电力行业专题研究：电力平衡压力期，挑战与机遇并存.pdf

电力行业专题研究：电力平衡压力期，挑战与机遇并存。根据《全国煤电机组改造升级实施方案》，“十四五”期间完成存量煤电机组 灵活性改造 200GW，实现煤电机组灵活制造规模 150GW。截至 2025 年， 煤电灵活性机组装机容量为 408GW，占煤电总装机的 35%。假设“十五五” 装机占比提升一倍（即 70%），对应“十五五”煤电灵活性改造需求为 396GW。 根据中电联数据，煤电灵活性改造单位调峰容量成本约为 500-1500 元/千 瓦。当前辅助服务收益仍受到政策直接影响，我们测算，相同的调峰负荷率 （40/30%）和装机容量（300/600MW）下，山东区域煤电灵活性改造可获 利，而南网区域仍会产生亏损。

抽蓄 25/30 年目标 62/120GW，容量电价确保基准收益

抽水蓄能作为目前成本较低的调峰电源将迎来快速发展，根据国家能源局规 划，我国抽蓄投产容量将在 2025 年/2030 年分别达到 62GW 以上/120GW 左右，为截至 2021 年底装机水平的 1.7x 和 3.3x。存量装机中国网和南网 遥遥领先（合计份额 88%）。抽蓄容量电价保证生命周期内至少 6.5%的资 本金 IRR，我们测算容量电价折合 0.574 元/W，投产首年调峰度电成本为 0.366 元，利息支付完成后为 0.249 元。抽蓄整体 IRR（算上电量电价盈利） 与利用小时及电价正相关，在基准电价 0.3035-0.453 元/千瓦时、利用小时 1700-2000 的情景下，抽蓄电站的资本金整体 IRR 可高达 10.1%-13.3%。

风光集中式与分布式并举，长期成长兼具通缩属性

我们认为风电/光伏装机将迎来快速增长，十四五/十五五期间年均风电装机增长 为 62/90GW，年均光伏装机增长为 88/134GW，至 2025/2030 年末，风电/光 伏将占总装机的 39%/53%。风光装机的快速增长带来风光发电量的占比提升， 至 2025/2030 年，风光发电量占比将从 2021 年的 11.7%提升至 18.9%/29.4%， 2021-2030 年风电/光伏发电量 CAGR 分别为 17%/20%。技术进步加快竞价步 伐，2025 年我国陆上风电 LCOE 有望从 2019 年的 0.315-0.565 元/kWh 下降 至 0.241-0.447 元/KWh，海上风电有望延续降本趋势。回归经济理性，风光电 收益率底线明确，绿电交易等新机制产生额外收益。