中國能源需求轉向低能耗發展，但電力需求增長較快，能源轉型是滿足發展對資源需求的必由之路。但新能源的波動性、間歇性和隨機性及其電力電子特性與傳統電源同步機發電的差異勢必導致其與當前電力系統的不兼容，帶來新型電力系統的升級訴求。我們進行了詳實的數據分析與測算，我們認為三大新型電力系統產業邏輯積極向好，提出與市場觀點不同的三大趨勢性投資機會：1、風電有望結構性受益于新型電力系統消納&新能源裝機增長雙重需求；2、靈活性資源釋放帶動“四可”改造，配網受益于需求側升級；3、儲能將成為新型電力系統長期剛需，彈性有望充分釋放。
核心觀點
新能源發展面臨瓶頸，能源轉型仍然是發展必經之路
自2020年來，新能源造價大幅下降28-39%，國內風光新增裝機2020-23 CAGR 35%；然而消納瓶頸愈加明顯、價格需求彈性減弱。如何解決消納瓶頸成為行業和市場的關注點，8月發改委發布《加快新型電力系統建設行動方案》，將從兩個方面解決新能源供需在時空上無法有效匹配的限制，1）提升電力系統本身的靈活性，2）推動新能源技術要求越來越接近傳統電源。從對內的經濟發展資源約束，以及對外的產業升級出口來看，新能源發展不僅是能源轉型的必經之路，也是我國應對電力需求持續增長的必然選擇。
新型電力系統將增加靈活性，解決新能源消納問題
由于新能源的特性造成其與電力有效需求在瞬時、短時、長時三個維度的錯配，引發電網對于系統穩定，電力平衡，備用支撐的三方面挑戰。其中我們認為目前主要瓶頸在于短時平衡，主要在于如何經濟高效解決，即成本問題。通過新型電力系統建設，將在儲能平價前提供多種低成本靈活性支撐，或使得我國電力系統靈活性資源占比從當前的12%提升至2027年的34%。我們從“量，價，技術，商業”多個維度分析，預計電力系統靈活性資源在悲觀、基準、樂觀三種情景假設下，將分別提供當前到2030年年均210GW、367GW、611GW的風光新增裝機空間。
儲能平價，將打開新能源發展的天花板
風光儲平價是解決新能源消納的核心方案，通過提升儲能配置可以增加新能源出力的置信度，通過構網型技術升級可以提升新能源對電力系統瞬時穩定性的支撐，以及可以幫助電力供需實現日內短時平衡，多方面使得新能源在目前電力系統要求下更接近傳統能源，最終打開系統消納的天花板。我們認為如儲能可以實現0.25元/度的成本，將實現系統成本平價，大幅提升新能源裝機能力。當前儲能實際運營成本仍有0.43~0.63元/度，儲能平價卡點主要在于利用率和時長，通過微網自平衡、大基地共享儲能等形式加強風光聯合調度，以及隨電力系統靈活性需求提升，有望實現儲能利用率提升和時長優化，或將分別帶來0.19、0.14元/度的成本下降，實現儲能平價。
新型電力系統將帶來三大投資機遇
我們認為新能源發展已從單純的發電供給向如何創造新能源有效需求轉變，而成本比較也從此前比較電量成本轉變為系統綜合成本。從投資層面，單純從新能源產業鏈尋找瓶頸點的策略或難再獲得超額匯報，但從更大的新型電力系統研究如何突破瓶頸點，仍然存在超額投資機遇。我們認為機遇有三：
風電需求有望加速。從風光儲最優配置來看，增加風電配比至風/光8/2可以最優化儲能配比，高于目前實際的4/6，且風電項目受電力現貨影響較小，若全部入市折價12%（vs光伏折價38%）。9M24國內風機招標量同增71%，價格底部反彈30%，我們預計明年國內風電有望繼續受益量價齊升。
電網靈活性帶來配網升級。一方面隨著新能源分布式比例增加，電源資源在地調、縣調層面增加，電力平衡壓力不再僅在主網，亟需配網擴容提升對充電樁和分布式容納能力；另一方面，配網生態已經發生變化，在配用電層面實現源網荷儲一體化更具經濟性，因此需要增加更多智能化控制實現“四可”，我們認為智能電表和配網變壓器將會更多受益。
儲能需求受益于海內外需求共振。隨著新能源滲透率提升儲能需求將持續受益于調峰、置信出力要求，構網型技術要求過載電流使得儲能PCS 需超配2-3倍，將更進一步帶來價值量提升，以及控制策略的復雜度提升帶來頭部集中效應。
風險提示：產業鏈降本不及預期，技術進步不及預期，產業政策不及預期。
正文
概要：再論新型電力系統，從哪兒來，到哪兒去？
我們認為新能源高速發展下已經出現消納瓶頸。隨著中國“雙碳”目標的提出，2020-2023年中國新能源（風光）新增裝機規模增速達到35%CAGR，截至23年底達到1050.8GW（光伏609.5GW，風電441.3GW），全球新能源裝機增長達到2436GW（光伏1419GW，風電1017GW），同時2024年我們預計風電單W造價，光伏單W造價，鋰電單Wh價格相比2020年下降達到38.5%、33.2%、27.8%。但是，雖然新能源成本仍在繼續下降但是需求對價格的彈性正在減弱，成本下降也不足以緩解投資者對于新能源入市導致的項目回報和需求擔憂，新能源制造業降本并未帶來終端電站運營商回報的提升或終端用戶電價的下降，也因此并沒有帶來制造業需求增加的多贏局面。
有效需求不匹配是目前新能源發展主要矛盾。為了解決這個問題，國家今年密集出臺多個政策，并且在24年8月《關于加快經濟社會發展全面綠色轉型的意見》強調加快綠色轉型，深化電力系統改革，以及加快建設新型電力系統。今年8月發改委正式發布《加快電力系統行動建設方案2024-2027》對如何建設新型電力系統給出了9個專項行動，共計24個行動內容，對電力系統穩定保障、新能源系統友好性能提升、電動汽車充電設施網絡拓展、需求側協同能力提升等，進行了全方位布局。新能源主要問題在于時間維度發電曲線和負荷曲線日內不匹配，瞬時難以響應提供穩定性支撐，以及間歇性發電應對極端天氣的電力安全問題。在2023年智慧用能與節能技術發展論壇上，王成山院士提到，新能源目前的消納瓶頸主要是集中在日間靈活性，以及晚間負荷支撐上，即由于新能源發電的波動性，以及光伏白天發電夜間不發電的特性，使得新能源滲透率增加之后與電力需求不平衡增大，本質是日內時間平衡問題。
消納問題形成新能源裝機瓶頸，對電力系統靈活性提出新需求。新能源消納瓶頸在于日內短時平衡，即新能源日內出力與實際的需求負荷曲線不匹配。電力系統功率需時時平衡，我們測算2024年我國電力供需平衡式（詳見圖表22、23）：傳統電源最小出力(775GW) +新能源同時出力（454GW）>電力系統平均負荷（1190GW），因此消納壓力已經出現。而隨著新能源進一步增加，結合中電聯數據其利用小時僅負荷側利用小時1/3-1/4，必然使得如新能源電量比例提升，其功率需數倍于負荷。從平衡式來看，由于負荷增速遠小于新能源出力增速，因此需增加靈活性資源。基準情形下，我們預測2030年新型電力系統供給側通過火電靈活性改造和抽蓄提供415GW靈活性空間，需求側通過充電樁響應、大工業等負荷響應和新型儲能技術提供396 GW空間，合計可提供811GW靈活性資源，帶來1361GW新能源消納空間。對應到新能源同時出力層面，考慮到風電出力同步率只有20%遠低于光伏的60%（全國日出時間是接近的，主要裝機區域只有一個時區差），因此對消納空間的需求小于光伏，我們認為風電裝機占比提升可有效拓寬電力系統中新能源發電量滲透率，假設風電新增裝機比提升至40%，2024-29年新型電力系統中風電/光伏年增裝機可達147/220GW，有效推遲消納瓶頸發生節點，形成新能源替代增量（詳見圖表24）。
儲能平價瓶頸在于實際利用率制約，長期降本路徑明確，有望成為靈活性資源主力打開新能源天花板。風光儲顯然是市場核心的新能源解決方案，但隨著電芯成本已經下降到0.4元/Wh左右的水平，系統度電成本仍未平價。體現在成本端，儲能實際充電費用大于零，因此在當前0.3-0.45元/度的理論度電成本下，實際運營度電成本高達0.43~0.63元/度。我們認為提升儲能利用率主要分三步走：1）微網模式降低對電網調度的依賴，提高投資回報預期；2）電網側租用共享儲能滿足配儲需求，降本增效；3）長期新能源發電占比提升帶動調度需求，耗盡低成本靈活性資源后儲能項目利用率相應提升。
我們測算利用率提升下的儲能降本路徑，錨定當前年循環228次的2h跟網型儲能度電成本0.63元/kWh為基準，我們測算儲能利用率提升至年325次滿充滿放，成本可降至0.445元/kWh；疊加儲能時長提升至4h可降本至0.30元/kWh，若2030年時儲能單位投資成本降低，度電成本將進一步降至0.24元/kWh實現平價。此外，在新型電網系統中瞬時支撐能力或將成為剛需，構網型儲能須通過增加2-3倍PCS（儲能變流器，Power Conversion System）實現過載電流，考慮到構網儲能僅增加0.01元/kWh度電成本至0.25元/kWh，具備大規模應用空間，有望成為釋放新能源瓶頸的靈活性資源主力。
我們預測三大新型電力系統產業邏輯積極向好，我們提出與市場觀點不同的三大趨勢性投資機會：
