2025年工业公用环保行业深度研究：电价，“电量”向左，“容量+调节”向右，量化测算电力市场的容量电价与现货峰谷价差

中国电力市场：能量供大于求，容量“十五五”拐点将至

电力能量市场：供需拐点在 2023 年见顶，“十五五”相对宽松

基荷电源增速高于用电需求，电量电价承压。正如我们 2025 年 3 月的报告《量化“十五五” 电价与盈利弹性：坚守优质资产，穿越价格周期》阐述的：中国电量市场 2023 年就开启了 从“电量紧缺”向“供过于求”的转变。根据我们的测算，“十五五”不考虑新能源，火电、 水电、核电等基荷电源 2025-27 年装机 CAGR（换算成等效利用小时）为 5.8%，“十五五” CAGR 为 5.6%；考虑到 2025 年 1-8 月 4.6%的用电增速，即便新能源没有新增，电量供需 依然存在压力。

供给侧的主要假设如下： 1) 水电：由于水电机组建设周期较长，项目自核准至投产耗时一般超过 7 年，故我们能 够从 2023/2024 年核准情况推测出 2025-2030 年行业装机量； 2) 核电：由于我国核电机组建设周期较长，项目自核准至投产一般接近 6 年，故我们也 能够从已核准机组情况基本推测出 2025-2030 年行业装机量； 3) 火电：由于 2022-23 年火电核准高增，排产节奏紧张，整体建设周期有所拉长，我们 假设煤电/气电项目自核准至投产 3/4 年，目前已核准项目大部分将于 2028-29 年投产； 4) 风光：2026-30 年年均新增风光装机与“十四五”保持一致约每年 250-260GW，其中 风电每年约 100-110GW 占比相比 2020-25 年大幅提升。

电量市场目前供大于求，那么“容量市场”供不应求的局面还可以持续多久呢？2025 年 4 月，国家发改委、能源局联合发布《电力辅助服务市场基本规则》，国家发展改革委办公厅、 国家能源局综合司联合发布《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，明确我国电力 市场正从“单一能量市场”向“能量+容量+辅助服务”多元市场过渡，火电、核电、抽蓄 （9 月 21 日人民日报报道：8 月底抽蓄装机达到 6236.5 万千瓦，提前完成“十四五”规划 提出的 6200 万目标）、储能装机增速显著提升，我们认为容量市场的拐点很有可能也会在 “十五五”到来。

电力容量市场：“十五五”大概率会出现供需拐点

根据我们对需求（电网最大用电负荷，通常在夏季）和供给（下文给出两种测算方法），我 们可以得出结论，2030 年之前电力容量大概率就会出现供给大于需求的局面，扭转“十四 五”供给不足的状态。展望未来 5 年，我国电力系统的坚实程度进一步提升，当然也意味 着不考虑经济性的话，分布式平衡单元的必要性进一步降低。

需求：非降温负荷增速放缓，虚拟电厂或有效平抑最高用电负荷的波动

容量市场的需求通常意义上理解为支撑电力系统的最高负荷。根据我们在 2024 年 8 月的报 告《公用事业/电力设备：客观看待电力缺口与过剩并存》中总结的，全球变暖背景下天气 变化将呈现两极化的趋势，即“夏季更热，冬季更冷”。据人民网报道，我国夏季降温用电 负荷占全国最大用电负荷比重达到三成，部分省份比重甚至超过 40%，气温对用电的影响 越来越突出。基于对 1）夏季平均气温，2）降温负荷占最高负荷比重，3）降温负荷与夏季 平均气温的关系我们预测，“十五五”实际最高用电负荷的 CAGR 约为 5.3%，低于“十四 五”的 7.2%，主要原因就是非降温负荷的增速从 4.1%放缓至 2.6%。

但实际最高负荷还受到快速增长的虚拟电厂影响，后者可以在系统极度缺电时放电或减少 用电。结合今年以来非降温负荷增长乏力，解释了为什么 2025 年电网实际最高负荷 15.06 亿千瓦远低于我们在 2024 年 8 月的报告《公用事业/电力设备：客观看待电力缺口与过剩 并存》中的保守预期 15.44 亿千瓦，也低于中电联年初的预测 15.5 亿千瓦的原因。根据我 们对储能和虚拟电厂的预测，我们测算表观最高用电负荷的 CAGR 会在 2026-30 年下降至 4.5%。其中，需要说明的是虚拟电厂聚合的资源中非常重要的组成部分之一就是新型储能， 为了避免重复计算本文对虚拟电厂描述的口径都是与新型储并列的，不包括储能，所以我 们本文指代的虚拟电厂的容量会明显小于国家的要求（发改委发布的《电力需求侧管理办 法》提出到 2025 年各省需求响应能力达到最大用电负荷的 3%-5%）。

