我们认为新能源高速发展下已经出现消纳瓶颈。随着中国“双碳”目标的提出，2020-2023 年中国新能源（风光）新增装机规模增速达到 35%CAGR，截至 23 年底达到 1050.8GW（光 伏 609.5GW，风电 441.3GW），全球新能源装机增长达到 2436GW（光伏 1419GW，风电 1017GW），同时 2024 年我们预计风电单 W 造价，光伏单 W 造价，锂电单 Wh 价格相比 2020 年下降达到 38.5%、33.2%、27.8%。但是，虽然新能源成本仍在继续下降但是需求 对价格的弹性正在减弱，成本下降也不足以缓解投资者对于新能源入市导致的项目回报和 需求担忧，新能源制造业降本并未带来终端电站运营商回报的提升或终端用户电价的下降， 也因此并没有带来制造业需求增加的多赢局面。
有效需求不匹配是目前新能源发展主要矛盾。为了解决这个问题，国家今年密集出台多个 政策，并且在 24 年 8 月《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》强调加快绿色转型， 深化电力系统改革，以及加快建设新型电力系统。今年 8 月发改委正式发布《加快电力系 统行动建设方案 2024-2027》对如何建设新型电力系统给出了 9 个专项行动，共计 24 个行 动内容，对电力系统稳定保障、新能源系统友好性能提升、电动汽车充电设施网络拓展、 需求侧协同能力提升等，进行了全方位布局。新能源主要问题在于时间维度发电曲线和负 荷曲线日内不匹配，瞬时难以响应提供稳定性支撑，以及间歇性发电应对极端天气的电力 安全问题。在 2023 年智慧用能与节能技术发展论坛上，王成山院士提到，新能源目前的消 纳瓶颈主要是集中在日间灵活性，以及晚间负荷支撑上，即由于新能源发电的波动性，以 及光伏白天发电夜间不发电的特性，使得新能源渗透率增加之后与电力需求不平衡增大， 本质是日内时间平衡问题。
消纳问题形成新能源装机瓶颈，对电力系统灵活性提出新需求。新能源消纳瓶颈在于日内 短时平衡，即新能源日内出力与实际的需求负荷曲线不匹配。电力系统功率需时时平衡， 我们测算 2024 年我国电力供需平衡式（详见图表 22、23）：传统电源最小出力(775GW) + 新能源同时出力（454GW）>电力系统平均负荷（1190GW），因此消纳压力已经出现。而 随着新能源进一步增加，结合中电联数据其利用小时仅负荷侧利用小时 1/3-1/4，必然使得 如新能源电量比例提升，其功率需数倍于负荷。从平衡式来看，由于负荷增速远小于新能 源出力增速，因此需增加灵活性资源。基准情形下，我们预测 2030 年新型电力系统供给侧 通过火电灵活性改造和抽蓄提供 415GW 灵活性空间，需求侧通过充电桩响应、大工业等负 荷响应和新型储能技术提供 396 GW 空间，合计可提供 811GW 灵活性资源，带来 1361GW 新能源消纳空间。对应到新能源同时出力层面，考虑到风电出力同步率只有 20%远低于光 伏的 60%（全国日出时间是接近的，主要装机区域只有一个时区差），因此对消纳空间的需 求小于光伏，我们认为风电装机占比提升可有效拓宽电力系统中新能源发电量渗透率，假 设风电新增装机比提升至 40%，2024-29 年新型电力系统中风电/光伏年增装机可达 147/220GW，有效推迟消纳瓶颈发生节点，形成新能源替代增量。
储能平价瓶颈在于实际利用率制约，长期降本路径明确，有望成为灵活性资源主力打开新 能源天花板。风光储显然是市场核心的新能源解决方案，但随着电芯成本已经下降到 0.4 元/Wh 左右的水平，系统度电成本仍未平价。体现在成本端，储能实际充电费用大于零， 因此在当前 0.3-0.45 元/度的理论度电成本下，实际运营度电成本高达 0.43~0.63 元/度。我 们认为提升储能利用率主要分三步走：1）微网模式降低对电网调度的依赖，提高投资回报 预期；2）电网侧租用共享储能满足配储需求，降本增效；3）长期新能源发电占比提升带 动调度需求，耗尽低成本灵活性资源后储能项目利用率相应提升。我们测算利用率提升下 的储能降本路径，锚定当前年循环 228 次的 2h 跟网型储能度电成本 0.63 元/kWh 为基准， 我们测算储能利用率提升至年 325 次满充满放，成本可降至 0.445 元/kWh；叠加储能时长 提升至 4h 可降本至 0.30 元/kWh，若 2030 年时储能单位投资成本降低，度电成本将进一 步降至 0.24 元/kWh 实现平价。此外，在新型电网系统中瞬时支撑能力或将成为刚需，构 网型储能须通过增加 2-3 倍 PCS（储能变流器，Power Conversion System）实现过载电 流，考虑到构网储能仅增加 0.01 元/kWh 度电成本至 0.25 元/kWh，具备大规模应用空间， 有望成为释放新能源瓶颈的灵活性资源主力。
我们预测三大新型电力系统产业逻辑积极向好，我们提出与市场观点不同的三大趋势性投 资机会： 预测一：风电有望结构性受益于新型电力系统消纳&新能源装机增长双重需求。风电在新能 源电源品类中具备高回报性、可靠性和灵活性三大优势，更适配新型电力系统对拓宽消纳 瓶颈和新能源装机增长的双重需求。项目回报方面，风电同时出力对电价曲线的影响较小， 我们根据山东风光出力曲线数据和现货电价数据测算（山东风电、光伏发电渗透率接近， 根据 2023 年数据，风电为 8%、光伏为 10%），若风电全面入市加权平均电价较当地燃煤 标杆电价折让 42%~溢价 13%，平均折让 12%，相比光伏（折让 5~70%不等，平均折让 38%）具备显著经济性优势（以上基于山东省电力市场 2023 年 1 月至 2024 年 8 月数据）； 可靠性方面，风电机组相对更低的同步率以及更分散的出力分布使得电力系统在极端气候、 最高负荷下的支撑能力会更具保障；灵活性角度，整体上风电对于灵活性资源需求小于光 伏，较多安装风电有益于在保障不过多增加消纳需求的情况下扩充新能源装机。基于三大 优势，我们认为在灵活性资源短期尚未充分释放、消纳和新能源装机需求向上的情况下， 风电需求有望迎来明显提升。装机方面，风电装机不足主要系项目建设周期问题，而根据 招标网今年前九个月风机招标量同比增长 71%，前三季度招标量合计达到 90GW，有望在 25 年迎来装机加速。考虑到风电对灵活性需求较小，我们认为在新能源消纳和增加装机双 重需求催化下，风电在新增新能源装机中的比例将持续走高，叠加当前装机基数较小，风 电板块有望迎来显著且持续的成长弹性。
预测二：灵活性资源释放带动“四可”改造，配网受益于需求侧升级。灵活性资源的开发 依赖于需求侧可观、可测、可调、可控能力的提升，有望带动配网投资扩容。整体来看， 我们预计配网投资（含充电桩投资拉动）在需求侧带动下 24/25 年增速有望达到 15.2%/9.9%， 24-30 年期间 CAGR 有望达到 6.4%。细分来看，我们认为在“四可”要求下，智能电能表 等在分布式光伏、充电桩等领域均具备较大的发展空间。电表在实现基础的可测功能之上， 通过模块升级，可以兼具可调（控制发电量）和可控（控制关断）功能，并且有望通过北 斗系统赋能“通信、导航、遥感”一体化运营体系，实现通过短报文偏远地区抄表、精准 对时统一电网时间加强数据精度以及平台化精准位置服务实时监控三大功能，进而达到“可 观”要求。我们看好国内配网扩容的增量需求，叠加“四可”升级带动的替换需求，带动 一次设备供应商迎来高成长机遇。
预测三：储能将成为新型电力系统长期刚需，弹性有望充分释放。我们认为电化学储能有 望在十五五末到十六五初开始成为电力系统应对短时不平衡问题的主要灵活性工具，即灵 活性资源的主要增量来源。短期来看，在弱电网场景中配置构网型 PCS 以提升局部电网韧 性和支撑能力或逐步成为系统刚需，在瞬时安全问题上发挥重要作用。我们预计到 2030 年， 在不考虑构网技术的情境下，储能 PCS 裸机/一体机（含变压器）的市场空间分别为 41.2/103.9 亿元，在考虑构网技术的情景下分别达到 65.0/127.7 亿元，空间增长 58%/23%； 中长期来看，电化学储能也将成为提升新能源风光电站置信出力、提升系统长时充裕度的 方式，根据我们的测算，为实现两部委提升新能源置信出力至 10%的政策目标，新能源电 站配储比例将不低于 20%/2hr 或 10%/4hr，随着新能源新增装机保持高位，配储需求将长 期稳定存在，叠加海外需求共振，我们看好储能成为受益电力系统升级成长较快板块之一。
考虑到我国人均电力消费和发达国家的差距，以及出口、新质生产力、AI 算力等对电力需 求的额外拉动，我们认为我国电力需求仍将持续增长。在这一背景下，传统能源面临的中 长期资源约束与经济性约束，我们认为新能源制造属性符合我国制造业大国的特性，降本 增效同时进一步解决我国经济发展所面临的能源资源问题以及产业升级问题。因此，新能 源渗透率的持续提升不仅是能源转型加速之路，也会是国家能源发展的必经之路，但新能 源的波动性、间歇性和随机性及其电力电子特性与传统电源同步机发电的差异势必导致其 与当前电力系统的不兼容，带来新型电力系统的升级诉求。
中国能源需求转向低能耗发展，但电力需求增长较快
能源弹性系数下降，但电力弹性系数仍然较高。2023 年我国能源消费总量同比增长 5.4% 至 57 亿吨标准煤，其中煤炭、石油、天然气、非化石能源消费分别占 55.8%、18%、8.5%、 17.6%。单位 GDP 消耗能源相对 2019 年复合增速为-2%，持续下降，电气化率达到 22.4%。 但是同期我国实现总发电量 9.3 万亿千瓦时，同比增长 6.8%，电力弹性系数达到 1.3，且 在过去 5 年平均超过 1.2。虽然可再生能源发电占比达 29.6%，非水可再生达到 15.8%，但 即使算上水电和核电也仅实现增量替代的 46.2%。
电力需求持续增长，能源转型是满足发展对资源需求的必由之路
电力增长可持续，人均电力消费仍有空间。2020 年以来，电力和 GDP 增速走势分化加剧， 我国用电需求增速跑赢 GDP 增速 1~2 个百分点。从电力需求增长的驱动力来看，我们预计 传统领域和新兴领域此消彼长，全国用电量增速在 2024-30 年有望维持 6%的复合增速（详 见我们于 2024 年 6 月 3 日发布的《全球能源新趋势下的煤炭发展机遇》）： 1. 我们测算新质生产力 2022-24 年拉动用电增速 0.7~1.2pct，随基数变高增速贡献或减 小，但 2025-30 年仍有望维持年均 0.4pct 的用电增速拉动。 2. 充电桩用电随全国电动车保有量提升影响或放大，2022-24 年对用电增速贡献 0.2~0.3pct，我们预计 2025-30 年或略增至 0.4~0.5pct。 3. 数据中心用电贡献加强，我们基准情形预期 2024-30 年每年贡献 0.7~0.8pct 的用电增 速，若 AI 应用发展超预期则数据中心用电量还有进一步上修可能。 4. 其他二产（由内外需拉动）以及三产和居民用电量对增速的拉动我们预计将从 2024 年 的 5.5pct 逐步回落至 2030 年的 4.3pct。 5. 此外，电气化率还有较大的提升空间。中电联预测，十四五期间，终端电气化率将达到 30%，而电能替代将推动新增用电量 8000 亿千瓦时，相当于每年 1600 亿度电，贡献 约 1.7pct。
