核心结论
- 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%。
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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%)。
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- 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
- 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。
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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。”
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