如何去刻画容量市场的供给一直是一个难题。下文采取两种方式： 1）按照部分地方最新机制，例如甘肃 2025 年 7 月出台的《发电侧容量电价机制征求意见 稿》和 9 月青海《电源侧容量补偿机制暂行办法》，计算有效容量和最大净负荷的供需系数； 2）传统意义上我们电力系统测算可用容量与备用率。

供给测算-有效容量：“十五五”电源规划与负荷完美匹配，储能是额外的放量因素

按照甘肃、宁夏和青海的机制，煤电和储能可以获得的容量电价=容量电价（补偿）标准（例 如甘肃每千瓦 330 元，宁夏 2026 年暂定 165 元）×供需系数，单台机组容量电费补偿上限 取当年净负荷达到最大净负荷 90%以上时段对应可调出力最小值。而供需比的分母（供给） 为煤电、电网侧新型储能、风电、光伏、水电等电源的有效容量之和，具体标准如下： 1) 三省对煤电机组的有效容量的算法基本一致，根据机组铭牌容量扣除厂用电后确定； 2) 甘肃/宁夏网侧新型储能有效容量据满功率放电时长/6×额定功率并扣除厂用电后确定； 3) 甘肃风电、光伏机组的有效容量根据装机容量扣除厂用电后的 7%、1%确定； 4) 甘肃水电机组的有效容量根据装机扣除厂用电后，蓄水式按 98%、径流式按 32%确定； 5) 青海对于不可持续调节性电源（包括抽蓄、新型储能）规定其有效容量为 min（最大 可储存电能量/系统净负荷高峰持续时长，最大放电功率），对于不可调节电源的有效容 量（例如风光）需要按照装机×有效系数，其中有效系数是为 min（该类型电源近 3-5 年净负荷高峰时段平均负荷率，全年平均负荷率）。

其实山东在 2025 年 8 月印发的《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》中也提及了 优化发电侧容量补偿机制。根据山东电网用电负荷（含备用容量）总需求，对各类型市场 化机组的有效容量给予补偿。按照全网回收长期边际机组固定成本原则确定容量补偿标准， 依据系统总容量需求与总有效容量，设置容量供需系数。发电机组容量电费由机组可提供 的有效容量、容量补偿电价标准以及当年容量供需系数三者乘积确定——上述省份关于容 量电价机制的算法原则上高度类似，但是具体计算细则考虑该省实际情况会有不同。 甘肃有效容量计算方法中已公开发布的定量参数最多，我们参照其计算规则，对全国所有 装机（包括储能）进行预测。其中，对电源侧的预测参照本章节第一段，储能的预测如下： 1）参照华泰证券 2025 年 9 月的报告《政策组合拳为需求侧打开新模式空间》，新型储能年 均新投产 0.6 亿千瓦，2026 年提前完成中央 2027 年 1.8 亿千瓦的目标； 2）根据我们统计的抽蓄项目进度，在建 1.56 亿千瓦装机中 2030 年之前可以投产的约 1.20 亿千瓦，2029 年提前完成中央 2030 年 1.2 亿千瓦的投产目标。

根据我们的计算： 1) “十五五”期间全国有效容量的增速 CAGR 为 6.4%，高于“十四五”的 4.8%；而我 国最高用电负荷的增速“十五五”期间为 5.0%，“十四五”期间为 7.0%——可见有效 装机的供给增速“十四五”期间明显低于需求，而“十五五”则会发生逆转。 2) 假设不考虑储能只考虑电源侧布局，“十五五”期间全国有效容量的增速 CAGR 为 4.8%， 低于同期实际最高用电负荷的增速 5.3%（不考虑虚拟电厂影响）——倘若完全没有市 场化电价机制去激励虚拟电厂、储能这类本身不发电或用电的主体，我国当前的电源 侧布局是完全符合我们能源保供需要的，不能说有明显冗余；如果工业用电负荷超预 期，我国的电源侧投资或许还不足以支撑每年夏天的顶峰负荷。 3) 对于有效容量，电源侧“十五五”CAGR 为 4.8%，考虑储能为 6.4%，这其中的差值 0.8pct 来自电化学等新型储能，0.8pct 来自抽水蓄能。按照青海的定义，任何储能都 属于不可持续调节性电源，相比源侧装机，对能源保供安全的底线来说不可同日而语。

