新能源消纳视角下的投资机会分析

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（报告出品方/作者：广发证券，陈子坤，纪成炜）

一、新能源消纳瓶颈初现端倪

新能源渗透率快速提升对电力系统运行带来较大压力。我国煤电为主的电源结 构下，电力系统中灵活调节资源稀缺，消纳压力明显高于以气电为主的欧美等国。当前，大基地所在地区消纳压力逐步显现。未来，消纳率将对新能源项目收益率产 生显著影响，日益成为影响新能源发展的关键因素。

（一）弃风弃光产生的必然性

电力系统运行要求实时平衡，而新能源发电出力具有随机性、波动性、间歇性 特点，因此随着新能源渗透率提升，电力系统调节压力快速增长。当电力系统调节 能力不足时，即会出现弃风弃光等问题。

电力系统中，电源可分为可控电源与非可控电源。可控电源能够根据调度指令 调整自身发电功率，包括火电、水电、核电、储能等；非可控电源无法/难以根据调 度指令进行发电功率调整，包括风电、光伏等。为实现新能源消纳，可控电源需追踪负荷曲线与新能源出力曲线的差值曲线 （净负荷曲线）。若可控电源能够时刻按照净负荷曲线发电，则在实现电力系统实 时平衡的同时，亦实现了新能源的消纳；若由于净负荷曲线波动过大，可控电源无 法按照其出力，则可能会出现缺电和弃风弃光：

（1）风电常于后半夜大发，此时要求可控电源深度调峰（A 点）。后半夜用 电负荷较低，而风电常常大发，导致净负荷曲线向下“深凹”。此时要求可控电源 尽量下压出力，进行深度调峰，为风电消纳提供空间。（2）光伏于正午大发，此时要求可控电源深度调峰（B 点）。正午虽然是用 电高峰，但是光伏集中发电，仍然导致净负荷曲线向下“深凹”。此时要求可控电 源尽量下压出力，进行深度调峰，为光伏消纳提供空间。

（3）傍晚负荷较高，而新能源出力不足，此时要求可控电源“顶峰”发电（C 点）。傍晚时分常为全天用电的高峰/次高峰，而光伏几乎无出力，风电出力不确定 性高、时有时无，导致净负荷曲线明显“上凸”。此时要求可控电源提高出力，“顶 峰”发电。

在一日内的不同时刻（后半夜 A 点、正午 B 点、傍晚 C 点）分别对可控电源 出力提出了相反要求，如果可控电源调节能力不足，将难以适应上述相反要求，即 会出现深度调峰能力不足而弃风弃光（A、B 点）或顶峰能力不足而缺电（C 点） 的问题。我国电力系统中煤电占比最高，而煤电启动和关机时间较长，无法实现日 内启停调峰，加之煤电出力调节范围有限，因此电力系统调节将陷入“两难”境地：若要实现新能源充分消纳（A、B 点），则需要减少煤电开机数量，而由于煤电难 以快速启动，因此可控电源顶峰能力或将不足，导致傍晚用电高峰时缺电（C 点）；若要实现对用电高峰的充分保供（C 点），则需要增加煤电开机数量，而由于煤电 难以快速关机，则可控电源深度调峰时合计出力将保持较高水平，导致新能源无法 充分消纳（A、B 点）。

更进一步，对比欧洲来看，我国煤电占比高而欧洲气电占比高，是两大经济体 消纳压力存在显著差异的主要原因。2020 年欧洲新能源装机占比 24.3%，由于其 气电（能够日内启停调峰）占比达 27.0%，因而未表现出较大消纳压力。2021 年 我国新能源装机占比 27.2%，由于煤电（无法日内启停调峰）占比达 47.5%，因而 已呈现出较大消纳压力。

（二）消纳压力初现端倪，大基地首当其冲

新能源消纳率是指新能源实际发电量与理论发电量之比，反映了在电力系统实 时平衡等运行约束下，系统对新能源的承载力水平。

从全国层面看，整体消纳率水平尚可，风电存在一定压力。根据全国新能源消 纳监测预警中心披露数据，2022 年 1-5 月，全国风电累计消纳率 95.6%、光伏累 计消纳率 97.5%。国家发改委、国家能源局在《清洁能源消纳行动计划（2018-2020 年）》中提出，“2020 年，确保全国平均风电利用率达到国际先进水平（力争达到 95%左右），弃风率控制在合理水平（力争控制在 5%左右）；光伏发电利用率 高于 95%，弃光率低于 5%”。目前风电消纳率已接近上述目标下界。考虑到今年 风电发电量增速远低于去年同期，且来风较去年偏小（平均累计利用小时同比下滑）， 若回归正常水平，风电消纳形势将更加不容乐观。