我们目前预测中国 2025 年、2030 年全社会用电量分别为 10.5 万亿、14.24 万亿千瓦时， 电力需求增速维持高增长。而相比发达国家，以 2022 年数据来看我们人均 GDP 仅占美国 的 30%、人均电力用电量仅占 54.7%。因此虽然中国经济增长下能耗强度趋势是下降的， 但是考虑未来经济增长的驱动因素，如新质生产（锂电光伏制造），数据中心，新能源车， 电能替代等新兴产业和能源清洁化利用均需要电力。我们认为未来中国能源需求是低能耗 和低碳发展，但不会是低电耗发展，电力增长需求仍然较强。
中长期资源约束和能源经济性约束倒逼能源转型的加速
对内，能源转型也是保障长期能源安全的必然选择。根据世界银行、生态环境部环境规划 院和国家能源局数据，中国可开发的光伏和风能资源分别达到 45610/11672GW（海/陆风 2982/8690GW），按照截至 23 年底的光伏和风能累计装机量 609.5/441.3GW 计算，利用 率仅 1.3%/3.8%，而即使中国最为充足的煤炭，按照可开采储量，中国人均煤炭储量只有 1.01 亿吨，小于全球平均的 1.37 亿吨，油气储量更是只有世界平均的 7.9%和 24.7%。根 据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要》提出 的目标，2035 年时人均国内生产总值达到中等发达国家水平。中等发达国家水平人均国内 生产总值约为 2-4 万美元，按年均复合增长率 4.7%假设，我国 2035 年人均 GDP 将达到 15.8 万元，结合单位煤耗后我们预计能源消费总量或将达到 74.2 亿吨标准煤，能源消费总 量年复合增长率约为 2.2%。若能源消费结构保持和 2023 年一致，则对应煤炭、石油、天 然气消费量分别为 59 亿吨原煤、9.6 亿吨原油以及 4,769 亿立方米天然气，相对 2023 年 消费量分别增加 13.4 亿吨原煤、2.2 亿吨原油以及 1,079 亿立方米。而 13.4 亿吨原煤增量 与 2023 年全球海运煤市场规模相当，相对中国 2023 年 46.6 亿吨的国内产量占比 28.7%， 占中国的铁路运力也达到 26.5%。虽然国内有足够的煤炭储量，但是不仅产能释放需要时 间，交通配套建设也需要较长时间满足如此规模放量，煤炭供应将难以完全满足国内持续 增长的能源消费需求。石油和天然气增量相对 2023 年中国石油和天然气产量分别为 104.1% 和 47%，相对全球市场贸易量占比也分别达到 10.3%和 11.4%，也将面临国内供给不足的 问题，同时将明显提升能源价格。
新能源的制造业属性更适合中国产业优势，有效缓解能源价格上涨。传统能源行业一般原 材料成本占比较高，在过去 20 年国内煤价上涨 121%（秦皇岛动力煤 Q5500），国内汽油 价格上涨 152%，国际原油价格也上涨了 86%。因此传统大宗商品的发展，一般会用量越 大越贵，因为便宜的资源往往先被开发，只有价格上去了才能开发成本曲线更右侧的资源。 且化石能源效率已经提升空间有限，根据行业惯例火电二次加热可以将全厂热效率提升到 45%，而燃气 CCGT 循环最高可以达到 65%，都难以再大幅降低成本。而可再生能源虽然 非技术成本占比最近几年有所提升，但是根据光伏行业协会和风能行业协会，光伏、风电 单 W 造价过去 10 年下降 67.1%/47.5%，过去 3 年下降 35.9%/31.0%，因此带动整个发电 成本下降 34.9%/30.6%到 142/223 元/MWh。根据 IRENA，平均制造业规模每翻一倍，风 电成本下降 7%，光伏成本下降 13%。
对外，新能源产业发展，同时为中国产业升级打开历史机遇。根据 IEA 和 BP 数据，2019 年全球电力投资和一次能源消费总量是 9160 亿美元/199.23 亿吨标煤，中国占比分别为 15.0%/24.3%，中国虽然占全球比例很高，但其中对外出口比例不高。随着新能源产业快 速发展，我国新能源电力设备出口额显著增加，在海外市场市占率亦快速拉升。根据海关 总署数据，2017 年-2023 年风力发电机/太阳能电池/蓄电池（锂电为主）出口额 CAGR 为 9.4%/25.2%/35.1%，相比传统电力设备，如电线电缆和变压器的出口额 CAGR 1.9%/10.2% 有显著增速；反映到海外市场侧，根据我们的测算，2020 年起我国电力设备总出口额在海 外市场（不包括中国本土市场，下同）市占率明显提升，2019/2020/2023 年市占率分别为 8.0%/13.1%/17.5%。
技术迭代和产能扩张推动了新能源电站造价的持续下降和新增装机的快速增长，在 2021、 22 年光伏风电陆续平价后，2023 年我国光伏、风电装机同比增速达到 152%，106%。然 而一方面虽然装机量大幅上升但是电力系统消纳难度逐步显现，绿电电价压力不断加大， 另一方面即使要实现碳达峰，新能源目前装机和发电量仍不足以应对国内高速发展的电力 需求，“先立后破”的“立”尚未实现。 当前阶段，我们认为最为制约新能源消纳的问题来自日内短时平衡问题，即新能源的发电 时间与电力负荷需求的时间错配问题，使得即使发电量成本便宜也无法满足有效需求。其 中，随着光伏装机的快速增加，光伏高日内同步率以及夜晚不发电的特性使得，目前日内 午高峰和晚高峰的电力平衡愈加困难。由于火电机组需要应对晚高峰出力，因此不能停机， 我们测算在 24 年传统电源改造前最小出力（775GW）+新能源最大出力（454GW）已经 超过日内的系统平均负荷（1190GW），因此今年能源局首次放开可再生能源消纳比例要求。 然而考虑到新能源的持续增长，且新能源利用小时 1200-2300hr 远低于社会平均用电负荷 7000hr，意味着 27 年之后新能源装机将大于最高负荷，则可能意味着愈发严峻的新能源 消纳挑战。
风光突破平价线后实现了装机的快速增长，但新的系统瓶颈已经出现
技术迭代和产能扩张推动了新能源电站造价的持续下降和新增装机的快速增长，根据光伏 行业协会和风能行业协会，光伏、风电单 W 造价过去 10 年下降 67.1%/47.5%。我们估算 全国各电源品种的投资造价、燃料成本和对应的度电发电成本，我们计算西部光伏、陆上 风电相继于 2021~22 年已经实现了较坑口火电机组的度电成本平价，东部光伏、海上风电 也已相继于 2021~22 年实现了较沿海火电的度电成本平价。平价之后，我国风光装机经历 了一轮快速的增加，如光伏在 2021 年实现平价后 2021/22/23 年国内新增装机分别 54GW/86GW/216GW，2021-23 年装机复合增速 100%（vs 平价以前，2019-21 年装机复 合增速34%）；风电在2022年实现平价后装机增速由负转正，2023年国内新增装机76GW， 同比增长 106%（vs 平价以前，2020-22 年装机复合降速 28%）。
尽管新能源风光的发电成本已经显著下降，且推动近两年新能源装机的加速增长，但有关 于电力系统接入新能源的瓶颈讨论再度增加， 市场普遍担心电力系统对新能源的消纳问题。 十三五以前，在新能源发展初期我国曾一度面临较为严峻的新能源消纳形势，2016 年及以 前全国弃风弃光率在 10%以上居高不下，随后通过外送通道建设、两部委《清洁能源消纳 行动计划（2018-2020 年）》等政策推动新能源消纳形势改善，2019~2023 年全国弃风弃光 率得以维持在 4%及以下。而 2024 年以来，新能源消纳问题再现，2024 年 2 月全国弃风 弃光率重新突破 5%，6 月国家能源局《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的 通知》首次提出“对部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利用率目标，原则上不低于 90%”。 我们总结认为，制约新能源消纳的问题概括有三： 1）瞬时安全问题，来自新能源电力电 子电源替代可控同步机电源；2）短时平衡问题，来自传统能源最小出力、新能源同时出力 与最高负荷之间的矛盾；3）长时充裕问题，来自新能源出力更低的置信度及其边际递减效 应。当前阶段，我们认为最为制约新能源消纳的问题来自日内短时平衡问题，随着新能源 装机的增长我们或面对日内短时平衡问题的持续加剧。
目前新能源消纳的主要瓶颈在日内短时平衡，也即传统能源最小出力、新能 源同时出力与最高负荷之间的矛盾
为什么新能源渗透率提升必然加剧电力系统短时供需平衡挑战？传统的电力系统通过“源 随荷动”实现电力供需平衡，电力供给负荷率随实时需求水平调节，考虑技术限制后传统 电源的日内功率一般可在 50~100%（煤电）、20~100%（气电）、30~100%（水电）、75~100% （核电）之间调节。而新型电力系统中，负荷率“靠天吃饭”的新能源发电占比提升，光 伏发电的日内负荷率波动可达 0%（晚间）~100%（午间），风力发电的日内负荷率波动也 可达 0%（午间）~100%（晚间），若电力负荷和传统电源供给负荷率不能随新能源出力波 动而变动，或者传统电源负荷率压至最小/最大出力后仍不满足，则电力系统供给和需求将 出现不平衡矛盾。换而言之，如下图左所示，当新能源供给大发时段，需要传统电源提供 向下灵活性、电力负荷提供向上灵活性以实现新能源发电的消纳，传统电源的最小出力决 定了向下灵活性空间；而在新能源供给不足时段，需要传统电源能提供向上灵活性、电力 负荷提供向下灵活性以实现电力需求的保供，传统电源的最大名义功率决定了向上灵活性 空间。
新能源渗透率增长势必导致电力供需在过剩和紧缺之间反复震荡。以 2023 年为例，根据中 电联统计我国光伏、风电的年平均利用小时在 1286 小时、2225 小时；而我们根据最高负 荷和全国用电量估算电力负荷侧的平均利用小时接近 7000 小时。因此，若要满足电力需求， 从功率容量角度风光新能源的 GW 数一定是超配的，考虑风光负荷率的大幅波动，势必会 出现在资源好的时段风光发电大于电力需求，在资源差的时段风光发电小于需求，电力供 需在过剩和紧缺之间反复震荡的情况。且由于新能源发电的高同步率（负荷率取决于气象 条件，以省为单位，光伏场站出力同步率可达 60%，风电可达 20%），这一趋势随着新能 源渗透率的增长只会越来越明显。 当前阶段，我们认为电力系统短时平衡的主要挑战在于新能源同时大发时段如何消纳过剩 新能源电力。考虑到 2021-22 年全国性缺电后，2022 年出台煤电装机“三个八千万”政策， 以及 2022 年起核电审批连续三年每年十台，我们认为电力供需日内紧缺的挑战有望随着以 上机组的陆续投产而逐步缓解。然而与此同时，传统电源新机组若不进行更进一步的灵活 性改造，其投产也将抬高系统的最小出力，反过来加剧新能源大发时段电力系统日内供需 过剩的压力，加速新能源消纳压力。