供给测算-备用率：不考虑新型储能，抽蓄可以带动“十五五”备用率恢复至 20%

根据我们 2024 年 8 月的报告《客观看待电力缺口与过剩并存》对电力系统备用率测算（不 考虑新型储能），2022 年备用率首次下降至 20%以下，在极端气候下我国发生了严重缺电 事故。2023-24 年备用率还在持续下降，但得益于以下两点，我国电力供需形势相对温和： 1）气候状态并不严峻，多地高温时段错峰，北方或华南雨水充沛； 2）夏季光伏出力大，且近年来光伏装机增速较高（但在我们电力系统保供安全的传统计算 方式中，光伏被给予的可靠性出力系数为零）。

根据我们的测算： 1) “十五五”全国可控装机 CAGR 为 5.5%，高于“十四五”的 4.6%；而我国最高用电 负荷的增速“十五五”为 5.0%，“十四五”为 7.0%——与有效装机的趋势一致，即便 不考虑新型储能，可控装机增速“十四五”明显低于需求，“十五五”则会发生逆转。 2) 2024 年备用率会下降至 15%，为近年来最低点，2025 年开始备用率逐步回升，2030 年会提升至 20%以上，“十五五”该比例大概率持续改善。 3) 若不考虑抽蓄和虚拟电厂，“十五五”全国可控装机增速为 4.6%，仅略高于“十四五” 的 4.3%；而我国实际最高负荷的增速“十五五”期间为 5.0%，“十四五”期间 7.2%， 2026-30 年系统备用率依然不足，大约在 8%-10%的水平，“缺电”风险依然存在。

这种测算方法相比前文有效容量的测算方法结果更为保守，原因就是可控装机出力的计算 中对近年来高速增长的风光给予了非常低的可靠性置信度，换言之： 1) 若只相信传统能源的保供能力，2026-30 年电力系统的顶峰能力并不比 2022 年更强； 2) 如果我们认可风光尤其是光伏在夏季高峰的出力，或认可抽蓄虽然是不可持续调节电源， 但可靠性堪比火电，那么“十五五”的容量规划与我们测算的顶峰需求是基本匹配的； 3) 新型储能的快速发展，大概率会在 2030 年之前带来容量的供给大于需求，大幅提升电 力系统的保供置信度的同时，拉低了有效容量的供需系数，会造成单位容量电价的下降。

容量电价机制：火储同台，风光水核也有望参与

容量市场是用来弥补市场经济盲区的“计划”手段。引用华南理工大学电力学院教授荆朝 霞的观点1：容量市场的存在逻辑根植于对‘完美市场’假设的修正——在理论上的完美市 场中，价格可以准确反映供需，通过价格信号能精准引导合理投资；然而，现实中世界上 几乎所有国家的电力市场都需要各种形式的额外的容量补偿机制，例如新能源可能拉低电 能市场的价格，从而导致部分发电资源的价值无法完全通过市场体现；或发电投资大、投 资周期长、电力价格波动大、收入不确定高、风险规避工具缺乏或不成熟，同样无法通过 市场引导充足的发电投资。容量电价通常按照机组的装机容量计费，与实际发电量无关。

现状：中央只覆盖煤电和抽蓄，多地政策出台激励气电和新型储能

目前我国的容量电价政策并不覆盖发电侧所有机组。

抽水蓄能：发改委 2021 年 5 月《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》首次抽水 蓄能价格形成机制，电量电价体现抽水蓄能抽发损耗，容量电价回收全部成本、获得合理 收益（保证 6.5%的资本金回报率）——是国家针对发电侧第一份容量电价政策文件。

煤电：2023 年 11 月 10 日，国家发展改革委和国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机 制的通知》，建立煤电容量电价机制，按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式，确定了 各地煤电容量电价：其中，固定成本全国统一标准，为 330 元/kW·年；容量电价回收固定 成本的比例，2024～2025 年多数地方为 30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当调 高，为 50%左右；2026 年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例将提升至不低于 50%。