分省来看，今年部分新能源大基地所在地区消纳率较低。根据全国新能源消纳 监测预警中心数据，蒙西风电 5 月消纳率 85.5%（同比-5.7pct），1-5 月累计消纳 率 87.7%（同比-0.8pct）；甘肃风电 5 月消纳率 81.7%（同比-14.3pct），1-5 月 累计消纳率 90.3%（同比-5.2pct）。蒙西、甘肃是新能源大基地的重点建设地区， 但目前风电消纳率均已远低于 2020 年要求水平（95%）。

5 月疫情影响全社会用电量，对单月消纳率存在一定扰动；但 1-5 月累计消纳 率趋势性下滑，表明新能源消纳仍存在明显压力。根据国家能源局发布的全社会用 电量数据，1-5 月我国全社会用电量累计 33526 亿千瓦时，同比增长 2.5%，其中 5 月同比下降 1.3%。5 月用电量下滑，对新能源消纳产生负面影响。但考虑到 1-5 月 累计消纳率下滑，则表明新能源消纳压力。并且累计利用小时数较去年同期下降 （1-5 月，内蒙古风电平均利用小时 1126，同比下降 25 小时；甘肃风电平均利用 小时 752，同比下降 165 小时），因此新能源大基地消纳问题不容忽视。

未来，若每年新能源新增装机容量持续保持快速增长，预计新能源消纳形势将 进一步加剧。特别是新能源大基地所在地区，目前第一批大基地风电项目尚未大规 模并网，第二批大基地尚未大规模开工（第一批大基地于 2021 年下半年陆续开工， 风电项目建设周期约一年，故大规模并网预计在今年下半年；7 月 27 日，国家能源 局新能源和可再生能源司司长李创军表示，第二批基地项目清单已经印发，正在抓 紧开展项目前期工作），须持续关注内蒙古、甘肃、青海、新疆等省（区）新能源 消纳率变化情况。

（三）消纳率显著影响新能源项目收益率

新能源项目收益率主要由三个关键变量决定：一是初始投资，每年产生折旧， 是新能源发电成本的主要组成部分；二是上网电价，决定收入端的“价格”，之前 多为固定电价，目前随着电力市场推进，将逐步由每一时刻电力供需形势决定；三 是消纳率，决定收入端的“销量”，实际利用小时=理论利用小时×消纳率，项目 所在地的理论利用小时大体保持稳定，消纳率成为影响上网电量的主要因素。

未来，随着电力市场化改革推进，消纳率除了将决定新能源发电的“销量”，还 将决定“售价”，重要性不言而喻。例如中午光伏/后半夜风电大发，易出现弃风弃光 问题，此时新能源消纳率将下降；同时，出现弃电说明供过于求，上网电价可能同 步下滑。我们测算，光伏项目初始投资下降 0.1 元/W，上网电价下降 0.01 元/kWh，消 纳率下降 1pct，对资本金收益率分别影响+0.70pct、-0.72pct、-0.26pct。

假设上网电价不变，若保持 IRR 不变，则光伏初始投资每下降 0.1 元/W，能够 额外承受 0.7/0.26=2.7 个百分点消纳率下降。展望 2023 年，假设组件降价带来光 伏 EPC 下降 0.3 元/W，则在保持 IRR 不变条件下，新增装机能够承受消纳率下降 8.1pct。但对于所有光伏装机（存量+新增）而言，若要保持平均 IRR 不变，则平 均消纳率仅能够下降 2.0pct（2021 年底我国光伏装机 307GW，2022 年预计装机 85-100GW，2022 年底将达到约 400GW；2023 年预计新增装机 115GW 左右，累 计装机达到 515GW。此时，平均消纳率下降 8.1×115/515=1.8pct 时，2022 和 2023 年光伏项目平均 IRR 保持不变）。可见，即使组件价格明显下降，明年光伏消纳率 也不能出现大幅下滑，否则所有光伏装机（存量+新增）的平均 IRR 还将进一步压 缩。