預測一：風電有望結構性受益于新型電力系統消納&新能源裝機增長雙重需求。風電在新能源電源品類中具備高回報性、可靠性和靈活性三大優勢，更適配新型電力系統對拓寬消納瓶頸和新能源裝機增長的雙重需求。項目回報方面，風電同時出力對電價曲線的影響較小，我們根據山東風光出力曲線數據和現貨電價數據測算（山東風電、光伏發電滲透率接近，根據2023年數據，風電為8%、光伏為10%），若風電全面入市加權平均電價較當地燃煤標桿電價折讓42%~溢價13%，平均折讓12%，相比光伏（折讓5~70%不等，平均折讓38%）具備顯著經濟性優勢（以上基于山東省電力市場2023年1月至2024年8月數據）；可靠性方面，風電機組相對更低的同步率以及更分散的出力分布使得電力系統在極端氣候、最高負荷下的支撐能力會更具保障；靈活性角度，整體上風電對于靈活性資源需求小于光伏，較多安裝風電有益于在保障不過多增加消納需求的情況下擴充新能源裝機。基于三大優勢，我們認為在靈活性資源短期尚未充分釋放、消納和新能源裝機需求向上的情況下，風電需求有望迎來明顯提升。裝機方面，風電裝機不足主要系項目建設周期問題，而根據招標網今年前九個月風機招標量同比增長71%，前三季度招標量合計達到90GW，有望在25年迎來裝機加速。考慮到風電對靈活性需求較小，我們認為在新能源消納和增加裝機雙重需求催化下，風電在新增新能源裝機中的比例將持續走高，疊加當前裝機基數較小，風電板塊有望迎來顯著且持續的成長彈性。
預測二：靈活性資源釋放帶動“四可”改造，配網受益于需求側升級。靈活性資源的開發依賴于需求側可觀、可測、可調、可控能力的提升，有望帶動配網投資擴容。整體來看，我們預計配網投資（含充電樁投資拉動）在需求側帶動下24/25年增速有望達到15.2%/9.9%，24-30年期間CAGR有望達到6.4%。細分來看，我們認為在“四可”要求下，智能電能表等在分布式光伏、充電樁等領域均具備較大的發展空間。電表在實現基礎的可測功能之上，通過模塊升級，可以兼具可調（控制發電量）和可控（控制關斷）功能，并且有望通過北斗系統賦能“通信、導航、遙感”一體化運營體系，實現通過短報文偏遠地區抄表、精準對時統一電網時間加強數據精度以及平臺化精準位置服務實時監控三大功能，進而達到“可觀”要求。我們看好國內配網擴容的增量需求，疊加“四可”升級帶動的替換需求，帶動一次設備供應商迎來高成長機遇。
預測三：儲能將成為新型電力系統長期剛需，彈性有望充分釋放。我們認為電化學儲能有望在十五五末到十六五初開始成為電力系統應對短時不平衡問題的主要靈活性工具，即靈活性資源的主要增量來源。短期來看，在弱電網場景中配置構網型PCS以提升局部電網韌性和支撐能力或逐步成為系統剛需，在瞬時安全問題上發揮重要作用。我們預計到2030年，在不考慮構網技術的情境下，儲能PCS裸機/一體機（含變壓器）的市場空間分別為41.2/103.9億元，在考慮構網技術的情景下分別達到65.0/127.7億元，空間增長58%/23%；中長期來看，電化學儲能也將成為提升新能源風光電站置信出力、提升系統長時充裕度的方式，根據我們的測算，為實現兩部委提升新能源置信出力至10%的政策目標，新能源電站配儲比例將不低于20%/2hr或10%/4hr，隨著新能源新增裝機保持高位，配儲需求將長期穩定存在，疊加海外需求共振，我們看好儲能成為受益電力系統升級成長較快板塊之一。
加速能源轉型 = 解決資源安全 + 產業升級發展
考慮到我國人均電力消費和發達國家的差距，以及出口、新質生產力、AI算力等對電力需求的額外拉動，我們認為我國電力需求仍將持續增長。在這一背景下，傳統能源面臨的中長期資源約束與經濟性約束，我們認為新能源制造屬性符合我國制造業大國的特性，降本增效同時進一步解決我國經濟發展所面臨的能源資源問題以及產業升級問題。因此，新能源滲透率的持續提升不僅是能源轉型加速之路，也會是國家能源發展的必經之路，但新能源的波動性、間歇性和隨機性及其電力電子特性與傳統電源同步機發電的差異勢必導致其與當前電力系統的不兼容，帶來新型電力系統的升級訴求。
中國能源需求轉向低能耗發展，但電力需求增長較快
能源彈性系數下降，但電力彈性系數仍然較高。2023年我國能源消費總量同比增長5.4%至57億噸標準煤，其中煤炭、石油、天然氣、非化石能源消費分別占55.8%、18%、8.5%、17.6%。單位GDP消耗能源相對2019年復合增速為-2%，持續下降，電氣化率達到22.4%。但是同期我國實現總發電量9.3萬億千瓦時，同比增長6.8%，電力彈性系數達到1.3，且在過去5年平均超過1.2。雖然可再生能源發電占比達29.6%，非水可再生達到15.8%，但即使算上水電和核電也僅實現增量替代的46.2%。
電力需求持續增長，能源轉型是滿足發展對資源需求的必由之路
電力增長可持續，人均電力消費仍有空間。2020年以來，電力和GDP增速走勢分化加劇，我國用電需求增速跑贏GDP增速1~2個百分點。從電力需求增長的驅動力來看，我們預計傳統領域和新興領域此消彼長，全國用電量增速在2024-30年有望維持6%的復合增速（詳見我們于2024年6月3日發布的《全球能源新趨勢下的煤炭發展機遇》）：
1.我們測算新質生產力2022-24年拉動用電增速0.7~1.2pct，隨基數變高增速貢獻或減小，但2025-30年仍有望維持年均0.4pct的用電增速拉動。
2.充電樁用電隨全國電動車保有量提升影響或放大，2022-24年對用電增速貢獻0.2~0.3pct，我們預計2025-30年或略增至0.4~0.5pct。
3.數據中心用電貢獻加強，我們基準情形預期2024-30年每年貢獻0.7~0.8pct的用電增速，若AI應用發展超預期則數據中心用電量還有進一步上修可能。
4.其他二產（由內外需拉動）以及三產和居民用電量對增速的拉動我們預計將從2024年的5.5pct逐步回落至2030年的4.3pct。
5.此外，電氣化率還有較大的提升空間。中電聯預測，十四五期間，終端電氣化率將達到30%，而電能替代將推動新增用電量8000億千瓦時，相當于每年1600億度電，貢獻約1.7pct。
我們目前預測中國2025年、2030年全社會用電量分別為10.5萬億、14.24萬億千瓦時，電力需求增速維持高增長。而相比發達國家，以2022年數據來看我們人均GDP僅占美國的30%、人均電力用電量僅占54.7%。因此雖然中國經濟增長下能耗強度趨勢是下降的，但是考慮未來經濟增長的驅動因素，如新質生產（鋰電光伏制造），數據中心，新能源車，電能替代等新興產業和能源清潔化利用均需要電力。我們認為未來中國能源需求是低能耗和低碳發展，但不會是低電耗發展，電力增長需求仍然較強。
中長期資源約束和能源經濟性約束倒逼能源轉型的加速
對內，能源轉型也是保障長期能源安全的必然選擇。根據世界銀行、生態環境部環境規劃院和國家能源局數據，中國可開發的光伏和風能資源分別達到45610/11672GW（海/陸風2982/8690GW），按照截至23年底的光伏和風能累計裝機量609.5/441.3GW計算，利用率僅1.3%/3.8%，而即使中國最為充足的煤炭，按照可開采儲量，中國人均煤炭儲量只有1.01億噸，小于全球平均的1.37億噸，油氣儲量更是只有世界平均的7.9%和24.7%。根據《中華人民共和國國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和2035年遠景目標綱要》提出的目標，2035年時人均國內生產總值達到中等發達國家水平。中等發達國家水平人均國內生產總值約為2-4萬美元，按年均復合增長率4.7%假設，我國2035年人均GDP將達到15.8萬元，結合單位煤耗后我們預計能源消費總量或將達到74.2億噸標準煤，能源消費總量年復合增長率約為2.2%。若能源消費結構保持和2023年一致，則對應煤炭、石油、天然氣消費量分別為59億噸原煤、9.6億噸原油以及4,769億立方米天然氣，相對2023年消費量分別增加13.4億噸原煤、2.2億噸原油以及1,079億立方米。而13.4億噸原煤增量與2023年全球海運煤市場規模相當，相對中國2023年46.6億噸的國內產量占比28.7%，占中國的鐵路運力也達到26.5%。雖然國內有足夠的煤炭儲量，但是不僅產能釋放需要時間，交通配套建設也需要較長時間滿足如此規模放量，煤炭供應將難以完全滿足國內持續增長的能源消費需求。石油和天然氣增量相對2023年中國石油和天然氣產量分別為104.1%和47%，相對全球市場貿易量占比也分別達到10.3%和11.4%，也將面臨國內供給不足的問題，同時將明顯提升能源價格。
新能源的制造業屬性更適合中國產業優勢，有效緩解能源價格上漲。傳統能源行業一般原材料成本占比較高，在過去20年國內煤價上漲121%（秦皇島動力煤Q5500），國內汽油價格上漲152%，國際原油價格也上漲了86%。因此傳統大宗商品的發展，一般會用量越大越貴，因為便宜的資源往往先被開發，只有價格上去了才能開發成本曲線更右側的資源。且化石能源效率已經提升空間有限，根據行業慣例火電二次加熱可以將全廠熱效率提升到45%，而燃氣CCGT循環最高可以達到65%，都難以再大幅降低成本。而可再生能源雖然非技術成本占比最近幾年有所提升，但是根據光伏行業協會和風能行業協會，光伏、風電單W造價過去10年下降67.1%/47.5%，過去3年下降35.9%/31.0%，因此帶動整個發電成本下降34.9%/30.6%到142/223元/MWh。根據IRENA，平均制造業規模每翻一倍，風電成本下降7%，光伏成本下降13%。
