我们认为能源发展的几个基本要素出现变化，因此进入新的发展阶段。随着新能源的成本 下降，以及电力市场化机制的改变，中国能源转型已经进入新的阶段。2024 年水风光发电 量占比超过 30%，装机量占比超过 50%，因此新能源从替补能源向替代能源迈进，而这也 意味着新能源需要逐步实现与主体能源相似甚至一样的功能。但从需求增长层面，电气化 率趋势不容小觑，中国正在成为全球电气化第一国度，新能源发电是不可或缺的一块拼图。 十四五期间中国用电增长持续超预期，CAGR 达到 7%以上；展望十五五，中国必然会持续 加大在 AI 上的发展，而其他产业的蓬勃发展，从机器人、无人机，再到汽车电动化，无不 彰显中国在电能替代上的决心。因此虽然 GDP 单位能耗是下降的，但是我们认为电耗将是 持续上升的，中国的电气化率也终将走向 80%，十五五期间电力需求增速 CAGR 有望保持 6%以上，意味着 3 万亿度增量用电需求。而由于双碳目标的约束，煤电电量难有大幅增长， 因此在核电、水电保持高速发展的同时，风光新能源也是不可或缺的增量，我们测算十五 五风光增量装机仍在 1500GW 以上。 新能源降本没有停步，但系统消纳问题却日益突显。随着新能源和储能自 2022 年以来成本 的快速下降，虽然即便按照市场强制配储的 10%、2 小时，新能源发电成本也低于火电， 但是实际上行业内并不认可新能源系统已经实现真正平价。经历十四五新能源装机快速上 量之后，重新出现了弃风弃光、限电与负电价等一系列问题，究其原因是新能源对储能的 实际需求要远高于强制配比，使用简单的单日曲线无法反应新能源的随机性以及季节性的 波动。概括来讲就是新能源的供给与终端用户的需求不匹配。因此我们通过 python 建立 蒙特卡洛模型，尝试从比例、成本、模式等多个维度分析解法，并由此回答投资者对于新 型电力系统平价最为关注的五个问题：
五问五答
一，为什么平价争议较大？我们如何定义平价？ 行业内对于电力系统的需求主体及其具体需求的定义存在差异，造成了不同的成本测算； 而在供给端，绿电自供率与成本直接相关，存在多种优化路径，因此平价的衡量标准存在 争议。我们认为新能源发电理论平价而现实未平，真实差距主要在于： 1） 新能源系统与用电侧利用小时错配，匹配负荷所带来的冗余装机需求导致前置成本 高、利率水平敏感；在供电可靠性要求不变的前提下，若以新能源替代传统基荷电 源，同样的负荷需配备数倍的装机容量（风/光分别 3/6 倍负荷侧装机容量）。即便 从 LCOE 视角看成本相近，但从投资视角看前置资本压力远高于传统电源，因此对 利率水平极为敏感。在利率较低的环境下，新能源通过较长的运营期实现成本摊薄， 投资回报尚可接受；而在利率走高、融资条件偏紧的情形下，其 IRR 快速下滑，边 际项目甚至可能因 NPV 转负而丧失投资可行性。 2） 新能源随机性、间歇性和季节性引入的可靠性成本被忽视，仍需系统定价。随机性 方面，光伏日内随机性更强，会随着云层出现出力波动，风电日间随机性更强，逐 日波动标准差可达近 60%；间歇性方面，光伏日内随机性较为固定可预测，存在 10 小时以上的无出力区间，而风电则体现为全年少次长期间歇性且难以预测，每 年均会出现 2 日以上无风的情况；季节性方面，风电出力受季节波动更影响，淡季 较全年平均的 95%概率最大出力低 21%，而光伏则在日照和温度的对冲下具备弱 季节性，淡季较全年平均仅相差 14%。
我们如何定义平价
不稳定是新能源的核心痛点，因此实现稳定供电是新能源产业升级的方向。长远来看，新 型电力系统会从发电平价，到系统平价，再到最终的完全平价。其中系统平价是未来五年 首要解决的问题，也即提供一条稳定的发电曲线，能够与实际负荷匹配。以实现在新能源 随机性，间歇性和季节性波动下的时时平衡。第 1 阶段-电量平价：即满足发电量等效的平价。在该阶段，新能源项目不考虑出 力曲线和系统成本，而是完全依赖电网提供可靠性支撑，相关的系统灵活性成本由 全系统分担。 第 2 阶段-系统平价：利用小时匹配的过程。即满足电网/用户对于绿电自供率的比 例要求，与此同时组合具备有经济性的 LCOE，我们就称之为利用小时平价。 用电侧平价：绿电直连和传统直购电的费用相比，主要节约的是自发自用 部分的线损以及输配电价中的电量电价部分。所以绿电直连模式电网开支 和购电成本的总和，与常规模式下的工商业电价打平，是实现平价的边界 条件。我们测算用电侧平价边界线为 0.394 元/度（绿电直连模式下，电源 端自发自用部分折算的不含税电价）。 发电侧平价：我国煤电作为基荷电源的本质尚未改变，煤电发电成本也就 构成了电力市场的边际出清价格。所以我们以 670 元煤价作为参考区间， 基于 280 克/度的发电煤耗假设，度电三费 0.1 元/度，考虑煤电企业 15% 的毛利率，则发电平价成本区间在不含税 0.36 元/度。 第 3 阶段-完全平价：在电能质量层面，构网型光储也将与传统电源匹敌，新能源 可以单独组网，对电网实现主动稳定支撑，开启全面替代过程。
二，如何实现系统平价
2025-2026 独立储能爆发，风光储用电侧平价
新能源并网量增加导致调峰缺口扩大，2025-26 年国内独立储能刚需阶段性爆发。部分省 份新型储能容量电价机制先行，大幅改善了独立储能项目经济性。此外，新能源全面入市 节奏加快，随着更多省份批发侧电力市场的建立构成电价信号，独立储能在发电侧基于峰 谷价差的商业模式将逐步理顺。从电网的调峰平衡表测算，我们可以看到 2025 年具备 84GWh 的储能装机需求，而从容量电价支付空间来看，我们认为若 2026 年电力市场化带 来的批发侧电价下降的一半被用于支持新型储能容量补偿，则有望刺激超 150GWh 的新增 储能需求。
即便“136 号文”取消了风光强制配储，我们还是看到了今年以来产业端多个风光储组合 项目的落地，反映出这一新型商业模式自身的价值。我们测算若以 70%绿电自供率为标准， 当前造价水平下国内风光储组合方式已经实现用电侧平价，风光配储已由政策强制切换至 经济性驱动。
2027 光储用电侧平价
随着平价进一步深化，我们认为有两个大趋势将会同步展开：一方面降低系统中风电配比、 实现用电侧光储平价，通过打开光伏装机空间，启动光储新增装机双击的飞轮；另一方面 逐步提高绿电自供率水平，从而适配更多用户需求（比如要求 80%绿电自供率的 AIDC 已 箭在弦上）。我们测算伴随光、储成本到 2027 年再下降 15%和 26%（对应光伏成本 2.3 元 /W，储能成本 0.59（4h）、0.67（2h）元/Wh），国内市场用电侧光储平价、以及用电侧高 利用率平价将会实现。 降本逻辑主要包括（1）优化商业模式提升储能循环次数，我们测算储能 LCOS 对储能年循 环次数弹性约为-0.2，若“一体化模式”进一步将年循环次数从 350 提高到 450 次，可再 实现降本 20%+。（2）“136 号文”推出机制电价，推动新能源项目逐步形成真实的边际成 本排序，有望逐步消除“项目资源寻租”带来的非技术成本。
光储协同降本，至 2030 年附近国内发电侧光储有望实现平价
不同于用电侧平价后仍受限于负荷需求和灵活性资源构成的天花板，发电侧平价带动的装 机将更具想象空间。我们预计发电侧光储 LCOE 到 2030 年可以下降到 0.36 元/度以下，实 现发电侧光储平价（发电侧平价线 0.36 元/度）。我们认为发电侧平价后，不仅新增发电需 求将被风光满足，对于存量煤电的替代也能水到渠成，光伏和储能新增装机形成互相促进 的循环，需求全面加速释放。 降本可能的技术包括（1）储能有望通过性能提升带来进一步降本。我们测算发现，当储能 年衰减从 2%下降到 1.2%、并消除 5%的首年衰减后，生命周期内不会触及 80%的有效容 量边界，储能项目将不再因电池日历寿命瓶颈而中途更换电池，从而大幅降低 LCOS。此 外提升 DoD、项目规模化对于 BOM 和 EPC 成本的摊薄等，也都有利于储能成本的进一步 下降。（2）叠加钙钛矿叠层推动光伏转换效率超过 30%，进一步降低光伏造价。
三，为什么我们认为需要新的商业模式
商业模式的突破和创新有望减少对于成本下降的依赖、避免过度内卷。由于用户的绿电需 求是多样化的（如出口满足欧盟碳关税需求是 70%，而新建 AIDC 的政策要求是 80%，终 端可靠性对标火电要求 95%），而解决这些需求、为电网提供可靠性的手段很多，所以我们 可以看到在任一时点，能够满足用户需求的项目设计多种多样。而在成本下降、经济性扩 散的过程中，我们发现不仅可以靠直接降低风电，光伏和储能的造价，还可以通过商业模 式的优化来满足平价标准，即提升效率和系统优化降成本。在不同绿电自供率下，我们测 算并梳理优化策略分别为： 1) 当绿电自供率处于 0–30%区间时，系统无需配置储能，类似目前的户用和工商业自 发自用； 2) 30–80%区间，项目可以通过提升风电比例来对冲一部分储能配比上升，风光配比在 7:3 甚至更高时展现经济性，维持储能配比在 20%1 2h 以下，甚至 10% 2h，同时通 过一定的新能源超配实现对新能源季节性波动的平抑； 3) 进入 80–95%区间后，无论风光配比还是超配均无法提升自供率，储能提升成为必然 手段，并且风电在季节性波动的劣势开始显现，风光配比下降至 6:4，储能配比主要为 20% 2h； 4) 在 95–100%阶段，系统大概存在 400+小时在一年的淡季仅靠新能源难以满足系统的 跨季节需求，因此成本呈加速上升，不仅储能比例大幅上升，新能源超配比例也大幅 上升，显示纯靠新能源系统自身实现最后 5%的自供率经济性较差，用电网备用或者柴 发备用更加划算。
以商业模式提高储能循环次数是达成平价的关键。我们测算储能 LCOS 对储能年循环次数 弹性约为-0.2，若进一步将年循环次数从 350 提高到 450 次，可再实现降本 20%+。风光储 一体化模式较独立储能天然具备更高利用率，核心在于储能与发电侧的直接耦合绑定电站 运行曲线，可控性和可预测性较强。而独立储能方面，根据中电联，2024 年我国网侧独立 储能的年均等效充放次数为 248 次，因此同成本储能我们测算对应 LCOS（储能度电成本） 为 0.47 元/kWh；风光储一体化方面，我们测算在 70%~95%的中高水平绿电自供率下，风 光储电站储能年循环次数可达 500+次，对应 LCOS 不高于 0.25 元/kWh，相较网侧独立储 能 LCOS 降本幅度近 50%。 部分场景下风光耦合相较增配储能更经济。不同于储能完全作为系统调节成本项，风电作 为电源额外具备发电收益，可以通过自身更贴近负荷曲线的出力曲线来拉平整体新能源发 电系统的出力曲线，因此若通过增加风电占比以替代部分储能调节功能，可在一定程度上 降低系统整体度电成本。在绿电自供率达到 80%前，增加风电装机占比是最具性价比的提 升绿电自供率的抓手。当前投资下，风光度电成本相近且平价，我们测算风电/光伏 LCOE 为 0.26/0.22 元/kWh，在不配储、仅通过优化风光配比和超配率下，风：光装机比例为 7:3 的发电系统绿电自供率最高可达 75%~80%水平，对应 LCOE 仅为 0.29 元/kWh。 是否配置备用电源，本质是一个备用容量边际成本的比较问题。若将目标从提升绿电自供 率进一步推至实现 100%稳定供电的新能源系统，系统成本的核算逻辑也需从边际补偿转向 全面可靠性对标传统能源体系的视角，而在储能尚未平价的背景下，适度引入备用电源成 为一种必要的系统补充手段。当电网容量备用价格高于离网备用电源的单位成本，将更倾 向于自备备用系统，反之则选择依赖电网兜底。
