報(bào)告出品方：廣發(fā)證券

以下為報(bào)告原文節(jié)選

------

一、電力系統(tǒng)的問(wèn)題可以簡(jiǎn)化為一個(gè)剛性架構(gòu)

我們引入一個(gè)剛性架構(gòu)的模型來(lái)描述電力系統(tǒng)。電力系統(tǒng)紛繁復(fù)雜，投資者對(duì)于體系的認(rèn)知度和認(rèn)知意愿并不高，我們力圖精簡(jiǎn)結(jié)構(gòu)，塑造簡(jiǎn)明化的電力系統(tǒng)格局。
從主要構(gòu)成來(lái)看，左邊是各種電源的上網(wǎng)電價(jià)、右邊是用戶(hù)電價(jià)，二者均可以調(diào)整但是范圍有限：如上網(wǎng)電價(jià)側(cè)的煤電價(jià)格通常在煤價(jià)過(guò)高或過(guò)低時(shí)調(diào)整，大部分綠電項(xiàng)目補(bǔ)貼電價(jià)或者保障性利用小時(shí)對(duì)應(yīng)的電價(jià)也相對(duì)剛性等；如終端用電價(jià)格過(guò)去也較為剛性。參與者方面主要為電網(wǎng)（調(diào)度主體）、電源（煤電、綠電等發(fā)電主體，因水電及核電相對(duì)穩(wěn)定，本文不做主體探討）。
當(dāng)電網(wǎng)的電源多為穩(wěn)定電源時(shí)，即便在兩端電價(jià)相對(duì)剛性的情況下，電力系統(tǒng)也可順暢運(yùn)行，其中的參與者電網(wǎng)、燃煤發(fā)電等發(fā)電主體均可獲得相對(duì)穩(wěn)定的運(yùn)轉(zhuǎn)情況，電力系統(tǒng)沖擊不大。但近年來(lái)，風(fēng)光等新型發(fā)電主體占比的迅速提升導(dǎo)致過(guò)去的剛性結(jié)構(gòu)屢受沖擊，尤其是因?yàn)轱L(fēng)光發(fā)電的高度不穩(wěn)定情況（鴨型曲線(xiàn)），導(dǎo)致了體系內(nèi)的主體均受到壓制，電網(wǎng)付出反風(fēng)光發(fā)電曲線(xiàn)的調(diào)節(jié)/調(diào)度成本、煤電企業(yè)接受調(diào)峰等調(diào)度但支付模式不清晰、綠電持續(xù)增加配儲(chǔ)要求但仍無(wú)法擺脫負(fù)電價(jià)的情況，架構(gòu)內(nèi)壓力突出，電力體系的改革迫在眉睫。
好在，當(dāng)前改革已在路上，我們將采用一個(gè)章節(jié)的篇幅來(lái)進(jìn)一步解釋改革的方向。
一方面是存量的政策如何基于剛性架構(gòu)的模型進(jìn)行解讀；另一方面是我們認(rèn)為解決當(dāng)前問(wèn)題的核心在于，擴(kuò)張架構(gòu)的邊界是重點(diǎn)方向，發(fā)電成本的下降提供了改革的契機(jī)（“在時(shí)間的煤硅鋰”的降本）、遠(yuǎn)期將通過(guò)環(huán)境溢價(jià)及市場(chǎng)化交易合理提高用電成本等?；谶吔绱蜷_(kāi)的視角，我們認(rèn)為體系的擁擠度將下降，通過(guò)輔助服務(wù)市場(chǎng)的建立、現(xiàn)貨市場(chǎng)的價(jià)格修正機(jī)制等，火電獲得容量補(bǔ)償、綠電擁有盈利模型擴(kuò)大裝機(jī)、電網(wǎng)的調(diào)度成本得到傳導(dǎo)，相關(guān)投資均將加速，剛性架構(gòu)中的主體都有更好的前景展望。