风电项目：初始投资下降 0.1 元/W，上网电价下降 0.01 元/kWh，消纳率下降 1pct，对资本金收益率分别影响+0.88pct、-1.26pct、-0.46pct。风电项目收益率对消纳率更加敏感，加之风电较光伏更难以消纳，若风电消纳 率出现明显下降，或将对新增装机产生较大影响。风电常常于后半夜大发，而此时 是全天用电负荷低谷，故消纳压力较大；光伏于正午大发，此时一般为全天用电负 荷高峰/次高峰，消纳压力相对较小。

二、新能源消纳上限测算与提升方式及空间

（一）新能源消纳面临“并网与调节”双约束

新能源发电设备发出电能后，一是需要并入电网（离网运行的除外），二是需 要满足电力系统实时平衡的运行要求，才能被用户所消费。因此，实现新能源消纳 需要重点考虑两方面因素，并网约束和调节约束。并网约束可进一步细分为接网约束和外送约束。接网约束是指新能源电站/分布 式新能源发电设备接入既有电网的过程中所受到的约束，如集中式新能源需要新建 接网工程，分布式新能源需要考虑配电网承载力等。外送约束是指新能源发电量无 法在本地完全消纳，需要外送至其他地区消纳时所受到的约束，包括是否有外送通道、外送通道容量是否充足、外送通道建设是否与新能源建设相匹配等。

调节约束：为了满足电力系统实时平衡的运行要求，在新能源发电过程中，系 统中的灵活性资源（能够灵活调节的火电、抽水蓄能、电化学储能、需求侧响应等） 需要响应新能源出力的变化，进行调峰调频等操作。当电力系统中灵活性资源不足 时，将出现弃风弃光现象，并且会制约新增装机并网。调节约束即是指灵活性资源 是否充足的约束。

（1）集中式新能源同时受到并网约束和调节约束影响：从并网约束看，集中 式新能源电站需要新建接网工程，并且要具备外送通道；从调节约束看，集中式新 能源并入电网的电压等级高，安全稳定要求更严格，需要大量灵活性资源支撑。（2）分布式新能源所受调节约束更少，但是在并网环节仍受到配电网的较多约束：从并网约束看，分布式新能源能够实现自发自用和就近消纳，不用大量新建 输电线路，较集中式新能源更具优势，但在其接入的配电网层面仍然存在着变电容 量、电压等约束；从调节约束看，分布式新能源发电出力曲线与用电负荷曲线在部 分时段具有匹配性，相较于集中式新能源，分布式新能源能够降低对电力系统灵活 性资源的需求。

（二）十四五新能源发电量占比快速逼近消纳上限

新能源消纳空间由用电负荷曲线、新能源出力曲线、灵活性资源出力曲线三者 的匹配程度决定。基于文献中有关数据开展研究：关于用电负荷曲线：基于《基于“新能源云”平台的资源评估及应用》披露数 据，假设夏季和冬季用电负荷平均值为全年平均用电负荷，测算全年国网经营区用 电量约为60012亿千瓦时。根据对全国及三大电网用电量情况的分析，测算 2020 年国网经营区用电量约为60130亿千瓦时，与上述数据相近，故文献中曲线大概率 为2020年数据。进一步，我们测算2020年国网经营区用电量约为全国用电量80.1%， 假设南网、蒙西电网负荷曲线形状与国网相近，则按上述比例扩展国网负荷曲线得 到 2020 年全国负荷曲线。夏季冬季负荷曲线差异有限，故后续采用全国夏冬季平 均负荷曲线开展简化研究。

关于风电出力曲线：基于夏季和冬季国网公司风电日均出力曲线，得到夏冬季 平均风电出力曲线。假设全年平均风电出力曲线与夏冬季平均风电出力曲线相近， 则估计该曲线对应风电装机约 1.5 亿千瓦，对应利用小时约 2150，与全国风电平均 利用小时数相近。夏冬季平均风电出力除以估计的风电装机，即得到风电平均出力 系数曲线。

关于光伏出力曲线：光伏出力特性高度相似，故采用典型的上凸曲线开展研究。

（1）假设新能源按照全年均值稳定出力时的消纳上限

净负荷曲线是可控电源需要追踪的曲线，后半夜（A 点）、正午时分（B 点）、 晚间用电高峰（C 点）电力系统最难调节，上述时刻的约束条件构成对电力系统全 天运行的主要约束，故针对上述三个点开展研究：A、B、C 三点，用电负荷约为 7.2、9.1、9.3 亿千瓦（采用图 20 中 2020 年全 国夏冬季平均负荷曲线），光伏平均出力系数约为 0、0.50、0，风电平均出力系数 约为 0.27、0.21、0.26（依据图 24 中风电平均出力系数曲线）。假设火电、常规 水电、核电、风电、光伏、储能（抽水蓄能+新型储能）开机容量分别为 C 火、C 水、 C 核、C 风、C 光、C 储亿千瓦，系统备用率 10%。