气电：在 2023 年底中央煤电容量电价政策之前，上海、江苏、浙江等地早就出台了针对高 成本气电的容量机制，绝对值水平远高于中央的 330 元每千瓦，用以补贴气电更高的发电 成本与维护费用。中央政策后，广东省 2024 年开始对煤电和气电同时出台容量电价政策， 截止目前全国几乎所有省份的天然气发电都有容量政策保护。

新型储能：与气电类似，中央层面迄今没有出台过统一的容量电价政策，但是很多地方政 府为了刺激储能的发展，都有各种方式的支持性政策出台。总体来说，各国的容量电价主 要针对非发电类资产，给予支撑电网高峰、低谷期稳定性或提供灵活性调节能力来适应发 电侧波动电源（风光水等可再生能源）与用户侧波动需求（居民为主）的调节性资源。这 也是为什么迄今为止，核电、风电、光伏等并没有获得中央或地方明确的容量补偿。

未来：储能/其他电源和火电同台共享容量机制，供需决定价格

以山东、甘肃、青海等地（前文有提及）政策为例，各地对容量电价按照一定系数比例在 火电、抽水蓄能和储能，甚至还包括对电源侧其他装机按照顶峰容量供需分配的原则均体 现出不同程度的认可。下图我们以甘肃参数测算全国供需系数。需要说明的是，分子应当 考虑的是当年系统净负荷曲线（用电负荷加外送电量减去风光出力和可中断负荷容量）的 最大值所在时刻对应的（用电负荷+外送容量需求（不含外送配套电源的送电容量）+备用 容量-可中断负荷容量）计算确定——实际操作中我们简化为全国最大负荷（考虑虚拟电厂）：

1） 不考虑储能，“十五五”全国层面供需系数在 85%左右波动，与 2024 年一致；按照甘 肃的政策，几乎意味着火电的容量电价在每瓦 260-270 元左右； 2） 考虑抽蓄，该比例在 2026-30 年会从 2024 年的 83%下降至 79%； 3） 如果进一步考虑新型储能，该比例在 2026-30 年会从 2024 年的 82%下降至 75%；火 电的容量电价会下降至每千瓦 230-240 元，新型储能的容量电价约每千瓦时 34 元。

倘若更悲观地假设，2026 年开始，我国的非降温负荷增速仅为 0.3%（与 2025 年一致）： 1） 不考虑储能，供需系数在 2024 年见顶（85%），2026-30 年会持续下降至 79%； 2） 考虑抽蓄，该比例在 2026-30 年会从 2024 年的 83%下降至 74%； 3） 进一步考虑新型储能，该比例在 2026-30 年会从 2024 年的 82%下降至 70%；按照甘 肃的政策，火电的容量电价约每千瓦 210-220 元（但也显著高于 2025 年大部分省份的 100 元与 2026 年国家最低要求 165 元），新型储能的容量电价在每千瓦时 32 元左右。

需要说明的是，上表简化的处理方法可能对各机组可以获得的容量电价只是个粗略估算， 一方面分子端我们暂时没有足够的信息来计算备用容量和可中断负荷，另一方面各省容量 都有考核和回溯机制，可能会导致实际容量电价比我们预测的更低。

新型储能：需要 0.3-0.4 元/度峰谷价差才有 6%IRR

以一个 100MW×2 小时电站（1H25 中电联统计 77%的独立储能时长为 2 小时）为例： 1）20 年的生命周期，循环次数 4000，年运行时间 200 天 2）充电深度 90%，充放电效率 85%，每年 2%的衰减 3）所得税三免三减半，增值税即征即退 50%维持 2 年 4）贷款利率 2.5%，资本金 20%，等本还款 5）储能电芯价格每瓦时 0.4，EPC 每瓦时 1.1，总投资每瓦时 1.5 6）一充一放的电站在第 10 年换电芯，两充两放 7/14 年各换一次电芯；根据中电联统计的 1H25 成员单位储能电站运行情况，平均等效充放电次数 145 次 7）辅助服务收入：品种与计价都较难量化，简化起见参考《2024 年甘肃电力市场年报》 10 家独立储能电站参与调频市场，贡献调频里程 1961 万兆瓦，获得调频补偿 1.77 亿元。