（一）新能源消納壓力及電價(jià)無(wú)法高效波動(dòng)是系統(tǒng)性問(wèn)題的內(nèi)生原因

當(dāng)前我國(guó)電網(wǎng)調(diào)節(jié)壓力快速增加，而電價(jià)端無(wú)法有效傳導(dǎo)成本。電網(wǎng)調(diào)度實(shí)行“統(tǒng)一調(diào)度、分級(jí)管理”的工作原則，其運(yùn)行管理工作的主要內(nèi)容集中在以下幾個(gè)方面：（1）編制和執(zhí)行電網(wǎng)的運(yùn)行方式，制定并監(jiān)督實(shí)施電網(wǎng)發(fā)電、供電調(diào)度計(jì)劃；（2）指揮調(diào)度管轄范圍內(nèi)設(shè)備的運(yùn)行、操作及事故處理等；（3）負(fù)責(zé)電網(wǎng)的調(diào)峰、調(diào)壓等。電力系統(tǒng)運(yùn)行要求實(shí)時(shí)平衡，而新能源發(fā)電出力具有隨機(jī)性、波動(dòng)性、間歇性特點(diǎn)，因此隨著新能源滲透率提升，電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)壓力快速增長(zhǎng)。盡管我國(guó)已經(jīng)歷多輪電價(jià)改革，但當(dāng)前我國(guó)工商業(yè)對(duì)居民及農(nóng)業(yè)的電價(jià)補(bǔ)貼依然存在，電價(jià)不能反映真實(shí)用電成本，且購(gòu)售電價(jià)格均相對(duì)剛性，對(duì)電價(jià)結(jié)構(gòu)變化的反映亦不足。

伴隨新能源電量占比迅速提升、鴨型曲線(xiàn)愈加明顯，電力系統(tǒng)的不穩(wěn)定性正持續(xù)增強(qiáng)。自2020年雙碳目標(biāo)提出以來(lái)，我國(guó)風(fēng)光新增裝機(jī)快速增長(zhǎng)，2022年風(fēng)光發(fā)電量（規(guī)模以上口徑）占比已達(dá)10.9%。由于風(fēng)光資源波動(dòng)不可控，電力系統(tǒng)的不穩(wěn)定性正持續(xù)增強(qiáng)，中午日照最強(qiáng)時(shí)光伏出力達(dá)到峰值、而用電負(fù)荷高峰出現(xiàn)在傍晚時(shí)刻，伴隨光伏接入比例增高、鴨型曲線(xiàn)愈加明顯；且我國(guó)風(fēng)光資源稟賦多集中于三北地區(qū)、而用電負(fù)荷多集中于沿海發(fā)達(dá)地區(qū)，時(shí)間及地域錯(cuò)配問(wèn)題均較為突出，風(fēng)光消納成為新型電力系統(tǒng)發(fā)展痛點(diǎn)。

風(fēng)光利用率環(huán)比下滑，重點(diǎn)地區(qū)消納問(wèn)題突出。根據(jù)新能源消納預(yù)警中心披露數(shù)據(jù)，2023年3~5月全國(guó)風(fēng)電、光伏利用率持續(xù)降低引起關(guān)注，2022年全年風(fēng)電平均利用率低于95%的地區(qū)分別是蒙東、青海、蒙西、甘肅等三北區(qū)域，其中蒙東、蒙西一、二季度的風(fēng)電利用率通常在80%-90%，消納問(wèn)題嚴(yán)重。而光伏利用率方面，各地區(qū)整體表現(xiàn)優(yōu)于風(fēng)電，棄光主要集中在西藏、青海地區(qū)，其中西藏自治區(qū)棄光率常年高達(dá)25%。

