电力行业专题研究：源网荷储看消纳，破局依靠市场化.pdf

电力行业专题研究：源网荷储看消纳，破局依靠市场化。利用率&现货价格看，消纳压力显现。(1)利用率视角看：利用率偏低区域主要集中在西北 5 省。在“源荷分离” 规划下，西北新能源装机高增而本地电量富余，在外送通道约束下消纳问题突出。(2)电价视角看：受限于不可 调节性（光伏折价原因）和不可预测性（风电折价原因），现行现货省份新能源普遍折价，华能超半数省份内布 局的风/光项目平均上网电价下滑 10%以上。

保消纳核心矛盾：增量系统成本的疏导。（1）长期看：伴随新能源成本下降，对其盈利保护逐步解除，放松利用 率目标是大趋势。（2）短期看：保消纳仍是当前政策方向，对应系统成本将增加（调节资源建设运行成本+增量 输/配电网成本）。本次第三轮电改一方面理顺电网收益正算机制；另一方面正视调节资源容量补偿的存在地位。

源侧消纳：消纳目标倒逼调节性资源建设，预期成本疏导机制落地顺序：抽水蓄能>火电灵活性改造>源侧储能。

火电灵活性改造：政策落地值得期待，或将按调节能力给予火电差异化容量补偿。至 25 年末，扣减大基地新增 火电自带调节能力，仅消纳问题集中的西北地区改造需求达 1.9 亿千瓦，接近“十四五”总规划的 2 亿千瓦，对 应总投资预计达 133.7~307.2 亿元。

抽水蓄能：633 号文为收益率托底，核价落地、成本已疏导。当前各地拟建项目数量相比前期征求意见稿有所扩 大；凭借调节性能优势，未来即使进入市场化交易也无需过度担忧。

源侧储能（大储）：仍需强配政策驱动装机，经济性依赖成本端下降。1Q23 新型储能投运量同比+1178%，强配政 策下源网侧仍为装机主力，中性假设下 23 年两侧有望合计新增 24GWh。当组件降价带来光伏系统成本降至 3.8 元/W，储能成本降至 1400 元/KWh，可维持集中式电站首年 1500 利用小时水平下全投资 IRR 5.6%。

网侧消纳：“源荷分离”规划决定“大电网”投资需求增加，电改促进输电成本疏导。“十四五”以 800 万千瓦 线路单条投资 200 亿元测算，预计老线提效+新增线路+前期阶段线路投资共计 5000 亿元以上。以单线输电 450 亿千瓦时/年测算，每少投 1 条特高压影响 12~15GW 新能源装机。刚性需求下输电成本增加。

荷侧消纳：不同于源网侧，价格信号刺激需求侧资源建设。加州“鸭子曲线”转为“峡谷曲线”，启示新能源电 量存量替代后，现货市场峰谷价差或将进一步拉大。基于市场价格信号，需求侧资源大有可为，近期政策端发力， 明确推进需求侧资源参与电力市场常态化运行获利。

工商业储能：浙江、广东、湖南、江苏、安徽等地投资已颇具吸引力。工商业储能利用率远高于源网侧，具备两 充两放条件、峰谷价差+补贴电价具备优势的省份，跑马圈地有望加速。叠加储能降本，以浙江为例乐观假设下 回本周期最短可缩至 4.5 年。

虚拟电厂：需求侧资源整合环节，关注制约因素的逐项解除。主体地位明确、价格信号完善、软件技术优化将是 虚拟电厂落地的重要前提，当前《电力需求侧/负荷侧管理办法》（征求意见稿）发布，助推行业发展。