则得到下述方程：C 点重在保供：所有开机的可控电源最大出力之和+新能源出力≥用电负荷及 系统备用。C 点：0.26风 + 火 + 水 + 核 + 储 ≥ 9.3 × (1 + 10%) A、B 点重在消纳：可控电源进行深度调峰，所有开机的可控电源最小出力之 和+新能源出力＜用电负荷。考虑到常规纯凝发电机组最低技术出力约 50%、热电 联产机组约 80%，火电灵活性改造规模有限，故假设全国火电最小出力系数 0.6。考虑到我国水电约一半为径流式，调峰能力有限，故假设全国水电最小出力系数 0.5。A 点：0.27风 + 0.6火 + 0.5水 + 核 − 储 ≤ 7.2 B 点：0.50光 + 0.21风 + 0.6火 + 0.5水 + 核 − 储 ≤ 9.1。

由于水电、核电等可控电源发电成本较低，因而不考虑新能源对其进行替代， 将实际值/规划值代入上述测算模型。火电存在碳排放，综合发电成本（度电成本+ 环境成本）较高，故考虑新能源的替代作用，将其作为变量，求解最小值。因负荷曲线为 2020 年数据，故水电、核电、储能均取国家能源局披露的 2020 年底装机数据。其中水电 3.39 亿千瓦、核电 0.50 亿千瓦、储能 0.35 亿千瓦（抽水 蓄能 0.32 亿千瓦+新型储能 3GW）。求解得到：火电装机 1.97 亿千瓦，风电装机 15.45 亿千瓦，光伏装机 5.65 亿 千瓦。当年总发电量 76236 亿千瓦时，新能源发电量占比 53.5%。

（2）考虑新能源出力不确定性时的消纳上限

在 C 点，风电有较大概率出力达不到全年均值，此时“（1）假设新能源按照 全年均值稳定出力”中的测算结果将会导致电力系统缺电。为避免缺电出现，需要 下调 C 点风电出力系数。2021 年 3 月，国新办在“深入贯彻新发展理念 确保‘十 四五’开好局起好步”发布会上，对 1 月 7 日电力供需紧张情况进行说明时披露， 1 月 7 日那天全国大面积没风，风力发电的装机出力只有 10%左右。故此处调整系 数为 0.10。

C 点：.风 + 火 + 水 + 核 + 储 ≥ 9.3 × (1 + 10%) A 点：0.27风 + 0.6火 + 0.5水 + 核 − 储 ≤ 7.2 B 点：0.50光 + 0.21风 + 0.6火 + 0.5水 + 核 − 储 ≤ 9.1求解得到：火电装机 5.15 亿千瓦，风电装机 8.39 亿千瓦，光伏装机 4.81 亿 千瓦。当年总发电量 76236 亿千瓦时，新能源发电量占比 31.8%。

（3）考虑新能源项目经济性时的消纳上限

为确保新能源发电项目经济性，消纳率不能过低。如果要保持在 95%消纳率水 平，根据文献数据估计，95%消纳率大致对应风电出力系数 0.50，光伏出力系数 0.60。考虑到弃风一般发生在后半夜，故将 A 点风电出力系数调整为 0.50，B 点光 伏出力系数调整为 0.60。

C 点：.风 + 火 + 水 + 核 + 储 ≥ 9.3 × (1 + 10%) A 点：.风 + 0.6火 + 0.5水 + 核 − 储 ≤ 7.2 B 点：.光 + 0.21风 + 0.6火 + 0.5水 + 核 − 储 ≤ 9.1 求解得到：火电装机 5.59 亿千瓦，风电装机 4.00 亿千瓦，光伏装机 5.10 亿 千瓦。当年总发电量 76236 亿千瓦时，新能源发电量占比 19.6%。