我们认为目前百花齐放的商业模式，最终可能走向两种“一体化”模式，以单个项目“新 能源+储能”耦合的一体化，以及宏观层面通过电力交易的虚拟电厂整合多个项目的“新能 源”+灵活资源的耦合模式。如我们前面提到，新能源和传统能源最大不同是“成本前置”， 因此如何保证项目利用率是实际运行中降本的关键，一体化项目可以有效提升利用率以及 出力稳定性，实现系统平价中的双赢。
四，新能源系统平价，会打开产业哪些空间
随着新能源系统平价的实现，风光装机重回增长，其中风电中短期内增长更快、长期增长 主力将随着光储平价切至光伏，而光伏增长将进一步加速储能需求，储能有望实现空间倍 增。我们预计储能需求 2024-30 年 CAGR 为 44.5%，其中电芯销量将相当于 2024 年的 5x， PCS 则为 3x，显著跑赢同期风光装机的 CAGR 10%。而风电由于在组合中优化成本的价 值，我们预计 2025/26 年全国风电新增装机 110/130GW，新增装机增速达到 39%/18%。
五，系统平价过程中，哪些行业或将有结构性的机会
在新能源系统平价的大潮中，风光储及其各类组合方式将会彻底改变电力系统的图景。我 们认为最终或将走向两种范式：表后的一体化（即独立于公共电网、属于用户电力资产的 部分），或者虚拟电厂形式下的一体化。表后一体化的回报稳定性更高，更可预测，但是门 槛高，且商业模式需要政策支持，例如之前在发电侧风光储一体化打捆运行是不被调度允 许的，需要政策绿灯放行；而虚拟电厂形式下的一体化由于政策弹性空间更大，我们认为 更可能率先发力，与此同时配网端的“四可”要求将会成为刚需，具备灵活性和性价比的 备用电源也将成为电网不可或缺的一部分。
在电气化率持续提升下，中国成为全球第一电气化国度。从早期的电能替代，到“双碳” 目标下的电力减排，再到未来的算电协同和电力智能化，中国电气化进程在动能切换中持 续处于加速通道。随着能源消费向电力持续集中，中国电气化率稳步提升并实现对欧美发 达国家的弯道超车，2024 年，相比欧美普遍约 22%~23%的电气化率水平，中国电气化率 已交出 27.4%的成绩单，成为电气化和可再生能源革命的领跑者。根据 Ener data，中国 2024 年电气化水平较 2000 年（13.8%）以来实现翻倍，而主要发达国家美、英、德、法、 澳自 2000 年以来电气化水平仅提升 3.0/2.5/1.8/5.1/2.4 pct，同样发展速度较快的发展中国 家印度2000年以来电气化水平也仅提升5.6 pct（基数较中国更低，2000年电气化率10.0%）。 在能源电气化带动下，长期来看中国电力弹性系数有望逐步与一次能源弹性系数进一步拉 开差距，我们预计 2026-2030 年单位 GDP 消耗电力 CAGR 或将达到 2.3 %，与单位 GDP 消耗能源复合增速形成约 4 pct 的增速差，在 2030 年电气化率将达到 40%。
中国电力消费正处于结构性的新旧动能切换之中，预期新动能带来电力需求持续增长在十 五五期间将保持 6%以上。尽管 2024 年处于典型的新旧动能切换期，传统高耗能行业增速 放缓，新能源链条短期承压，但我们认为本轮用电增速下行是阶段性的调整，中长期随着 以 AI 为代表的新动能加快渗透，电力需求有望持续上行，进入由结构性升级主导的稳中提 速阶段，虽然我们预期 2025 年我国电力需求增速或将暂时回落至 5.5%，但是我们判断 2026-2030 年全社会用电增速将修复并维持在 6.5%区间，2030-2035 年在高电气化率与智 能化深化背景下或维持 6%水平，呈现前增后稳的趋势。
需求端，我们认为中国电气化率提升主要有三大动能：
持续发力的新质生产力拉动用电需求。新三样（光伏、锂电、电动车）等新质生产力 已成为用电需求关键引擎，不仅拉动传统二产制造业，亦在三产用电需求有所贡献， 我国电动车渗透率提升是最直观的例证。我们预测 2025/2030 年新能源乘用车销量渗 透率或达 50%/70%，保有量渗透率或达 14.1%/29.7%，或将拉动 1,059/2,021 亿度的 锂电电力需求，每年平均创造用电需求增长约 195 亿度；电动车渗透率提高不仅刺激 制造业用电，在充电环节用电，我们预测充电（公桩+私桩）将贡献 2025/30 年 1,459/3,994 亿度的电力需求，每年平均创造用电需求增长约 496 亿度。合计来看， 2025-30 年新能源车每年平均贡献二产、三产用电新增需求 691 亿度，对应拉动约 0.11-0.14pct 电气化率的提升。
电能替代改造逐渐深化，“煤油”、“电能”、“绿电”三步走。“十三五”以来我国着力 于在重点领域从煤、油传统能源切向电力，例如 2016 年《关于推进电能替代的指导 意见》首次明确在电力供应与消费、工业与农业生产、交通运输、居民生活采暖等众 多领域推进电能替代；“十四五”则进一步扩大改造范围，例如 2021 年《2030 年前 碳达峰行动方案》将工业、建筑、交通电气化列为重点；“十四五”末和“十五五”将 着眼于将高耗能行业切向绿电，一方面 2024 年《关于大力实施可再生能源替代行动 的指导意见》推动从单一电能替代转向电、氢、氨等多元清洁能源协同发展，另一方 面《2025 年能源工作指导意见》推动在工业、交通、建筑、数据中心等重点领域大力 实施可再生能源替代行动。2021 年和 2022 年的替代电量分别为 1891 亿千瓦时和 684.3 亿千瓦时，虽然同比下降逐步进入“深水区”，但是对于当年全社会用电量增量 的贡献比例维持稳定，分别为 24%和 21%。此外，我们认为从电能切向绿电的二次替 代的空间仍较为充分，这个过程中也将进一步提升我国电气化发展质量。
我们认为 AI 算力需求更具平滑和持久的扩张空间，或形成长期电力增量：我们基于对 我国 AI 数据中心算力需求和对应拉动的电力需求空间进行预测，预计 2025-30 年数据 中心用电需求年增量从 510 亿度电平稳上升至 2,035 亿度，CAGR 达到 34%，对应每 年约 0.10-0.35 pct 电气化率的提升。
向后展望，在多模态模型和 Agent 应用落地带来 Token 推理需求增量下，AI 需求或将进 入新一轮高增长阶段。华泰计算机组在 9 月 1 日发布的《AI 推理范式变化带来算力需求增 长》报告中指出当前多应用场景下 Token 调用的加速将有望驱动算力需求加速增长。不管 是 Google 的 Token 数从 25 年 5 月到 7 月实现翻倍至 960 万亿/月，还是 25 年 6 月底国内 日均 Token 量较 24 年初增长 300 多倍达到 30 万亿，均反映了全球算力需求的快速增长， 需求动能主要在于：进入后训练和推理时代后，与传统应用 Chatbot 相比 AI Agent 输出的 Token 或将提升 十倍以上； 算力需求与 Token 增长也不是线性关系，推理过程将变得更加复杂，Token 量增长十 倍所需算力量可能需要增长百倍，进一步带动算力投入和能源消耗的持续攀升。 而海外随着 AI 对电力需求的提升，已经带来了美国和日本等地区的能源价格上涨，和能源 供给压力，因此未来电能供给也将决定新技术是否能持续发展。 中国已在 2025 年迎来 AI Agent 元年，兑现到国内算力侧，我们预计随着 AI Agent 技术 快速迭代与场景渗透，中国市场正迎来新一轮算力需求高峰。我们预测我国算力需求在经 过 2023-27 年 CAGR 34%的平稳增长后，或将于 2028 年迎来需求高峰，对应 2028-2030 年 CAGR 为 71%。对应到装机侧，我们预计 2025-2027 将有 10/14/16GW 数据中心落地 投产，贡献用电需求 510/1,025/1,220GWh，对应 CAGR 为 54.7%。
新能源解决中国发展巨量资源问题，仍然是未来增量能源需求的主力支撑。假设全社会用 电量在 2026-30 年期间年均增速维持在 6%以上，则将带来每年超过 6,000 亿千瓦时的新增 电力需求。假设 2025-30 年期间每年平均仅新增 210 GW 新能源装机，我们测算每年将仍 需增加平均约 1.2 亿吨标煤等效能源进行补充，至 2030 年总共需要额外增加 7.2 亿吨标煤 的年供给量，是 2024 年煤炭年产量吨数的 15%，亦为 2024 年大秦铁路运量 3.92 亿吨的 1.8 倍。因此，在用电需求的拉动与煤炭产运桎梏的挤出下，未来新能源将具备广阔装机空 间，若以实现对新增电力需求完全覆盖为目标，我们测算新能源每年平均新增装机可以达 到 462GW，2025-30 年期间将新增 2772 GW 风光装机。
通过“136 号文”等市场化政策工具，新能源或将逐步脱离政策哺育转向市场主导，最终 以市场为导向进入“安全充裕”的能源时代。 1) 新能源的角色正在从“替补能源”转向“替代能源”：2024 年底风电和光伏装机占 比达全国电力总装机 42%（2019 年仅为 27.5%），发电占比达 18.5%（2019 年约 为 8.5%）。 2) 过去“只管发、不管用”的粗放式增长模式难以为继，随着电力市场化改革深化， 新能源需面向需求侧优化供给和配置。映射到政策端，一方面“136 号文”要求新 能源参与全电量市场交易不再依赖全额保障收购，这从供给侧转向供需协同，体现 “发用并重”理念；另一方面我们可以看到新能源所承担的责任也在逐步放大，《电 力辅助服务市场基本规则》指出将按照“谁受益、谁承担”原则建立电力辅助服务 费用传导机制，新能源结算时需要承担辅助服务与系统调节费用，避免只重投资忽 视运营。 3) 最后，尽管用电需求维持中高速增长，但在电价市场化与交易机制灵活性提升的背 景下，系统反应速度与新能源供给速度均显著加快，我们判断能源供需格局将长期 处于“安全充裕”的阶段。虽然需求侧仍保持可观增速（2025 年 1-7 月，全社会 用电量累计 58,633 亿千瓦时，同比增长 4.5%），但是新能源供给速度也显著加快 （25 年上半年光伏/风电新增并网 212/51.4GW，同比增长 107%/99%），叠加全国 统一电力市场建设加速巩固供需充裕性，因此我们可以看到在今年 7 月份单月用电 需求破万亿度下，迎峰度夏期间电力供给仍较为稳健，体现为大部分省份夏季尖峰 电价政策的退出和峰谷价差的回落。根据汾渭数据，2025 年 9 月全国超 73%的区 域峰谷电价差较上月下降，主要系节点电价机制逐步替代行政定价，例如河北南网 通过实时供需定价，使局部电网运行压力得到缓解，叠加用户侧资源参与市场交易 的门槛降低压缩了价差空间，因此电价市场化与交易机制灵活性提升也加速电力系 统供需衔接的反应速度，强化供给韧性。
复盘风光平价之路，我国西部光伏、陆上风电相继于 2020~21 年实现较火电机组的度电成 本平价后装机迎来爆发，东部光伏和海上风电也相继于 2021 年之后实现沿海火电的度电成 本平价贡献分布式光伏和海风需求增量。我们在 2024 年 10 月 25 日发布的系列前序报告 《新型电力系统 成本篇：多维解决消纳问题，新能源迈入 2.0 时代》中对风光电站所需配 储比例进行了测算（图 30），基于此以及 2024 年风光 LCOE，我们计算风光储系统 LCOE 为 243~374 元/MWh，甚至在风光比达 6:4~10:0 时 LCOE 低于 300 元/MWh，远低于各类 基荷电源的度电成本，但理论测算结果与行业实际情况显然有较大差距。 我们认为风光储理论平价而现实未平，差距主要在于 1）新能源系统与用电侧利用小时错 配，匹配负荷所带来的冗余装机需求导致前置成本高、利率水平敏感；2）新能源随机性、 间歇性和季节性引入的可靠性成本被忽视，仍需系统定价。
