随着全社会用电量未来保持稳定增长，而新能源边际贡献随着装机量见 顶回落，可以遇见的是 2026 年火电压力减轻，2027 年火电可能迎来向上的 拐点。
虽然新能源发电的成本不断下滑，但近年来项目的盈利性却不升反降，主 要原因一方面由于前文所述的消纳压力导致弃风弃光问题对项目盈利能力 造成冲击。随着新能源装机规模持续扩大而系统调节能力提升有限，这一矛 盾在未来几年可能进一步加剧，因而导致的亏损不可小觑。 另一方面，政策导向新能源逐步向市场化转型，随着补贴退坡、平价上网， 新能源结算电价呈下降趋势，“531 新政”后，新能源电量全面入市，我们 判断电价降进一步降低。1）风电电价：风电上网电价的标杆化始于 09 年 7 月，之后经历 3 次电价下调。直至 18 年规定新增核准的集中式风电项目应 全部通过竞争方式配置和确定上网电价，并于 19 年 5 月明确将标杆上网电 价改为指导价，之后至 21 年，新核准陆风项目开始实行平价上网。2）光伏 电价：光伏发电上网电价标杆化始于 11 年 7 月，之后经历 6 次电价下调， 直至 19 年 7 月，集中式光伏电站开始改为指导价上网。又在 20 年进行了 一次下调，之后至 21 年新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目开 始实行平价上网。3）2024 年，伴随《全额保障性收购可再生能源电量监管 办法》的发布，新能源发电从“全额收购”到“保障性收购”，明确区分保 障性收购电量和市场交易电量两部分。4）2025 年 1 月，“531 新政”发布， 标志着我国可再生能源发展正式进入全面参与电力市场的新阶段。如前文 所述，我们判断新能源电量全面入市后，结算电价将进一步降低。
电价大幅下降已经成为影响新能源稳定收益的最大风险，导致原有经济性 测算模型被彻底颠覆，行业收益率大幅下滑。以业务仅为新能源发电的上 市龙头企业三峡能源为例，近年来，其新能源装机量和发电量呈现高速增长， 然而销售毛利率和销售净利率却逐年下滑，2023 年归母净利润无增长，2024 年负增长，出现增量不增利的情景，主要原因就在于电价下滑，新建项目盈 利能力较差。
在消纳、电价存在压力的情况下，我们测算弃风率、弃光率提升 2.5 pct，风 光发电项目资本金 IRR 均下降约 0.8pct。弃电率不变的情况下，我们测算上 网电价较基准价下降 5%，风光项目资本金 IRR 下降约 1.6pct。目前来看， 光伏的弃光率要略高于风电弃风率，同时由于光伏出力时间段更为集中，光 伏的电价压力远高于风电，光伏电价的折价程度更高。中性角度，若弃风率 5%，风电上网电价较燃煤基准电价折价 15%，则风电项目资本金 IRR 降 至 7.3%；若弃光率 5%，光伏上网电价较燃煤基准电价折价 25%，则光伏 项目资本金 IRR 降至 4.8%。当项目 IRR 低于 8%，项目的投资回收期将超 过 12 年，光伏组件的产品质保期通常在 10-12 年，超过 12 年后质量问题的 保障或将造成一定问题，影响项目投资回报。
受新能源发电项目收益率下降影响，近年来，多家能源央企调整新能源资 产布局，抛售低效或非核心项目优化资源配置。国家电投 2024-2025 年累计 转让 22 家新能源公司股权，涉及光伏、风电总装机超 3.2GW，其中包括汝 州协鑫光伏（55%股权）、江陵县协鑫光伏（55%股权）等项目；国家电网同 期转让河南、新疆等地多家新能源子公司股权，如国网冀北电力出售河北金 风电控设备 36.377%股权；中广核、东方电气等央企也相继出售象山、张北 县等地的光伏及风电资产。这一轮资产调整主要针对收益率低于预期（如 部分项目 ROE 仅 1.8%）或受消纳限制的高弃电率项目。