此外，我國(guó)尖峰負(fù)荷持續(xù)走高，電力系統(tǒng)面臨容量、靈活度雙缺問(wèn)題。根據(jù)國(guó)網(wǎng)能源研究院對(duì)“十四五”期間電網(wǎng)負(fù)荷的分析，國(guó)網(wǎng)經(jīng)營(yíng)區(qū)最大負(fù)荷增速將高于用電量增速，預(yù)測(cè)2025年最大日峰谷差達(dá)到4億千瓦，最大日峰谷差率增至35%，負(fù)荷尖峰化特征顯著。2021年冬季及2022年夏季部分省份均出現(xiàn)不同程度的有序用電、限電措施，尖峰容量短缺問(wèn)題逐步被重視，2023年1-6月，我國(guó)火電累計(jì)新增26GW。
根據(jù)各地發(fā)改委披露信息統(tǒng)計(jì)，2022年至2023年6月我國(guó)核準(zhǔn)火電已接近150GW，多集中于沿海發(fā)達(dá)地區(qū)（廣東、浙江、江蘇等），火電等穩(wěn)定電源加速審批。因而當(dāng)前我國(guó)電力系統(tǒng)一方面面臨缺調(diào)節(jié)、調(diào)度靈活性，一方面面臨尖峰容量短缺，導(dǎo)致了體系內(nèi)的各主體均受到壓制。

電網(wǎng)側(cè)：2016年以來(lái)盈利水平顯著下滑，但投資支出不斷加大。伴隨風(fēng)光等可再生能源比例不斷提高，對(duì)電力系統(tǒng)靈活性調(diào)度提出更高要求（時(shí)間、空間錯(cuò)配問(wèn)題），催生電網(wǎng)投資建設(shè)需求。根據(jù)國(guó)家電網(wǎng)董事長(zhǎng)辛保安在《求是》雜志發(fā)布署名文章稱(chēng)，十四五”期間，國(guó)家電網(wǎng)計(jì)劃投入電網(wǎng)投資2.4萬(wàn)億元，預(yù)計(jì)新投產(chǎn)抽水蓄能裝機(jī)容量超過(guò)2700萬(wàn)千瓦，大力推進(jìn)新能源供給消納體系建設(shè)；根據(jù)《南方電網(wǎng)“十四五”電網(wǎng)發(fā)展規(guī)劃》，十四五”期間南方電網(wǎng)規(guī)劃投資約6700億元用于電網(wǎng)建設(shè)，新增抽水蓄能裝機(jī)容量600萬(wàn)千瓦，推動(dòng)新能源配套儲(chǔ)能2000萬(wàn)千瓦。但我國(guó)當(dāng)前電力市場(chǎng)交易體系中，發(fā)電側(cè)上網(wǎng)電價(jià)與用戶(hù)側(cè)銷(xiāo)售電價(jià)均不具備大幅調(diào)整空間，2016年以來(lái)國(guó)網(wǎng)、南網(wǎng)凈利率已由3.04%、3.27%降至2022年1.55%、1.33%，且預(yù)期未來(lái)消納需求非線(xiàn)性增長(zhǎng)，電網(wǎng)盈利能力的降低與投資支出規(guī)模的擴(kuò)大之間產(chǎn)生矛盾。

火電側(cè)：火電調(diào)峰調(diào)度頻次增加，但支付機(jī)制有待進(jìn)一步明確。早在2016年6月我國(guó)就啟動(dòng)了火電機(jī)組靈活性改造試點(diǎn)工作，涉及丹東電廠等22個(gè)項(xiàng)目（共計(jì)46臺(tái)機(jī)組，約18.18GW）。根據(jù)《國(guó)家電網(wǎng)服務(wù)新能源發(fā)展報(bào)告》，“十三五”期間國(guó)家電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)區(qū)內(nèi)累計(jì)完成火電機(jī)組改造1.62億千瓦，僅完成4億千瓦火電機(jī)組深度調(diào)峰改造目標(biāo)的40%。根據(jù)各區(qū)域電力輔助服務(wù)管理實(shí)施細(xì)則（或征求意見(jiàn)稿），華中、華北、東北、華東、南方區(qū)域?qū)γ弘娚疃日{(diào)峰補(bǔ)償分別為250~840、100~250、200~1000、20~320、247~1188元/兆瓦時(shí)，同時(shí)部分省份還有獨(dú)立的補(bǔ)償細(xì)則。煤電機(jī)組在100%~50%負(fù)荷區(qū)間內(nèi)調(diào)節(jié)較易，但伴隨近年火電需要深度調(diào)峰（通常為50%以下負(fù)荷）調(diào)度頻次增加，經(jīng)濟(jì)補(bǔ)償各異且市場(chǎng)機(jī)制完善程度掣肘火電改造調(diào)峰積極性。