平价的争议，理论测算和实际存在哪些差距
因素一：新能源系统与用电侧利用小时并不匹配
新能源发电侧与负荷侧的利用小时错配问题正逐步暴露出其对投资回报的显著影响。根据 主要电网最高负荷数据和全社会用电量，我们估算我国负荷端利用小时数约为 7,000 小时， 而 2024 年我国光伏和风电的平均利用小时数仅有 1,132/2,127 小时，而同期火电和核电的 平均利用小时数高达 4,400/7,683 小时（四川燃煤火电机组可达 5,693 小时），这意味着为 在供电可靠性要求不变的前提下，若以新能源替代传统基荷电源，同样的负荷需配备数倍 的装机容量，即便不考虑出力间歇性和随机性所带来的时空错配、仅考虑利用小时数的匹 配，风电、光伏仍需分别配备 3/6 倍负荷侧装机容量。因此即便从 LCOE 视角看成本相近， 但从投资视角看新能源因为“冗余装机”需求面临远高于传统电源的前置资本压力。
前置投资的放大效应使新能源资产对利率水平极为敏感。在利率较低的环境下，新能源通 过较长的运营期实现成本摊薄，投资回报尚可接受；而在利率走高、融资条件偏紧的情形 下，其 IRR 快速下滑，边际项目甚至可能因 NPV 转负而丧失投资可行性。以大型工业园区 318MW 的负荷为例： 1） 虽然在更低的边际发电成本下风光储系统的 LCOE 较具备较高燃料成本的火电有一定 优势，但是我们也看到新能源系统具备更高的初始投资强度。假设风/光/负荷装机的利 用小时数分别为 2,200/1,311/7,000 小时，且需要 100%满足典型日内负荷曲线，则我 们测算相较火电，风储和光储的初始投资较火电高 268%/463%，电源装机高 189%/389%，且需要额外配备相当于负荷端装机 72%/542%（功率口径）的 2h 储能。 即便是最具经济性优势的 8:2 风光比的风光储系统，也需要较煤电多投入 257%的初始 投资。因此即使考虑 LCOE 端的经济优势，超 3 倍的初期资金投入和技术成熟性也会 引起业主的担忧。
2） 利率对风光储项目回报具备显著的杠杆效应，依赖在低利率环境下通过较长的运营周 期摊薄成本。参考当前基准利率水平 1.75%，我们假设风光储贷款利率为 2.5%，以用 电侧投资视角来看，在电价 0.63 元/kWh 水平下，风储/光储电站 80%贷款比例的项目 资本金 IRR 为 25%/12%；敏感性分析来看，以 80%比例资本金为基准，在贷款利率 2.5%下，贷款比例减少/提升 10pct 可拉动风储/光储项目 IRR 减少/提升 2.7~4.3/ 0.8~1.0pct，随着贷款比例边际提升；若固定贷款比例为 80%，则以 2.5%利率为基准， 贷款利率每增加/减少 1pct，可拉动风储/光储项目 IRR 减少/增加 1.4~1.5/0.8~0.9pct， 且随着贷款利率提升而边际递减。
因素二：新能源的可靠性成本被忽视，可靠性并不免费
以西班牙大停电事件为例，暴露出新能源瞬时波动对系统稳定性的冲击。2024 年 4 月 28 日中午，西班牙南部格拉纳达、西南部巴达霍斯和塞维利亚三地相继发生新能源电源脱网， 触发连锁反应并最终导致西班牙与葡萄牙电网大范围负荷失供。西班牙电网新能源出力占 比高达 71%，电力系统整体处于“高可再生、低惯量”状态。南方能源观察分析认为，由 于高比例光伏并网导致局部短路比偏低，电压运行裕度有限，在轻微扰动下电压快速跃升， 触发光伏机组无序脱网。
新能源存在三种特性：随机性、间歇性和季节性，构成实际成本与理论成本之差。先说结 论，随机性方面，光伏日内随机性更强，会随着云层出现出力波动，风电日间随机性更强， 逐日波动标准差可达近 60%；间歇性方面，光伏日内随机性较为固定可预测，存在 10 小 时以上的无出力区间，而风电则体现为全年少次长期间歇性难以预测，每年均会出现 2 日 以上无风的情况；季节性方面，风电出力受季节波动更影响，淡季较全年平均的 95%概率 最大出力低 21%，而光伏则在日照和温度的对冲下具备弱季节性，淡季较全年平均仅相差 14%。具体拆分来看：
#1 新能源随机性：虽然风光出力的长期中枢可以预测，但是在短期维度上有偏差。 1) 光伏波动性更多体现在日内瞬时影响，根据 EPRI 对 1MW 光伏发电厂的高频监测，云 层飘过可造成25秒内-743kW/+770kW 的出力波动，即每秒-2.9%/+3.0%的波动幅度； 2) 风电波动则更多体现在日度，根据兰木达对 22Q4 山西某风电场与光伏电站的逐日出 力拟合全省出力数据，期间光伏逐日波动相对标准差为 35.49%，风电逐日波动相对标 准差则达 58.56%，大风季中风电出力的逐日波动性相对更大。
#2 新能源间歇性：光伏两日间不出力时段可达 10 小时以上，而风电也存在连续无风日。 1） 光伏出力天然与太阳辐射强相关（根据中创慧联，相关系数高达 0.93），因此叠加阴雨 等情况在单站层面每日存在≥10 小时低产窗口； 2） 风电则会在区域层面出现连续数日的“无风期”，以风电渗透率较高的欧洲地区为例， 根据 Clean Energy Wire，德国平均每年出现约 2 次长时风电低出力事件，即持续 ≥ 48 小时的可再生发电量低于容量 10%。
#3 季度波动性：风电受季度影响更加直接，而光伏季节性影响受多因素冲抵后影响减弱。 1) 风电出力与风速具备强相关性，而风力（风速）的季节性特征映射到风电的季节特征， 因此 5-9 月弱风期出力中枢有所下降。根据《考虑相关性的沿海大规模风电场出力特 性研究》中对江苏省样本风电场的出力特征数据，5—9 月的月最大出力一般为 0.47~0.77p.u.，1—4 月的月最大出力为 0.79~0.86p.u.，而 10—12 月的月最大出力为 0.82~0.96p.u.。 2) 光伏出力季节性较弱。根据 TerraQuanta 高频数据，虽然六月份太阳辐射达到年内峰 值，但是光伏发电量并没有明显提升，且在太阳辐射明显较弱的冬季，光伏发电量仍 可堪比夏季。诚然光照因素会对光伏出力造成显著影响，但夏季炎热的温度亦压制了 光伏组件的发电效率，对于 25℃的标准温度，光伏发电板温度每上升 1℃，光电转换 效率将会下降约 0.4％，因此与夏季光照提升冲抵，削弱了光伏的季节性。根据《多时 间尺度下地区电网新能源出力特性及源荷相关性分析》，华东某地区风电秋季 95%概 率最大出力为 0.42p.u，较全年 0.53p.u 水平低 21%，而该地区光伏冬季 95%概率最 大出力为 0.44p.u，较全年 0.51p.u 水平低 14%，且呈现春>秋>夏>冬的季节特性。
趋近真实系统平价，需要考虑新能源特性与负荷特性相匹配
测算逻辑上，我们的模型分为两层：
测算框架是基于调峰模型调用的遍历穷举：我们对风光比 0:10（纯光伏）~10:0（纯 风电）、装机超配率2 -90%~100%（装机超配率=风光装机总出力/负载总需求量-1，即 风光发电量是负荷需求量的 10%~200%，步长为 10%）、储能功率配比3 0%~100%（相 较发电侧装机，步长为 10%）以及储能时长 2h 和 4h，进行 11×20×11×2 共 4840 次测算，最终根据绿电利用率、风光比进行分类，得到每个区间最小 LCOE/最大 IRR 对应的风光比、超配率和储能配比。
对现实世界的风光出力和负荷需求波动性的仿真模拟则基于蒙特卡洛模型：我们基于 真实负荷曲线、典型风光出力曲线，采用蒙特卡洛模拟生成一年 8760 小时的风电出力 曲线、光伏出力曲线以及负荷需求曲线，实现对季节性和随机性的模拟，以此来更接 近真实状态，寻找成本最优的解。正如上文所论述，风光出力曲线不仅日内存在明显 波动，季度间同样存在明显波动，我们结合实际情况分别为风光各自设定了 12 条月度 出力曲线，在此基础上，将光伏的出力曲线做正态分布，将风电的出力曲线做三角分 布，通过蒙特卡洛模拟出风、光出力情况。负荷端同样存在明显的季节性波动，比如 7、8 月为用电高峰期，我们同样设定了 12 条月度负荷曲线，并假设月度内单日负荷 曲线相同。我们亦引入持续性无风无光情景，量化电网持续供需失衡风险所带来的风 险，在 7~9 月随机引入 12~24 小时的持续无风无光时段，设置该时段风光出力降低至 10%水平，进而更贴近现实情况。
如何实现系统平价，不再是平价线而是平价区间
风光储发电成本与所在电力系统绿电自供率息息相关，我们认为平价进程或为成本优化和 系统优化两步走。我们定义电力系统中的绿电自供率为负荷需求由绿电满足的比例，由于 电力供需曲线的错配，绿电自供率要求提升的过程中风光出力匹配负荷曲线的难度边际增 大，进而引入额外成本。我们将风光储系统平价进程分为两步：1）成本优化：在绿电自供 率提升过程中以度电成本最优为目标去寻找风光储配比的最优解；2）系统优化：风光储发 电无法覆盖到的负荷需求引入备用成本，在以对标传统基荷电源的发电稳定性为目标下， 去寻找经济性最优的备用方式和绿电自供率。
综合上述机制，电力系统中新能源出力的利用率提升，并非线性成本增长过程，而呈现出 递增的边际成本曲线。对应不断走高的绿电自供率要求，我们将成本优化分为五个阶段， 各需要应对不同的挑战： 1) 当绿电自供率处于 0–30%区间时，系统无需配置储能，并可维持低配装机4（我们定 义装机超配率=风光装机总发电量/负载总用电量-1，即风光装机较负荷需求的额外发 电量，当超配率为 0%时风光总出力=负载总需求，当超配率为负时则为风光总出力小 于负载总需求的低配风光装机，对应绿电自供率较低的一些场景），弃电率也相对较低； 2) 在 30–70%区间，负荷需求主要依靠增加风光装机和优化风光配比来满足，但直观来 看出力曲线开始部分高于负荷曲线，因此出现一定弃电； 3) 当绿电自供率超过 70%，系统对于解决日内波动造成的供需错配要求提升，因此逐步 产生储能配置需求，但风光耦合优化和装机超配率仍是性价比更高的抓手； 4) 进入 80–95%区间后，风光配比优化空间有限，叠加风光装机超配对解决日内波动和 供需错配的边际效应走低，系统对储能的边际依赖显著增强； 5) 在 95–100%阶段，系统需通过配置大量储能应对持续时间较长的季节性缺口，储能 成为核心的成本增量。虽然通过超配一定比例新能源可以通过抵消短时波动，尤其是 在 80%-95%的绿电自供率区间可以有效降低储能配比需求，但是由于新能源存在季节 性长时波动，我们注意到在绿电自供率要求达 95%以上时仅通过超配来实现与负荷需 求的匹配难度较大，收益边际快速递减，此消彼长之下进一步催生配储需求。
成本优化：风光装机与储能投入的边际博弈
风光资源的波动性是新能源并网的核心挑战之一，因此绿电自供率要求提升的过程中，风 光出力匹配负荷曲线的难度亦相应增大，需要对可控性与平滑性付出额外成本。不同于市 场将尚未完全平价的储能作为系统调节工具的主流观点（这也导致市面上平价测算往往集 中在光储和风储平价），我们要额外指出风光资源自身亦可通过优化配比、耦合出力曲线来 实现“烫平”效果，因此在当前风光平价、储能未平节点下，系统存在一个最优风光配比 与超配比例组合，可最大程度减少对储能的依赖，进而优化系统成本结构。 为什么部分场景下风光耦合相较增配储能更经济？不同于储能完全作为系统调节成本项， 风电作为电源额外具备发电收益，可以通过自身更贴近负荷曲线的出力曲线来拉平整体新 能源发电系统的出力曲线，因此若通过增加风电占比以替代部分储能调节功能，可在一定 程度上降低系统整体度电成本。需要指出的是，风光出力的波动幅度显著高于负荷曲线本 身，这使得无论如何配置风光，系统仍难以完全避免弃电问题，但通过适度超配风光装机， 可提升单位投资的利用率，并一定程度上可以抵消季节性波动。