對外，新能源產業發展，同時為中國產業升級打開歷史機遇。根據IEA和BP數據，2019年全球電力投資和一次能源消費總量是9160億美元/199.23億噸標煤，中國占比分別為15.0%/24.3%，中國雖然占全球比例很高，但其中對外出口比例不高。隨著新能源產業快速發展，我國新能源電力設備出口額顯著增加，在海外市場市占率亦快速拉升。根據海關總署數據，2017年-2023年風力發電機/太陽能電池/蓄電池（鋰電為主）出口額CAGR為9.4%/25.2%/35.1%，相比傳統電力設備，如電線電纜和變壓器的出口額CAGR 1.9%/10.2%有顯著增速；反映到海外市場側，根據我們的測算，2020年起我國電力設備總出口額在海外市場（不包括中國本土市場，下同）市占率明顯提升，2019/2020/2023年市占率分別為8.0%/13.1%/17.5%。
新能源消納面臨多重挑戰，日內短時平衡是當前主要矛盾
技術迭代和產能擴張推動了新能源電站造價的持續下降和新增裝機的快速增長，在2021、22年光伏風電陸續平價后，2023年我國光伏、風電裝機同比增速達到152%，106%。然而一方面雖然裝機量大幅上升但是電力系統消納難度逐步顯現，綠電電價壓力不斷加大，另一方面即使要實現碳達峰，新能源目前裝機和發電量仍不足以應對國內高速發展的電力需求，“先立后破”的“立”尚未實現。
當前階段，我們認為最為制約新能源消納的問題來自日內短時平衡問題，即新能源的發電時間與電力負荷需求的時間錯配問題，使得即使發電量成本便宜也無法滿足有效需求。其中，隨著光伏裝機的快速增加，光伏高日內同步率以及夜晚不發電的特性使得，目前日內午高峰和晚高峰的電力平衡愈加困難。由于火電機組需要應對晚高峰出力，因此不能停機，我們測算在24年傳統電源改造前最小出力（775GW）+新能源最大出力（454GW）已經超過日內的系統平均負荷（1190GW），因此今年能源局首次放開可再生能源消納比例要求。然而考慮到新能源的持續增長，且新能源利用小時1200-2300hr遠低于社會平均用電負荷7000hr，意味著27年之后新能源裝機將大于最高負荷，則可能意味著愈發嚴峻的新能源消納挑戰。
風光突破平價線后實現了裝機的快速增長，但新的系統瓶頸已經出現
技術迭代和產能擴張推動了新能源電站造價的持續下降和新增裝機的快速增長，根據光伏行業協會和風能行業協會，光伏、風電單W造價過去10年下降67.1%/47.5%。我們估算全國各電源品種的投資造價、燃料成本和對應的度電發電成本，我們計算西部光伏、陸上風電相繼于2021~22年已經實現了較坑口火電機組的度電成本平價，東部光伏、海上風電也已相繼于2021~22年實現了較沿海火電的度電成本平價。平價之后，我國風光裝機經歷了一輪快速的增加，如光伏在2021年實現平價后2021/22/23年國內新增裝機分別54GW/86GW/216GW，2021-23年裝機復合增速100%（vs平價以前，2019-21年裝機復合增速34%）；風電在2022年實現平價后裝機增速由負轉正，2023年國內新增裝機76GW，同比增長106%（vs平價以前，2020-22年裝機復合降速28%）。
盡管新能源風光的發電成本已經顯著下降，且推動近兩年新能源裝機的加速增長，但有關于電力系統接入新能源的瓶頸討論再度增加，市場普遍擔心電力系統對新能源的消納問題。十三五以前，在新能源發展初期我國曾一度面臨較為嚴峻的新能源消納形勢，2016年及以前全國棄風棄光率在10%以上居高不下，隨后通過外送通道建設、兩部委《清潔能源消納行動計劃（2018-2020年）》等政策推動新能源消納形勢改善，2019~2023年全國棄風棄光率得以維持在4%及以下。而2024年以來，新能源消納問題再現，2024年2月全國棄風棄光率重新突破5%，6月國家能源局《關于做好新能源消納工作保障新能源高質量發展的通知》首次提出“對部分資源條件較好的地區可適當放寬新能源利用率目標，原則上不低于90%”。
我們總結認為，制約新能源消納的問題概括有三：1）瞬時安全問題，來自新能源電力電子電源替代可控同步機電源；2）短時平衡問題，來自傳統能源最小出力、新能源同時出力與最高負荷之間的矛盾；3）長時充裕問題，來自新能源出力更低的置信度及其邊際遞減效應。當前階段，我們認為最為制約新能源消納的問題來自日內短時平衡問題，隨著新能源裝機的增長我們或面對日內短時平衡問題的持續加劇。
目前新能源消納的主要瓶頸在日內短時平衡，也即傳統能源最小出力、新能源同時出力與最高負荷之間的矛盾
為什么新能源滲透率提升必然加劇電力系統短時供需平衡挑戰？傳統的電力系統通過“源隨荷動”實現電力供需平衡，電力供給負荷率隨實時需求水平調節，考慮技術限制后傳統電源的日內功率一般可在50~100%（煤電）、20~100%（氣電）、30~100%（水電）、75~100%（核電）之間調節。而新型電力系統中，負荷率“靠天吃飯”的新能源發電占比提升，光伏發電的日內負荷率波動可達0%（晚間）~100%（午間），風力發電的日內負荷率波動也可達0%（午間）~100%（晚間），若電力負荷和傳統電源供給負荷率不能隨新能源出力波動而變動，或者傳統電源負荷率壓至最小/最大出力后仍不滿足，則電力系統供給和需求將出現不平衡矛盾。換而言之，如下圖左所示，當新能源供給大發時段，需要傳統電源提供向下靈活性、電力負荷提供向上靈活性以實現新能源發電的消納，傳統電源的最小出力決定了向下靈活性空間；而在新能源供給不足時段，需要傳統電源能提供向上靈活性、電力負荷提供向下靈活性以實現電力需求的保供，傳統電源的最大名義功率決定了向上靈活性空間。
新能源滲透率增長勢必導致電力供需在過剩和緊缺之間反復震蕩。以2023年為例，根據中電聯統計我國光伏、風電的年平均利用小時在1286小時、2225小時；而我們根據最高負荷和全國用電量估算電力負荷側的平均利用小時接近7000小時。因此，若要滿足電力需求，從功率容量角度風光新能源的GW數一定是超配的，考慮風光負荷率的大幅波動，勢必會出現在資源好的時段風光發電大于電力需求，在資源差的時段風光發電小于需求，電力供需在過剩和緊缺之間反復震蕩的情況。且由于新能源發電的高同步率（負荷率取決于氣象條件，以省為單位，光伏場站出力同步率可達60%，風電可達20%），這一趨勢隨著新能源滲透率的增長只會越來越明顯。
當前階段，我們認為電力系統短時平衡的主要挑戰在于新能源同時大發時段如何消納過剩新能源電力。考慮到2021-22年全國性缺電后，2022年出臺煤電裝機“三個八千萬”政策，以及2022年起核電審批連續三年每年十臺，我們認為電力供需日內緊缺的挑戰有望隨著以上機組的陸續投產而逐步緩解。然而與此同時，傳統電源新機組若不進行更進一步的靈活性改造，其投產也將抬高系統的最小出力，反過來加劇新能源大發時段電力系統日內供需過剩的壓力，加速新能源消納壓力。
我們對電力需求與電力供給（傳統電源最小出力+風光新能源同時出力）平衡趨勢進行估算，可以看到新能源消納壓力的持續提高。電力供給中，傳統電源最小出力我們假設煤電、氣電、核電、水電對應負荷率分別為50%、20%、100%、30%，風光新能源同時出力我們參考省級數據假設光伏、風電同步率分別60%、20%（光伏在午間同時發電，風電各地風資源條件差異更大同步率更低）。結合我們對電力裝機和需求的預測，我們對比電力供給（傳統電源最小出力+新能源同時出力，均基于上年末累計裝機計算，主要考慮到我國電源每年新增裝機集中在下半年至四季度，對當年電力供給影響不大）和當年電力負荷，我們測算估計：
1.2024年全國傳統電源最小出力+新能源同時出力或首次超過平均負荷。其中，2024年傳統電源改造前最小出力我們估計為775GW，新能源同時最大出力我們估計為454GW，合計電力供給1229GW，將超過系統平均負荷我們估計為1190GW。從全國新能源并網消納數據來看，2019-23年風光基本維持在97~98%，1H24跌落至96~97%，2月春節期間首次跌破95%；從這個角度看，今年放開新能源消納率95%紅線也有其背后的電力系統日內不平衡壓力所在。
2.2027年全國傳統電源最小出力+新能源同時出力或首次超過最高負荷。其中，2027年傳統電源改造前最小出力我們估計為890GW，新能源同時最大出力我們估計為970GW，合計電力供給1860GW，將超過系統最大負荷我們估計為1704GW。十五五期間，我們或面臨傳統電源供給增長維持、新能源供給增長加速，競爭邊際減速的新增負荷增長，電力日內不平衡矛盾或顯著加劇，勢必帶來消納的矛盾。
新型電力系統如何增加系統靈活性以解決短時平衡挑戰
正如我們前面所討論的，新能源高同步率、低利用小時、出力不可控的特性將使得電力系統的日內不平衡隨著新能源滲透率的提升而持續放大，電力供需在過剩與緊缺之間反復震蕩。為實現新能源消納以確保實現能源轉型和碳達峰目標，我們認為通過建立新型電力系統，挖掘和調動電力系統中更多需求向上、供給向下的靈活性，將為新能源發展打開空間。其中我們通過“資源量，成本，技術，商業模式”等多個維度對供給側，煤電深調、抽水蓄能、煤電啟停等靈活性進行分析，預計最終新型電力系統在2030年在三種不同情景下將分別提供210GW（悲觀）、367GW（基準）、611GW（樂觀）的新能源每年消納空間。