我们对电力需求与电力供给（传统电源最小出力+风光新能源同时出力）平衡趋势进行估算， 可以看到新能源消纳压力的持续提高。电力供给中，传统电源最小出力我们假设煤电、气 电、核电、水电对应负荷率分别为 50%、20%、100%、30%，风光新能源同时出力我们参 考省级数据假设光伏、风电同步率分别 60%、20%（光伏在午间同时发电，风电各地风资 源条件差异更大同步率更低）。结合我们对电力装机和需求的预测，我们对比电力供给（传 统电源最小出力+新能源同时出力，均基于上年末累计装机计算，主要考虑到我国电源每年 新增装机集中在下半年至四季度，对当年电力供给影响不大）和当年电力负荷，我们测算 估计： 1. 2024 年全国传统电源最小出力+新能源同时出力或首次超过平均负荷。其中，2024 年 传统电源改造前最小出力我们估计为 775GW，新能源同时最大出力我们估计为 454GW， 合计电力供给 1229GW，将超过系统平均负荷我们估计为 1190GW。从全国新能源并 网消纳数据来看，2019-23 年风光基本维持在 97~98%，1H24 跌落至 96~97%，2 月 春节期间首次跌破 95%；从这个角度看，今年放开新能源消纳率 95%红线也有其背后 的电力系统日内不平衡压力所在。 2. 2027 年全国传统电源最小出力+新能源同时出力或首次超过最高负荷。其中，2027 年 传统电源改造前最小出力我们估计为 890GW，新能源同时最大出力我们估计为 970GW， 合计电力供给 1860GW，将超过系统最大负荷我们估计为 1704GW。十五五期间，我 们或面临传统电源供给增长维持、新能源供给增长加速，竞争边际减速的新增负荷增长， 电力日内不平衡矛盾或显著加剧，势必带来消纳的矛盾。
正如我们前面所讨论的，新能源高同步率、低利用小时、出力不可控的特性将使得电力系 统的日内不平衡随着新能源渗透率的提升而持续放大，电力供需在过剩与紧缺之间反复震 荡。为实现新能源消纳以确保实现能源转型和碳达峰目标，我们认为通过建立新型电力系 统，挖掘和调动电力系统中更多需求向上、供给向下的灵活性，将为新能源发展打开空间。 其中我们通过“资源量，成本，技术，商业模式”等多个维度对供给侧，煤电深调、抽水 蓄能、煤电启停等灵活性进行分析，预计最终新型电力系统在 2030 年在三种不同情景下将 分别提供 210GW（悲观）、367GW（基准）、611GW（乐观）的新能源每年消纳空间。
电力负荷的增长为新能源装机提供了基础消纳空间，此外电力系统中主要的系统灵活性可 以来自煤电灵活性改造、抽水蓄能、电化学储能、充电桩、负荷管理等资源。我们对上述 灵活性资源从资源量和度电成本角度进行估算，构成如下的系统灵活性资源成本曲线。总 结而言，充电桩、煤电深度调峰、抽水蓄能三类资源成本相对更低，分别为 0.03、0.12、 0.15 元/kwh，但资源量亦受限（如充电桩取决于电动车发展，我们估算到 2030 年累计资 源量 208GW；煤电深度调峰取决于煤电装机，灵活性改造有望合计带来资源量 309GW； 抽水蓄能取决于地理资源，资源量 135GW）；煤电启停调峰和负荷管理成本相对较高，分 别为 0.33、0.41 元/kwh，但资源量相对更充分（如煤电启停调峰若实现可额外释放 464GW 灵活性资源，负荷管理按最高负荷的 10%可达到 187GW）；电化学储能是资源量最不受限 的灵活性资源，但当前成本受制于电池成本以及充放电次数偏高，或达 0.63 元/kwh，远期 成本有望优化至 0.25 元/kwh 从而打开更大应用空间。
我们基于【新能源消纳空间 = （电力负荷 – 传统电源最小出力 + 电力系统灵活性空间） / 新能源最大同步率】，对新能源未来装机空间及实现所需的灵活性资源量进行判断。其中， 如充分完成供给侧灵活性，系统将增加 52GW 的灵活性资源（抽蓄+火电最小出力下降）， 实现每年光伏维持 218GW 增长至 2026-27 年前后；如充分实现需求侧灵活性，系统将增 加 317GW 的灵活性资源，实现光伏维持 218GW 年增长至 2030 年；2030 年后，随着电 化学储能造价下降、利用率提升，我们预计储能度电成本降至 0.3 元/度以下实现平价，电 化学储能装机的增长将使得光伏装机不再受到日内平衡限制，实现新能源发展 2.0 时代迈进。 1、 通过充分调动煤电深度调峰以及抽水蓄能资源，可以将光伏同时出力超过消纳空间（电 力负荷与传统电源最小出力之差）的时间点从 2024-25 年推后至 2026-27 年； 2、 进一步通过调动需求侧灵活性资源（包括充电桩、工业等负荷响应），可以进一步提升 新能源的系统装机的容纳能力，使得消纳瓶颈发生时间推迟到 2030 年； 3、 从总量角度来看，以 2030 年为节点，我们估算电力系统的日内平衡为：平均负荷 1558GW，传统能源最小出力合计 707GW（其中煤电通过深调改造实现最小出力压降 到 30%），叠加用户侧灵活性资源累计开发 317GW（负荷管理+充电桩响应），供给侧 抽蓄灵活性资源开发 114GW，考虑到光伏发电同步率高、对系统消纳空间的占用更大， 我们基于光伏同时出力 60%假设，基于【新能源消纳空间 = （电力负荷 – 传统电源 最小出力 + 电力系统灵活性空间） / 新能源最大同步率】计算，对应系统对光伏消纳 空间 2136GW，对应光伏在 2023 年末累计装机 609GW 的基础上，还可以~218GW/ 年的安装节奏增长至 2030 年，维持近两年较为可观的年新增装机规模。 4、 上述灵活性资源的调度，将为潜力更大但成本更高或技术尚待攻克的灵活性资源如电化 学储能和煤电（极）热态启停调峰的降本和技术成熟争取时间。2030 年后新能源开发 能否延续当前节奏将更加依赖储能降本幅度和煤电启停能力的突破。
我们预计新型电力系统通过实现新能源发电渗透率提升，电源侧发电成本的下降可以较为 充分的抵消新能源消纳成本的增长以及其他费用（如容量电费、输配电价）的增长。我们 预计从 2023 年到 2030 年，风光发电渗透率的提升（从~16%提升至~34%），叠加各类电 源的投资和燃料成本优化，我国电源侧的平均发电成本有望下降 9.5 分/度；而调峰成本方 面，我们考虑调峰电量占比从~10%提升至~12%，随着调峰资源调用成本从低到高递进， 摊薄后度电调峰成本从 0.4 分/度提升至 1.2 分/度，累计增加 0.7 分/度；容量成本方面，我 们考虑针对抽水蓄能以及煤电的容量电价，预计 2023-30 年度电容量电费提升 2.2 分/度； 输配电价我们考虑电网投资的增长，预计在 2023-30 年内累计提升 0.9 分/度。综上而言， 我们预计供电成本（电源成本+调峰成本+容量成本+输配电成本）合计有望从 2023 年的 0.617 元/度下降 0.057 元/度至 0.561 元/度。
应对短时平衡问题：充分调动源侧、荷侧灵活性资源
从中外对比来看我国灵活性资源现状和可能的提升路径
海外高新能源渗透率地区如何应对灵活性不足的问题？负电价的频繁出现是电力系统整体 供过于求或者日内不平衡加剧（灵活性资源）不足的一种显性的体现。我们认为，在电力 市场化的国家或者区域，负电价意味着机组倒贴钱卖电，会出现这样的情况意味着：1. 机 组降产出或者负荷提升的机会成本高于负电价本身，或相应的反馈机制、调节技术不完善， 导致机组和负荷出力无法灵活响应负电价；2. 机组有卖电价格以外的收益机制，使得其在 负电价时段的综合收益并不为负，有持续发电的激励。我们横向对比我国和欧洲各国的市 场情况可以看到，我国日内供需灵活性资源不足正在导致新能源消纳瓶颈出现早于海外国 家，我国新型电力系统的转型需求更为迫切。
1. 欧洲内部对比可以明显看到，光伏渗透率高的电力市场更容易出现负电价。以 2023 年 为例，欧洲部分国家全年负电价小时数从高到低分别为德国 301 小时、丹麦 280 小时、 法国 149 小时、瑞士 75 小时、爱尔兰 49 小时，与上述国家的光伏渗透率由高到低（德 国 12%、丹麦 10%、法国 4%、瑞士 8%、爱尔兰 1%）基本对应，其中法国由于无灵 活性的核电占比高，在低新能源渗透率的情况下引发了更高频的负电价情况。 2. 对比我国和欧洲，以山东电力市场为例在较低的光伏渗透率下出现了成倍于欧洲的负 电价频次，或侧面反映出日内供需灵活性资源尚未得到充分的挖掘。我们以 2023 年山 东电力市场表现为例，全年山东光伏渗透率 10%，较德国低 2pct，而全年电力日前市 场负电价小时数我们估算达到了 747 小时，为德国的 1.5 倍。 3. 我们认为造成国内电力日内灵活性不足、负电价更频发的可能原因包括：1）电力供给 侧灵活性不足，2023 年德国传统电源 90.5GW 装机中气电占到 38%，而山东 123.7GW 传统电源装机中气电不到 1%。2）电力需求侧灵活性不足，根据 TenneT，2020 年德 国 13%的负荷参与各类负荷管理机制，其中~30%已得到实际调度，相当于负荷管理占 负荷的~4%，国内负荷管理机制还在较为早期；3）新能源发电在负电价时段的负反馈 不足，一方面德国可再生能源法（EEG）允许在分布式光伏返送电网出力超过其容量的 70%时由电网限制其返送功率，且根据德国联邦网络局分布式光伏配储率 2023 年已经 达到 78%，分布式自发调峰能力更高；另一方面德国限制了新能源在以负电价卖电超 过 4 小时后的度电补贴额度，进一步削弱了新能源电站在负电时段的发电积极性。而国 内无论是分布式配储率还是机制上均与德国情况差异较大。以上几点也为我国电力日内 灵活性的发展方向提供了一些指引。