我们从纯光储电站出发，以系统绿电自供率 70%的要求作为样例，需要按负荷用电量的 90% 配置光伏装机量，并配置 40%5 4h 储能，对应光储系统 LCOE 达到 0.449 元/kWh；若采 取最优风光比 6:4，我们测算只需要按负荷用电量的 80%配置风光装机量，并配置 10% 2h 储能即可满足绿电自供率要求，对应风光储系统 LCOE 仅 0.286 元/kWh，较纯光储方案可 降本 36.3%，较风储系统低 5.9%。由此可见，风、光出力曲线和负荷需求曲线在不同绿电 自供率要求下存在风光配比的动态最优平衡点。
在绿电自供率达到 80%前，增加风电装机占比是最具性价比的提升绿电自供率的抓手。当 前投资下，风光度电成本相近且平价，我们测算风电/光伏 LCOE 为 0.26/0.22 元/kWh，在 不配储、仅通过优化风光配比和超配率下，风：光装机比例为 7:3，按负荷用电量的 80% 配置风光装机量的发电系统绿电自供率最高可达 75%~80%水平，对应 LCOE 仅为 0.29 元 /kWh。
80%-90%的绿电自供率区间内，7:3 的风光配比最具经济性不变，逐步引入短时储能和超 配需求，LCOE 温和增长。一方面，我们测算当绿电自供率达到 75%以上时增配 10%6 2h 储能开始体现性价比；另一方面，我们测算每增加 5pct 的绿电自供率需要增加约 10 pct 的 装机超配率。
随着绿电自供率要求达到 90%并进一步抬升，储能调节需求起量，在储能尚未平价下驱动 边际 LCOE 成本迅速上升。我们测算绿电自供率从 90%继续提升下带动边际成本的显著提 升，光伏装机占比和超配比例将双增带动总新能源冗余装机量提升，当绿电自供率从 90% 逐渐升至 99.9%时，风光比将逐渐倾斜向光伏并趋近于 2：8 比例，而风光装机超配率7也 将增至 30%以上，叠加储能功率配比亦明显走高，快速驱动储能装机规模抬升。我们测算 绿电自供率从 90%提升至 95%的过程中，每增加 1pct 利用率对应增加 0.008 元/kWh；95% 提升至 98%过程中每增加 1pct 利用率对应 0.014 元/kWh；将绿电自供率提升至 100%时 LCOE 达到 0.596 /kWh，约为纯风光电站当前 LCOE 的两倍。
系统优化：引入各类备用机制，可靠性对标传统能源
若将目标从提升绿电自供率进一步推至实现 100%稳定供电的新能源系统，系统成本的核 算逻辑也需从边际补偿转向全面可靠性对标传统能源体系的视角，而在储能尚未平价的背 景下，适度引入备用电源成为一种必要的系统补充手段。对于离网项目而言，备用电源主 要用于满足绿电出力无法覆盖的负荷时段。相比大规模储能，这一方案能以较低成本实现 基础供电稳定性，典型如柴油发电机或氢能电池。在并网模式中，若电网具备低成本的容 量兜底能力，则可部分替代项目侧的储能配置，降低整体系统造价。归根结底，是否配置 备用电源，本质是一个备用容量边际成本的比较问题。当电网容量备用价格高于离网备用 电源的单位成本，将更倾向于自备备用系统，反之则选择依赖电网兜底。
我们以三种模式进行测算比较
1） 风光+储：我们测算当风光比为 2:8、风光装机超配率8为 30%、配备 60%9 4h 储能时 系统供电能力可达 100%，且绿电自供率也为 100%。该场景下 LCOE 为 0.56 元/kWh， 为样本系统中发电成本最高。 2） 风光+储+柴：我们测算当风光比为 6:4、风光装机超配率 30%、配备 30% 2h 储能时系 统可在最低 LCOE 下实现 100%稳定供电，对应绿电自供率为 96.4%，系统 LCOE 为 0.46 元/kWh。一方面，由于柴油发电机安装成本低、但燃料成本高，因此其发电占比 越高、系统 LCOE 边际提升越快，更适合在高比例新能源系统中承担兜底电源，我们 测算当绿电自供率位于 90%-98%区间时风光储柴系统更具经济性；另一方面，由于完 全脱离大电网支撑，新能源系统需承担原本由电网完成的频率调节、电压控制与故障应 急等系统服务功能，这不仅对系统调控设备提出更高要求，也意味着额外的软硬件投资， 可能进一步抬高系统投资成本。我们以一套系统调控设备 2000 万去计算，并考虑 PCS 配备构网性功能（假设构网型 PCS 为跟网型价值量的 2.5 倍），LCOE 成本将为 0.47 元/kWh，对应每度电额外成本约 1 分钱。 3） 风光+储+网：基于山东两部制工商业电价，我们测算当风光比为 7:3、不超配装机、配 备 10% 2h 储能时，系统可在绿电自供率为 85.3%时以最低 LCOE 实现 100%支撑负荷 用电需求（假设负荷端 100%接入电网兜底），对应系统 LCOE 为 0.43 元/kWh，较风 光储柴系统最低 LCOE 方案具备 3 分的度电成本优势。相比离网系统，电网兜底费用 结构主体在于容量费用，而电量电价较柴发燃料成本更低，因此在不同绿电自供率下系 统 LCOE 边际变化更加平滑，且绿电自供率较低时更具经济性优势，我们测算当绿电 自供率低于 95%时并网型风光储明显 LCOE 低于柴发备用方案。
平价理念三阶段，系统平价三步走
长远来看，新型电力系统会从发电平价，到系统平价，再到最终的完全平价。而按照风电， 光伏和储能的价格发展态势，我们可以看到在任一时点，具备风光储平价特性的组合方式 是一个区间、而不是一条线，因此： 一方面在经济性扩散的过程中，行业内将呈现多种商业模式百花齐放的形式（如上 一章所述）； 另一方面系统平价也会分为三步走，从风光储平价到光储用电侧平价，再到光储发 电侧平价。
平价理念的三阶段
第 1 阶段-电量平价：即满足发电量等效的平价，行业在 2020 年已经实现。在该阶段，新 能源项目不考虑出力曲线和系统成本，而是完全依赖电网提供可靠性支撑，相关的系统灵 活性成本由全系统分担。 第 2 阶段-系统平价——利用小时匹配的过程。即满足电网/用户对于绿电自供率的比例要求， 与此同时风光储组合具备和当前电价可比较的 LCOE，我们就称之为利用小时平价。这当 中也需要分多步走，2025-2027 年国内从第一步向第二步迈进，2027-2030 年则迈向第三 步：
第一步，满足出口绿电比例需求（70%+）的利用小时平价；当下参考欧洲的碳边 境税限制（上方已讨论），我们测算 70%绿电自供率的风光储组合能够满足用户需 求（也就是全年维度 70%利用小时内可以保证是绿电供电）。而按照我们的测算， 当前风电比例高于 10%（需要再换算）情况下，已经实现平价。参考宁德项目等案 例，我们看到产业内已经按照“利用小时平价”的逻辑实现了项目落地，与我们当 前的测算也吻合。
第二步，用电侧光储平价，摆脱风电资源束缚；随着光储成本的下降，风电在项目 组合中的占比可以继续下降，我们测算到1H28的光储成本下，以70%绿电自供率， 国内可以实现光储用电侧利用小时平价。考虑赤道无风带等风电资源限制区，光储 组合的平价将会摆脱风电资源限制，打开新能源替代的新空间。
第三步，发电侧光储平价，95%利用率等效，需求爆发。不同于用电侧平价后仍具 有负荷和灵活性资源需求构成的天花板，发电侧平价带动的装机更具想象空间。随 着双碳目标的深入，绿电在系统中的比例必须进一步提高，也即市场所讨论的，以 光储为主体的电力系统，能够在 95%利用率水平实现平价（全年维度传统电源/电 网备用的调用几率低于 5%）。
第 3 阶段-完全平价：在电能质量层面，构网型光储也将与传统电源匹敌，新能源可以单独 组网，对电网实现主动稳定支撑，开启全面替代过程。
从 2025 到 2027，中国市场迈出系统平价第二步
从当前的用电侧风光储 LCOE 水平进一步深化，我们认为有 2 个方向将会同步展开，一方 面降低风电配比、实现用电侧光储平价，通过打开光伏装机空间，启动光储新增装机双击 的飞轮；另一方面逐步提高绿电自供率水平，从而适配更多用户需求（比如绿电要求 80% 的 AIDC 带动的需求箭在弦上）。伴随光、储成本到 2027 年再下降 15%和 26%（对应光伏 成本 2.3 元/W，储能成本 0.59（4h 储能时长）、0.67（2h 储能时长）元/Wh），国内市场用 电侧光储平价、以及用电侧高利用率平价将会实现。
如何判断用电侧平价
我们认为需要从用户商业模式出发，比较客户在绿电直连和传统直购电的实际费用开支。 在电网端，我们按照一个典型的江苏省 110kv 工商业用户，测算其在 70%绿电自供率实现 绿电直连后的成本节省。根据《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，要求绿电直 流项目“合理缴纳相关费用，包括输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基 金及附加等费用。各地不得违反国家规定减免有关费用。”而 9 月发布的《关于完善价格机 制促进新能源发电就近消纳的通知》进一步明确了费用承担规则，明确下网电量（仍需电 网备用支撑的部分）不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费，但以新增分摊需量电费 的方式明确绿电直连项目需要为电网备用服务所支付的费用。此次政策明确输配电价支付 细节，将利于绿电直连项目回报率测算和做出投资决策。 对于用户而言，绿电直连模式电网开支和购电成本的总和，与常规模式下的工商业电价打 平，是实现平价的边界条件。因此在电源端，若 100%容量并网以保证稳定供电，则绿电直 连模式下上限电价（含税）即为 0.640 – 0.195= 0.445 元/度，折算不含税平价点即为 0.394 元/度。我们亦测算如果用电侧具备较强调节能力，申报容量等同于 50%的下网电量比例， 则输配电价环节可相应较 100%申报容量的项目降低 50%，不含税平价点即为 0.480 元/度， 但是我们也要指出低申报容量的安全垫较薄，易引入罚款风险。
当前 70%绿电自供率下，用电侧风光储模式已普遍平价
在当前造价水平和前述平价标准（0.394 元/度）下，以 70%绿电自供率为标 准，所有的用电侧风光储项目已经实现平价。因此即便“136 号文”取消了风光强制配储， 我们还是看到了今年以来产业端多个风光储组合项目的落地，反映出这一新型商业模式自 身的价值。
为什么绿电自供率还需要从 70%进一步提高
