電力行業專題研究：源網荷儲看消納，破局依靠市場化.pdf

電力行業專題研究：源網荷儲看消納，破局依靠市場化。利用率&現貨價格看，消納壓力顯現。(1)利用率視角看：利用率偏低區域主要集中在西北 5 省。在“源荷分離” 規劃下，西北新能源裝機高增而本地電量富余，在外送通道約束下消納問題突出。(2)電價視角看：受限于不可 調節性（光伏折價原因）和不可預測性（風電折價原因），現行現貨省份新能源普遍折價，華能超半數省份內布 局的風/光項目平均上網電價下滑 10%以上。

保消納核心矛盾：增量系統成本的疏導。（1）長期看：伴隨新能源成本下降，對其盈利保護逐步解除，放松利用 率目標是大趨勢。（2）短期看：保消納仍是當前政策方向，對應系統成本將增加（調節資源建設運行成本+增量 輸/配電網成本）。本次第三輪電改一方面理順電網收益正算機制；另一方面正視調節資源容量補償的存在地位。

源側消納：消納目標倒逼調節性資源建設，預期成本疏導機制落地順序：抽水蓄能>火電靈活性改造>源側儲能。

火電靈活性改造：政策落地值得期待，或將按調節能力給予火電差異化容量補償。至 25 年末，扣減大基地新增 火電自帶調節能力，僅消納問題集中的西北地區改造需求達 1.9 億千瓦，接近“十四五”總規劃的 2 億千瓦，對 應總投資預計達 133.7~307.2 億元。

抽水蓄能：633 號文為收益率托底，核價落地、成本已疏導。當前各地擬建項目數量相比前期征求意見稿有所擴 大；憑借調節性能優勢，未來即使進入市場化交易也無需過度擔憂。

源側儲能（大儲）：仍需強配政策驅動裝機，經濟性依賴成本端下降。1Q23 新型儲能投運量同比+1178%，強配政 策下源網側仍為裝機主力，中性假設下 23 年兩側有望合計新增 24GWh。當組件降價帶來光伏系統成本降至 3.8 元/W，儲能成本降至 1400 元/KWh，可維持集中式電站首年 1500 利用小時水平下全投資 IRR 5.6%。

網側消納：“源荷分離”規劃決定“大電網”投資需求增加，電改促進輸電成本疏導。“十四五”以 800 萬千瓦 線路單條投資 200 億元測算，預計老線提效+新增線路+前期階段線路投資共計 5000 億元以上。以單線輸電 450 億千瓦時/年測算，每少投 1 條特高壓影響 12~15GW 新能源裝機。剛性需求下輸電成本增加。

荷側消納：不同于源網側，價格信號刺激需求側資源建設。加州“鴨子曲線”轉為“峽谷曲線”，啟示新能源電 量存量替代后，現貨市場峰谷價差或將進一步拉大。基于市場價格信號，需求側資源大有可為，近期政策端發力， 明確推進需求側資源參與電力市場常態化運行獲利。

工商業儲能：浙江、廣東、湖南、江蘇、安徽等地投資已頗具吸引力。工商業儲能利用率遠高于源網側，具備兩 充兩放條件、峰谷價差+補貼電價具備優勢的省份，跑馬圈地有望加速。疊加儲能降本，以浙江為例樂觀假設下 回本周期最短可縮至 4.5 年。

虛擬電廠：需求側資源整合環節，關注制約因素的逐項解除。主體地位明確、價格信號完善、軟件技術優化將是 虛擬電廠落地的重要前提，當前《電力需求側/負荷側管理辦法》（征求意見稿）發布，助推行業發展。