綠電側(cè)：綠電要求配儲(chǔ)、但負(fù)電價(jià)時(shí)有發(fā)生，收益難以保障。一方面對(duì)綠電項(xiàng)目配儲(chǔ)要求逐步提高，2022年新能源項(xiàng)目全面平價(jià)以來(lái)，各地對(duì)具備儲(chǔ)能調(diào)節(jié)能力的項(xiàng)目給予一定傾斜，部分省份對(duì)配儲(chǔ)比例及時(shí)長(zhǎng)作出明確規(guī)定。另一方面，對(duì)綠電市場(chǎng)化時(shí)間作出明確指示，國(guó)家發(fā)改委、能源局2022年1月已提出“到2030年…新能源全面參與市場(chǎng)交易”；2023年8月再次加快綠證交易的全覆蓋，綠電市場(chǎng)化亦提速。但從新能源參與現(xiàn)貨交易的情況來(lái)看，廣東省2023年以來(lái)新能源現(xiàn)貨電價(jià)略低于日前交易均價(jià)，山東省五一期間連續(xù)多時(shí)段負(fù)電價(jià)的情況。綠電要求配儲(chǔ)、成本有所增加，同時(shí)電價(jià)難以保持相對(duì)穩(wěn)定，收益難以保障成為當(dāng)前綠電側(cè)發(fā)展痛點(diǎn)。

（二）煤硅鋰價(jià)高企對(duì)剛性架構(gòu)的穩(wěn)定性形成了進(jìn)一步的沖擊

架構(gòu)左邊是各種電源的上網(wǎng)電價(jià)、右邊是用戶(hù)電價(jià)，二者均可以調(diào)整但是范圍有限。
考慮用電成本過(guò)去兩年已經(jīng)有所上漲，若右側(cè)推進(jìn)（進(jìn)一步提升用戶(hù)側(cè)銷(xiāo)售電價(jià)）難度較大。當(dāng)前我國(guó)電力供需保持緊平衡，2021年10月已將燃煤電價(jià)上浮空間由10%升至20%，若上下游完全打通（如取消上下限等），預(yù)計(jì)對(duì)用電側(cè)電價(jià)壓力將更大。
當(dāng)前電改政策聚焦峰谷價(jià)差拉大（從用戶(hù)側(cè)銷(xiāo)售電價(jià)調(diào)節(jié)）、現(xiàn)貨市場(chǎng)推進(jìn)（上網(wǎng)電價(jià)及銷(xiāo)售電價(jià)雙側(cè)調(diào)節(jié)）等，均為在剛性架構(gòu)的左右兩側(cè)微調(diào)。我們想強(qiáng)調(diào)的是，短期通過(guò)降低發(fā)電成本提供的改革契機(jī)（左側(cè)）、長(zhǎng)期通過(guò)銷(xiāo)售電價(jià)市場(chǎng)化（右側(cè)），體系將得到理順。

近年煤價(jià)、硅價(jià)等原材料成本快速增長(zhǎng)，對(duì)架構(gòu)又形成了進(jìn)一步的沖擊成本。2021年下半年以來(lái)，煤炭?jī)r(jià)格飆升并持續(xù)處于高位，2021、2022年秦皇島港5500大卡動(dòng)力煤平倉(cāng)價(jià)均值較2020年均值分別上漲50%、114%，火電運(yùn)營(yíng)商成本大幅提升進(jìn)一步擠壓利潤(rùn)空間，因而尖峰容量短缺、火電核準(zhǔn)加速下，2022年我國(guó)新增火電裝機(jī)仍明顯下降。此外，受制于硅料價(jià)格高企、新增平價(jià)項(xiàng)目配儲(chǔ)等，近兩年綠電裝機(jī)增長(zhǎng)亦不及預(yù)期。