電力負荷的增長為新能源裝機提供了基礎消納空間，此外電力系統中主要的系統靈活性可以來自煤電靈活性改造、抽水蓄能、電化學儲能、充電樁、負荷管理等資源。我們對上述靈活性資源從資源量和度電成本角度進行估算，構成如下的系統靈活性資源成本曲線。總結而言，充電樁、煤電深度調峰、抽水蓄能三類資源成本相對更低，分別為0.03、0.12、0.15元/kwh，但資源量亦受限（如充電樁取決于電動車發展，我們估算到2030年累計資源量208GW；煤電深度調峰取決于煤電裝機，靈活性改造有望合計帶來資源量309GW；抽水蓄能取決于地理資源，資源量135GW）；煤電啟停調峰和負荷管理成本相對較高，分別為0.33、0.41元/kwh，但資源量相對更充分（如煤電啟停調峰若實現可額外釋放464GW靈活性資源，負荷管理按最高負荷的10%可達到187GW）；電化學儲能是資源量最不受限的靈活性資源，但當前成本受制于電池成本以及充放電次數偏高，或達0.63元/kwh，遠期成本有望優化至0.25元/kwh從而打開更大應用空間。
我們基于【新能源消納空間=（電力負荷–傳統電源最小出力+電力系統靈活性空間）/新能源最大同步率】，對新能源未來裝機空間及實現所需的靈活性資源量進行判斷。其中，如充分完成供給側靈活性，系統將增加52GW的靈活性資源（抽蓄+火電最小出力下降），實現每年光伏維持218GW增長至2026-27年前后；如充分實現需求側靈活性，系統將增加317GW的靈活性資源，實現光伏維持218GW年增長至2030年；2030年后，隨著電化學儲能造價下降、利用率提升，我們預計儲能度電成本降至0.3元/度以下實現平價，電化學儲能裝機的增長將使得光伏裝機不再受到日內平衡限制，實現新能源發展2.0時代邁進。
1、 通過充分調動煤電深度調峰以及抽水蓄能資源，可以將光伏同時出力超過消納空間（電力負荷與傳統電源最小出力之差）的時間點從2024-25年推后至2026-27年；
2、 進一步通過調動需求側靈活性資源（包括充電樁、工業等負荷響應），可以進一步提升新能源的系統裝機的容納能力，使得消納瓶頸發生時間推遲到2030年；
3、從總量角度來看，以2030年為節點，我們估算電力系統的日內平衡為：平均負荷1558GW，傳統能源最小出力合計707GW（其中煤電通過深調改造實現最小出力壓降到30%），疊加用戶側靈活性資源累計開發317GW（負荷管理+充電樁響應），供給側抽蓄靈活性資源開發114GW，考慮到光伏發電同步率高、對系統消納空間的占用更大，我們基于光伏同時出力60%假設，基于【新能源消納空間 = （電力負荷 – 傳統電源最小出力 + 電力系統靈活性空間） / 新能源最大同步率】計算，對應系統對光伏消納空間2136GW，對應光伏在2023年末累計裝機609GW的基礎上，還可以~218GW/年的安裝節奏增長至2030年，維持近兩年較為可觀的年新增裝機規模。
4、 上述靈活性資源的調度，將為潛力更大但成本更高或技術尚待攻克的靈活性資源如電化學儲能和煤電（極）熱態啟停調峰的降本和技術成熟爭取時間。2030年后新能源開發能否延續當前節奏將更加依賴儲能降本幅度和煤電啟停能力的突破。
我們預計新型電力系統通過實現新能源發電滲透率提升，電源側發電成本的下降可以較為充分的抵消新能源消納成本的增長以及其他費用（如容量電費、輸配電價）的增長。我們預計從2023年到2030年，風光發電滲透率的提升（從~16%提升至~34%），疊加各類電源的投資和燃料成本優化，我國電源側的平均發電成本有望下降9.5分/度；而調峰成本方面，我們考慮調峰電量占比從~10%提升至~12%，隨著調峰資源調用成本從低到高遞進，攤薄后度電調峰成本從0.4分/度提升至1.2分/度，累計增加0.7分/度；容量成本方面，我們考慮針對抽水蓄能以及煤電的容量電價，預計2023-30年度電容量電費提升2.2分/度；輸配電價我們考慮電網投資的增長，預計在2023-30年內累計提升0.9分/度。綜上而言，我們預計供電成本（電源成本+調峰成本+容量成本+輸配電成本）合計有望從2023年的0.617元/度下降0.057元/度至0.561元/度。（詳見我們于2023年12月1日發布的《能源轉型系列報告-但問路在何方》）
應對短時平衡問題：充分調動源側、荷側靈活性資源
從中外對比來看我國靈活性資源現狀和可能的提升路徑
海外高新能源滲透率地區如何應對靈活性不足的問題？負電價的頻繁出現是電力系統整體供過于求或者日內不平衡加劇（靈活性資源）不足的一種顯性的體現。我們認為，在電力市場化的國家或者區域，負電價意味著機組倒貼錢賣電，會出現這樣的情況意味著：1. 機組降產出或者負荷提升的機會成本高于負電價本身，或相應的反饋機制、調節技術不完善，導致機組和負荷出力無法靈活響應負電價；2. 機組有賣電價格以外的收益機制，使得其在負電價時段的綜合收益并不為負，有持續發電的激勵。我們橫向對比我國和歐洲各國的市場情況可以看到，我國日內供需靈活性資源不足正在導致新能源消納瓶頸出現早于海外國家，我國新型電力系統的轉型需求更為迫切。
1.歐洲內部對比可以明顯看到，光伏滲透率高的電力市場更容易出現負電價。以2023年為例，歐洲部分國家全年負電價小時數從高到低分別為德國301小時、丹麥280小時、法國149小時、瑞士75小時、愛爾蘭49小時，與上述國家的光伏滲透率由高到低（德國12%、丹麥10%、法國4%、瑞士8%、愛爾蘭1%）基本對應，其中法國由于無靈活性的核電占比高，在低新能源滲透率的情況下引發了更高頻的負電價情況。
2.對比我國和歐洲，以山東電力市場為例在較低的光伏滲透率下出現了成倍于歐洲的負電價頻次，或側面反映出日內供需靈活性資源尚未得到充分的挖掘。我們以2023年山東電力市場表現為例，全年山東光伏滲透率10%，較德國低2pct，而全年電力日前市場負電價小時數我們估算達到了747小時，為德國的1.5倍。
3.我們認為造成國內電力日內靈活性不足、負電價更頻發的可能原因包括：1）電力供給側靈活性不足，2023年德國傳統電源90.5GW裝機中氣電占到38%，而山東123.7GW傳統電源裝機中氣電不到1%。2）電力需求側靈活性不足，根據TenneT，2020年德國13%的負荷參與各類負荷管理機制，其中~30%已得到實際調度，相當于負荷管理占負荷的~4%，國內負荷管理機制還在較為早期；3）新能源發電在負電價時段的負反饋不足，一方面德國可再生能源法（EEG）允許在分布式光伏返送電網出力超過其容量的70%時由電網限制其返送功率，且根據德國聯邦網絡局分布式光伏配儲率2023年已經達到78%，分布式自發調峰能力更高；另一方面德國限制了新能源在以負電價賣電超過4小時后的度電補貼額度，進一步削弱了新能源電站在負電時段的發電積極性。而國內無論是分布式配儲率還是機制上均與德國情況差異較大。以上幾點也為我國電力日內靈活性的發展方向提供了一些指引。
結合我國國情和各項靈活性資源的發展潛力，我們認為具備“量大管飽”屬性的靈活性資源主要包括：供給側向下靈活性主要來自煤電改造（包括30%深度調峰，以及極熱態/熱態啟停）、以及抽水蓄能；需求側向上靈活性可以來自充電樁和大工業等負荷管理；此外各類新型儲能技術可以提供向上以及向下靈活性。我們根據靈活性資源響應速度、維持時間、資源量、調度成本四維度對上述資源進行對比和排序：
1.新型儲能技術（以鋰離子儲能為代表）當前由于電池造價高、調用率低等因素，電化學儲能度電成本我們估算在0.43~0.63元/度，在各類靈活性資源中偏高，但作為靈活性資源新型儲能具備響應快、持續時間長、資源潛力不受限等明顯的優勢，這也意味著儲能若實現進一步技術降本至0.3元/度以下（我們測算認為隨著利用率提升、配儲時長提升、單位投資成本降低，電化學儲能度電成本有望下降至0.25元/度），將成為中長期主力的靈活性資源；
2.抽水蓄能和充電樁響應綜合優勢其次，其中充電樁響應具備低成本（僅0.03元/度，幾乎無額外成本）、快響應優勢，但劣勢在于可維持時間較短（尤其是快充）；而抽水蓄能在各維度表現均屬中上（響應成本0.15元/度）、主要限制在于總資源潛力受地理條件制約；
3.煤電靈活性整體響應速度偏慢，中時（日內、多日）靈活性價值更大，其中煤電深度調峰成本具備優勢（約0.12元/度），但總體資源量最小（新增煤電機組的最小出力還會消耗系統中的靈活性資源）；煤電啟停調峰資源量可觀，主要限制在于技術成熟度和安全性仍待產業實踐檢驗，此外啟停調峰過程中維持并網狀態以及重新啟動過程均會帶來額外汽耗油耗、煤耗以及系統損耗，顯性和隱性成本在各靈活性資源中偏高（高于0.3元/度）。
4.需求側尤其是工業負荷響應資源潛力可觀、與充電響應相當，但工業負荷響應目前在響應速度和響應成本上市場爭議較大。主要由于工業負荷一般較為穩定，變負荷響應涉及到對工業生產既定流程的調整，因此前后準備時間較長、響應速度較慢、用戶側需要額外激勵；此外由于系統負荷變化對產品生產反應過程的影響限制了其負荷管理可以維持的時間，我們估算其響應成本在0.41元/度上下（具體區間取決于響應維持時長，具體測算詳見下一章節）。
下文，我們將對上述靈活性資源的實現機理、政策支持、資源空間以及成本估算分別進行討論。