结合我国国情和各项灵活性资源的发展潜力，我们认为具备“量大管饱”属性的灵活性资 源主要包括：供给侧向下灵活性主要来自煤电改造（包括 30%深度调峰，以及极热态/热态 启停）、以及抽水蓄能；需求侧向上灵活性可以来自充电桩和大工业等负荷管理；此外各类 新型储能技术可以提供向上以及向下灵活性。我们根据灵活性资源响应速度、维持时间、 资源量、调度成本四维度对上述资源进行对比和排序： 1. 新型储能技术（以锂离子储能为代表）当前由于电池造价高、调用率低等因素，电化学 储能度电成本我们估算在 0.43~0.63 元/度，在各类灵活性资源中偏高，但作为灵活性 资源新型储能具备响应快、持续时间长、资源潜力不受限等明显的优势，这也意味着储 能若实现进一步技术降本至 0.3 元/度以下（我们测算认为随着利用率提升、配储时长 提升、单位投资成本降低，电化学储能度电成本有望下降至 0.25 元/度），将成为中长 期主力的灵活性资源； 2. 抽水蓄能和充电桩响应综合优势其次，其中充电桩响应具备低成本（仅 0.03 元/度，几 乎无额外成本）、快响应优势，但劣势在于可维持时间较短（尤其是快充）；而抽水蓄能 在各维度表现均属中上（响应成本 0.15 元/度）、主要限制在于总资源潜力受地理条件 制约； 3. 煤电灵活性整体响应速度偏慢，中时（日内、多日）灵活性价值更大，其中煤电深度调 峰成本具备优势（约 0.12 元/度），但总体资源量最小（新增煤电机组的最小出力还会 消耗系统中的灵活性资源）；煤电启停调峰资源量可观，主要限制在于技术成熟度和安 全性仍待产业实践检验，此外启停调峰过程中维持并网状态以及重新启动过程均会带来 额外汽耗油耗、煤耗以及系统损耗，显性和隐性成本在各灵活性资源中偏高（高于 0.3 元/度）。 4. 需求侧尤其是工业负荷响应资源潜力可观、与充电响应相当，但工业负荷响应目前在响 应速度和响应成本上市场争议较大。主要由于工业负荷一般较为稳定，变负荷响应涉及 到对工业生产既定流程的调整，因此前后准备时间较长、响应速度较慢、用户侧需要额 外激励；此外由于系统负荷变化对产品生产反应过程的影响限制了其负荷管理可以维持 的时间，我们估算其响应成本在 0.41 元/度上下（具体区间取决于响应维持时长，具体 测算详见下一章节）。
供给侧：火电深调改造政策升级，目标到 2027 年存量煤机“应改尽改”
煤电机组通过灵活性改造可以实现对最小出力的压降，从而释放相当于额定功率的 20%的 向下调峰资源。根据中电联，传统煤电机组在不经由改造的情况下一般具备最小出力降至 50~60%（纯凝机组）和 75~85%（冬季热电联产机组），经灵活性改造后可最小出力可以 进一步压降至 30~35%（纯凝机组）和 40~50%（热电联供机组），从而释放灵活性空间。 其中，纯凝机组的最小出力取决于锅炉燃烧稳定性以及汽轮机和主要辅机的适应性，需要 进行多项灵活性技术改造以保证降负荷过程中的安全性和高效性，包括但不限于：1）燃料 供应系统（磨煤机）运行振动、高温、安全性等改造；2）锅炉送风机失速、喘振等安全问 题解决；3）炉膛低负荷不投油稳燃技术升级；4）烟气处理旁路改造，解决低负荷脱硝反 应效率下降等环保问题改造；5）发电机和汽轮机频繁负荷变化带来机械性能和金属疲劳问 题等。此外，若要进一步实现最小出力降至 30%以下，则还需涉及煤电机组的干湿态转换， 由于操作变化和耗时较长，目前应用案例相对较少。而热电联产灵活性改造则主要涉及蓄 热调峰技术等，若进行热电解耦改造则可以将最小出力压降至 40%以下。
若进一步推动煤电启停调峰，煤电实现“日内热启停”，则有望进一步释放相当于额定功率 的 30%的向下调峰资源。以上煤电灵活性改造可以释放火电机组出力从 50%名义功率向 30% 名义功率压降带来的约 20%输出功率灵活性空间，而煤电启停调峰则可以进一步释放从 30% 名义功率向 0%名义功率压降带来的约 30%输出功率灵活性空间。与往常的印象不同，煤 电厂不仅可以通过冷启停实现跨周度、月度、季度的长时灵活性能力，日度极热态、热态 启停从技术能力和海外实践来看也具备可行性。根据电联新媒，与冷态启停相比，热态启 停一方面响应速度更快（锅炉还有 1000 多度，可以在半小时内实现启动到并网；而冷态启 动需要 9~10 小时），另一方面设计寿命更长（由于冷启停使得金属经受低温到高温膨胀引 起金属疲劳，导致一般锅炉设计寿命内仅允许承受上百次冷态启停，而热启停次数可支撑 数千次）。
顶层设计看煤电灵活性改造从十三五启动、十四五加码、十五五收官。我们梳理国内火电 灵活性改造政策脉络和目前实际进展，可以看到火电灵活性改造在十三五期间启动试点， 但实际改造低于预期；十四五改造目标提速，并且提前完成；预计到十五五期间 2027 年是 存量煤电灵活性改造“应改尽改”的最后期限。 1. 十三五期间：2016 年 6 月由国家能源局首次提出“启动提升火电灵活性改造示范试点 工作”，针对可再生能源消纳问题较为突出地区的 15 个典型项目进行灵活性改造试点， 目标效果热电机组最低负荷压降至 40~50%，纯凝机组压降至 30~35%。随即，在 2016 年末国家发改委、能源局出台的《电力发展“十三五”规划》 中首次给出灵活性改造 规模目标：“十三五”期间“三北”地区热电机组灵活性改造约 1.33 亿千瓦，纯凝机 组改造约 8200 万千瓦；其它地区纯凝机组改造约 450 万千瓦；改造完成后，增加调 峰能力 4600 万千瓦，其中“三北”地区增加 4500 万千瓦；其他地区增加 100 万千 瓦。2018 年 3 月国家发改委、能源局在《关于提升电力系统调节能力的指导意见》中 再次重申了上述改造目标。到 2020 年，全国煤电灵活性改造实际完成不到 7000 万千 瓦，目标完成率仅 50%。 2. 十四五期间：火电灵活性改造政策要求提速， 2021 年 11 月国家发改委、能源局在《全 国煤电机组改造升级实施方案》首次提出存量煤电“应改尽改”，首次提出十四五目标 完成 2 亿千瓦，增加系统调节能力 3000—4000 万千瓦；上述目标在 2023 年 9 月国 家发改委能源局《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》再次重申。2021-23 年全国煤电灵活性改造完成 3 亿千瓦以上，提前完成十四五目标并填上了十三五目标缺 口。此后，在 2024 年 2 月，国家发改委、能源局在《关于加强电网调峰储能和智能化 调度能力建设的指导意见》中首次明确存量煤电“应改尽改”的时间期限为 2027 年， 此外对于改造后的最低负荷率要求纯凝机组从此前的 30~35%首次提出压降到 30%以 下（在新能源占比较高、调峰能力不足的地区，在确保安全的前提下进行深度调峰探索）。
基于上述政策目标，我们估算全国煤电机组每年灵活性改造规模还将稳中有增。我们基于 2023 年末全国煤电装机 11.6 亿千瓦，在 2018 年以前建成 10 亿千瓦（根据电力规划设计 总院，包括十三五后半段和十四五以来建成煤电项目多数已经考虑灵活性运行需要，我们 假设无需额外进行改造），其中我们结合电规院和国家能源局披露历年数据估算已累计完成 改造 3.7 亿千瓦，意味着 2024-27 年还需完成累计 6.4 亿千瓦、年均 1.6 亿千瓦的煤电机组 灵活性改造，以实现到 2027 年“应改尽改”的政策目标。基于 2022/23 年全国每年实际改 造 1.6、1.1 亿千瓦，意味着未来几年整体改造节奏起码持平、甚至略有加速。（上述计算暂 未考虑无法改造的特殊燃料、特殊炉型机组，且假设供热机组均可进行热电解耦改造降至 30%最小出力）。随着到 2027 年煤电灵活性改造收官，我们认为电力系统中煤电机组的最 小出力有望从 2023 年末的 477GW 进一步压降至 421GW，释放 56GW 的供给侧向下灵活 性空间。 针对煤电日内热启停调峰，尚无相关政策要求。
从成本角度计算，煤电深度调峰成本较低约 0.12 元/度，基于国电投和 NRDC 数据灵活性 改造资本开支 100 元/千瓦，对应度电折旧增加 0.01 元/度，以及低负荷运行煤单耗提升 70 克标煤/度，对应燃料成本增加 0.11 元/度；煤电热态启停调节成本更高约 0.33 元/度，主要 系维持短时并网状态所消耗的煤耗、气耗等成本。因此，综合看政策力度和成本水平，煤 电深度调峰是现阶段释放较为确定的供给侧向下灵活性资源，而煤电热态启停调峰资源量 大、释放节奏将取决于技术和示范情况。
供给侧：抽水蓄能稳步发展，2026 年后或投产加速
预计 2025 年抽水蓄能装机容量较 2020 年翻一倍、2030 较 2025 年再翻一倍。我国抽水蓄 能电站发展起步较早，起初主要是为核电站做调峰配套，到 2015 年我国已累计建成 23GW 抽水蓄能电站。十三五、十四五期间我国抽水蓄能相关政策稳步推进，2016 年 11 月，国 家能源局《水电发展十三五规划（2016-2020 年）》提出到 2020 年我国抽水蓄能总装机达 到 40GW，2018 年 3 月国家发改委、能源局《关于提升电力系统调节能力的指导意见》中 再度重申了上述目标，实际 2020 年末抽水蓄能完成装机 31GW，不及政策目标，一方面原 因可能在于抽水蓄能电站电价形成机制不清晰、电价传导机制不顺畅。因此，我们在 2021 年 4 月看到国家发改委发文《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确抽水蓄 能两部制电价政策，且允许其中容量电费部分纳入电网输配电价回收机制；2021 年 9 月国 家能源局紧接发文《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》，明确到 2025 年抽水蓄 能投产总规模 6200 万千瓦以上、到 2030 年投产总规模 1.2 亿千瓦左右的中长期发展目 标（即 2025 年较 2020 年翻倍，2030 年较 2025 年再翻倍）。其后我们注意到国内抽水蓄 能电站装机投产有所加速，根据华泰公用环保组 2024 年 8 月 29 日报告《东方电气：设备 龙头，将受益于常态化装机增量》追踪预计抽水蓄能投产节奏将在 2026 年后开始加速。
作为一种电力系统灵活性资源，抽水蓄能具备较低的度电成本（我们根据水规院统计抽水 蓄能单位造价平均 5.49 元/瓦，度电运维 0.05 元/度，四十年折旧假设估算，抽水蓄能度电 调峰成本 0.15 元/度，与火电深调成本基本处于最低梯队），较好的灵活性性能（变负荷率 10~50%/分钟，仅次于电化学储能，好于火电灵活性和工业负荷灵活性）和维持时长（通 过库容和功率比设计，调峰维持时间可达 8~10 小时，满足日内和多日调节需求）。仅在总 资源潜力这一方面，抽水蓄能电站的建设选址受限于地理条件，根据水规院预计总开发潜 力约 200GW+，对应电力系统 200GW+的供给侧向下灵活性调节能力。
需求侧：充电桩响应和大工业等负荷管理灵活性资源潜力可观