為了解決剛性架構(gòu)的左側(cè)，國(guó)家推出煤電聯(lián)動(dòng)的政策方向。2004年我國(guó)首次公布各地燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)，而后燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)共經(jīng)歷了12次調(diào)整，其中7次上調(diào)、4次下調(diào)，還有1次全國(guó)各地區(qū)有升有降。參考?xì)v次電價(jià)調(diào)整說(shuō)明及動(dòng)力煤漲跌情況，多于煤電聯(lián)動(dòng)機(jī)制有關(guān)。2020年起，燃煤電價(jià)撤標(biāo)桿、斷聯(lián)動(dòng)，改為“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動(dòng)”；規(guī)定基準(zhǔn)價(jià)按當(dāng)?shù)噩F(xiàn)行燃煤發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)確定，浮動(dòng)幅度范圍為上浮不超過(guò)10%、下浮原則上不超過(guò)15%，同時(shí)全力推進(jìn)電力市場(chǎng)化改革。2021年10月，燃煤電價(jià)浮動(dòng)區(qū)間擴(kuò)大至上下20%，給予更大浮動(dòng)空間。2022年2月，發(fā)改委規(guī)定秦皇島港下水煤（5500千卡）中長(zhǎng)期交易價(jià)格合理區(qū)間為570～770元/噸（含稅），該區(qū)間的確定兼顧煤、電上下游利益，并與煤電市場(chǎng)化電價(jià)機(jī)進(jìn)行妥善銜接，但完全的聯(lián)動(dòng)機(jī)制仍在摸索中。

為了解決剛性架構(gòu)的右側(cè)，推出綠電的環(huán)境溢價(jià)、拉大峰谷價(jià)差等政策方向。2021年7月國(guó)家發(fā)改委下發(fā)完善分時(shí)電價(jià)相關(guān)政策以來(lái)，多地區(qū)結(jié)合自身情況對(duì)原有政策進(jìn)行優(yōu)化，合理拉大峰谷電價(jià)價(jià)差，引導(dǎo)用戶(hù)側(cè)削峰填谷。此外，綠電/綠證交易亦提速，2023年8月國(guó)家發(fā)改委等三部門(mén)發(fā)布《關(guān)于做好可再生能源綠色電力證書(shū)全覆蓋工作促進(jìn)可再生能源電力消費(fèi)的通知》，綠證核發(fā)覆蓋全部可再生能源（包括分布式電站），且綠證可有償轉(zhuǎn)讓。我們認(rèn)為，上述政策方向旨在從用戶(hù)側(cè)銷(xiāo)售電價(jià)微調(diào)，緩解消納壓力。

從電網(wǎng)側(cè)來(lái)看，國(guó)家積極推動(dòng)輸配電改革及現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)。2017年8月，國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于開(kāi)展電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)試點(diǎn)工作的通知》，選擇廣東、山東等8個(gè)地區(qū)作為電力現(xiàn)貨市場(chǎng)第一批試點(diǎn)；2021年5月，兩部委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步做好電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)試點(diǎn)工作的通知》，選擇遼寧、上海等6個(gè)地區(qū)為第二批作試點(diǎn)。2023年5月，國(guó)家發(fā)改委印發(fā)《第三監(jiān)管周期省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)及有關(guān)事項(xiàng)的通知》，進(jìn)一步深化輸配電價(jià)改革，明確用戶(hù)承擔(dān)系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用，并將輔助用能電價(jià)單列。為了解決與日俱增的消納壓力，政策一方面明確電價(jià)各環(huán)節(jié)構(gòu)成要素，一方面加快交易市場(chǎng)改革、通過(guò)現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格發(fā)現(xiàn)修正電價(jià)至合理水平。

（三）降低發(fā)電成本后的再分配為剛性架構(gòu)的破局提供了契機(jī)