70%的绿电自供率水平，已经可以满足中国出口型企业针对当下欧盟碳关税标准的合规需 求。但根据《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》要求，国家枢纽节点新建数据中心绿 电占比要超过 80%；类似的，为实现企业自身的双碳承诺，更多行业需要绿电直连项目满 足更高比例的绿电自供率水平。所以风光储项目需要做到更高绿电自供率下的平价。 为什么还需要走到用电侧光储平价？ 2027 年调峰供需关系将迎来反转，新能源消纳空间或将再次打开，带来更多新能源项目资 源需求。我们参考电网对于各类电源和负荷的调峰影响进行分析，统计调峰能力供给端包 括近两年新增煤电、气电装机，以及抽蓄、充电桩和负荷响应能力的建设；统计调峰能力 需求端则包括最大负荷的增长，风光新能源间歇性出力带来的反调峰属性；综合两者我们 预计，若不建设电化学储能，2024-27 年全国电网调峰缺口累计为+158/+184/+248/+318GW， 电网最大不平衡缺口约 20%。因此这 3 年独立储能的爆发具有必要性和紧迫性。我们测算 25/26/27 年国内电化学储能至少分别新增 50/60/66GW，才能有效缓解电网调峰压力，远 高于储能 3 年行动方案的 105GW 保底要求。而到 2027 年随着调峰缺口的缓解，我们预计 新能源消纳空间将再次打开。
实现光储用电侧平价目标，光、储还需要降价多少？ 如果光、储成本在 2027 年内再分别较当前成本（光伏成本 2.7 元/W，储能成本 0.80（4h 储能时长）、0.90（2h 储能时长）元/Wh）下降 15%和 26%（对应光伏成本 2.3 元/W，储 能成本 0.59（4h 储能时长）、0.67（2h 储能时长）元/Wh），在用电侧 70%绿电自供率下， 光储项目的 LCOE 降至 0.394 元以内进而实现平价。我们认为驱动这一阶段光储降本核心 因素在于：
因素 1：优化商业模式提升储能循环次数
风光储一体化模式较独立储能天然具备更高利用率，核心在于储能与发电侧的直接耦合绑 定电站运行曲线，避免独立储能需要通过市场撮合获取电量而出现的闲置。我们以 3 月份 连续 72 小时的风光出力和负荷曲线进行测算，为达到 70%+绿电自供率，配备 30% 2 小时 储能的风储电站每天约充放 1.5~2 次完整循环，对应全年 582 次循环；而配备 40% 4 小时 储能的光储电站每天约充放 1 次完整循环，全年也可达到 323 次循环。 我们测算储能 LCOS 对储能年循环次数弹性约为-0.2，若进一步将年循环次数从 350 提高 到 450 次，可再实现降本 20%+。独立储能方面，根据中电联，2024 年我国网侧独立储能 的年均等效充放次数为 248 次，我们测算对应 LCOS（储能度电成本）为 0.47 元/kWh；风 光储一体化方面，我们测算在 70%~95%的中高水平绿电自供率下，风光储电站储能年循环 次数可达 500+次，对应 LCOS 不高于 0.25 元/kWh，相较网侧独立储能 LCOS 降本幅度近 50%。
因素 2：“136 号文”之后，光伏非技术成本的下降
根据水规院的《中国可再生能源工程造价管理报告 2024 年度》，2024 年集中式陆上光伏发 电工程单位千瓦总造价均值为 3.45 元/W。而组件中标均价从 1Q24 的 0.9 元逐步下降到 4Q24 的 0.69 元，取均值约 0.8 元/W；集中式逆变器中标均价全年稳定在 0.1 元/W；扣除 两个核心设备成本，其他成本 2.55 元/W 占到工程总造价的 74%。相较 2021 年同口径约 2.14 元/W 的其他成本（占当时工程总造价的 52%），三年时间其他成本提升 19%，明显高 于通胀速度，可能反映了市场普遍担忧的光伏非技术成本造成的扰动。 我们认为“136 号文”推出机制电价的意义在于推动新能源项目逐步形成真实的边际成本 排序，有望逐步消除“项目资源寻租”带来的非技术成本。让系统灵活性成本显性化，进 而拉动资源优化配置，加速新能源向平价化、甚至竞价上网的转型。之前固定电价保量报 价模式更类似固收产品，而机制电价重新划定政府的产业政策责任边界，实现托底同时保 障公平，有望打掉非技术成本的灰色地带。
从 2027 到 2030，中国市场走完系统平价第三步，光、储需求全面释放
不同于用电侧平价后，仍受限于负荷和灵活性资源构成的天花板；发电侧平价带动的装机 将更具想象空间。随着双碳目标的深入，绿电在系统中的比例必须进一步提高，也即市场 所讨论的，以光储为主体的电力系统，能够在 95%利用率水平（辅以成本可控的柴发/电网 资源），实现对于传统电源的等效。长远看不仅新增发电需求将被风光满足，对于存量煤电 的替代也能水到渠成，光伏和储能新增装机形成互相促进的循环，形成需求飞轮。
发电侧 95%利用率水平为什么重要
要实现发电耗煤达峰及进一步的碳中和，风光装机必须重回增长、完全替代以煤电满足的 新增电力需求。在基准情形用电增速假设下（5.5%），若 2025-30 年年均新增风光装机水 平与 2024 年持平，则系统每年需要增加平均 0.5 亿吨标煤的增量需求，至 2030 年也需要 额外 4.4 亿吨标煤的年供给量，仍高于 2024 年大秦铁路运量 3.92 亿吨。因此要实现发电 耗煤达峰，新增风光装机必须能够完全满足新增用电需求。如上文讨论，只要光储组合的 可利用率达到 95%，剩余 5%的时间由配套柴发/电网资源备用，即可在成本可控的情况下 替代煤电。
如何判断发电侧平价
我国煤电作为基荷电源的本质尚未改变，煤电发电成本也就构成了电力市场的边际出清价 格。所以我们基于煤炭价格测算火电电价，对发电侧平价进行定价。对于火电发电成本的 测算，考虑国内煤炭生产成本中枢上移，我们以 670 元/吨煤价作为参考区间，基于 280 克 /度的发电煤耗假设，度电三费和输配电价分别为 0.10 元/度，则用电侧的电价底线（煤电 考虑一半容量电价情况）是 0.38 元/度（含税）和 0.34 元/度（不含税）。我们亦讨论煤电 企业盈利、煤电利用小时降低、旧机组折旧三种场景，将发电侧平价范围扩大至 0.36~0.43 元/度（含税），相当于 0.32~0.38 元/度（不含税）： 1. 煤电企业盈利：如果考虑煤电企业在燃料成本基础上 15%的毛利率，则发电平价成本 区间在 0.41 元/度（含税）。 2. 煤电利用小时降低：如果考虑煤电利用小时持续下降，拉高度电煤耗至 300 克/度，则 发电平价成本区间在 0.43 元/度（含税）。 3. 旧机组折旧：如果考虑旧煤电折旧完成，降低度电三费 0.05 元/度，则发电平价成本 区间在 0.36 元/度（含税）。
光储协同降本，至 2030 年附近国内发电侧光储有望实现平价
储能有望通过性能提升带来进一步降本。我们测算发现，当储能年衰减从 2%下降到 1.2%、 并消除 5%的首年衰减后，生命周期内或不会触及 80%的有效容量边界，储能项目将不再 因电池日历寿命瓶颈而中途更换电池，从而大幅降低 LCOS。此外提升 DoD、项目规模化 对于 BOM 和 EPC 成本的摊薄等，也都有利于储能成本的进一步下降。
叠加钙钛矿叠层推动光伏转换效率超过 30%，进一步降低光伏造价。我们预计在光、储成 本分别较当前下降 50%和 38%下（对应光伏成本 1.4 元/W，储能成本 0.50（4h 储能时长）、 0.56（2h 储能时长）元/Wh），发电侧光储 LCOE 到 2030 年可以下降到 0.36 元/度以下， 按照前述 0.32~0.38 元/度的平价区间衡量，发电侧光储项目实现平价。至此新增光储装机 将不再受限于负荷和灵活性资源构成的天花板，装机需求有望全面爆发。
商业模式的突破和创新有望减少对于成本下降的依赖、避免过度内卷。由于用户的绿电需 求是多样化的（如出口满足欧盟碳关税需求是 70%，而新建 AIDC 的政策要求是 80%，终 端可靠性对标可能要求 95%），而解决这些需求、为电网提供可靠性的手段很多，所以我们 可以看到在任一时点，能够满足用户需求的项目设计多种多样，其中一部分符合平价标准， 一部分不符合。而在成本下降、经济性扩散的过程中，我们发现不仅可以靠直接降低风电， 光伏和储能的造价，还可以通过商业模式的优化，来满足平价标准，以效率和系统优化降 成本。这当中的关键点除了项目的设计之外，还有配套政策能否松绑和厘清边界。 我们预计 2025/26 年国内储能装机分别为 135/180GWh，海外储能装机为 142/243GWh， 全球储能装机合计同比增长 29%/71%。在政策支持、场景打开、降息启动等多积极因素推 动下，电网侧独立储能、用户侧风光储一体、用户侧光储一体等储能商业模式有望陆续突 破平价节点，迎来需求加速增长的拐点。而在国内实现系统平价第二步之后，我们预计 2027 年储能年度装机站上 200GWh 平台，电网调峰缺口被填补，年度光伏新增装机重回增长， 而光伏比例再度提升也会进一步加大储能的配比，储能的需求或将迎来双击。而 2030 年实 现系统平价第三步（也即发电侧光储平价后），国内新能源替代存量发电方式具备可行性、 储能年新增装机接近 700GWh、光伏新增装机创新高。而海外由于平价对标的电价水平更 高，发达市场受 AIDC 支撑重回用电需求正增长，新兴发展中国家快速追赶电气化率，只需 降息最后助力，便有望成燎原之势，在 2030 年贡献 850GWh 以上的年度新增储能装机。 综合两者，全球储能需求有望在 2030 年站上 1,550GWh 平台。
政策松绑并厘清电价边界，风光储一体化具备商业模式可行性
新能源发电成本如期下降，但由于分时错配导致的系统调节成本问题尚未攻破。2021 年以 来新能源发电成本大幅下降，带动电力系统成本降低，我们预计 2025 年我国东部光伏（分 布式）/西部光伏（集中式）/陆风/海风新增装机的 LCOE 分别较 2020 年下降 31.2%/44.4%/50.7%/41.8%，预计到 2030 年将分别继续下降 15.1%/17.0%/5.7%/18.6%。 尽管成本端持续改善，但新能源运营模式却相对滞后，主要系受益于早期补贴机制等政策 保护，发电边际成本趋近于零，因此新能源资产收益长期稳定更类似于固收产品，关注度 主要集中在电量兑现，而非对用户侧需求的响应能力。新能源项目往往将储能作为满足指 标合规的附属模块，形成了先定新能源、再配储能的思维惯性。这种单一供给导向模式在 装机快速增长后迅速暴露出消纳短板。因此，在“机制电价”等收益模式的切换拉动下， 如何将新能源出力嵌入需求曲线将成为新能源发展下一阶段的核心议题。
实现满足“经济高效”的绿色电力需求的政策机制正在逐步搭建
国内市场：电力发展政策引导储能系统角色由辅助向主力升级。随着新能源渗透率的提升， 储能成为了决定新能源消纳空间和装机天花板的关键因素。储能正在从系统的辅助角色向 系统的驱动角色升级，我国电力发展政策也正随着升级顺应产业阶段变化：
“136 号文”——机制电价，打破新能源保量保价类债模型
“136 号文”后产业发展模式由新能源配储向储定新能源转变。2025 年 2 月国家发改委、 能源局《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（即“136 号文”）出台，明确了新能源项目全面入市、新老项目电价划断、机制电价过渡衔接、机制 电量引导规模等制度机制，推动我国新能源发展进入电价新时代。随着新能源从平价时代 进入低价时代，业主通过增配储能以满足项目建设指标要求的积极性显著下降，而新能源 全面入市节奏加快使得更多省份的批发侧电力市场电价信号开始支持独立储能在发电侧峰 谷价差商业模式的理顺，综合推动产业发展模式由新能源配储向储能定新能源转变。
“650 号文”——绿电直连，给新模式正名