除了上述供给侧灵活性资源，我们参考海外欧洲市场灵活性机制发展历程，可以预期负荷 侧灵活性也有望在电力系统灵活性当中扮演一定的角色。根据落基山研究所，TenneT 欧洲 输电系统运营商联盟统计显示，2020 年欧洲 6 个典型国家工业中，英国、荷兰和比利时的 工业需求响应潜力可以达到最高负荷的 17%、西班牙、德国可以达到 13%，法国也有 10%。 从实际参与需求响应的情况来看，目前英国、法国、荷兰的需求响应实际参与量已开发至 潜力的 60%左右，而德国和西班牙的开发程度相对较低也有 30%和 40%。电力负荷可以通 过负荷中断、负荷削减实现新能源出力不足时的负荷侧向下灵活性，或者通过负荷转移实 现新能源大发时的负荷侧向上灵活性调节，是具备较大潜力的资源。欧洲电力系统中配电 网密度和占比更高，且发电和用电市场化改革更早，需求侧灵活性资源已经得到一定程度 应用，为我国需求侧灵活性资源开发提供了对标的窗口。
十四五以来我国推动需求侧灵活性相关政策强度、频度明显提升。2015 年 4 月中共中央国 务院电改“九号文”（《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》）中首次提出“积极开展 电力需求侧管理和能效管理”，同年 11 月国家发改委、能源发布配套文件《关于有序放开 发用电计划的实施意见》中首次提出“逐步形成占最大用电负荷 3%左右的需求侧机动调峰 能力”。2022 年 3 月国家发改委、能源局《十四五”现代能源体系规划》中进一步明确需 求侧响应重点推进行业（电解铝、铁合金、多晶硅等电价敏感型高载能负荷）并上调资源 开发目标（力争到 2025 年，电力需求侧响应能力达到最大负荷的 3%～5%；其中华东、华 中、南方等地区达到最大负荷的 5%左右）。2024 年 7 月《加快构建新型电力系统行动方案 （2024-2027）》中需求侧灵活性目标再度加强，要求到 2027 年，实现典型地区需求侧响 应能力达到最大用电负荷的 5%或以上（原目标 3~5%）、着力推动具备条件的典型地区需 求侧响应能力达到最大用电负荷的 10%左右（原目标 5%左右，从前述欧洲案例可以看到， 这个目标是在可实现范围内的）。另一方面提到，要充分利用电动汽车储能资源，全面推广 智能有序充电，研究完善电动汽车充电分时电价政策，推动电动汽车参与电力系统互动。
我国需求侧充电桩响应、大工业等负荷管理灵活性资源具备可观空间。从理论潜力来看， 根据能源局数据，我们以中国夏季、冬季典型日负荷曲线估算，峰谷差约 21~23%，峰平 负荷差约 9~10%，平谷负荷差约 13~16%，其中在工业大省 24 小时负荷曲线相对更为平 坦，而三产大省午高峰晚深谷特征更加突出，需求侧灵活性资源尚有空间可以挖掘。
1. 充电桩：随着中国新能源电动车保有量快速提升，供需灵活性资源将自然增长。电动 车充电是推高我国电力需求和最高负荷的一股新力量。电动车充电作为一种频率和同 时率较为规律的电力需求形式（以上海为例，根据 NRDC 统计，2022 年接近 40%的 新能源私家车每周充电一次，接近 30%的私家车每周充电两次，平均数为每周充电 1.8 次；此外，新能源出租车充电时间分布在中午 11~16 点较为平均，同时充电率接近 6%， 而新能源私家车在晚间 22 点同时充电率达到 14%），通过分时电价、有序用电等机制 引导可以改变电动车充电时段分布，从而为电力系统贡献可观的需求侧向上和向下灵 活性。我们以新能源车保有量、充电频率、同时充电率和充电桩功率进行估算，预计 2025/30 年我国新能源车同时充电带动的电力负荷为 53GW/208GW，单年增长分别 15GW/42GW，这部分电力负荷通过有效的电价机制有望成为电力需求侧灵活性资源。 若分时电价机制引导充电同时率进一步提升，则有望进一步使得灵活性资源量增长。
2. 大工业：中国较海外更高的二产用电占比带来更为客观的工业负荷灵活性资源潜力。 与海外发达国家相比，我国二产用电占比更为突出（以 2023 年为例占全部用电量的 66%，vs 欧美国家一般至多 30~45%），其中四大高耗能产业占工业用电比重达到 41% （有色、黑色、化工、建材分别贡献 13%、11%、10%、7%），而二产高耗能企业具 备较强的电价敏感度，因此通过有效的电价信号引导工业负荷率调节有望带动可观的 工业负荷灵活性潜力。根据 RMI 统计分析，在政策、技术、补贴等理想条件下，各主要工业产业的负荷管理响应潜力约为其最大负荷的纺织行业~35%、电解铝~22%、钢 铁~20%、水泥/玻璃/设备 20%+；此外根据电科院，商业楼宇暖通空调设备、照明设 备等也可提供约为其最高负荷的 25%的负荷管理潜力。目前由于缺乏可持续的商业模 式和经济激励、工业生产设备信息化程度不足、技术标准缺失等，工业侧灵活性资源 开发尚不充分且较难以计量。我们基于政策目标估算，若我国负荷管理（需求侧响应） 2025/27/30 年分别达到最大负荷的 3%/5%/10%，对应灵活性资源总量释放 2025/30 年累计 46GW/187GW，单年新增量 17GW/37GW。
从成本角度来说，充电桩优势最为明显，工业负荷调节成本取决于响应维持时长。一般电 力负荷管理的成本包含初始技术投资、响应者机会成本、组织者实施成本。对于电动汽车 而言，充电桩一般都已具备基本测量和通信功能，无额外初始技术投资成本，且有序充电 仅通过影响用户行为实现无机会成本，若通过第三方聚合商进行响应管理，根据 NRDC 数 据，我们假设组织者实施成本为聚合商平台建设成本约 500 元/桩几乎可以忽略不计，我们 按私家车慢充 7kW 功率、每周调峰 0.5 次计算对应度电成本仅 0.03 元/度，对于营运车高 频快充来说度电成本可能更低。若采用 V2G 充电桩价格，则单桩价格为是普通充电桩的 2-3 倍，根据 RMI 目前来看 V2G 仍在试点应用阶段，具备 V2G 功能的充电桩仅占全部的 0.025%， 我们预计成本相对较低的有序充电模式将是现阶段充电桩负荷管理的主要形式。对于工业 负荷而言，我们假设适应负荷侧响应所需的生产设备信息化、自动化及智能化改造成本根据 RMI 和 NRDC 在 200~400 元/kw 之间，基于单次调峰响应时长 0.5~4 小时不等，对应调 峰成本是0.1~0.8元/度之间，可见工业负荷响应的成本主要取决于调峰行为可维持的时间， 而这进一步取决于工业负荷本身的生产工序特征，以及生产安全、生产质量等因素对工业 负荷变化的外部约束，此外工业负荷灵活性响应较长的前后准备和恢复时间（根据 RMI， 需要 0.5~1hr，对应 2~3%的变负荷率）也使得工业灵活性更适合中时、长时而无法满足短 时灵活性需求。我们以电解铝和钢铁为例：
1. 以电解铝为例，根据 RMI，电解铝负荷包括主要生产负荷（占电解铝总负荷的 75~90%， 其中铝电解槽占生产负荷的 80%，是负荷主要来源）、安全保障负荷（3~10%）和辅助 生产负荷（5~10%）。电解铝生产在持续稳定电流供应条件下一般是维持 95~98%负荷 率的连续过程，采用冰晶石—氧化铝融盐电解法，通入直流电后在 950℃-970℃下在电 解槽内的两极上进行电化学反应。在经由整流器晶闸管（灵活性在 40%，此外在成本、 节能降碳、安全性能等方面具备优势）替代二极管（灵活性在 10%）改造后，电解槽 可以通过调节整流器输出端的电压或输入功率来调整负荷，从而提供系统灵活性。由于 生产原铝过程中的铝还原电池热惯性较大，维持时间通常能达数十小时，因此电源功率 的瞬时变化对铝还原电池的热平衡影响很小，短期中断铝还原槽生产不会使冰晶石凝固。 因此，根据 RMI 电解铝理论上可以提供持续 2hr、深度 20-30%的负荷侧灵活性能力。
2. 电炉钢工艺亦可提供一定的灵活性，根据 RMI，钢铁负荷主要包括生产负荷（占总负 荷的 65~75%，其中主要负荷为电炉和轧钢，分别占生产负荷的 40%和 15%）、辅助生 产负荷（5-10%）、安全保障负荷（10-15%）。而我国常用的高炉冶金工艺中的高炉和 转炉以煤和副产焦炉煤气为能量源，占总电力负荷比例并不显著。其中，轧钢属于持续 冲击型负荷，负荷的大小与受到轧制的钢板的型号影响显著，通过电价等信号调整生产 计划、实现错峰生产，实现小时级的灵活性响应。而电炉属于间歇冲击型负荷，加热运 行过程中以恒定挡位功率运行，在完成加热任务后会中断送电，电弧炉在不使得融化金 属重新冷却的前提下可以中断生产启停调节约 30 分钟（根据 RMI）。由于废钢熔点 1530 度，远高于铝的 660 度，且装置热惯性低，供电中断后钢水比铝水更容易冷凝，因此 电炉钢负荷可进行启停灵活性调节的时间会短于铝电解槽。 实际情况中，工业负荷的调动可能还需考虑设备损耗、排班变化等隐性成本，实际负荷响 应的成本可能高于、资源量可能低于我们的估算。
电化学储能平价，将打开新能源装机天花板
相比前面讨论的各种灵活性资源，除了充电桩外，大多数存在明显的资源天花板，而电化 学储能具备响应快、持续时间长、资源潜力不受限等明显的优势，若其度电成本下降有望 成为中长期支撑我国电力系统日内消纳的主要灵活性资源。这也意味着储能若实现进一步 技术降本至 0.3 元/度以下，将成为中长期主力的灵活性资源。储能电站虽然理论可以实现 平价，但实际运营仍然存在多重卡点导致调用率偏低，实际成本高于理论成本。我们预计 新型电力系统设计通过源网荷储、共享储能等模式创新有望带动储能调用率提升、从 2 小 时提升至 4 小时储能时长进而摊薄度电成本，而储能度电成本的下降又将提升其他电力系 统灵活性资源中的电网调度优先级，进而形成调度率提高→成本下降的正向循环。
储能度电成本理论值和实际值或存在较大差距，调用率制约实际运营表现
从理论角度出发，随着系统造价下降储能度电成本理论上已降至 0.3~0.45 元/度。23 年以 来储能投资成本持续快速下行，参照储能与电力市场 8 月招标数据，2/4h 储能 EPC 平均报 价已经分别降至 1.13/0.72 元/Wh；假设储能电站年循环次数 325 次，0 成本充电，其他参 数在下表假设下，我们测算 2/4h 的储能电站 LCOS 分别为 0.45/0.30 元/kWh，理论上度电 成本已经较低。 但由于实际运营中的利用率制约，实际充电费用不为零，储能度电成本实际运营中可能还 有 0.43~0.63 元/度，甚至更高。储能电站实际运行情况较理论测算仍存在较大差异；参照 中电联发布的 24H1 储能电站运行数据，日均等效充放电次数为 0.63 次（相当于年完整循 环次数 228 次）。其他参数在下表假设下，我们测算 2/4h 的储能电站 LCOS 分别为 0.63/0.43 元/kWh，度电成本有明显抬升。当前大型储能电站利用率低的原因包括： 1. 目前政策考核要求源储同建，但并不保证调用，电网调度次数少导致储能度电成本更高； 2. 储能电站因为收益不好而经常被当作获取风光并网指标的成本支出，在初始投资时追求 低价低质，造成实际日历寿命不足； 3. 即使在电力市场化的区域，如山东，23 年现货市场实际高于 3 毛的日间电差价也只有 227 天，因此储能难以仅靠调峰收入实现盈亏平衡。