供給側：火電深調改造政策升級，目標到2027年存量煤機“應改盡改”
煤電機組通過靈活性改造可以實現對最小出力的壓降，從而釋放相當于額定功率的20%的向下調峰資源。根據中電聯，傳統煤電機組在不經由改造的情況下一般具備最小出力降至50~60%（純凝機組）和75~85%（冬季熱電聯產機組），經靈活性改造后可最小出力可以進一步壓降至30~35%（純凝機組）和40~50%（熱電聯供機組），從而釋放靈活性空間。其中，純凝機組的最小出力取決于鍋爐燃燒穩定性以及汽輪機和主要輔機的適應性，需要進行多項靈活性技術改造以保證降負荷過程中的安全性和高效性，包括但不限于：1）燃料供應系統（磨煤機）運行振動、高溫、安全性等改造；2）鍋爐送風機失速、喘振等安全問題解決；3）爐膛低負荷不投油穩燃技術升級；4）煙氣處理旁路改造，解決低負荷脫硝反應效率下降等環保問題改造；5）發電機和汽輪機頻繁負荷變化帶來機械性能和金屬疲勞問題等。此外，若要進一步實現最小出力降至30%以下，則還需涉及煤電機組的干濕態轉換，由于操作變化和耗時較長，目前應用案例相對較少。而熱電聯產靈活性改造則主要涉及蓄熱調峰技術等，若進行熱電解耦改造則可以將最小出力壓降至40%以下。
若進一步推動煤電啟停調峰，煤電實現“日內熱啟停”，則有望進一步釋放相當于額定功率的30%的向下調峰資源。以上煤電靈活性改造可以釋放火電機組出力從50%名義功率向30%名義功率壓降帶來的約20%輸出功率靈活性空間，而煤電啟停調峰則可以進一步釋放從30%名義功率向0%名義功率壓降帶來的約30%輸出功率靈活性空間。與往常的印象不同，煤電廠不僅可以通過冷啟停實現跨周度、月度、季度的長時靈活性能力，日度極熱態、熱態啟停從技術能力和海外實踐來看也具備可行性。根據電聯新媒，與冷態啟停相比，熱態啟停一方面響應速度更快（鍋爐還有1000多度，可以在半小時內實現啟動到并網；而冷態啟動需要9~10小時），另一方面設計壽命更長（由于冷啟停使得金屬經受低溫到高溫膨脹引起金屬疲勞，導致一般鍋爐設計壽命內僅允許承受上百次冷態啟停，而熱啟停次數可支撐數千次）。
頂層設計看煤電靈活性改造從十三五啟動、十四五加碼、十五五收官。我們梳理國內火電靈活性改造政策脈絡和目前實際進展，可以看到火電靈活性改造在十三五期間啟動試點，但實際改造低于預期；十四五改造目標提速，并且提前完成；預計到十五五期間2027年是存量煤電靈活性改造“應改盡改”的最后期限。
1.十三五期間：2016年6月由國家能源局首次提出“啟動提升火電靈活性改造示范試點工作”，針對可再生能源消納問題較為突出地區的15個典型項目進行靈活性改造試點，目標效果熱電機組最低負荷壓降至40~50%，純凝機組壓降至30~35%。隨即，在2016年末國家發改委、能源局出臺的《電力發展“十三五”規劃》 中首次給出靈活性改造規模目標：“十三五”期間“三北”地區熱電機組靈活性改造約 1.33 億千瓦，純凝機組改造約 8200 萬千瓦；其它地區純凝機組改造約 450 萬千瓦；改造完成后，增加調峰能力4600 萬千瓦，其中“三北”地區增加 4500 萬千瓦；其他地區增加100萬千瓦。2018年3月國家發改委、能源局在《關于提升電力系統調節能力的指導意見》中再次重申了上述改造目標。到2020年，全國煤電靈活性改造實際完成不到7000萬千瓦，目標完成率僅50%。
2.十四五期間：火電靈活性改造政策要求提速， 2021年11月國家發改委、能源局在《全國煤電機組改造升級實施方案》首次提出存量煤電“應改盡改”，首次提出十四五目標完成 2 億千瓦，增加系統調節能力 3000—4000 萬千瓦；上述目標在2023年9月國家發改委能源局《關于加強新形勢下電力系統穩定工作的指導意見》再次重申。2021-23年全國煤電靈活性改造完成3億千瓦以上，提前完成十四五目標并填上了十三五目標缺口。此后，在2024年2月，國家發改委、能源局在《關于加強電網調峰儲能和智能化調度能力建設的指導意見》中首次明確存量煤電“應改盡改”的時間期限為2027年，此外對于改造后的最低負荷率要求純凝機組從此前的30~35%首次提出壓降到30%以下（在新能源占比較高、調峰能力不足的地區，在確保安全的前提下進行深度調峰探索）。
基于上述政策目標，我們估算全國煤電機組每年靈活性改造規模還將穩中有增。我們基于2023年末全國煤電裝機11.6億千瓦，在2018年以前建成10億千瓦（根據電力規劃設計總院，包括十三五后半段和十四五以來建成煤電項目多數已經考慮靈活性運行需要，我們假設無需額外進行改造），其中我們結合電規院和國家能源局披露歷年數據估算已累計完成改造3.7億千瓦，意味著2024-27年還需完成累計6.4億千瓦、年均1.6億千瓦的煤電機組靈活性改造，以實現到2027年“應改盡改”的政策目標。基于2022/23年全國每年實際改造1.6、1.1億千瓦，意味著未來幾年整體改造節奏起碼持平、甚至略有加速。（上述計算暫未考慮無法改造的特殊燃料、特殊爐型機組，且假設供熱機組均可進行熱電解耦改造降至30%最小出力）。隨著到2027年煤電靈活性改造收官，我們認為電力系統中煤電機組的最小出力有望從2023年末的477GW進一步壓降至421GW，釋放56GW的供給側向下靈活性空間。
針對煤電日內熱啟停調峰，尚無相關政策要求。
從成本角度計算，煤電深度調峰成本較低約0.12元/度，基于國電投和NRDC數據靈活性改造資本開支100元/千瓦，對應度電折舊增加0.01元/度，以及低負荷運行煤單耗提升70克標煤/度，對應燃料成本增加0.11元/度；煤電熱態啟停調節成本更高約0.33元/度，主要系維持短時并網狀態所消耗的煤耗、氣耗等成本。因此，綜合看政策力度和成本水平，煤電深度調峰是現階段釋放較為確定的供給側向下靈活性資源，而煤電熱態啟停調峰資源量大、釋放節奏將取決于技術和示范情況。
供給側：抽水蓄能穩步發展，2026年后或投產加速
預計2025年抽水蓄能裝機容量較2020年翻一倍、2030較2025年再翻一倍。我國抽水蓄能電站發展起步較早，起初主要是為核電站做調峰配套，到2015年我國已累計建成23GW抽水蓄能電站。十三五、十四五期間我國抽水蓄能相關政策穩步推進，2016年11月，國家能源局《水電發展十三五規劃（2016-2020年）》提出到2020年我國抽水蓄能總裝機達到40GW，2018年3月國家發改委、能源局《關于提升電力系統調節能力的指導意見》中再度重申了上述目標，實際2020年末抽水蓄能完成裝機31GW，不及政策目標，一方面原因可能在于抽水蓄能電站電價形成機制不清晰、電價傳導機制不順暢。因此，我們在2021年4月看到國家發改委發文《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，明確抽水蓄能兩部制電價政策，且允許其中容量電費部分納入電網輸配電價回收機制；2021年9月國家能源局緊接發文《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》，明確到 2025 年抽水蓄能投產總規模 6200 萬千瓦以上、到 2030年投產總規模 1.2 億千瓦左右的中長期發展目標（即2025年較2020年翻倍，2030年較2025年再翻倍）。其后我們注意到國內抽水蓄能電站裝機投產有所加速，根據華泰公用環保組2024年8月29日報告《設備龍頭，將受益于常態化裝機增量》追蹤預計抽水蓄能投產節奏將在2026年后開始加速。
作為一種電力系統靈活性資源，抽水蓄能具備較低的度電成本（我們根據水規院統計抽水蓄能單位造價平均5.49元/瓦，度電運維0.05元/度，四十年折舊假設估算，抽水蓄能度電調峰成本0.15元/度，與火電深調成本基本處于最低梯隊），較好的靈活性性能（變負荷率10~50%/分鐘，僅次于電化學儲能，好于火電靈活性和工業負荷靈活性）和維持時長（通過庫容和功率比設計，調峰維持時間可達8~10小時，滿足日內和多日調節需求）。僅在總資源潛力這一方面，抽水蓄能電站的建設選址受限于地理條件，根據水規院預計總開發潛力約200GW+，對應電力系統200GW+的供給側向下靈活性調節能力。
需求側：充電樁響應和大工業等負荷管理靈活性資源潛力可觀
除了上述供給側靈活性資源，我們參考海外歐洲市場靈活性機制發展歷程，可以預期負荷側靈活性也有望在電力系統靈活性當中扮演一定的角色。根據落基山研究所，TenneT歐洲輸電系統運營商聯盟統計顯示，2020年歐洲6個典型國家工業中，英國、荷蘭和比利時的工業需求響應潛力可以達到最高負荷的17%、西班牙、德國可以達到13%，法國也有10%。從實際參與需求響應的情況來看，目前英國、法國、荷蘭的需求響應實際參與量已開發至潛力的60%左右，而德國和西班牙的開發程度相對較低也有30%和40%。電力負荷可以通過負荷中斷、負荷削減實現新能源出力不足時的負荷側向下靈活性，或者通過負荷轉移實現新能源大發時的負荷側向上靈活性調節，是具備較大潛力的資源。歐洲電力系統中配電網密度和占比更高，且發電和用電市場化改革更早，需求側靈活性資源已經得到一定程度應用，為我國需求側靈活性資源開發提供了對標的窗口。