展望未来，我们判断“430、531”新政出台后，受新能源项目收益率进一步 降低且不确定性增加，2025 年上半年抢装过后，下半年起新能源发展将进 入下半场，新增装机量将明显下降，尤其是光伏装机。
光伏日间出力已达高位，装机进一步增加对火电冲击减弱。2025 年，我们 观察到在部分新能源装机占比高的省份（广东等），火电的现货电价已经恢 复上涨，背后反映的问题是日间火电出让份额已经到达极限（仅保持最低限 度调峰调频），新能源新增装机在日间时段对火电边际已经无影响；而非日 间时段，需求有提升变化就导致了现货火电电价上涨. 电力负荷“鸭子曲线”渐成新常态，光伏日间出力已达高位。近年来，随着 太阳能发电装机容量的迅速激增，电力供应特点发生了较大的变化。在光伏 装机大省，白天的电力供应主要依靠太阳能发电，但日落之后，电力保供的 压力正在成倍增加，电力负荷“鸭子曲线”渐成新常态。“鸭子曲线”产生 的主要因素是光伏发电量在中午时达到最大，在傍晚没有太阳能时消失，但 此时的电力需求却急剧上升，而此时光伏发电无法满足这种需求。“鸭子曲 线”源自美国加利福尼亚州电力系统模型，因曲线形似一只鸭子而得名，加 利福尼亚州风能和太阳能发电占其总电量的 23％。在部分光伏装机占比高 的省份，午间出力远高于用电负荷，导致午间弃光率较高消纳矛盾凸显。同 时，在午时大体量发电的情形之下对于电网的调节能力要求过高，会造成电 网不堪重负。
17 省将光伏出力高峰午间设为低谷电价时段，部分省份光伏负电价或零电 价出现意味着光伏日间出力已趋饱和。光伏出力高峰时段通常在上午 10 点 到下午 3 点，而当前江苏、山东、安徽等 17 省均将光伏出力高峰的午间（如 江苏春/秋季 10:00–14:00、山东 10:00–15:00）设为谷段或深谷段，电价大 幅下沉。主因在午间这个光照最充足的时段，大量光伏电力集中涌入电网， 形成“光伏洪峰”，容易导致局部电压波动、电力富余乃至弃光现象。部分 省份，如山东、山西等新能源大省光伏在电力现货市场出现负电价或者零电 价，意味着光伏日间出力已趋饱和，这就导致午间弃光率较高消纳矛盾凸显。 而傍晚光伏出力骤降后，正值居民用电晚高峰，系统需快速调用火电填补缺 口，叠加爬坡影响，推高火电现货市场电价。
部分新能源占比高的省份煤电现货电价逆势上涨，侧面反映新能源出力已 达高位，对煤电边际冲击下降。2025 年一季度，部分新能源占比较高的省 份煤电现货电价已开启上涨，如广东 2025Q1 煤电现货电价（加回容量电价） 361 厘/度，环比 2024Q4 上涨 8%，在煤价下跌降低煤电成本的背景下，煤 电现货电价能逆势上涨，表明在这些新能源占比较高省份，新能源的出力已 达高位，更缺的是煤电这类调峰资源，后续即使新能源装机进一步增加，但 是对煤电造成的边际冲击是下降的。
新能源的高速发展亟需灵活性电源提供辅助服务。正如前文所述，由于风 电、光伏发电受气候、天气、昼夜、季节等因素的影响，出力存在一定随机 性、波动性、间歇性以及反调峰性，例如，太阳能发电在夜间或阴天为零， 风电则因风速变化而波动。这种间歇性导致电力供应不稳定，特别是在需求 高峰或新能源输出低谷时，电网可能面临供需失衡。因此，伴随新能源电量 占比不断提高，电力系统需要灵活性资源（如煤电、气电、储能、抽水蓄能） 平抑风光出力波动，即在风力和光照充足时，降低调节机组出力，增大调峰 空间，促进风光消纳；在风力和光照不足时，增加调节机组出力，填补因新 能源发电不足导致的功率缺口，也由此产生辅助服务市场。 电力辅助服务是保障电力系统安全、稳定和经济运行的关键支持性服务， 主要功能包括维持电网频率、电压稳定，确保供电可靠性，以及应对突发情 况。新能源的波动性增加了电网频率调节和电压支持的难度，特别是在高新 能源渗透率的地区。辅助服务包括调峰、一次调频、二次调频、备用、转动 惯量、爬坡、自动电压控制。调峰是最主要的辅助服务，从辅助服务补偿主 体看，煤电是维护电力系统安全稳定运行的重要电源。