储能平价目前瓶颈 1：利用率不足
仅靠现货市场和辅助服务市场发挥作用，尚不足以实现高利用率。1）电力现货市场的 推进能够有助于体现峰谷价差，让储能电站通过充放电峰谷价差实现获利，提高循环次数。 但我们认为目前的现货市场仍然难以协助储能实现循环次数从 228 天到 325 天的突破。我 们以走在最前面的山东现货市场 23 年的数据为例，电力市场电价呈现每日两峰两谷特征， 日内最大峰谷价差小于 0.3 元/kWh 的有 138 天，因此现货市场不能完全解决目前利用率的 问题。2）辅助服务市场确实能够帮助拓宽储能电站收益，提高储能利用率，但是如果从机 制制定的角度考虑，其他能够提供辅助服务的资源同样应该拥有获得辅助服务收益的权利， 从公平角度出发，各种资源应该在辅助市场进行公平竞价，而非给予储能收益倾斜的特权。
储能配置要求下，新能源企业自身也缺乏调度积极性。对于发电商来说，承担配储的投资 成本是拿到风光建设指标的必选项，换言之，储能的建设决定取决于新能源配储项目整体 的回报率，而非储能电站本身的回报率，且目前新能源存量项目仍然享有保障消纳政策。 在这种情况下，储能项目的利用率低，盈利差，可以在一定程度上被风光带来的收益所容 忍涵盖。在项目建成之后，初始投资成本已经属于沉没成本，对于单次的充放电行为决策 来说，只要发电收益能够涵盖充电成本、电力损耗成本和运维成本（该条件较容易满足）， 即应该执行充放电行为。所以储能项目运营方必然想提升储能利用率，但储能利用率实际 利用情况取决于电网调度的时间与次数，而远期真正决定电网调度情况的核心是各类可调 度资源的成本比较（优先调度低成本资源）。
储能平价关键点 2：降低投资成本
储能投资成本伴随规模效应、技术进步与锂价下跌持续下行，从中标价格来看，22/23 年 2h 储能 EPC 均价为 1.90/1.66 元/Wh，24 年 8 月最新均价为 1.13 元/Wh；23 年 4h 储能 EPC 均价为 1.38 元/Wh，24 年 8 月最新均价为 0.72 元/Wh。我们预计后续锂价相对稳定， 假设含税价格维持在 10 万元/吨左右，后续储能非锂投资成本仍将伴随规模效应与技术进步 稳步下行，假设构网型 PCS 裸机成本是跟网型裸机的 2~3 倍（取中值 2.5 倍），预计到 30 年 2h 的跟网/构网型储能 EPC 含税价格分别为 0.62/0.66 元/Wh，4h 的跟网/构网型储能 EPC 含税价格分别为 0.53/ 0.55 元/Wh。因此虽然目前很多场景和要求不需要 4h 储能，但 是随着新能源渗透率提升，4h 储能的需求逐步提升也将进一步降低储能投资成本，将协助 储能度电成本想象空间的进一步打开。
长期来看，储能度电成本降至 0.3 元/度以下，将成为灵活性资源主力，彻底解决瓶颈问题
我们认为未来诸多因素有望推动储能利用率提升，叠加成本下降，推动远期储能度电成本 的优化。我们假设 2030 年系统年循环次数可达 325 次，投资成本下降后，4h 构网型储能 系统的度电成本可以下降到 0.25 元/kWh，2h 构网型储能系统的度电成本同样可以下降到 0.29 元/kWh。
具体而言，提升利用率的方式主要包括： 1. 源网荷储模式下储能利用率和回报率确定性更强。24 年 4 月，国家能源局综合司发布 《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，明确接受电力系统调度新型储能分为调 度调用新型储能、电站自用新型储能两大类型。其中，电站自用新型储能指与发电企业、 用户等联合运行，由发电企业、用户等根据自身需求进行控制的新型储能电站，包括未 独立运行的新能源配建储能、火电联合调频储能、具备接受调度指令能力的用户侧储能 等。24 年 10 月，国家能源局最新印发的《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意 见稿）》，对分布式光伏管理方面给出有关新规。其中要求，大型工商业分布式光伏必须 选择全部自发自用模式，项目投资主体应通过配置防逆流装置实现发电量全部自发自用。 在微网模式下，发电与储能均可由业主自主控制，不依赖于电网调度，投资回报预期 的确定性增强。2. 共享储能实现结构优化，协助提升利用率。新能源电站可以通过租用共享储能方式，满 足配储要求。共享储能位于电网侧，规模高于发电侧小型储能，PCS、BMS、箱体及 EPC 建设均有规模效应，有助于实现成本优化。此外，大型储能电站单体容量更大， 多建在 110KV/220KV 并网点，相较于建在 35KV 并网点的发电侧储能更容易被调度系 统调用，节约调度资源。根据中电联数据，24H1 电化学储能电站日均等效充放电次数 为 0.63 次（相当于每 1.6 天完成一次完整充放电），同比 23H1 提升 0.05 次；其中， 独立储能的日均等效充放电次数由 0.36 次提升至 0.73 次（相当于每 1.4 天可完成一次 完整充放电)。 3. 远期利用率突破核心在于可调度资源的成本比较。储能利用率实际利用情况取决于电网 调度的时间与次数，而远期真正决定电网调度情况的核心是各类可调度资源的成本比较。 随着新能源发电占比的提升，对于灵活性资源的需求随之提升，电网调节的压力会进一 步加大，当可调度的低成本资源，如火电灵活性，抽蓄资源耗尽时，储能项目的利用率 将会自然提升。
风光配比优化也能降低储能成本
风光出力与负荷需求的错配带来配储需求。我们假设一个区域新能源发电比例达到 100%， 测算不同风光装机比例下的配储需求。以风电/光伏装机分别为 6/4GW 为例进行测算，基于 中电联的全国风电光伏利用小时数据，我们按照风电/光伏年利用小时数分别为 2300/1400 小时假设，年发电量合计 19400GWh（6*2300+4*1400=19400，我们假设等同于该地年用 电量）。参照山东风光发力曲线及日间负荷曲线，我们绘制出该场景下的出力曲线和负荷需 求曲线。我们可以看到两者之间存在明显错配，在 8:00 至 16:00 存在风光出力相对负荷需 求溢出的情况；在 17:00 至 7:00 风光出力则无法满足负荷需求。配置储能可以解决两者之 间的错配问题，在风光装机比 6：4 的情境下，日内错配/需调节负荷量为 6.52GWh，单小 时最大错配量为 1.25GWh，装配 1.63GW/6.52GWh 储能（未考虑充放电损失等）可以充 分覆盖调节需求，解决错配问题。
配储需求主要受风光系统中光伏装机占比增高驱动，当风光装机比例达到 8:2 时所需配储 比例最低，整体上风电对于灵活性资源需求小于光伏。我们在年度总发电量/负荷需求量为 19400GWh 假设下，根据不同风光装机配比情形下的出力曲线测算需要配储比例数据。我 们发现当风光装机比在 8:2 附近时，风光整体出力曲线更为接近负荷需求曲线，所需的配储 需求最少。同时，光伏出力曲线日内波动性相较于风电更大，因此风光系统中光伏装机比 例较高时，对于配储的需求较高。
方向一：新能源风电有望结构性受益于新型电力系统的推进
在新能源电源品类当中，风力发电的同步率相对较低，一方面使得其对电力系统灵活性资 源的消耗更少，此外也将使得风电在电力市场中电价折让更少、且出力置信度更高。因此， 随着新型电力系统的推进，我们或看到电站开发商对风电项目收益率的偏好，以及电力系 统运营商对风电可靠性的偏好。
1. 从电价角度来看，我们看到 2023 年山东电力市场逐小时的日前现货平均电价呈现出了 明显的鸭子曲线特征（中午电价低，早晚电价高峰，夜间电价居于中间），2023 年山 东风电、光伏发电量渗透率分别 8%、10%，在渗透率相当的情况下可以看到光伏同时 出力对电价曲线的影响远大于风电：山东现货电价与光伏出力呈现明显负相关关系、 而与风电出力关联度较低（山东风光发电出力曲线参考兰木达数据）。我们基于日前现 货平均电价和风光出力曲线进行逐月拟合，估算 2023 年 1 月到 2024 年 8 月间，假设 山东光伏全部进入现货市场交易，可实现的加权平均电价较煤电标杆电价（0.3949 元 /度）会折让 5~70%不等，平均折让 38%；而风电仅折让 42%~溢价 13%不等，平均 折让 12%（详见我们于 2024 年 1 月 12 日发布的《电力市场化系列一：定量分析山东 市场化电价》）。因此，若无储能配套，随着电力市场化的持续推进，风电在电力市场 中将实现相对较高的电价，项目回报率更具保障。
2. 从可靠性角度来看，正如我们前面所讨论的，在海外美国 PJM、英国国家电力市场的 实践当中，风电的置信系数相对更高（PJM 市场给予陆风、海风容量置信系数 34%、 61%，vs 固定光伏、跟踪光伏分别 8%、13%；英国市场给予陆风、海风容量置信系 数 7%、8%，vs 光伏 6%），这主要是由于风电机组相对更低的同步率以及更分散的出 力分布。因此，风电新增装机对于电力系统来说在极端气候、最高负荷下的支撑能力 会更具保障。 从实际数据来看，今年前九个月国内光伏招标 208GW，同比增长 22%，风机公开招标 91GW， 同比+71%。风电行业需求增长速度体现出更强的韧性。
方向二：灵活性资源投资加大，配网更受益于需求侧升级
基于我们前文推演，火电灵活性改造、抽水蓄能建设、负荷管理等灵活性资源的开发，叠 加最高负荷的自然增长，有望创造能够维持新能源当前建设节奏（风+光 300~350吉瓦/年） 所需的消纳空间。其中，灵活性资源释放有望带来供、需两侧投资机会： 供给侧灵活性资源投资有望稳中有增。我们预计 2024~27 年火电灵活性改造“应改尽改” 对应年均改造规模 1.6GW，较 2023 年（1.1GW）提升~40%，且火电灵活性改造或向变负 荷率更快、深调比例更低方向发展，提升灵活性改造技术难度和价值量，基于改造规模 ~1.6GW/年和单 GW 投资额~1 亿/GW 我们估算对应市场规模约在 10~20 亿/年；抽水蓄能 电站基于当前建设和招标节奏，投产有望从 2026 年起加速，基于新建规模~10GW/年和单 GW 投资额~5.5 元/W 我们估算对应市场规模 50~60 亿/年。