十四五以來我國推動需求側靈活性相關政策強度、頻度明顯提升。2015年4月中共中央國務院電改“九號文”（《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》）中首次提出“積極開展電力需求側管理和能效管理”，同年11月國家發改委、能源發布配套文件《關于有序放開發用電計劃的實施意見》中首次提出“逐步形成占最大用電負荷3%左右的需求側機動調峰能力”。2022年3月國家發改委、能源局《十四五”現代能源體系規劃》中進一步明確需求側響應重點推進行業（電解鋁、鐵合金、多晶硅等電價敏感型高載能負荷）并上調資源開發目標（力爭到2025年，電力需求側響應能力達到最大負荷的3%～5%；其中華東、華中、南方等地區達到最大負荷的5%左右）。2024年7月《加快構建新型電力系統行動方案（2024-2027）》中需求側靈活性目標再度加強，要求到2027年，實現典型地區需求側響應能力達到最大用電負荷的5%或以上（原目標3~5%）、著力推動具備條件的典型地區需求側響應能力達到最大用電負荷的10%左右（原目標5%左右，從前述歐洲案例可以看到，這個目標是在可實現范圍內的）。另一方面提到，要充分利用電動汽車儲能資源，全面推廣智能有序充電，研究完善電動汽車充電分時電價政策，推動電動汽車參與電力系統互動。
我國需求側充電樁響應、大工業等負荷管理靈活性資源具備可觀空間。從理論潛力來看，根據能源局數據，我們以中國夏季、冬季典型日負荷曲線估算，峰谷差約21~23%，峰平負荷差約9~10%，平谷負荷差約13~16%，其中在工業大省24小時負荷曲線相對更為平坦，而三產大省午高峰晚深谷特征更加突出，需求側靈活性資源尚有空間可以挖掘。
1.充電樁：隨著中國新能源電動車保有量快速提升，供需靈活性資源將自然增長。電動車充電是推高我國電力需求和最高負荷的一股新力量。電動車充電作為一種頻率和同時率較為規律的電力需求形式（以上海為例，根據NRDC統計，2022年接近40%的新能源私家車每周充電一次，接近30%的私家車每周充電兩次，平均數為每周充電1.8次；此外，新能源出租車充電時間分布在中午11~16點較為平均，同時充電率接近6%，而新能源私家車在晚間22點同時充電率達到14%），通過分時電價、有序用電等機制引導可以改變電動車充電時段分布，從而為電力系統貢獻可觀的需求側向上和向下靈活性。我們以新能源車保有量、充電頻率、同時充電率和充電樁功率進行估算，預計2025/30年我國新能源車同時充電帶動的電力負荷為53GW/208GW，單年增長分別15GW/42GW，這部分電力負荷通過有效的電價機制有望成為電力需求側靈活性資源。若分時電價機制引導充電同時率進一步提升，則有望進一步使得靈活性資源量增長。
2.大工業：中國較海外更高的二產用電占比帶來更為客觀的工業負荷靈活性資源潛力。與海外發達國家相比，我國二產用電占比更為突出（以2023年為例占全部用電量的66%，vs歐美國家一般至多30~45%），其中四大高耗能產業占工業用電比重達到41%（有色、黑色、化工、建材分別貢獻13%、11%、10%、7%），而二產高耗能企業具備較強的電價敏感度，因此通過有效的電價信號引導工業負荷率調節有望帶動可觀的工業負荷靈活性潛力。根據RMI統計分析，在政策、技術、補貼等理想條件下，各主要工業產業的負荷管理響應潛力約為其最大負荷的紡織行業~35%、電解鋁~22%、鋼鐵~20%、水泥/玻璃/設備20%+；此外根據電科院，商業樓宇暖通空調設備、照明設備等也可提供約為其最高負荷的25%的負荷管理潛力。目前由于缺乏可持續的商業模式和經濟激勵、工業生產設備信息化程度不足、技術標準缺失等，工業側靈活性資源開發尚不充分且較難以計量。我們基于政策目標估算，若我國負荷管理（需求側響應）2025/27/30年分別達到最大負荷的3%/5%/10%，對應靈活性資源總量釋放2025/30年累計46GW/187GW，單年新增量17GW/37GW。
從成本角度來說，充電樁優勢最為明顯，工業負荷調節成本取決于響應維持時長。一般電力負荷管理的成本包含初始技術投資、響應者機會成本、組織者實施成本。對于電動汽車而言，充電樁一般都已具備基本測量和通信功能，無額外初始技術投資成本，且有序充電僅通過影響用戶行為實現無機會成本，若通過第三方聚合商進行響應管理，根據NRDC數據，我們假設組織者實施成本為聚合商平臺建設成本約500元/樁幾乎可以忽略不計，我們按私家車慢充7kW功率、每周調峰0.5次計算對應度電成本僅0.03元/度，對于營運車高頻快充來說度電成本可能更低。若采用V2G充電樁價格，則單樁價格為是普通充電樁的2-3倍，根據RMI目前來看V2G仍在試點應用階段，具備V2G功能的充電樁僅占全部的0.025%，我們預計成本相對較低的有序充電模式將是現階段充電樁負荷管理的主要形式。對于工業負荷而言，我們假設適應負荷側響應所需的生產設備信息化、自動化及智能化改造成本根據RMI和NRDC在200~400元/kw之間，基于單次調峰響應時長0.5~4小時不等，對應調峰成本是0.1~0.8元/度之間，可見工業負荷響應的成本主要取決于調峰行為可維持的時間，而這進一步取決于工業負荷本身的生產工序特征，以及生產安全、生產質量等因素對工業負荷變化的外部約束，此外工業負荷靈活性響應較長的前后準備和恢復時間（根據RMI，需要0.5~1hr，對應2~3%的變負荷率）也使得工業靈活性更適合中時、長時而無法滿足短時靈活性需求。我們以電解鋁和鋼鐵為例：
1.以電解鋁為例，根據RMI，電解鋁負荷包括主要生產負荷（占電解鋁總負荷的75~90%，其中鋁電解槽占生產負荷的80%，是負荷主要來源）、安全保障負荷（3~10%）和輔助生產負荷（5~10%）。電解鋁生產在持續穩定電流供應條件下一般是維持95~98%負荷率的連續過程，采用冰晶石—氧化鋁融鹽電解法，通入直流電后在950℃-970℃下在電解槽內的兩極上進行電化學反應。在經由整流器晶閘管（靈活性在40%，此外在成本、節能降碳、安全性能等方面具備優勢）替代二極管（靈活性在10%）改造后，電解槽可以通過調節整流器輸出端的電壓或輸入功率來調整負荷，從而提供系統靈活性。由于生產原鋁過程中的鋁還原電池熱慣性較大，維持時間通常能達數十小時，因此電源功率的瞬時變化對鋁還原電池的熱平衡影響很小，短期中斷鋁還原槽生產不會使冰晶石凝固。因此，根據RMI電解鋁理論上可以提供持續2hr、深度20-30%的負荷側靈活性能力。
2.電爐鋼工藝亦可提供一定的靈活性，根據RMI，鋼鐵負荷主要包括生產負荷（占總負荷的65~75%，其中主要負荷為電爐和軋鋼，分別占生產負荷的40%和15%）、輔助生產負荷（5-10%）、安全保障負荷（10-15%）。而我國常用的高爐冶金工藝中的高爐和轉爐以煤和副產焦爐煤氣為能量源，占總電力負荷比例并不顯著。其中，軋鋼屬于持續沖擊型負荷，負荷的大小與受到軋制的鋼板的型號影響顯著，通過電價等信號調整生產計劃、實現錯峰生產，實現小時級的靈活性響應。而電爐屬于間歇沖擊型負荷，加熱運行過程中以恒定擋位功率運行，在完成加熱任務后會中斷送電，電弧爐在不使得融化金屬重新冷卻的前提下可以中斷生產啟停調節約30分鐘（根據RMI）。由于廢鋼熔點1530度，遠高于鋁的660度，且裝置熱慣性低，供電中斷后鋼水比鋁水更容易冷凝，因此電爐鋼負荷可進行啟停靈活性調節的時間會短于鋁電解槽。
實際情況中，工業負荷的調動可能還需考慮設備損耗、排班變化等隱性成本，實際負荷響應的成本可能高于、資源量可能低于我們的估算。
電化學儲能平價，將打開新能源裝機天花板
相比前面討論的各種靈活性資源，除了充電樁外，大多數存在明顯的資源天花板，而電化學儲能具備響應快、持續時間長、資源潛力不受限等明顯的優勢，若其度電成本下降有望成為中長期支撐我國電力系統日內消納的主要靈活性資源。這也意味著儲能若實現進一步技術降本至0.3元/度以下，將成為中長期主力的靈活性資源。儲能電站雖然理論可以實現平價，但實際運營仍然存在多重卡點導致調用率偏低，實際成本高于理論成本。我們預計新型電力系統設計通過源網荷儲、共享儲能等模式創新有望帶動儲能調用率提升、從2小時提升至4小時儲能時長進而攤薄度電成本，而儲能度電成本的下降又將提升其他電力系統靈活性資源中的電網調度優先級，進而形成調度率提高成本下降的正向循環。
儲能度電成本理論值和實際值或存在較大差距，調用率制約實際運營表現
從理論角度出發，隨著系統造價下降儲能度電成本理論上已降至0.3~0.45元/度。23年以來儲能投資成本持續快速下行，參照儲能與電力市場8月招標數據，2/4h儲能EPC平均報價已經分別降至1.13/0.72元/Wh；假設儲能電站年循環次數325次，0成本充電，其他參數在下表假設下，我們測算2/4h的儲能電站LCOS分別為0.45/0.30元/kWh，理論上度電成本已經較低。
但由于實際運營中的利用率制約，實際充電費用不為零，儲能度電成本實際運營中可能還有0.43~0.63元/度，甚至更高。儲能電站實際運行情況較理論測算仍存在較大差異；參照中電聯發布的24H1儲能電站運行數據，日均等效充放電次數為0.63次（相當于年完整循環次數228次）。其他參數在下表假設下，我們測算2/4h的儲能電站LCOS分別為0.63/0.43元/kWh，度電成本有明顯抬升。當前大型儲能電站利用率低的原因包括：