煤电灵活性改造是最适合我国的电网辅助调节方式。灵活性电源中，气电 调峰能力强，启停速度快，理论上是最优的灵活性电源，但由于气源供应不 足、燃料成本高，无法大规模发展；水电资源包括常规水电和抽水蓄能电站， 通过水电调节启动灵活，且响应时间短，但建设周期长且受到地理位置限制； 储能受限于技术发展，目前调节成本较高，缺乏经济性。相较之下，煤电机 组经灵活性改造，可降低最小出力、快速启停和升降负荷，且成本较低，经 济性好，同时可以发挥存量大的优势，是最适合我国的电网辅助调节方式。 国家政策积极推动火电灵活性改造。火电灵活性改造即火电机组通过技术 升级实现了低负荷稳定运行和快速启停，以满足电网的调节需求。十四五以 来，国家出台多项政策促进火电灵活性改造，如 2021 年发布的《全国煤电 机组改造升级实施方案》，提出“十四五”期间完成 2 亿千瓦，增加系统调 节能力 3000-4000 万千瓦，促进清洁能源纳；2024 年发布的《电力系统调 节能力优化专项行动方案（2025-2027 年）》，提出 2027 年前实现存量煤电 机组“应改尽改”。
煤电辅助新能源调峰需要低负荷运行和频繁升降负荷。煤电辅助新能源调 峰即在风力和光照充足时，降低煤电机组出力（低负荷运行），增大调峰空 间，促进清洁能源消纳，在风力和光照不足时，增加煤电机组出力（提高运 行负荷），填补因新能源发电不足导致的功率缺口。一般来说，煤电机组调 峰的“范围”约是其额定出力的 50%左右，但为了促进新能源并网，煤电机 组需要进一步在 50%额定负荷以下进行调峰，即所谓的深度调峰。在当前 的政策要求和技术条件下，煤电机组调峰深度已经普遍降至 20~30%额定负 荷。同时，煤电在辅助新能源调峰的过程中需要根据新能源的出力曲线进行 频繁的升降负荷，由于新能源的出力具有较强的波动性和不确定性，对煤电 快速启停和升降负荷提出较高要求。 煤电在低负荷运行和频繁升降负荷时度电煤耗增加 超过 15%。煤电低负荷 运行时机组能效下降、度电煤耗上升，尤其是深度调峰(负荷率降到 30%以 下)的时候。根据文献《中国煤电的灵活运营及其可再生能源并网潜力》，以 国网宁夏电力有限公司生态技术研究院根据整个电力部门单位得到的不同 机组在不同负载系数下供电耗煤率，煤电机组随着运行负荷的降低，供电煤耗率逐步升高，从 100%负荷将至 30%负荷时，煤耗率普遍增加超过 50g/kwh。此外，频繁的升降负荷会导致额外能耗，如启动和停机的热损失， 在长期操作中累积，同样将增加度电煤耗。
我们认为随着新能源新政导致 25H2 正式进入发展的下半场，2024 年新能 源装机有望成为历史大顶，2025 年将是新能源对于火电冲击压力最大的时 刻。随着全社会用电量未来保持稳定增长，而新能源边际贡献随着装机量见 顶回落，可以遇见的是 2026 年火电压力减轻，2027 年火电可能迎来向上的 拐点。