随着 2025 年 6 月国家发改委、能源局《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》出台， 明确了绿电直连的具体形式、适用范围、价格机制、参与主体。一方面明晰在安全优先、 权责对等、源荷匹配的原则下允许新能源不直接接入公共电网而通过直连线路向单一电力 用户供给绿电，以期实现满足企业绿色用能需求、提升新能源就近就地消纳水平的目标； 另一方面也明确绿电直连项目应按规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、 政府性基金及附加等费用，为电力系统承担的额外稳定和安全成本买单，平衡了用电侧、 电网侧合理负担。填补了顶层设计的空白，使得绿电直连模式有望真正落地，将带动一部 分风光储一体化需求。
国家政策推动鼓励用户端绿电需求，或从算力中心和电解铝等新兴产业和高耗能产业起步 发改委尝试将绿电消纳责任明确下放到各个行业来实现新能源绿电、绿证有效需求的提升。 随着用户侧风光储一体化供电经济性的提升，以及政策障碍的扫除，我们认为用户侧绿电 需求的形式或部分从绿电、PPA 等虚拟形式向风光储一体化直连这一物理形式升级。
2024 年 7 月国家发改委出台《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》，目标到 2025 年底国家枢纽节点新建数据中心绿电占比超过 80%。
25 年 3 月发布的《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》亦明 确钢铁、有色、建材、石化、化工等行业企业和数据中心绿色电力消费比例提升的大 方向，到 2030 年原则上不低于全国可再生能源电力总量消纳责任权重平均水平。
2025 年 7 月印发《关于 2025 年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》， 规定电解铝、钢铁、水泥、多晶硅行业和国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比 例，其中各省份的钢铁、水泥、多晶硅行业 2025年要求绿电使用比例为 25.2%~70%， 数据中心为 80%。首次对高耗能产业绿电消费比例完成情况进行强制考核（此前只 监测不考核），从电解铝行业率先试点，2025/26 年各省要求达到 25.2~70%/26.2~70% 不等。
全国碳市场扩大管控和激励范围，明确“双碳”大方向不变
8 月 25 日中共中央办公厅和国务院办公厅公布《关于推进绿色低碳转型加强全国碳市场建 设的意见》，提出到 2027 年，全国碳排放权交易市场基本覆盖工业领域主要排放行业，全 国温室气体自愿减排交易市场实现重点领域全覆盖；到 2030 年，基本建成以配额总量控制 为基础、免费和有偿分配相结合的全国碳排放权交易市场。我们梳理为三重重点：
碳市场管控与强制绿电消费政策同步扩围，双管齐下引导企业实现低成本减排。2025 年 3 月生态环境部将钢铁、水泥、铝冶炼行业纳入全国碳市场考核，新增 1500 家重点排放单位， 而 2025 年消纳责任权重通知也增设了钢铁、水泥、多晶硅行业和国家枢纽节点新建数据中 心绿色电力消费比例；到 2027 年，全国碳排放权交易市场将基本覆盖工业领域主要排放行 业，与同年 3 月发布的《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》钢铁、 有色、建材、石化、化工等行业企业和数据中心绿色电力消费比例提升的要求相辅相成。
我们认为推进全国碳市场建设或剑指更底层的问题：让碳排成本分摊对于企业更加清晰和 公平，给予减排的动力。一方面，稳妥推行免费和有偿相结合的碳排放配额分配方式，有 序提高有偿分配比例，逐步压实碳减排责任。另一方面，逐步由强度控制转向总量控制， 2027 年对碳排放总量相对稳定的行业优先实施配额总量控制。到 2030 年，全国碳市场配 额分配将以总量控制为基础、免费和有偿分配相结合。 作为我国碳市场领域第一份中央文件，反映出顶层设计对于碳市场和绿色低碳转型的坚定 想法和决心，尤其是文件强调“不再新建地方/区域市场”或为碳市场试点结束的信号。
随着政策端的演进，我国虚拟电厂的定位和商业模式也逐渐清晰
纲领性文件：《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》明确虚拟电厂在提升保供能 力、促进新能源消纳和完善电力市场体系中的功能定位，并提出到 2027 年全国虚拟 电厂调节能力达到 2000 万千瓦以上、到 2030 年达到 5000 万千瓦以上的发展目标；
市场准入：《电力辅助服务市场基本规则》规定虚拟电厂准入规则，首次将虚拟电厂 纳入提供电力辅助服务的经营主体范围，赋予其与传统发电企业同等的市场地位，使 其能够名正言顺地参与电力市场；
商业模式：电力辅助服务市场化品种设立方面，在去年 2 月印发的《关于建立健全电 力辅助服务市场价格机制的通知》中规定的调峰、调频、备用品种基础上，《电力辅 助服务市场基本规则》进一步拓展辅助服务市场边界，适时引入了爬坡等市场化品种。
部分省份新型储能容量电价机制先行，独立储能项目经济性大幅改善
2025 年 3 月内蒙出台加快新型储能建设政策，针对独立储能向公用电网放电量给予 0.35 元/kwh 度电补偿，补贴标准一年一定，标准明确后执行期限 10 年。2025 年 7 月甘肃省率 先建立发电侧容量电价机制，对于电网侧新型储能给予每年每千瓦 330 元容量补偿机制， 享受补贴的有效容量按满功率放电时长/6×额定功率并扣除厂用电后确定，补贴执行期限 2 年。2025 年 7 月国家能源局在建议答复函中提到“下一步，国家发展改革委将研究健全调 节性资源价格机制，探索建立发电侧可靠容量补偿机制，更好发挥各类调节资源对构建新 型电力系统的支撑作用”，进一步提振了容量电价的推广预期。我们估算，若参考甘肃独立 储能容量补偿政策，给予独立储能电站 2 年期 330 元/千瓦/年容量补偿，可以提振独立储能 项目回报率 1.0pct。
新能源入市引入电价波动，源侧配储“以不变应万变”成为刚需
在过往新能源上网“全额收购、兜底结算”的机制下，新能源项目往往将储能作为满足指 标合规的附属模块，需求并非为效益驱动。这一模式导致源侧储能配储模式高度同质化， 储能技术选择趋于保守，普遍以成本最低的磷酸铁锂方案为主。同时，由于全额收购的类 固收盈利模式，储能仅作为成本项，系统功能设计以“能过审”为主导，普遍存在充放电 效率不高、循环次数偏低、配置容量与实际工况脱节等问题，导致储能资产利用率低、运 行质量差，有效储能装机实际较低。根据华电电科院，2023 年新型储能中 80%的系统为强 制配储，且 95%为新能源场景，98%为价格最为便宜的锂离子电池储能。
新能源入市或导致电价水平下滑和波动放大已成市场共识，储能作为电价峰谷套利工具价 值将得以体现。一体储核心价值在于将风光在低电价时段的发电量转移至高电价时段出售， 从而提风光储电站的度电收益。我们基于典型风光出力曲线和 2024 年山东平均日前电价构 建全局动态优化模型，对光伏配储电站进行模拟，当不配储时，该新能源电站的平均售电 价格仅为 228 元/MWh，而配置 40%10 4h 储能后可拉升平均售电价至 319 元/MWh，相比 不配储提升 40%的电价水平。
我们认为应对电价波动的根本路径在于“以不变应万变”，风光储一体化具备“拉平”电价 与出力曲线的能力使电价水平趋于稳定，其本质在于利用储能将出力和负荷需求相匹配。 我们基于山东电价曲线进行模拟储能套利，保持电价曲线形态和中枢不变、调整峰谷价差 对电价曲线进行变换，发现在峰谷价差扩大下，纯光伏电站实现的平均上网电价逐渐走低， 20%11 2h 储能实现电价好于不配储但是中枢仍在下移，而 40% 4h 储能可以使光伏电站的 平均销售电价保持稳定。因此，我们认为适度提升源侧储能配置比例，是对冲电价波动、 保障新能源项目收益稳定的有效路径，随着新能源入市进程的深入，源侧一体化成本低于 其他能源成本将是其长期竞争力的核心保证。
绿电直连和虚拟电厂，一“实”一“虚”两种耦合方案
如第二章讨论，风光储的组合优化是系统平价的核心解法。落地到商业模式层面可以概括 为实体耦合的绿电直连与时空耦合的虚拟电厂两大类模式。
绿电直连——用户使用绿电的责任，有一个定价的渠道
绿电直连可以部分降低输配电成本，并且直接享受新能源未来的成本下降而不再经过电力 市场扰动，提升企业使用绿电的经济性。并且为出口企业破局碳排放新规，提供可追溯绿 电的可靠路径。在绿电直连和可再生消纳权重政策的支持下，我们认为高耗能行业的绿电 消费比例将会加速提升。五大高耗能行业合计用电约 2.7 万亿度，占全社会用电量的 27%， 都是潜在的绿电替代空间；AIDC 方面则在 2025~2030 年有望拉动绿电需求增量从 408 亿 度升至 1,934 亿度。
为什么绿电直连值得做
#1 为具备绿色低碳转型需求的企业开通绿电专线降低用能成本，同时也明确“以荷定源” 确保自发自用就近消纳。一方面，过去企业主要通过电网统购统销采购绿电，而在绿电直 连机制下可以规避上网输配环节减少用电成本，有效提升企业使用绿电的经济性。从省级 执行层面来看，我们也看到优先满足上文中提到的具备绿电消纳权责的行业的用能需求， 例如云南重点支持绿色铝、硅光伏、新能源电池等新建项目，河北优先支持算力、钢铁、 水泥等行业企业。另一方面，绿电直连对项目的自发自用比例、上网电量比例、反送电等 均有严格限制，重点在于“以荷定源”，明确推动新能源就近消纳。
#2 更直接受益于新能源的经济降本。另一方面，虽然目前绿电直连相比电网购电的成本优 势并不明显，但是新能源由于制造业属性，因此成本持续下降的产业趋势在过去 20 年没有 变，而随着未来的技术进一步发展，使用绿电直连显然能更直接受益于新能源的技术进步， 为未来平价之后需求的快速上升打开空间。
#3 为出口企业破局碳排放新规，提供可追溯绿电的可靠路径。欧洲电池法规和 CBAM 等 一揽子气候政策工具构成全球最严格的绿色监管体系，要求进口商品承担欧盟产品相同的 碳成本，目前欧洲碳壁垒已经对新能源汽车产生影响，并将逐渐辐射到锂电池和储能，同 时 2026 年全面扩大到水泥、电力、化学肥料、钢铁和铝等高耗能传统二产，将直接影响我 国工业出口。欧盟碳边境调节机制（下称“CBAM”）于 2026 年 1 月 1 日正式实施后，进 口商须根据进口商品碳排放量购买并清缴 CBAM 证书，在初期覆盖钢铁、铝、水泥、化肥、 电力、氢能 6 大类行业；欧盟电池法于 2023 年 8 月 17 日起生效，且于 2025 年 2 月 18 日开始覆盖电动汽车电池，并于 2026 年 2 月 18 日开始执行可充电工业电池的碳足迹要求。 在绿证尚不受认可下，欧洲电池法规和 CBAM 或将驱动具备欧洲出口需求的用电侧为绿电 的碳排溢价买单，也等价于为绿电消纳和系统灵活性资源买单。
我们认为绿电直连或成为降碳最优解，若中国出口企业电力碳排对标欧盟，我们测算至少 需要 70%的绿电比例。基于 Ember 数据，我们测算 2024 年欧洲碳排为 213g/kWh，中国 为 558g/kWh，对标欧洲仍需 61.8%的碳排减排。
2024 年欧盟/中国绿电（风光）发电量比例分别为 29%/18%，该部分度电碳排为 26/29 g/kWh。非绿电部分，欧盟主要为核电和气电，分别占比为 24%和 16%，对应碳排仅 为 4.83 和 456.69g/kWh，因此非风光发电量碳排为 288g/kWh；而中国仍以煤电为主， 占比 58%，对应碳排 907.69 g/kWh，拉动非风光部分发电量碳排达到 675g/kWh。