1. 目前政策考核要求源儲同建，但并不保證調用，電網調度次數少導致儲能度電成本更高；
2. 儲能電站因為收益不好而經常被當作獲取風光并網指標的成本支出，在初始投資時追求低價低質，造成實際日歷壽命不足；
3. 即使在電力市場化的區域，如山東，23年現貨市場實際高于3毛的日間電差價也只有227天，因此儲能難以僅靠調峰收入實現盈虧平衡。
儲能平價目前瓶頸1：利用率不足
僅靠現貨市場和輔助服務市場發揮作用，尚不足以實現高利用率。1）電力現貨市場的推進能夠有助于體現峰谷價差，讓儲能電站通過充放電峰谷價差實現獲利，提高循環次數。但我們認為目前的現貨市場仍然難以協助儲能實現循環次數從228天到325天的突破。我們以走在最前面的山東現貨市場23年的數據為例，電力市場電價呈現每日兩峰兩谷特征，日內最大峰谷價差小于0.3元/kWh的有138天，因此現貨市場不能完全解決目前利用率的問題。2）輔助服務市場確實能夠幫助拓寬儲能電站收益，提高儲能利用率，但是如果從機制制定的角度考慮，其他能夠提供輔助服務的資源同樣應該擁有獲得輔助服務收益的權利，從公平角度出發，各種資源應該在輔助市場進行公平競價，而非給予儲能收益傾斜的特權。
儲能配置要求下，新能源企業自身也缺乏調度積極性。對于發電商來說，承擔配儲的投資成本是拿到風光建設指標的必選項，換言之，儲能的建設決定取決于新能源配儲項目整體的回報率，而非儲能電站本身的回報率，且目前新能源存量項目仍然享有保障消納政策。在這種情況下，儲能項目的利用率低，盈利差，可以在一定程度上被風光帶來的收益所容忍涵蓋。在項目建成之后，初始投資成本已經屬于沉沒成本，對于單次的充放電行為決策來說，只要發電收益能夠涵蓋充電成本、電力損耗成本和運維成本（該條件較容易滿足），即應該執行充放電行為。所以儲能項目運營方必然想提升儲能利用率，但儲能利用率實際利用情況取決于電網調度的時間與次數，而遠期真正決定電網調度情況的核心是各類可調度資源的成本比較（優先調度低成本資源）。
儲能平價關鍵點2：降低投資成本
儲能投資成本伴隨規模效應、技術進步與鋰價下跌持續下行，從中標價格來看，22/23年2h儲能EPC均價為1.90/1.66元/Wh，24年8月最新均價為1.13元/Wh；23年4h儲能EPC均價為1.38元/Wh，24年8月最新均價為0.72元/Wh。我們預計后續鋰價相對穩定，假設含稅價格維持在10萬元/噸左右，后續儲能非鋰投資成本仍將伴隨規模效應與技術進步穩步下行，假設構網型PCS裸機成本是跟網型裸機的2~3倍（取中值2.5倍），預計到30年2h的跟網/構網型儲能EPC含稅價格分別為0.62/0.66元/Wh，4h的跟網/構網型儲能EPC含稅價格分別為0.53/ 0.55元/Wh。因此雖然目前很多場景和要求不需要4h儲能，但是隨著新能源滲透率提升，4h儲能的需求逐步提升也將進一步降低儲能投資成本，將協助儲能度電成本想象空間的進一步打開。
長期來看，儲能度電成本降至0.3元/度以下，將成為靈活性資源主力，徹底解決瓶頸問題
我們認為未來諸多因素有望推動儲能利用率提升，疊加成本下降，推動遠期儲能度電成本的優化。我們假設2030年系統年循環次數可達325次，投資成本下降后，4h構網型儲能系統的度電成本可以下降到0.25元/kWh，2h構網型儲能系統的度電成本同樣可以下降到0.29元/kWh。
具體而言，提升利用率的方式主要包括：
1.源網荷儲模式下儲能利用率和回報率確定性更強。24年4月，國家能源局綜合司發布《關于促進新型儲能并網和調度運用的通知》，明確接受電力系統調度新型儲能分為調度調用新型儲能、電站自用新型儲能兩大類型。其中，電站自用新型儲能指與發電企業、用戶等聯合運行，由發電企業、用戶等根據自身需求進行控制的新型儲能電站，包括未獨立運行的新能源配建儲能、火電聯合調頻儲能、具備接受調度指令能力的用戶側儲能等。24年10月，國家能源局最新印發的《分布式光伏發電開發建設管理辦法（征求意見稿）》，對分布式光伏管理方面給出有關新規。其中要求，大型工商業分布式光伏必須選擇全部自發自用模式，項目投資主體應通過配置防逆流裝置實現發電量全部自發自用。在微網模式下，發電與儲能均可由業主自主控制，不依賴于電網調度，投資回報預期的確定性增強。
2.共享儲能實現結構優化，協助提升利用率。新能源電站可以通過租用共享儲能方式，滿足配儲要求。共享儲能位于電網側，規模高于發電側小型儲能，PCS、BMS、箱體及EPC建設均有規模效應，有助于實現成本優化。此外，大型儲能電站單體容量更大，多建在110KV/220KV并網點，相較于建在35KV并網點的發電側儲能更容易被調度系統調用，節約調度資源。根據中電聯數據，24H1電化學儲能電站日均等效充放電次數為0.63次（相當于每1.6天完成一次完整充放電），同比23H1提升0.05次；其中，獨立儲能的日均等效充放電次數由0.36次提升至0.73次（相當于每1.4天可完成一次完整充放電)。
3.遠期利用率突破核心在于可調度資源的成本比較。儲能利用率實際利用情況取決于電網調度的時間與次數，而遠期真正決定電網調度情況的核心是各類可調度資源的成本比較。隨著新能源發電占比的提升，對于靈活性資源的需求隨之提升，電網調節的壓力會進一步加大，當可調度的低成本資源，如火電靈活性，抽蓄資源耗盡時，儲能項目的利用率將會自然提升。
風光配比優化也能降低儲能成本
風光出力與負荷需求的錯配帶來配儲需求。我們假設一個區域新能源發電比例達到100%，測算不同風光裝機比例下的配儲需求。以風電/光伏裝機分別為6/4GW為例進行測算，基于中電聯的全國風電光伏利用小時數據，我們按照風電/光伏年利用小時數分別為2300/1400小時假設，年發電量合計19400GWh（6*2300+4*1400=19400，我們假設等同于該地年用電量）。參照山東風光發力曲線及日間負荷曲線，我們繪制出該場景下的出力曲線和負荷需求曲線。我們可以看到兩者之間存在明顯錯配，在8:00至16:00存在風光出力相對負荷需求溢出的情況；在17:00至7:00風光出力則無法滿足負荷需求。配置儲能可以解決兩者之間的錯配問題，在風光裝機比6：4的情境下，日內錯配/需調節負荷量為6.52GWh，單小時最大錯配量為1.25GWh，裝配1.63GW/6.52GWh儲能（未考慮充放電損失等）可以充分覆蓋調節需求，解決錯配問題。
配儲需求主要受風光系統中光伏裝機占比增高驅動，當風光裝機比例達到8:2時所需配儲比例最低，整體上風電對于靈活性資源需求小于光伏。我們在年度總發電量/負荷需求量為19400GWh假設下，根據不同風光裝機配比情形下的出力曲線測算需要配儲比例數據。我們發現當風光裝機比在8:2附近時，風光整體出力曲線更為接近負荷需求曲線，所需的配儲需求最少。同時，光伏出力曲線日內波動性相較于風電更大，因此風光系統中光伏裝機比例較高時，對于配儲的需求較高。
新型電力系統的趨勢性機會
方向一：新能源風電有望結構性受益于新型電力系統的推進
在新能源電源品類當中，風力發電的同步率相對較低，一方面使得其對電力系統靈活性資源的消耗更少，此外也將使得風電在電力市場中電價折讓更少、且出力置信度更高。因此，隨著新型電力系統的推進，我們或看到電站開發商對風電項目收益率的偏好，以及電力系統運營商對風電可靠性的偏好。
1.從電價角度來看，我們看到2023年山東電力市場逐小時的日前現貨平均電價呈現出了明顯的鴨子曲線特征（中午電價低，早晚電價高峰，夜間電價居于中間），2023年山東風電、光伏發電量滲透率分別8%、10%，在滲透率相當的情況下可以看到光伏同時出力對電價曲線的影響遠大于風電：山東現貨電價與光伏出力呈現明顯負相關關系、而與風電出力關聯度較低（山東風光發電出力曲線參考蘭木達數據）。我們基于日前現貨平均電價和風光出力曲線進行逐月擬合，估算2023年1月到2024年8月間，假設山東光伏全部進入現貨市場交易，可實現的加權平均電價較煤電標桿電價（0.3949元/度）會折讓5~70%不等，平均折讓38%；而風電僅折讓42%~溢價13%不等，平均折讓12%（詳見我們于2024年1月12日發布的《電力市場化系列一：定量分析山東市場化電價》）。因此，若無儲能配套，隨著電力市場化的持續推進，風電在電力市場中將實現相對較高的電價，項目回報率更具保障。
2.從可靠性角度來看，正如我們前面所討論的，在海外美國PJM、英國國家電力市場的實踐當中，風電的置信系數相對更高（PJM市場給予陸風、海風容量置信系數34%、61%，vs固定光伏、跟蹤光伏分別8%、13%；英國市場給予陸風、海風容量置信系數7%、8%，vs光伏6%），這主要是由于風電機組相對更低的同步率以及更分散的出力分布。因此，風電新增裝機對于電力系統來說在極端氣候、最高負荷下的支撐能力會更具保障。
從實際數據來看，今年前九個月國內光伏招標208GW，同比增長22%，風機公開招標91GW，同比+71%。風電行業需求增長速度體現出更強的韌性。
方向二：靈活性資源投資加大，配網更受益于需求側升級
基于我們前文推演，火電靈活性改造、抽水蓄能建設、負荷管理等靈活性資源的開發，疊加最高負荷的自然增長，有望創造能夠維持新能源當前建設節奏（風+光 300~350吉瓦/年）所需的消納空間。其中，靈活性資源釋放有望帶來供、需兩側投資機會：