配网投资（网内+网外）有望受益于需求侧灵活性的挖掘以及需求侧自平衡机制的理顺。目 前电力供需平衡以省调为基础，对直调机组具备较好的调度能力，但对市级、县级资源的 调度能力有限。随着分布式能源的崛起带来电力供需灵活性压力的向下渗透，我们认为电 力系统的日内平衡问题将不仅仅靠主网统一调度解决，区域自平衡的重要性也将持续提升。 如分布式光伏渗透率高的德国，就采用自平衡单元（Balancing unit）的形式，一方面下放 电力供需平衡的权责，提升地方自平衡的激励和效果；另一方面更加充分调动底层灵活性 资源，降低对主网升级的依赖。 而上述目标的实现我们认为均首先需要需求侧电力单元可观、可测、可调、可控能力的提 升，无论是充电桩智能化改造，大工业等需求侧负荷侧响应改造，还是分布式光伏安装我 们认为都有望带动配网投资扩容。我们此前报告《能源转型-但问路在何方》(2023.12.01) 中指出，配网扩容与双向化的滞后，将显著影响新能源车充电桩与分布式新能源的投资。 历史上中国配网投资占比相对偏低，2019-2022 我国配网投资占比逐步下降，2022-2023 年仅 55%。对比来看，美国 2019-2023 年配网投资占比则持续提升，整体均高于 60%。24 年年内国家能源局针对配电网二次发文，深入推进配电网高质量发展任务的落地，我们认 为国内配网投资占比与增速有望继续提升。我们预计配网投资 24/25 年增速有望达到 15.2%/9.9%，24-30 年期间 CAGR 有望达到 6.4%。其中，新能源车-充电桩将于 2030 年 带来595亿元的配网投资需求，24-30年期间CAGR有望达到24.5%；而配网基础投资24-30 年期间 CAGR 有望达到 4.9%。
细分品类来看，我们认为可能包括几块趋势： 在新型电力系统发展的趋势下，配电网需要逐步从单向无源电网走向双向有源电网，对于 具备调控监测功能的设备需求明显提升。我们以分布式光伏电站为例，在 “可观、可测、 可调、可控”要求下，系统对设备运行监测、调节控制等方面的能力要求不断提升，具体 来说：1）可观：需要构建光伏采集通信架构，建立设备运行状态监测体系；2）可测：实 现低压分布式光伏用户数据分钟级采集，实现对于发电的实时感知、运行监测和异常分析； 3）可调：建立柔性调节能力，实现光伏功率和电压柔性可调；4）可控：需要建立刚性控 制能力，实现全部低压分布式光伏刚性可控。 在“四可”要求下，我们认为智能物联电能表、WAMS 系统等在分布式光伏、充电桩等领 域均具备较大的发展空间。物联电能表在实现基础的可测功能之上，通过模块升级，可以 兼具可调（控制发电量）和可控（控制关断）功能；WAMS 系统（广域测量系统 Wide Area Measurement System），是基于同步相量技术构成的新一代电网动态监测和控制系统，利 用全球定位系统 GPS 时钟同步，进行广域电力系统状态测量，非常适合大规模电网调度。 PMU（相量测量单元 Phasor Measurement Unit），是 WAMS 系统的基础信息采集单元， 利用 GPS 信号对电压、电流同步测量，进行分析，提供频率、相位和幅值信息。
市场格局分散，关注结构性机会。24 年以来配网变压器招标维持高速增长。2021/2022/2023 年全年国网配电变压器招标金额分别是 171.2/157.6/173.6 亿元，24 年 1-7 月合计金额达到 71.5 亿，同比增长 27%。国内配网扩容，海外需求共振，带动一次设备供应商迎来高成长 机遇；同时建议关注配网柔性化与数字化的升级需求。
方向三：电化学储能将从瞬时安全、短时平衡、长时充裕多个维度助力新能 源发展
电化学储能将是十五五末期开始电力系统所需灵活性资源的主要增量来源。基于我们前文 推演，新能源风光渗透率的持续提升将不可避免的推动电力系统日内供需不平衡的放大， 带来灵活性资源需求的持续增长。而在存量灵活性资源充分开发调动后，我们预计电化学 储能有望在十五五末到十六五初开始成为电力系统应对短时不平衡问题的主要灵活性工具。 同时，电化学储能度电成本与其利用率强相关，因此随着电力系统对电化学储能调度次数 的提升，将进一步推动其度电成本的下降，实现利用率提升-成本下降的正向循环。
而在此之前，我们认为电化学储能将首先在应对电力系统瞬时安全问题上发挥重要作用。 在弱电网场景中（如新能源大基地、海风送出、分布式微网等）配置构网型 PCS 以提升局 部电网韧性和支撑能力或逐步成为系统刚需。构网型储能区别于传统跟网型储能的点在于 其可以利用虚拟同步发电机技术为储能赋予“惯性”，赋予这一能力的核心技术在于 PCS 的 改造升级。构网型储能技术通过超配 PCS 方式提高过载能力构建起支撑大电网稳定运行的 电压源，对于 PCS 提出了更高的技术要求，同时价值量更高，具有构网型技术的头部企业 在产品研发和客户配合上有先发优势，伴随构网型技术渗透率提升，我们认为 PCS 市场格 局集中度有望进一步提升。我们估算构网型技术推广后有望为储能 PCS 带来 50%以上的增 量规模空间。我们认为构网型储能未来的应用场景主要有两种：风光大基地与分布式自平 衡单元，我们预计到 2030 年两种场景下的构网型储能装机规模分别为 19.2/5.7GW，合计 24.9GW，对应的构网型储能 PCS 的需求达到 29.9GW，渗透率达到 38.5%。我们预计到 2030 年，在不考虑构网技术的情境下，储能 PCS 裸机/一体机（含变压器）的市场空间分 别为 41.2/103.9 亿元；在考虑构网技术的情景下，则分别达到 65.0/127.7 亿元，空间增长 58%/23%。
中长期，电化学储能也将成为提升新能源风光电站置信出力、提升系统长时充裕度的方式， 新能源电站 10%置信出力要求也意味着储能配比不能低于 20%/2hr 或 10%/4hr。国家发改 委、能源局在《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027 年）》中首次提出“着力打 造一批系统友好型新能源电站，实现新能源置信出力提升至 10%以上”。这是国家政策层面 首次引入电源“置信出力”的概念，也是首次对置信出力比例提出量化目标。 1. 置信出力代表的是电站对尖峰负荷和极端负荷的支撑能力，在海外运行容量市场的电 力市场（如英国国家电力市场，美国 PJM 区域市场）中率先广泛应用。置信系数的计 算是基于特定电源出力和电力负荷的历史数据，进行蒙特卡洛模拟，衡量在不改变电 力系统可靠性水平（以负荷中断时间 LOLE，或未满足电量 EEU 等指标来衡量）的前 提下，新增机组可以替代的理想机组容量或可承载的负荷水平。 2. 一般而言，可以支撑尖峰负荷的电源会比只能在低谷发电的电源具备更高的置信系数； 此外，出力同步率低甚至互补型电源会比高出力同步率的电源具备更高的置信系数。 因此，从英国、美国实际置信系数设定来看，波动可再生能源的置信系数普遍低于传 统电源；光伏置信系数会随着光伏装机总量的增加而边际递减，风电暂时没有这一担 忧。 3. 我们参考英国对不同时长储能的置信系数以及国内对光伏置信系数的惯例假设，1GW 光伏配 10%/4hr 储能或 20%/2hr 储能可实现约 8%的简单加权置信系数，其中，光伏、 10%/4hr 储能、20%/2hr 储能置信系数分别为 5%、40%、20%。考虑到根据 AEMO 研究，光储耦合系统实际置信系数会略高于光储独立系统简单加权的置信系数，因此 我们认为要实现两部委提升新能源置信出力至 10%的政策目标，新能源电站配储比例 将不低于 20%/2hr 或 10%/4hr。
三星医疗：配用电与医疗双龙头，成长空间广阔
公司是国内智能配用电与医疗服务领域双龙头，具备突出的管理力（双主业运营架构清晰、 激励制度完善）、产品力（公司电表、配电变压器在对于产品质量要求更为严苛的网内市场 份额稳居前列）与渠道力（主要面向电力相关客户，海外版图持续扩大）。23 年配用电出海 放量叠加医疗服务业务持续扩张，带动公司业绩快速增长，23 年公司实现营收 114.63 亿元， 同比+25.99%，归母净利润 19.04 亿元，同比+100.79%；24H1 公司实现营收 69.97 亿元， 同比+26.11%，归母净利润 11.50 亿元，同比+32.23%，维持高增态势。公司经营性现金流 与净利润高度吻合，公司重视股东回报，维持高比例现金分红水平，2020-2023 年均维持 在 47%以上。
1、 智能配用电板块产品矩阵丰富，积极布局配电出海。智能配用电板块产品可细分为配 电、用电和新能源三大类，公司拥有较为完整的产品矩阵，已形成一体化的整体解决 方案。公司在国内电网中标金额保持行业领先，网外行业大客户覆盖率不断提升；同 时不断深化海外市场本地化，加大海外配电的拓展。公司搭建全球化的营销平台，主 要面向各国电力客户，聚焦欧洲、中东、亚太、美洲、非洲五大区域市场。 2、 康复医疗是公司医疗板块战略发展的重要方向。公司围绕实体医疗机构的建设、运营、 投资并购，重点打造以重症康复为特色，神经康复与功能康复为核心，老年康复为基 础的高品质康复连锁专科。截至 24H1，公司下属医院已达 34 家，其中康复医院 28 家，总床位数已超万张。 双主业共同驱动盈利能力提升。分业务看，23 年智能配用电业务实现营收 84.36 亿元，同 比+23.9%，毛利率 34.12%，同比+5.50pct，主要系海外市场的拓展叠加原材料价格下降。 23 年医疗服务业务实现营收 27.83 亿元，同比+34.73%；毛利率 31.73%，同比+5.01 pct， 主要系规模扩大带来的规模效应进一步释放。24H1 公司智能配用电业务实现营收 53.16 亿元，同增 27.20%，实现净利润 9.71 亿元，同增 29.37%。公司医疗服务业务实现营业 收入 15.74 亿元，同比增长 24.81%。双主业均保持快速增长态势，共同驱动盈利能力持续 提升。
我们认为公司作为智能配用电与医疗服务领域双龙头，成长空间依旧广阔，主要增量来自： 1） 海外用电：公司电表业务在海外持续扩大辐射区域，新地区份额突破带来显著增长空间， 我们预计未来在墨西哥、西欧、非洲等新市场的增量带动下，海外电表业务 24-26 年收 入 CAGR 可达 20%以上。 2） 国内配电：我们看好国内配电市场发展，公司在配电变压器领域的中标份额长期稳居首 位，有望乘配网需求增长之风，迎来网内配电业务营收快速增长。同时公司积极拓展非 电网侧客户，聚焦五大六小发电央企，在更强的产品力和成本控制力下有望不断提升市 场份额，打造配电第二增长曲线。 3） 海外配电：公司高度复用海外已有的电力客户资源，推动配电业务出海，自 23 年以来 接连在沙特、欧洲、墨西哥等地取得重大突破，逐步形成新的营收增长点。 4） 医疗板块：公司 21 年开始加速扩张医疗业务，通过收购&自建进行康复专科连锁化复 制，我们认为公司医疗板块后续有望实现稳健扩张。
东方电子：深耕电网自动化，有望充分受益配网投资提速