虽然随着新能源降本，在确保项目收益率不变的条件下，能够承载更低的消纳 率。即对应上述 A、C 点方程中更低的出力系数，更大的装机空间。但是根据第一 章分析，新能源难以承受消纳率大幅下降，假设消纳率要求从 95%下降至 90%，风电出力系数仅能够从 0.53（本文测算模型中仅取了 0.50）下 降至约 0.45，变化有限，对应装机空间的提升亦较为有限。

（4）十四五消纳上限的变化

根据十四五规划，预计截至 2025 年底，常规水电装机 3.8 亿千瓦，核电装机 0.65 亿千瓦，储能装机 1.0 亿千瓦（抽水蓄能接近 0.7 亿千瓦+新型储能 30GW）。根据中电联《中国电力行业发展报告 2022》预测，2025 年我国全社会用电量为 9.5 万亿千瓦时，“十四五”期间年均增速为 4.8%。考虑到近年来负荷曲线峰谷差率 逐年加大，故假设高峰负荷（B、C 点）年均增长 5.5%，低谷负荷（A 点）年均增 长 4.5%。在此边界条件下，初步测算得到：火电装机 7.31 亿千瓦，风电装机 6.07 亿千瓦，光伏装机 7.80 亿千瓦。

进一步考虑火电灵活性改造：十四五规划存量火电灵活性改造 2 亿千瓦，估计 平均释放 25%调节能力，即 0.5 亿千瓦。测算 2025 年火电装机 7.31 亿千瓦，则估 计火电技术出力下限降低约 7pct，对应系数 0.6 调整为 0.53。再次测算得到：火 电装机 7.20 亿千瓦，风电装机 7.21 亿千瓦，光伏装机 8.35 亿千瓦。当年全社会 用电量 95000 亿千瓦时，新能源发电量占比 27.3%。

C 点：.风 + 火 + 水 + 核 + 储 ≥ 9.3 × ( + . %) × (1 + 10%) A 点：.风 + .火 + 0.5水 + 核 − 储 ≤ 7.2 × ( + . %) B 点：.光 + 0.21风 + . 火 + 0.5水 + 核 − 储 ≤ 9.1 × ( + . %) 。

十四五期间，我国新能源发电量占比提升速度明显高于消纳上限增长速度。根 据上述测算，2020 年、2025 年我国电力系统分别能够承载 19.6%、27.3%（发电 量占比）的新能源。2020 年，我国新能源发电量占比为 9.5%，距离 19.6%的承载 力水平尚有一倍空间。2021 年，我国风电、光伏发电量分别为 6556 亿千瓦时、3270 亿千瓦时，新能源发电量占比 11.7%。根据 CPIA 预测，十四五我国光伏年均新增 装机或将超过 75GW，考虑到 2021 年新增 55GW，则 2022-2025 年将累计新增 320GW（年均 80GW）。

假设光伏利用小时 1200，则到 2025 年将新增发电量 3840 亿千瓦时，与 2021 年发电量合计 7110 亿千瓦时。根据 GWEC 预测，2022-2025 年我国将累计新增 196GW 陆上风电（年均 49GW）。假设风电利用小时 2200， 则到 2025 年将新增发电量 4312 亿千瓦时，与 2021 年发电量合计 10868 亿千瓦 时。根据中电联预测，2025 年全社会用电量 9.5 万亿千瓦时，假设发电量与用电量基本相等，则新能源发电量占比将达到 18.9%。此时距离 27.3%承载力水平仅剩 44%空间。若 2022-2025 年新能源年均新增装机超过上述预期，例如达到年均 180GW，假设平均利用小时 1600，则 2025 年新能源发电量将达到 21346 亿千瓦 时，新能源发电量占比将达到 22.5%。距离 27.3%承载力水平仅剩 21%空间。

由此可见，我国电力系统消纳新能源的压力正快速增长。根据目前各类装机增 速，至十五五中期，或将面临新能源消纳瓶颈，制约新能源发电量占比提升。若希 望进一步提高该占比，则需要更大力度配置灵活调节型资源（新型储能、抽水蓄能、 火电灵活性改造、需求响应等）。考虑到上述模型中仅考虑了新能源消纳的“调节约束”，并未考虑“并网约束”， 加之我国 2021 年底火电装机已达 13 亿千瓦且自备电厂等电源较少参与调峰，故新 能源消纳瓶颈或将早于十五五中期到来。