若分别保持风光、非风光部分发电量中各电源发电结构不变，我们测算中国在 50%、 70%、80%、95%几个代表性绿电自供率下度电碳排分别为 352/223/158/61 g/kWh， 其中 70%档位度电碳排基本对标欧洲。
绿电直连的潜在空间
#1 电解铝率先迎来绿电消费考核以点带面，覆盖行业范围逐渐扩大。五大高耗能行业构成 绿电需求基本盘，长期以来结构占比保持稳定，2024 年钢铁、有色、建材、石化、化工五 大高耗能行业合计用电约 2.7 万亿度，占全社会用电量的 27%，占工业用电量的 43%。
#2 展望远期，我国 AIDC 的发展是绿电的重要需求增量。《数据中心绿色低碳发展专项行 动计划》要求到 2025 年国家枢纽节点新建数据中心绿电占比超过 80%，并确保 60%以上 新增算力在枢纽节点集聚，对应意味着我国 2025 年新增算力中至少 48%将由绿电供给。 如前文所述，我们预测 2025-30 年数据中心用电需求增量从 510 亿度电平稳上升至 2,035 亿度，2025-30 年 CAGR 达到 34%；考虑到腾讯、阿里、字节跳动等头部互联网企业已经 作出 2030 年 100%绿电承诺，且新建大型/超大型数据中心优先布局在八大国家枢纽节点， 我们假设 2025~2030 年新增 AIDC 绿电占比从 80%平稳增至 95%，则将拉动绿电需求增 量从 408 亿度升至 1,934 亿度。
虚拟电厂——从灵活性资源发掘走向资源聚合
虚拟电厂是将不同空间的可调节负荷、多元储能侧、电源侧等一种或多种资源聚合起来， 参与电力系统运行与交易的智慧能源管理系统。其既可作为“正电厂”向系统供电调峰， 又可作为“负电厂”加大负荷消纳配合系统填谷；既可快速响应指令配合保障系统稳定并 获得经济补偿，也可等同于电厂参与容量、电量、辅助服务等各类电力市场获得经济收益。 虚拟电厂的本质是灵活性资源的整合和挖掘，灵活性资源的空间打开为其发展提供了沃土， 有助于其规模快速发展壮大与商业模式的进一步疏通。
如何在绿电直连的基础上理解虚拟电厂？ 距离上，就近消纳 vs 跨域调度。绿电直连是物理近端集中供电，从各省实施细则来 看往往具备消纳距离限制，通常需要在同一市级行政区内；虚拟电厂则可参加省级电 网的需求响应，跨区更广。 规模上，以荷定源 vs 聚合匹配：绿电直连项目严格要求“以荷定源”确定电源装机， 主要是基于负荷需求自发自用为主、以“点对点”的形式支撑负荷需求；虚拟电厂则 把大量分散的、小型的分布式电源、可调负荷、储能设备等单元聚合起来，虽然每个 单元很小，但通过平台聚合后可以接受电网的调度，将分散的资源和集中的需求高效 匹配，而非一对一的关系。 资产上，有形资产 vs 虚拟调度：绿电直连项目的电源可由负荷侧投资，也可由发电 企业或双方成立的合资公司投资，直连专线原则上应由负荷、电源主体投资；虚拟电 厂本身没有实体，而是一个基于物联网和通信技术的软件系统，并不拥有发电资产或 者负荷资源，更多是虚拟聚合分散资源来实现跨区域优化调度和市场化收益。 我们认为核心点在于绿电直连本质上属于可供虚拟电厂调度的灵活性资源，其既包括分布 式新能源资源，亦提供优质负荷资源（各省优先支持重点行业接入绿电直连），在绿电直连 充分释放分布式新能源潜力下，或为虚拟电厂提供发展的沃土。
他山之石：虚拟电厂同名不同义，各国均在用虚拟电厂对电网系统中分散资源进行整合。
#1 欧洲虚拟电厂以分布式电源、储能资源为主，主要针对实现分布式电源可靠并网和电力 市场运营。
从欧盟发电量结构来看，风电和光伏占比较高，且各类能源分布较为分散，叠加近年 地缘因素导致的黑天鹅事件加大了能源供给的波动性，因此欧洲虚拟电厂更侧重多品 种电源的整合。
以高比例风光的德国为例，虚拟电厂主要以聚合分布式电源为主，最开始主要是应对 EEG 法案 2012 年修订后 100kw+小型分布式电源需参与市场而非享受固定上网电价 （FIT）而诞生这一模式，目前也开始整合水电、生物质、气电 CHP、储能、备用机 组、需求侧响应等多种灵活性资源。当前德国虚拟电厂商业模式具备多样性，主要参 与现货电力市场（包括日前和日间，日间分为 15 分钟和 1 小时市场）、平衡市场、可 中断负荷投标（针对 5MW 以上负荷的虚拟电厂可以参与）和电网阻塞管理等。
#2 美国虚拟电厂在需求响应基础上发展而来，聚焦负荷资源聚合调配，侧重于用户侧柔性 负荷主动响应以提升电网运行稳定性。美国能源政策随政党交替存在两极分化，尤其是特 朗普对可再生能源持怀疑态度，并将“扶持传统化石燃料”作为核心能源政策，因此美国 在风光政策反复无常下仍以传统基荷能源为主导，且作为主要产气国能源独立性较强。在 能源供给偏稳健下，虚拟电厂主要着力于负荷资源的聚合。
在 PJM 等集中式电力市场中，允许聚合容量不低于 100KW、具备 5 分钟响应能力的 虚拟电厂参与调频市场响应，也可以参与申报备用市场；
在 ERCOT 等零售侧竞争电力市场，包括负荷型和混合型虚拟电厂（主要是家用电池 和电动车等资源类型结合负荷侧），可通过代理需求响应资源（PDR，主要是负荷削减） 或分布式能源供应商（DERP，允许双向调节）市场机制参加日前、实时能量市场与 日前实时旋转备用/非旋转备用市场。
#3 澳大利亚虚拟电厂聚合资源以用户侧储能为主，可以参与紧急频率控制辅助服务市场和 电能量市场，主要提供频率控制辅助服务。澳洲光伏渗透率比欧盟平均水平高，日内电价 波动幅度大，在电网基础设施薄弱（输电网呈现狭长、低密度分布，而发电机组和负荷中 心呈分散式分布）、可再生能源资源丰富、用户侧高电价等因素推动之下，户用储能天然具 备广阔的装机空间，因此在 2016 年开始迎来快速发展，聚合资源也相应聚焦于户用储能。
Energy Local 和 Tesla 联合运营的 SA 虚拟电厂是澳大利亚示范项目的首个市场参与 者，通过参与 FCAS（现货市场中的调频辅助服务市场）参与系统调节。
相较成熟的欧美虚拟电厂模式，目前澳大利亚虚拟电厂仍处于发展起步阶段，商业模 式亦在逐步拓宽。2024 年 12 月，澳大利亚 AEMO 出台了一项决议，从 2027 年开始 允许虚拟电厂在国家批发电力市场中与大型机组同台竞争。
国内虚拟电厂参与需求侧响应的机制已趋成熟，备用、调峰、调频辅助服务亦逐步普及， 电能量市场进入试点。按地区拆分来看，虚拟电厂基于区域资源禀赋因地制宜：
上海-负荷密集区：主要盈利模式为电网需求响应，以期从负荷端调度聚合以解决用电 高峰时期的供需紧张。根据 RMI，2024 年全年省级电网调用虚拟电厂 49 次，最大响 应负荷 70.43 万千瓦；目前市区级精准响应在 2024 年开始试行，并可通过长三角电 力市场富余需求侧可调节资源互济交易来参与电力市场。根据 RMI，截至 2025 年 2 月底，已培育虚拟电厂运营商 31 家，申报可调节能力达 115 万千瓦。
冀北-工业发达区+新能源富集区：冀北虚拟电厂重点挖掘工业负荷调节潜力来提高新 能源消纳能力，收益方式为参与华北调峰辅助服务市场。根据 RMI，2019 年-2022 年 冀北虚拟电厂调峰度电收益0.183元，累计增加消纳新能源3412万千瓦时。根据RMI， 截至 2025 年 2 月底，蓄热式电锅炉虚拟电厂可调节能力 33 万千瓦，电动重卡型虚拟 电厂聚合规模 10.56 万千瓦。
山西-电力现货市场成熟区：山西虚拟电厂率先参与现货市场“报量报价”交易，根据 RMI，自 2023 年 9 月到 2025 年 1 月期间已投运的 5 座虚拟电厂结算电量 3.84 亿千 瓦时，共获利 259.36 万元。
国内最佳实践：政策支持+政府牵头+电网对接+多元参与，深圳虚拟电厂走在全国最前列。 深圳是典型的受端电网，叠加绿电装机容量占比较高，需要充分调动源荷两侧电力资源灵 活性，因此深圳虚拟电厂与上海的作用和商业模式类似，主要以需求侧响应模式确保电力 系统的平稳运行，收益包括广东省市场化的需求响应补贴、深圳市政府建立的本地补贴、 南方区域两个细则规定的辅助服务的补贴。根据 RMI，截至 2025 年 4 月，深圳管理虚拟电 厂运营商达 61 家，接入可调资源共计 6 万余个，最大调节能力近 100 万千瓦。我们认为深 圳激发虚拟市场活力的主要推手在于：
政策出台早、目标高、支持大：2022 年，深圳率先出台全国首个地方性虚拟电厂工作 方案《深圳市虚拟电厂落地工作方案(2022-2025 年)》，提出“到 2025 年形成年度最 大负荷 5%左右的调节能力”这一较为积极的目标；2023 年发布《深圳市虚拟电厂精 准响应实施细则》和《深圳市虚拟电厂精准响应管理办法》一系列指导性文件明确参 与主体和参与方式；2024 年深圳进一步发布《深圳市支持虚拟电厂加快发展的若干措 施》，涵盖对关键技术研发的补贴和对充换电设施改造的直接补助，支持力度为全国最 强。
电网衔接，参与主体多元，负荷资源丰富：一方面，通过政府搭台，深圳构建全国首 个虚拟电厂管理中心参与电网调控，也是唯一一家打通与电网调度系统接口的平台， 打通负荷聚合商、终端用户与电网的数据接口；另一方面，深圳虚拟电厂运营商中民 企占比近半，根据 RMI 数据，截至 2025 年 4 月，深圳运营商中 47%为民营企业、12% 具有港澳台及外资背景，整体业务背景较为多元，涵盖从供给侧如发电业务，到中游 电网业务及运营，最后到下游负荷侧如建筑楼宇运营均有覆盖，负荷资源整合丰富。
政府补贴下收益可观，商业模式持续延展：依托深圳财政支持，虚拟电厂市区级精准 响应可享受深圳市精准响应补贴，由财政资金划拨，23–25 补贴 3 年，补贴总额分别 为 450、1500、1500 万元，竞价交易报价上限 3.5 元/kWh；同时，深圳虚拟电厂也 可厂作为第三方独立主体参与跨省备用市场交易与其他常规电源参与竞价；电力市场 方面，目前正在试验验证参与南方电网区域辅助服务。
虚拟电厂作为灵活性资源聚合平台，因此核心效能依赖电力系统中的灵活性资源充分供给 才能发挥作用。显然当前国内虚拟电厂处于初始阶段，效能受限于灵活资源规模不足，但 我们认为随着风光和储能的持续增长将为虚拟电厂注入必要灵活性资源，使其逐步成为新 型电力系统的关键调节支柱。我们观察到一个趋势正在成型：新能源从单一供给，转向对 接用电需求的系统资源，这一过程中新能源市场正在从“卖方主导”走向“买方驱动”，形成 以用电需求为锚点的新型发展范式。
国内外共振，储能需求将驶入快车道
得益于上述政策驱动，我们看到 2025 年以来国内储能需求已经阶段性爆发，形成多种商业 模式共振的景气局面。而考虑到上述政策的持续性，我们预计 2026 年需求高增有望继续延 续，2025/26 年国内新增储能装机 160/190GWh，同比增长 46%/20%。其中首要的驱动力 是电网侧独立储能在调峰刚需和电价支持下阶段性爆发，此外用户侧绿电风光储一体需求 的自发增长也有望从 0 到 1。