东方电子是国内智能电网领军企业，主营业务覆盖“发、输、变、配、用”全环节，形成 “源-网-荷-储”全布局。东方电子于 20 世纪 80 年代初进入电力自动化领域，主营业务分 为智能配用电、调度及云化、输变电自动化、工业互联网及智能制造、综合能源及虚拟电 厂和储能及新能源业务六大板块。在配电产业方面，公司可以提供从配电云主站、中低压 一二次融合设备、到储能、柔直等全系列的产品和服务，是国网、南网核心供应商。此外， 子公司威思顿亦是国内配网自动化领域智能电表和数字智能开关领军，其智能电表连续八 年位列国网集招主体投标厂家前三，且技术上实现了 0.1 级和 0.2 级关口电能表国产替代， 并成功进军海外市场兑现新成长曲线。业绩方面，2024 年上半年公司实现营业收入 28.19 亿元，同比+12.0%，实现归母净利润 2.52 亿元，同比+24.9%，对应毛利率 32.60%，净 利率 9.35%。
智能配用电、调度及云化和输变电自动化三大业务贡献主要营收。拆分业务来看，2024 年 上半年智能配用电/输变电自动化/调度及云化业务各贡献 55%/14%/13%营业收入，毛利率 29.9%/39.8%/40.4%。智能配用电为公司强势业务，具备提供数字化配网全景解决方案的 能力，叠加自 2022 年以来海外市场拓展顺利，配电业务量利均得到有力支撑；输变电自动 化业务受益新能源渗透率提升和智能电网推广规模提升，且公司完整变电二次解决方案在 行业中具备优势保障盈利能力；调度及云化业务受益主要客户国网和南网的电力信息化和 调度转型趋势，盈利能力维持高位。
公司未来增长点主要在于国内配网自动化趋势及海外业务扩展。 1） 配网自动化方面：政策端已强调配网数字化发展，今年 2 月发改委和国家能源局发布《关 于新形势下配电网高质量发展的指导意见》，强调 2025 年配电网应具备 5 亿千瓦分布 式新能源、1200 万台充电桩接入能力，2030 年基本完成成配电网柔性化、智能化、数 字化转型，配电设备市场有望迎来发展机遇；公司是国网和南网两大客户核心供应商， 同时以国内领先的产品技术满足南网和国网最新规范，提供全产业链产品和服务，竞争 优势显著，公司配电产品市占率具备领先地位，顺应配电设备行业发展。 2） 海外业务扩展：公司国际业务涵盖了东南亚、中亚、中东、欧美、非洲等市场，通过推 进本地化运营和过硬产品技术取得多项海外市场突破，海外业务为公司带来成长机会。
阳光电源：全球光储龙头，综合实力领先（华泰电新组覆盖）
公司为全球光储龙头，出货量稳居行业前列。公司成立于 1997 年，是国内最早从事逆变器 产品研发生产的企业，2015 年起出货量超越多年排名全球发货量第一的 SMA，成为全球光 伏逆变器出货量最大的公司，并逐渐形成以光伏逆变器、储能系统、新能源投资开发等三 大业务板块为主的业务发展模式，同时还布局风电变流器、制氢电解槽等新能源技术产品。 据 S&P Global，2023 年阳光电源光伏逆变器出货量蝉联全球第一；据 CNESA，2023 年 公司储能系统全球发货 10.5GWh，发货量连续八年位居中国企业第一。 公司营收稳定增长，盈利能力有所提升。公司 2023 年营收达 722.5 亿元，2019-2023 年 CAGR 达 47.4%，呈现长期稳定增长趋势。由于海外拓展优异，受益于电芯降价，公司储 能业务 24 年上半年毛利率达 40.1%，同比+12.6pct，对公司盈利能力产生较大的拉动作用， 公司 24 年上半年毛/净利率为 32.42%/16.27%，与去年调整后口径同比+5.42/+0.86pct。公 司 24 年上半年费用率达 12.81%，同比+2.63pct，总体而言费用率较低且维持稳定。
公司逆变器产品性能优异。光伏逆变器方面，公司通过采用新型半导体材料、高效磁性器 件、优化电路设计、改善 MPPT 算法、优化散热系统等，带动光伏逆变器效率不断提升， 目前光伏逆变器最大效率已全线达到 99%，与同业相比处于领先地位。23 年 7 月，阳光电 源直流 2000V 高压逆变器在陕西孟家湾光伏项目成功并网，作为全球范围内 2000V 系统 的首次落地实证，24 年 3 月，公司发布 2000V 高压光储技术，据阳光电源测算，相比 1500V 系统，2000V 光伏系统全生命周期投资可节省 165 亿元/100GW，大幅提升项目经济性。
储能业务高速发展，海外签单多点开花。公司在海外储能业务拓展优异，广泛应用在美、 英、德等成熟电力市场，不断强化风光储的深度融合。23 年通过澳洲 GPS 并网许可，签 约南澳最大独立储能订单 138MW/330MWh，24 年 5 月签订德国 116.5MW/230MWh 订单， 24 年 5 月签订沙特 160MW/760MWh 储能大单，24 年 6 月签订拉美 880MWh 独立储能 大单，24 年 7 月签约沙特 7.8GWh 全球最大储能项目并预计 25 年全容量并网运行。公司 海外订单接连而至，随着海外市场订单的逐步落地，公司 24年储能业务有望保持较高增长。 迎接新型电力系统风口，构网型储能布局领先。24 年 8 月公司集中式 PCS 通过业内权威 机构的构网性能测试，成为行业首家组串式、集中式储能变流器均通过构网认证测试的企 业。24 年 3 月，针对极弱网、弱网、强网、离网等不同场景的性能考核，阳光电源一次性 通过所有测试，收获了业内首个光储全场景构网实证报告，充分验证了阳光电源的干细胞 电网技术在增强型连续高低穿、柔性惯量支撑、微秒级电压构建、快速黑启动等全场景构 网能力。公司在构网型储能上有成功的应用先例，2023 年英法输电通道发生故障，电网惯 量支撑不足致使电网频率跌破正常标准线，阳光电源参与打造的英国门迪储能项目迅速反 应并拉升电网频率，避免了大面积停电事故。
国电南瑞：二次电力设备龙头，构网储能助力新型电力生态建设（华泰电新 组覆盖）
二次电力设备龙头，深耕智能电网/能源低碳/数能融合/工业互联四大领域。公司站在新型 电力系统建设的背景之下，肩负着助力能源转型顺利推进的重任。公司定位国网科研产业 化平台，洞悉国网技术发展方向，其业务紧密契合新型电力系统建设方向，并持续处于行 业技术先锋位置。当前全球发电端新能源大规模并网、用电端电气化程度提升、人工智能 等加速发展，在发、用两端波动加剧的背景下，电网整体投资有望实现较快增长，公司有 望持续受益。业绩方面，公司 24H1 实现营收 201.1 亿元，同比+10.0%，归母净利 27.1 亿 元，同比+8.4%，网内外业务协同发展。
网外业务快速发展，扩展构网型储能业务应用，支撑新型电力系统建设。公司储能业务 23H1 以前归于发电及水利环保板块，23 年报后调整口径至能源低碳板块，24H1 能源低碳板块 营收同增+33.47%，新型储能业务发展迅速，强化构网型储能推广。23 年至今完成包括辽 宁电网新型储能城市电网大容量火电机组试验，西藏构网型储能一体化方案应用，包铝智 慧能源调控中心及储能，沙特储能及静止同步补偿器项目，中标青海宝库、宁夏国能等构 网型储能项目，南非储能等重大项目。
受益于新型电力系统投资加速，23 年以来公司新签合同额持续提升。截至 23 年底，公司在 手订单 498.52 亿元，其中 23 年新签在手订单 274.27 亿元，新签合同额 582.87 亿元，同 比+12.64%。2024H1 公司新签合同 287 亿元，同比+10.7%，国网集招份额进一步提升。
公司未来增长点主要在于电网建设周期向上，储能低碳板块加速拓展，及海外业务扩展。 1)电网方面：特高压向上周期及柔直渗透率提升带来业绩弹性。截至目前，“十四五”规划 但尚未开工的特高压线路仍有“一交四直”，我们认为产业有望在 24-25 年迎来建设高峰， 特高压行业有望进入投资兑现期。公司在核心设备直流换流阀及其控制保护系统市场地位 显著，同时换流阀价值量占比更高的柔直方案渗透率有望提升，为公司该业务带来业绩弹 性。 2)储能方面：公司掌握储能核心控制技术，针对新型电力系统建设的痛点，将构网技术应用 于储能系统，形成了集中式风冷、液冷储能系统、模块化液冷储能系统、高压直挂式储能 系统等全场景构网型系列储能产品，并在国内外取得规模化应用，有力支撑新型电力系统 的建设。相关业务 23 年至今快速增长，我们看好未来助力新型电力系统建设，进一步打开 公司业绩空间。 3)海外业务方面：公司海外业务加速开拓，海外业务订单数额快速增长。全球电网投资有望 加速，根据 IEA 数据，海外电网投资在 2015-2019 年间 CAGR 为-2%，2020-2022CAGR 达到 7%，IEA 预计在 2023-2030 年间 CAGR 有望达到 14%。公司海外业务逐步向好，在 南美、东南亚、中东等重点市场区域落地多项亮眼工程；23 年海外业务收入达 13.94 亿元， 同比增长 104.1%，占整体营收比例为 2.7%。随着海外电网投资景气度提升，叠加公司凭 借强产品/技术实力加速海外市场开拓步伐，海外业务订单数额快速增长（23 年同比增长 24%），我们认为海外收入占比有望持续提升。
金风科技：国内风电整机龙头，国际业务拓展顺利（华泰电新组覆盖）
新疆金风科技股份有限公司于成立于 1998 年，2007 年在深交所上市，2010 年在港交所上 市。公司基于在研发、制造风机及建设风电场的丰富经验，为客户提供高质量的风机产品， 提供风电场投资与开发、风电运维服务的整体解决方案。根据彭博新能源统计，2023 年公 司全球/国内新增装机容量 16.4/15.7GW，市占率 20%/13.9%，蝉联全球、全国第一。公司 发电业务稳步发展，截至 24 年 6 月底，公司自营风电场权益装机容量 8.1GW，权益在建 容量 3.7GW。
公司国际业务拓展顺利。2017 年，公司推进“两海战略”，布局海上、海外市场，在多个 海外市场及国际客户拓展方面实现业务突破。截至24年6月底，国际业务累计装机7.4GW， 其中在北美洲、大洋洲、亚洲（除中国）及南美洲装机量均超过 1GW，海外在手订单 5.2GW， 同比增长 12.4%。考虑到海外风机毛利率显著高于国内，随着订单持续滚动落地，有望提 升公司盈利能力。
运达股份：国内风机龙头，大型化进展领先
运达股份成立于 2001 年，前身为浙江省机电设计研究院风能研究所，是国内最早从事风力 发电技术研究与产品开发的大型国有控股上市公司。公司主营业务为大型风力发电机组的 研发、生产和销售，新能源电站的投资运营以及新能源项目 EPC 总承包，主要产品包括 2MW 至 6MW 及以上风电机组。截至 23 年 12 月，产品遍及国内外 600 余个风电场，机组最长 运行时间超过 20 年，为国内风电装备龙头企业。
风机订单同比高增，8MW 以上机型持续推进。公司围绕风机大型化、智能化、高端化等发 展趋势，完成多款产品开发。24 年上半年，公司新增订单 14.3GW，同比增长 52.4%；截 至 24 年 6 月底，累计在手订单 34.2GW，其中 8MW 及以上风机 7.62GW，占比 22.3%。
（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。）