核心假设如下： 1） 风光新增装机：预计 2025 年风光装机新增 2.8 亿千瓦，十五五期间年 均 2 亿千瓦。根据水电水利规划设计总院 5 月 28 日发布的《中国可再 生能源发展报告 2024 年度》，预计 2025 年全年风电光伏发电装机新增 2.8 亿千瓦，其中风电新增 0.8 亿千瓦，光伏新增 2 亿千瓦，较 2024 年 有所下降。同时，根据 2025 年 1 月发改委、能源局发布的《电力系统 调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027 年）》，提出“到 2027 年， 电力系统调节能力显著提升，支撑 2025—2027 年年均新增 2 亿千瓦以 上新能源的合理消纳利用，全国新能源利用率不低于 90%。”，我们假设 十五五期间年均风光合计新增装机 2 亿千瓦，其中风电 0.7 亿千瓦，光 伏 1.3 亿千瓦。 2） 风光利用小时数：新增的风光发电项目资源变差，理论利用小时数降低。 我们根据风电和光伏的实际利用小时数和弃风弃光率倒推其理论利用 小时数（即无弃风弃光下的利用小时数），发现近年来风光发电的理论 利用小时数呈小幅下降趋势，我们判断主因新增的风光发电项目资源变 差，优质资源被率先开发，后续开发的资源更差导致。我们假设 2025- 2030 年风电和光伏发电的理论利用小时数进一步小幅降低至 2200、 1250 小时，2025-2026 年弃风弃光率由于装机增加进一步提升至 5%、， 2027-2030 年提升至 6%，则 2025-2026 年风电和光伏发电的实际利用小 时数分别为 2090、1188 小时，2027-2030 年进一步降低至 2068 和 1175 小时。 3） 水电、核电、气电：根据未来几年水电（包括常规水电和抽水蓄能）、核电、气电的机组投产进度，假设 2025-2030 年水电新增装机为 0.12、 0.13、0.12、0.12、0.13、0.14 亿千瓦；核电新增装机为 0.04、0.06、0.11、 0.05、0.05、0.07 亿千瓦；气电新增装机为 0.20、0.15、0.10、0.05、0.00、 0.00 亿千瓦。此外，2024 年水电、核电、气电利用小时数分别为 3349、 7683、2363 小时，因此我们假设 2025-2030 年水电维持 3350 小时水平， 核电维持 7680 小时水平，气电维持 2360 小时水平。 4） 全社会用电量：2025 年 1-4 月，受暖冬影响，全社会用电量增速较低， 仅为 3.1%，据此我们假设2025-2030 年全社会用电量增速分别为 5.5%、 5.0%、4.5%、4.5%、4.0%、4.0%。 根据全社会用电需求，以及上述假设测算的水电、核电、新能源发电、气电 增速，来倒推所需煤电增速，即煤电为边际增减量。测算得出 2025-2030 年 煤电增速为-0.1%、0.1%、1.7%、1.6%、1.7%、2.0%，煤电增速拐点或将 在 2027 年。
我们假设 2025-2030 年均度电煤耗小幅增加 3g/kwh。根据过去几年煤电发 电量以及电煤消费量，我们可以测算出度电耗煤量，发现自 2021 年起，度 电煤耗呈明显上升趋势，尤其是在 2022 和 2023 年增幅较大，我们判断主 因过去几年煤炭供需偏紧，煤价高位，导致电厂低卡煤消耗量增加，煤质下 降影响。展望未来，预计在煤价已从高位回落背景下，电厂用煤的煤质将维 持相对稳定，而根据前文所述，伴随着新能源装机增加，煤电调峰需求增加， 煤电在调峰时度电煤耗明显增加将成为影响煤电煤耗增加的主因。因此，我 们假设 2025-2030 年均度电煤耗小幅增加 3g/kwh。
电煤消费的拐点或将在 2027 年。根据煤电发电量和度电煤耗，我们可以测 算出电煤消费量，根据上述假设，测算出 2025-2030 年电煤消费量增速分别 为 0.5%、0.7%、2.3%、2.2%、2.3%、2.6%，电煤消费的拐点或将在 2027 年 出现。
