進(jìn)一步促進(jìn)新能源發(fā)電側(cè)的壯大。 同時(shí)，大量高耗能行業(yè)購買綠電，以控制碳排放，順應(yīng)“雙碳”目標(biāo)。

碳價(jià)決定綠電交易溢價(jià)。我們認(rèn)為綠電交易機(jī)制最大意義之一，在于區(qū)分風(fēng)光發(fā)電的環(huán)境 屬性和將低碳價(jià)值顯性化。未來綠電交易價(jià)格是否溢價(jià)以及溢價(jià)幅度將取決于碳配額和綠 證的價(jià)值，碳價(jià)或成為綠電溢價(jià)的重要參考指標(biāo)。相比煤電，風(fēng)光減碳量約為 912 克/千瓦 時(shí)。以全國平均的風(fēng)光發(fā)電指導(dǎo)價(jià)均值 0.3669 元/千瓦時(shí)為基準(zhǔn)，10%/20%的綠電溢價(jià)對(duì) 應(yīng)碳價(jià)約為 40/80 元/噸。假設(shè)綠電溢價(jià) 20%、綠電交易比例 30%，我們預(yù)計(jì) 2022/2025 年平價(jià)風(fēng)光項(xiàng)目溢價(jià)收入合計(jì) 42/217 億元。由于溢價(jià)收入無需重復(fù)計(jì)算折舊與費(fèi)用，僅需 支付部分與交易相關(guān)的支出和稅費(fèi)，綠電交易帶來的溢價(jià)將享受較高的凈利率水平。

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