假设完全没有容量电价或类似的补贴，一充一放的独立储能电站需要日内峰谷价差达到 0.8 元/度以上 IRR 才能达到 6%，两充两放的电站需要峰谷价差达到 0.45 元/度。参照目前云南 和浙江这类容量补偿的政策，独立储能电站几乎不需要考虑充放电就可以收回成本；或参 考内蒙、江苏、新疆等省份对充放电的补偿机制，充放电价差至少 0.3-0.4 元/度起步。

参照甘肃的政策，若独立储能电站的容量电价在 30-40 元/瓦时，即便是两充两放的电站也 需要峰谷价差 0.35 元/度才可以有 6%-7%的资本金 IRR。事实上，参考 2024-25 年现货市 场正式运行省份的价格，只有蒙西、山西和山东勉强达到这个标准。倘若现货价差可以达 到度电 0.45 元且支撑日内两充两放，独立储能即便没有容量电价也可以取得 6%以上的 IRR。 我们认为，随着 2026 年开始新能源全面入市，部分省份的现货价差可能还能继续走扩，且 随着各地区现货市场转正式运行，电网侧储能电站的盈利空间会被进一步打开。

抽蓄：容量电价可能下降，6.5%IRR 需要 0.2-0.3 元/度的峰谷价差

根据之前的测算，即便按照 330 元的容量电价标准，抽蓄可获得的容量电价约 220-270 元/ 千瓦，明显低于按照 6.5%资本金 IRR 核算的机组容量电价（发改委 533 号文），也意味着 抽蓄电站需要通过参与电能量市场（现货市场）和辅助服务市场再去回收一部分盈利。

根据测算，以我国丰宁抽蓄（全球最大）为例，中央核定的容量电价 529 元/千瓦（一期和 二期的均值）刚好保障该项目资本金 IRR 达到 6.5%，全投资 4%。不考虑辅助服务市场， 225元/千瓦的容量电价需要峰谷价差达到0.25元/度，抽蓄的资本金IRR才可以回到6.5%。

倘若容量电价在每千瓦 200-300 元的水平下，抽蓄至少需要 0.2-0.3 元的峰谷价差才可以获 得正常回报——该要求低于新型储能。本质原因在于：1）目前新型储能的成本相较传统抽 水蓄能更高，2）抽蓄按照库容设计通常充放电达到 4-6 小时以上，符合河北、甘肃等地对 长时储能的要求，3）考虑电量，按照目前的造价抽蓄 LCOS 还是低于锂电池储能，但是相 差并不大；4）抽蓄作为水电站的项目经营期 40 年起步，而电化学储能的寿命与衰减速率 依然面临挑战，很有可能并不一定可以达到理论循环次数。

火电：中长期点火价差可能会受供需拖累，对峰谷价差的要求与储能相似

参照德国能源转型的经验，利用小时下降至 3700 以下时，煤电点火价差 CDS（clean dark spread）大约 0.02-0.03 人民币元/度。倘若 2030 年前后利用小时低点，火电在中长期定价 中不论是因为供需还是低成本新能源的竞争，点火价差只能维持这个水平。

根据我们的测算，火电必须从现货市场套利空间或辅助服务市场赚回 0.4-0.5 元/度的价差 （假设火电除了中长期合约外 10%敞口暴露在现货总高买低卖）。换言之，我们对火电不必 过度悲观，尽管利用小时下降会降低火电的议价能力，但是只要系统的峰谷价差可以容纳 抽水蓄能和电化学储能进一步投资，火电的回报率是有相对保障的。假设火电可以故意设 计和预留 20%的结算电量用于现货套利，对现货峰谷价差的要求近 0.2-0.3 元/度.

核电：800 元/吨的煤价下全部入市风险较大，亟需容量电价保护

按照甘肃、青海、山东、宁夏等地最新关于容量补偿规则的思路，各类型机组可获得的容 量电价主要取决于他们顶峰负荷时间内的平均可靠性出力，在这点上火电、抽蓄和核电相 对都比较强，所以获得的容量电价应该都比较高。2025 年全国核入市比例已经超过 100%， 火电随着容量电价增长，边际机组的电量报价有下降动力，会带动其他可再生能源市场化 交易电价下行，对于核电是非常不利的。根据我们 2025 年 3 月的报告《量化“十五五”电 价与盈利弹性：坚守优质资产，穿越价格周期》所测算的，煤价一旦低于每吨 800 元，个 别省份核电盈利能力会显著承压，影响核电产业的发展。

