新能源系统平价将至！风光储成本骤降，替代传统能源​

核心结论

1. 能源转型新阶段

• 中国电气化率已达27.4%（2024年），全球第一，“十五五”用电量CAGR有望保持6%+，新增3万亿度用电需求需靠新能源解决。
• 新能源装机需从“重供给”转向“重需求”，通过风光储一体化提升为高利用小时、高稳定性电源。

2.系统平价三步走

• 电量平价（2020-2021）：新能源发电成本低于火电，但依赖电网承担调节成本。
• 系统平价（2025-2030）
• 用电侧平价（2025）：70%绿电自供率下风光储已平价（LCOE≤0.394元/kWh）。
• 光储用电侧平价（2027）：光伏成本降26%+储能降15%，40%配储4h实现平价。
• 发电侧平价（2030）：光储LCOE≤0.36元/kWh，实现对煤电存量替代。
• 完全平价（2030后）：构网型光储实现主动支撑电网。

3.核心矛盾

• 理论平价≠实际平价：风光出力与负荷曲线错配（利用小时仅火电1/3-1/6），且忽视可靠性成本（随机性、间歇性、季节性波动）。
• 储能是关键：风光储一体化可将储能循环次数提升至500+次/年（独立储能仅248次），LCOS降低50%。

商业模式创新

• 1.风光储组合优化
• 绿电自供率与经济性
• 0-30%：无需储能，低配风光装机。
• 30-80%：风光比7:3+储能≤20%×2h，超配风光对冲季节性波动。
• 80-95%：风光比6:4+储能20%×2h，依赖储能调节。
• 95-100%：需柴发/电网备用（400+小时缺口）。

2.两类落地模式

• 实体耦合（绿电直连）
• 政策支持（如《绿电直连实施方案》），降低输配电成本，满足出口企业碳关税要求（70%绿电对标欧盟碳排）。
• 潜在空间：电解铝/钢铁/数据中心等高耗能行业（2024年用电占比27%）。

• 虚拟耦合（虚拟电厂）
• 聚合分布式资源参与电力市场，2027年目标调节能力2000万千瓦。
• 深圳试点领先（100万千瓦调节能力，民企占比47%）。

投资机会

1. 储能（Alpha最强）

• 需求：2024-30年全球装机CAGR 44.5%，2030年达1556GWh（配储比例从11.2%→34.9%）。

2.风电

• 驱动：招标高增（2025/26年新增110/130GW）+分散式风电起航（潜在1180GW）。

3.备用电源

• 柴发：中短期最优（单W成本1-1.2元，秒级响应）。
• SOFC燃料电池：远期受益数据中心需求（Bloom Energy）。

4.配网“四可”

• 政策强制分布式光伏“可观可测可调可控”，拉动监测调控系统需求。

5.虚拟电厂

• 2025年平台建设费+资源接入费市场空间67-112亿元。

报告原文重点：
“系统平价的核心是储能平价，风光储一体化可提升储能循环次数至500+次/年，较独立储能降本50%。” “2030年光储发电侧平价后，将开启对存量煤电的替代，光伏和储能需求形成互相促进的飞轮。”