供給側靈活性資源投資有望穩中有增。我們預計2024~27年火電靈活性改造“應改盡改”對應年均改造規模1.6GW，較2023年（1.1GW）提升~40%，且火電靈活性改造或向變負荷率更快、深調比例更低方向發展，提升靈活性改造技術難度和價值量，基于改造規模~1.6GW/年和單GW投資額~1億/GW我們估算對應市場規模約在10~20億/年；抽水蓄能電站基于當前建設和招標節奏，投產有望從2026年起加速，基于新建規模~10GW/年和單GW投資額~5.5元/W我們估算對應市場規模50~60億/年。
配網投資（網內+網外）有望受益于需求側靈活性的挖掘以及需求側自平衡機制的理順。目前電力供需平衡以省調為基礎，對直調機組具備較好的調度能力，但對市級、縣級資源的調度能力有限。隨著分布式能源的崛起帶來電力供需靈活性壓力的向下滲透，我們認為電力系統的日內平衡問題將不僅僅靠主網統一調度解決，區域自平衡的重要性也將持續提升。如分布式光伏滲透率高的德國，就采用自平衡單元（Balancing unit）的形式，一方面下放電力供需平衡的權責，提升地方自平衡的激勵和效果；另一方面更加充分調動底層靈活性資源，降低對主網升級的依賴。
而上述目標的實現我們認為均首先需要需求側電力單元可觀、可測、可調、可控能力的提升，無論是充電樁智能化改造，大工業等需求側負荷側響應改造，還是分布式光伏安裝我們認為都有望帶動配網投資擴容。我們此前報告《能源轉型-但問路在何方》(2023.12.01)中指出，配網擴容與雙向化的滯后，將顯著影響新能源車充電樁與分布式新能源的投資。歷史上中國配網投資占比相對偏低，2019-2022我國配網投資占比逐步下降，2022-2023年僅55%。對比來看，美國2019-2023年配網投資占比則持續提升，整體均高于60%。24年年內國家能源局針對配電網二次發文，深入推進配電網高質量發展任務的落地，我們認為國內配網投資占比與增速有望繼續提升。我們預計配網投資24/25年增速有望達到15.2%/9.9%，24-30年期間CAGR有望達到6.4%。其中，新能源車-充電樁將于 2030年帶來595億元的配網投資需求，24-30年期間CAGR有望達到24.5%；而配網基礎投資24-30年期間CAGR有望達到4.9%。
細分品類來看，我們認為可能包括幾塊趨勢：
在新型電力系統發展的趨勢下，配電網需要逐步從單向無源電網走向雙向有源電網，對于具備調控監測功能的設備需求明顯提升。我們以分布式光伏電站為例，在 “可觀、可測、可調、可控”要求下，系統對設備運行監測、調節控制等方面的能力要求不斷提升，具體來說：1）可觀：需要構建光伏采集通信架構，建立設備運行狀態監測體系；2）可測：實現低壓分布式光伏用戶數據分鐘級采集，實現對于發電的實時感知、運行監測和異常分析；3）可調：建立柔性調節能力，實現光伏功率和電壓柔性可調；4）可控：需要建立剛性控制能力，實現全部低壓分布式光伏剛性可控。
在“四可”要求下，我們認為智能物聯電能表、WAMS系統等在分布式光伏、充電樁等領域均具備較大的發展空間。物聯電能表在實現基礎的可測功能之上，通過模塊升級，可以兼具可調（控制發電量）和可控（控制關斷）功能；WAMS系統（廣域測量系統Wide Area Measurement System），是基于同步相量技術構成的新一代電網動態監測和控制系統，利用全球定位系統GPS時鐘同步，進行廣域電力系統狀態測量，非常適合大規模電網調度。PMU（相量測量單元Phasor Measurement Unit），是WAMS系統的基礎信息采集單元，利用GPS信號對電壓、電流同步測量，進行分析，提供頻率、相位和幅值信息。
市場格局分散，關注結構性機會。24年以來配網變壓器招標維持高速增長。2021/2022/2023年全年國網配電變壓器招標金額分別是171.2/157.6/173.6億元，24年1-7月合計金額達到71.5億，同比增長27%。國內配網擴容，海外需求共振，帶動一次設備供應商迎來高成長機遇；同時建議關注配網柔性化與數字化的升級需求。
方向三：電化學儲能將從瞬時安全、短時平衡、長時充裕多個維度助力新能源發展
電化學儲能將是十五五末期開始電力系統所需靈活性資源的主要增量來源。基于我們前文推演，新能源風光滲透率的持續提升將不可避免的推動電力系統日內供需不平衡的放大，帶來靈活性資源需求的持續增長。而在存量靈活性資源充分開發調動后，我們預計電化學儲能有望在十五五末到十六五初開始成為電力系統應對短時不平衡問題的主要靈活性工具。同時，電化學儲能度電成本與其利用率強相關，因此隨著電力系統對電化學儲能調度次數的提升，將進一步推動其度電成本的下降，實現利用率提升-成本下降的正向循環。
而在此之前，我們認為電化學儲能將首先在應對電力系統瞬時安全問題上發揮重要作用。在弱電網場景中（如新能源大基地、海風送出、分布式微網等）配置構網型PCS以提升局部電網韌性和支撐能力或逐步成為系統剛需。構網型儲能區別于傳統跟網型儲能的點在于其可以利用虛擬同步發電機技術為儲能賦予“慣性”，賦予這一能力的核心技術在于PCS的改造升級。構網型儲能技術通過超配PCS方式提高過載能力構建起支撐大電網穩定運行的電壓源，對于PCS提出了更高的技術要求，同時價值量更高，具有構網型技術的頭部企業在產品研發和客戶配合上有先發優勢，伴隨構網型技術滲透率提升，我們認為PCS市場格局集中度有望進一步提升。我們估算構網型技術推廣后有望為儲能PCS帶來50%以上的增量規模空間。我們認為構網型儲能未來的應用場景主要有兩種：風光大基地與分布式自平衡單元，我們預計到2030年兩種場景下的構網型儲能裝機規模分別為19.2/5.7GW，合計24.9GW，對應的構網型儲能PCS的需求達到29.9GW，滲透率達到38.5%。我們預計到2030年，在不考慮構網技術的情境下，儲能PCS裸機/一體機（含變壓器）的市場空間分別為41.2/103.9億元；在考慮構網技術的情景下，則分別達到65.0/127.7億元，空間增長58%/23%。
中長期，電化學儲能也將成為提升新能源風光電站置信出力、提升系統長時充裕度的方式，新能源電站10%置信出力要求也意味著儲能配比不能低于20%/2hr或10%/4hr。國家發改委、能源局在《加快構建新型電力系統行動方案（2024—2027年）》中首次提出“著力打造一批系統友好型新能源電站，實現新能源置信出力提升至10%以上”。這是國家政策層面首次引入電源“置信出力”的概念，也是首次對置信出力比例提出量化目標。
1.置信出力代表的是電站對尖峰負荷和極端負荷的支撐能力，在海外運行容量市場的電力市場（如英國國家電力市場，美國PJM區域市場）中率先廣泛應用。置信系數的計算是基于特定電源出力和電力負荷的歷史數據，進行蒙特卡洛模擬，衡量在不改變電力系統可靠性水平（以負荷中斷時間LOLE，或未滿足電量EEU等指標來衡量）的前提下，新增機組可以替代的理想機組容量或可承載的負荷水平。
2.一般而言，可以支撐尖峰負荷的電源會比只能在低谷發電的電源具備更高的置信系數；此外，出力同步率低甚至互補型電源會比高出力同步率的電源具備更高的置信系數。因此，從英國、美國實際置信系數設定來看，波動可再生能源的置信系數普遍低于傳統電源；光伏置信系數會隨著光伏裝機總量的增加而邊際遞減，風電暫時沒有這一擔憂。
3.我們參考英國對不同時長儲能的置信系數以及國內對光伏置信系數的慣例假設，1GW光伏配10%/4hr儲能或20%/2hr儲能可實現約8%的簡單加權置信系數，其中，光伏、10%/4hr儲能、20%/2hr儲能置信系數分別為5%、40%、20%。考慮到根據AEMO研究，光儲耦合系統實際置信系數會略高于光儲獨立系統簡單加權的置信系數，因此我們認為要實現兩部委提升新能源置信出力至10%的政策目標，新能源電站配儲比例將不低于20%/2hr或10%/4hr。
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風險提示
政策落地及投資不及預期
電網建設依賴政策推進和投資力度支持，政策落實進度對行業發展影響較大，若政策落實未達預期，投資進度放緩，相應項目建設停滯，或將影響行業發展。
新能源需求增速不及預期
新能源需求受到國家政策、宏觀經濟、技術革新、原料價格等多方因素影響，如果需求增速不及預期，將會影響新型電力系統建設節奏。
構網型技術推進慢于預期
如果構網型儲能PCS成本下降不及預期，構網型儲能標準完善不及預期，構網型關鍵技術瓶頸難以突破，均可能會影響行業發展節奏。
上游原材料價格大幅上漲
行業產品成本受上游原材料價格影響較大，價格大幅上漲或將導致產品價格向下游傳導不及時，影響產品毛利率，擠壓行業利潤空間。
市場競爭加劇風險
若未來市場競爭激烈程度不斷增加，競爭格局產生變化，將會影響企業的業績增長，壓縮企業利潤空間。
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研報：《新型電力系統 成本篇：多維解決消納問題，新能源邁入2.0時代》2024年10月25日