根据我们的测算，以广东省批复电价 0.4135 元/度的核电机组来说，即便市场化交易电价触 底低至 0.372 元/度，只要变动成本补偿机制取消，市场化机组（阳江、岭东、岭澳等）全 面入市，华龙一号的机组全投资 IRR 依然接近 6%，资本金 IRR 接近 12%。但是，广东的 电价是全国的高地，其他沿海省份核电机组如果假设中长期电价下降至各省下限，没有容 量电价的情况下没有省份可以获得 5%以上全投资 IRR；165 元的容量电价标准可以提升全 投资 IRR 0.6-0.8pct，330 元容量电价标准几乎可以保障大部分省份核电具备较高的经济性。

风光：容量机制或可增强配储动力，某种程度上源网侧储能殊途同归

目前风电和光伏因为发电负荷不可控，所以即便当地容量电价机制设计上允许风光参与分 享，实际的顶峰容量电价也可能很小。但是，通过配储风光可以特意将部分中午谷时电量 挪到早晚高峰。在这种情况下，新能源电站考虑是否配储的底层逻辑与是否可以投资一个 独立储能高度类似，因为该投资的收益来源于两部分：1）将新能源电站的电量从谷时挪到 峰时，本质上赚取的就是现货的峰谷价差，2）帮助该新能源电站多获取的容量电费，取决 于该地怎么设计风光参与容量电价分成，倘若该地顶峰时段不足 6 小时，很有可能新能源 厂站配储获得的容量电价会多于独立储能电站。

峰谷价差：大概率 0.4 元/度,谷段低价是光伏消纳的核心

电力现货市场长周期运行且当地风光装机比例超过 50%的省份包括甘肃（2022 年 10 月）、 山西（2025 年 1 月）、蒙西（2025 年 1 月）和山东（2025 年 5 月）。上述四地中：1）甘 肃因为现货最低限价 0.04 元/度且风电多于光伏等因素，谷段电价不够低，峰谷电价价差通 常低于 0.3 元/度；2）山东新能源入市比例较低，尤其是占比最高的分布式光伏迄今仍受到 或多或少的保护，所以峰谷电价并不足以真实反映当地情况；3）蒙西与山西今年 1-8 月现 货价差均超过 0.4 元/度。 根据我们的预测，我国 2027 年左右风光装机占比会接近或超过 50%，2030 年会达到 54%。 这也意味着，届时只要现货市场开展，全国层面大部分地区的批发侧峰谷价差都可以到 0.4 元左右，按照前文分析足以支撑在合理容量电价基础上的抽蓄、电化学储能和火电发展。 参考改委 2025 年 394 号文的要求，2025 年底前各地区基本实现电力现货市场全覆盖，全 面开展连续结算运行——通常连续结算运行后 1 年有转正基础，所以我们可以合理预期 2027 年各地现货市场应该都步入正式运行的状态。 但是，从全国层面，我们也并不认为现货峰谷价差相比 0.4-0.5 元/度会有很大程度上提升： 1） 一方面是因为更高的价格会作用于更快的供给增长，尤其考虑新型储能目前的盈利模式 已经初步具备，新能源电站自主配置储能的逻辑已经打通，电化学储能建设期通常不超 过 1 年，相比抽蓄和火电更容易快速上量参与套利，自然也会带动峰谷价差回落； 2） 另一方面，正如前文分析，我国的顶峰压力最大的年份在 2024 年，未来随着基荷电源 和储能的快速上马，高峰电价进一步创新高的概率并不大（尤其是考虑到如果煤价不出 现趋势性上涨）；而填谷需求，很有可能 2025 年也已经见顶。

根据我们的测算，只要午间现货下限电价足够低，表观最低负荷增速在储能和虚拟电厂的 带动下，“十五五”增速有望达到 9.4%，与光伏装机增速 10.4%基本匹配，这意味着全国 层面光伏弃电率并不一定会大幅上行，前提是光伏电站需要为此付出极低的现货电价。我 们也同时测算，倘若现货电价并不足以激励灵活性资源发挥作用填谷，2030 年光伏装机绝 对值可能会达到最低负荷的 4 倍左右，消纳率会在“十五五”大幅下降。

编辑：火腿肠