1. 新能源并网量增加导致调峰缺口扩大，2025-26 年独立储能刚需阶段性爆发。2023 年 以来电网侧储能装机量快速增长，2023/24 年新增装机分别达到 12GW/27GW，同比 +264%/+123%，占新增储能装机的比例达到 56%/61%。独立储能需求在近两年的爆 发我们认为主要来自新能源并网量增加导致电力系统调峰缺口技术扩大，而存量灵活 性调峰资源供给不足所致。从调峰需求来看，我们计算 2024/25/26 年用户侧调峰需求 （用系统最大负荷的 30%近似）和新能源调峰需求（用风电装机容量的 10%+光伏装 机容量的 60%近似）合计 1028GW/1204GW/1347GW；从调峰供给来看，我们考虑 传统电源调峰能力（以煤电装机的 50%+气电装机的 50%+其他火电的 30%近似）叠 加储能调节能力（以抽蓄装机的 200%+新型储能装机的 200%近似）以及需求侧响应 和充电桩调节能力，2024/25/26 年系统调峰能力合计 955GW/1120GW/1319GW。综 上计算，对应 2024/25/26 年系统调峰能力缺口达到 73GW/84GW/28GW，较 2022 年 的 15GW 大幅跃升（此前年份为调峰盈余，无缺口）。在调峰供需紧张背景下，叠加 政策支持，2025-26 年独立储能刚需有望实现阶段性快速增长。
2. 从容量电价支付空间来看，若 2026 年电力市场化带来的批发侧降电价一半被用于支 持新型储能容量补偿，则有望刺激超 150GWh 的新增储能需求。以 2026 年为例，我 们假设在“136 号文”带来的新能源电价模式变化下，新增并网的新能源项目中 75% 享受机制电价（假设机制电价较燃煤标杆低 20%）、25%进入电力市场交易而市场电 价同比下降 10%，此外火电电价考虑竞价加剧同比下降 2.5%，则将综合推动批发侧 综合电价同比下降 3%至 0.357 元/度，我们假设售电电价同比下降 0.5%至 0.627 元/ 度传导部分发电侧降价，考虑其他中间环节费用（如输配电价、政府基金附加等）维 持 0.246 元/度不变，基于 2025/26 年全国发电量 10.4/11.0 万亿度对应电力购销成本 差 1599 亿元/2559 亿元，增长意味着可用于支撑系统运行附加费用（以各类容量补贴 为主）的提高。其中，基于现行的全国煤电容量电价政策，2025/26 年全国 1252GW、 1332GW 的煤电装机可享受 133、165 元/千瓦/年的容量电费（固定成本 330 元/千瓦/ 年，补偿系数分别 34%、50%），对应合计 1414 亿元、2197 亿元容量电费支出。在 剩余支付能力中，我们假设其中的 50%即 2025/26 年各 93 亿元、181 亿元用于为新 型储能提供容量补偿，则按照 330 元/千瓦/年，有效容量系数 42%、44%（对应储能 市场 2.6、2.7 小时），可支撑新型储能在运规模 2025、26 年分别 177GWh、346GWh， 对应容量补偿对 2026 年新增储能容量的支撑能力至多可达 170GWh。
3. 从用户侧绿电配储直连需求体量来看，我们预计 2025-26 年将创造数 GWh 的风光储 一体化项目储能需求。一方面，我们基于出口欧盟导向型工业绿电直连需求进行估算， 基于全国最高电力负荷、二产用电占比、欧盟出口对二产 GDP 贡献等多维度，我们估 算全国约 72GW 的电力负荷终端面向欧盟出口产业，我们假设其中每年新增 10%的比 例实现绿电直供电替代。基于绿电自供率 70%的假设（从而实现碳排强度下降至和欧 盟一致），我们模型优化结果显示需要 2.82x 电力负荷的风光装机，结合 10%/2hr 的储 能配置方能实现稳定供电，综上对应出口欧盟导向型工业的绿电直连需求有望带动 2GW/4GWh 每年的风光储一体化储能装机需求。另一方面，我们基于国内数据中心新 增装机绿电质量需求进行估算，基于全国 2025/26 年预计新增 12GW/15GW 通算+智 算数据中心，其中根据国家能源局目标 60%的规模部署在需要实现 80%绿电消费率的 国家枢纽节点，我们假设其中 30%通过绿电直连实现供电（其余采用绿证、PPA 等形 势满足政策要求），该部分为实现80%的绿电自供率，我们模型优化结果显示需要3.01x 电力负荷的风光装机，结合 10%/2hr 的储能配置方能实现稳定供电，综上对应数据中 心的绿电直连需求有望带动 2025/26 年 1.3/1.6GWh 的风光储一体化储能装机需求。
海外政策利好多点开花推动 2025 年需求高增，降息或带动 2026 年储能需求更大弹性。分 区域来看，欧洲在大储招标加速+分布式电价改革驱动下，大型地面电站储能以及工商业储 能增速或领跑；美国 OBBB“大而美”法案超预期保留了储能投资补贴，储能需求增长得 以延续；澳大利亚、印尼等国家分布式储能需求多点开花，2025 年或是高增元年；海外降 息有望进一步推动储能项目回报率提升、相对无风险利率吸引力提升的“双击”，带动 2026 年强劲增长的延续。
1. 欧洲：工商储、大储成为结构性增长亮点。2024 年欧洲大储、工商储、户储新增装机 8.8、2.2、10.8 GWh，同比+80%、+16%、-11%。由于户储补贴退坡和户用电价在俄 乌冲突缓和后的回落，户用光伏增速放缓或拖累户储需求，2025-26 年欧洲大型储能 和工商业储能或成为增长主要动能。（1）大型储能方面，我们统计英国、意大利、波 兰根据电力市场容量招标计划，在未来几年预计投产的电化学储能装机规模，预计到 2029 年需交付的大型储能装机规模分别达到 21.4、13.5、4.2GW，为 2025-27 年大 储投产的高速增长提供有力保障；除招标外，希腊、芬兰正在推进数个储能在建项目， 计划于 2025-26 年实现 900MW、251MW 的新增储能并网，进一步贡献增量。（2）工 商业储能方面，德国零售侧动态电价、希腊储能 CAPEX 补贴等支持性政策从 2025 年 开始生效，此外荷兰、英国电气化率提升推动的电网扩容需求，或带动工商储需求的 结构性增长。综合以上，根据 SPE 预计 2025 年欧洲大储、工商储、户储装机或达到 16.3、3.6、9.8GWh，同比+86%、+63%、-10%；2025/26 年新增储能装机整体达到 29.7、41.9GWh，同比增长 36%、41%，市场增速持续上行。
2. 美国：OBBB 储能补贴退坡好于预期，独立储能模式继续开花。根据 Woodmac，2024 年美国新增储能装机 36.3GWh，同比+31%，其中新增大储、工商储、户储装机分别 33.5GWh、0.4GWh、2.4GWh，同比+39%、+10%、+30%。市场此前担忧美国“大 而美”法案对新能源补贴限制下，光储装机需求将受到较大冲击；从实际政策规定看， 光伏/储能的补贴实际可延续至 30/32 年，有望保障美国本土光储持续性需求。回顾拜 登政府时期《通货削减法案》（IRA）对新能源项目的补贴政策，45Y/48E（清洁电力 生产/投资税收补贴）原定退坡时间为 2033 年或当美国电力生产的温室气体排放量降 至 2022 年水平的 25%以下（取二者中较晚的时间）。此前市场担忧“大而美”法案可 能全面推翻 IRA 中针对新能源项目的补贴，从实际通过的政策细则来看，调整力度相 对温和：1）光伏：虽然新规要求 2027 年后取消对光伏项目的 45Y/48E 补贴，但政策 设定了开工豁免期，即在 2026/7/4 前开工并于 4 年内建成的项目，补贴不受影响。这 意味着实际享受补贴的光伏装机需求将延续至 2030 年。2）储能：“大而美”新规下 2032 年前补贴维持不变，2033/34/35/36+补贴退坡至此前额度的 100%/75%/50%/0%。 补贴驱动的储能装机需求在未来 8 年内仍有保障，后续需求或受益于政策的进一步调 整和光储实现平价后市场化驱动力的增强。根据 Woodmac 预测，2025/26/27 年美国 储能装机或达到 48.7/38.7/54.0GWh，同比+34%/-21%/+40%。
3. 澳洲：户储支持新政带动需求爆发。根据 AEMO 和 Clean Energy Council，澳大利亚 2024 年大储、户储新增装机分别实现 1.13GWh、0.75GWh，同比增长 36%、62%。 2025 年 7 月 1 日起，由澳大利亚政府资助的总规模 23 亿澳元的 Cheaper Home Batteries Program 正式生效，针对装机容量在 5–50 kWh 之间的与家庭光伏配套的储 能装置（需能接入虚拟电厂）提供相当于初始投资 30%的折扣补贴，补贴额度会根据 储能电池成本的下降而逐步退坡直至 2030 年全面退出。这一计划旨在补贴家庭安装太 阳能储能电池的成本和居民用能成本。政策落地后效果显著：2025 年 7 月单月新增户 用储能达到 19592 套（对应容量 356.6 MWh），约相当于此前年份单季度新增总量， 呈现大幅提升趋势。
4. 印尼等新兴市场：薄弱电网下光储替代柴发成为离网/微网最优解决方案。新兴市场的 电力供给仍在提高供电可得性的关键阶段，由于电网互联基础设施建设的相对滞后， 离网电力供给成为满足电力需求的重要方式。过去，柴油发电在新兴市场承担了离网 供电的主要角色，而随着光储的持续降本，光储供电的经济性开始逐步较柴发展现出 竞争力，特别是由于供电可得性目标高于供电可靠性，新兴地区现阶段对可靠性（如 每年断电时长）相较于发达国家容忍度更高，为光储离网供电模式的普及提供了更好 的市场土壤。如中东地区在沙特、阿联酋等国家集中式光储项目建设的支撑下，截至 2025 年 2 月在建、招标中、设计中储能项目规模分别达到 21.7、8.8、19GWh，为近 年需求增长保驾护航。印度尼西亚 8 月正式宣布启动“宏达光伏发展计划”，目标在五 年内建设 100GW 太阳能装机，其中包括 80GW 分布式光伏，通过“1MW 光伏+4MWh 储能”的微电网系统覆盖约 8 万个村庄，解决农村缺电问题；以及 20GW 集中式光伏， 为工业园区和数据中心等高耗能用户提供绿色电力。 展望 2026 年，支持政策的延续叠加海外降息，储能装机有望迎来“双击式”促进。若美国 从 2H25 开启降息周期，或通过外汇市场与宏观政策影响全球利率水平，加速全球多地区风 光储的平价进程。我们认为降息对于海外储能装机的需求带动是“双击式”的：一方面， 我们估算利率每下降 0.5 个百分点，光储项目的股权回报率 IRR 可提升 0.5 个百分点，这 是由于利率下降节省光储项目贷款的利息成本从而改善项目的现金流水平；另一方面，降 息本身也有望使得无风险利率降低，叠加光储项目权益 IRR 的提高，剪刀差下进一步提高 了光储项目投资回报率的相对吸引力。
在政策支持、场景打开、降息启动等多积极因素推动下，电网侧独立储能、用户侧风光储 一体、用户侧光储一体等储能商业模式有望陆续突破平价节点，迎来需求加速增长的拐点。 而在国内实现系统平价第二步之后，我们预计 2027 年储能年度装机站上 200GWh 平台， 电网调峰缺口被填补，年度光伏新增装机重回增长，而光伏比例再度提升也会进一步加大 储能的配比，储能的需求或将迎来双击。而 2030 年实现系统平价第三步（也即发电侧光储 平价后），国内新能源替代存量发电方式具备可行性、储能年新增装机接近 700GWh、光伏 新增装机创新高。而海外由于平价对标的电价水平更高，发达市场受 AIDC 支撑重回用电需 求正增长，新兴发展中国家快速追赶电气化率，只需降息最后助力，便有望成燎原之势， 在 2030 年贡献 850GWh 以上的年度新增储能装机。综合两者，全球储能需求有望在 2030 年站上 1550GWh 平台。
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