（三）新能源消纳上限的提升方式与空间估算

（1）十四五时期每年用电量增长带来新增消纳空间约60GW

定义上述“（4）十四五消纳空间的变化”中关于 2025 年的测算结果为基准情 景：火电装机 7.20 亿千瓦，风电装机 7.21 亿千瓦，光伏装机 8.35 亿千瓦。C 点：.风 + 火 + 水 + 核 + 储 ≥ . × (1 + 10%) A 点：.风 + .火 + 0.5水 + 核 − 储 ≤ . B 点：.光 + 0.21风 + . 火 + 0.5水 + 核 − 储 ≤ . 。

将 A、B、C 三个时刻的负荷全部增加 5%（A 点低谷负荷增加 0.45 亿千瓦，B、 C 点高峰负荷增加约 0.60 亿千瓦，平均增长 0.55 亿千瓦），测算得到：火电装机 7.85 亿千瓦，风电装机 7.43 亿千瓦，光伏装机 8.70 亿千瓦。C 点：.风 + 火 + 水 + 核 + 储 ≥ . × ( + %) × (1 + 10%) A 点：.风 + .火 + 0.5水 + 核 − 储 ≤ . × ( + %) B 点：.光 + 0.21风 + . 火 + 0.5水 + 核 − 储 ≤ . × ( + %)。

比较两次测算结果可知，用电负荷平均增长 0.55 亿千瓦（考虑高峰负荷较低 谷负荷增长更快，峰谷差率持续拉大），新能源装机增加 0.57 亿千瓦，大致为 1:1.04 关系。2020 年高峰负荷 9.3 亿千瓦，2025 年增长至 12.2 亿千瓦，年均增长 0.58 亿千瓦。负荷增长每年提高新能源装机承载力约 60GW。

（2）火电灵活性改造具备成本优势但远期作用有限

基准情景：火电装机 7.20 亿千瓦，风电装机 7.21 亿千瓦，光伏装机 8.35 亿 千瓦。加大火电灵活性改造情景：假设火电平均调节能力增长 5pct（即最低技术出力 系数由 0.53 下降至 0.48），新增调节空间 7.2×5%=0.36 亿千瓦，测算得到：火 电装机 7.12 亿千瓦，风电装机 8.01 亿千瓦，光伏装机 8.74 亿千瓦。C 点：.风 + 火 + 水 + 核 + 储 ≥ . × (1 + 10%) A 点：.风 + .火 + 0.5水 + 核 − 储 ≤ . B 点：.光 + 0.21风 + . 火 + 0.5水 + 核 − 储 ≤ .。

比较两个情景：火电装机变化较小，共新增调节空间约 0.36 亿千瓦，对应新 能源装机增加 1.19 亿千瓦。故火电灵活性改造每新增 1 单位调节空间，新能源装 机承载力提高约 3.3 单位。从灵活性改造的火电装机容量来看，1 单位火电灵活性 改造约提升 0.25 单位调节空间，对应 0.83 单位新能源装机承载力。

成本测算：①初始投资折旧：煤电机组灵活性改造约 30-90 元/kW，此处按平 均值 60 元/kW 计算。新增约 25%调节空间，即 240 元/kW 新增调节空间。加大火 电灵活性改造情景共新增调节空间 0.36 亿千瓦，初始投资 86.4 亿。假设机组寿命 30 年，全投资收益率 8%，忽略运维成本，则年成本 7.7 亿元。②煤耗增加成本：假设每年深度调峰 300 天，每天 2 次，每次 4 小时。加大火电灵活性改造情景中的 0.36 亿千瓦调节空间对应 1.8 亿千瓦煤电机组最低技术出力从 50%降为 30%。则 每年深度调峰时发电量1.8×30%×300×2×4=1296亿千瓦时。估计度电煤耗增加20g （标煤， 7000K ） ， 煤 价 按 700 元 / 吨 （ 5500K ） 计 算 ， 1296×20/106×7000/5500×700=23.1 亿元。

③减发电量所需要弥补的固定成本：煤 电 度 电 固 定 成 本 约 0.1 元 ， 减 发 电 量 所 需 要 弥 补 的 固 定 成 本 为 1.8×(50%-30%)×300×2×4×0.1=86.4 亿元。④总成本：7.7+23.1+86.4=117.2 亿元 /年。⑤对于新能源度电成本影响：对比基准情景和加大火电灵活性改造情景，风电 装机增加 8.01-7.21=0.80 亿千瓦，光伏装机增加 8.74-8.35=0.39 亿千瓦，假设风 电、光伏利用小时 2200、1200，则增加的新能源发电量 2228 亿千瓦时。该部分 增加的新能源发电量度电成本增加 117.2/2228=0.053 元。

火电灵活性改造具备成本优势，现阶段能够支撑一定的新能源装机增长。截至 2021 年底，我国煤电装机 11.1 亿千瓦。在电力规划设计总院举办的全国煤电“三 改联动”典型案例和技术推介会上，国家能源局副局长余兵披露“截至 2021 年底， 我国煤电机组灵活性改造规模超过 1 亿千瓦” 。若剩余约 10 亿千瓦煤电全部灵活 性改造，根据前述“1 单位火电灵活性改造对应 0.83 单位新能源装机承载力”则能 够承载 8.3 亿千瓦（830GW）新能源装机。根据《我国电力碳达峰、碳中和路径研 究》（舒印彪等）一文预测，我国 2060 年新能源装机规模将达到约 46 亿千瓦。可 见火电灵活性改造现阶段能够支撑一定的新能源装机增长，但远期作用有限。

（3）新型储能消纳杠杆高、发展空间大，成本有待进一步下降

基准情景：火电装机 7.20 亿千瓦，风电装机 7.21 亿千瓦，光伏装机 8.35 亿 千瓦。增加储能情景：假设额外建设 0.1 亿千瓦储能，测算得到：火电装机 7.06 亿千瓦，风电装机 7.56 亿千瓦，光伏装机 8.52 亿千瓦。C 点：.风 + 火 + 水 + 核 + (储 + . ) ≥ . × (1 + 10%) A 点：.风 + .火 + 0.5水 + 核 − (储 + . ) ≤ . B 点：.光 + 0.21风 + . 火 + 0.5水 + 核 − (储 + .) ≤ . 比较两个情景：额外建设 0.1 亿千瓦储能，带来新能源装机增加 0.52 亿千瓦。即 1 单位储能对应 5.2 单位新能源装机承载力。

电化学储能成本测算：额外建设 0.1 亿千瓦、4 小时电化学储能，1.8 元/Wh， 投资 720 亿。假设每天两充两放，每年使用 300 天，循环次数 6000 次，使用 10 年，全投资收益率 8%，忽略运维成本，则年成本 107 亿元。对比基准情景和增加 储能情景，风电装机增加 7.56-7.21=0.35 亿千瓦，光伏装机增加 8.52-8.35=0.17 亿千瓦，假设风电、光伏利用小时 2200、1200，则增加的新能源装机年发电量 974 亿千瓦时。配置电化学储能所带来的额外新能源发电量，度电成本将抬升 107/974=0.11 元。

三、新能源消纳视角下的投资机会

新能源消纳瓶颈初现端倪。根据我们测算，十四五期间，新能源消纳上限增速 远不及新能源发电量占比提升速度，亟需提升电力系统对新能源的消纳能力。未来， 既要有更多电力线路满足新能源大范围配置需求，又要有充足的调节能力满足电力 系统运行要求，还要有强大的预测和控制能力实现源网荷储协同运行与发展。围绕 新能源消纳问题，投资应聚焦三条主线：

“储”即是加强储能等灵活性资源建设。不断提高灵活性资源占比，提升对新 能源出力随机性、波动性、间歇性的适应能力，实现新能源高比例接入。（1）新型 储能。（2）抽水蓄能。（3）火电灵活性改造。建议关注青达环保。（4） 需求侧资源。虚拟电厂有望逐步成为需求侧资源开发利用的主要模式。

“输”即是加强电网建设。（1）对于新能源大基地，目前消纳压力已初现端倪， 亟需加快加大特高压建设，将新能源电量传输至中东部消纳较好地区，确保新能源 大基地建得起来、送得出去、消纳得掉。（2）对于分布式新能源，局部渗透率的快速提升已经导致山东等地区 出现了分布式新能源承载力瓶颈和消纳压力，配电网有望逐步开展系统性改造：配 电变压器容量不足，叠加节能变压器推广应用；提升配电网电压控制水平；提升配电网控制与自愈水平。

“控”即是提升对源网荷储的预测与控制水平。（1）提升新能源发电功率预测 水平。新能源出力逐渐成为电力系统运行的最大扰动项。（2）强化电网信息通信系统，支撑电力系统精细化控制与 管理。（3）提升电网（特别是中低压配电网）控 制能力。中低压配电网出现大量分布式光伏、电动汽车等新型发用电设备，对控制 能力提出了更高要求。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

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