考慮用電成本過(guò)去兩年已經(jīng)有所上漲，若右側(cè)推進(jìn)（進(jìn)一步提升用戶(hù)側(cè)銷(xiāo)售電價(jià)）難度較大。根據(jù)國(guó)家統(tǒng)計(jì)局?jǐn)?shù)據(jù)，2022年我國(guó)前五大用電大省分別為廣東、山東、江蘇、浙江及河北，近兩年煤價(jià)高企、中長(zhǎng)期交易電價(jià)基本均頂格上浮，因而用戶(hù)側(cè)電價(jià)基本呈現(xiàn)上漲趨勢(shì)，10千伏一般工商業(yè)平段用電價(jià)格2021年12月至2023年8月上漲8%~15%不等，同期峰段用電價(jià)格上漲5%~23%不等。同時(shí)考慮經(jīng)濟(jì)仍處于恢復(fù)期，短期預(yù)計(jì)銷(xiāo)售電價(jià)大幅上漲較為困難。

我國(guó)上網(wǎng)電價(jià)逐步市場(chǎng)化，短期打開(kāi)上下限亦較為困難。伴隨電改的推進(jìn)和電力交易市場(chǎng)的完善，我國(guó)燃煤機(jī)組執(zhí)行十余年的標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)自2020年起變?yōu)榭筛?dòng)的市場(chǎng)化機(jī)制電價(jià)；2021年10月浮動(dòng)區(qū)間擴(kuò)大至上下20%（國(guó)家發(fā)改委，《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場(chǎng)化改革的通知》）。參考2022年浙江迎峰度夏時(shí)期跨省交易的高電價(jià)，當(dāng)前我國(guó)電力供需保持緊平衡，若上下游完全打通（如取消上下限等），預(yù)計(jì)對(duì)用電側(cè)電價(jià)壓力將更大。

因而我們認(rèn)為，通過(guò)左側(cè)降低發(fā)電成本并推動(dòng)煤電聯(lián)動(dòng)，煤硅鋰的降本為此方向的主要控制點(diǎn)。從煤炭視角而言，國(guó)家持續(xù)加大煤價(jià)管控手段及放大進(jìn)口煤供應(yīng)。國(guó)內(nèi)煤方面，無(wú)論是2022年10月國(guó)家發(fā)改委發(fā)布的《2023年電煤中長(zhǎng)期合同簽約履約工作方案通知》，亦或是11月的“963”新規(guī)，發(fā)改委強(qiáng)化保供穩(wěn)價(jià)思路不改；進(jìn)口煤方面，根據(jù)海關(guān)總署數(shù)據(jù)，2023年上半年我國(guó)進(jìn)口動(dòng)力煤同比增長(zhǎng)98.2%、其中單6月同比大幅增長(zhǎng)137%，伴隨海外電煤需求減弱等因素，我國(guó)進(jìn)口煤持續(xù)高增改善國(guó)內(nèi)煤炭供需格局。

煤硅鋰的價(jià)格回落提供了改革的契機(jī)，電力系統(tǒng)來(lái)自上網(wǎng)電價(jià)的沖擊感將得到緩解。
經(jīng)歷近兩三年的調(diào)控及市場(chǎng)機(jī)制，煤、硅、鋰價(jià)均已出現(xiàn)大幅回落，2023年初至今秦皇島5500大卡動(dòng)力煤市場(chǎng)價(jià)大幅回落30%左右（百川盈孚數(shù)據(jù)），組件價(jià)格與硅料價(jià)格已經(jīng)新低（PVinfolink數(shù)據(jù)），碳酸鋰價(jià)也已經(jīng)回落。我們認(rèn)為上述三個(gè)價(jià)格分別代表火電發(fā)電、綠電建設(shè)、電化學(xué)儲(chǔ)能的成本。上述體系的持續(xù)降本，將為電力體制改革提供契機(jī)，我們認(rèn)為改革已至，剛性架構(gòu)的邊界也將得到打開(kāi)。

二、搭建疊加態(tài)的電力大模型，用電成本短期略增、長(zhǎng)期回落

基于前述觀點(diǎn)，我們認(rèn)為當(dāng)前風(fēng)光消納的剛性架構(gòu)系統(tǒng)性問(wèn)題，通過(guò)進(jìn)一步放開(kāi)上網(wǎng)電價(jià)、銷(xiāo)售電價(jià)、大力推進(jìn)現(xiàn)貨市場(chǎng)等方式較難實(shí)現(xiàn)，破局的契機(jī)在于煤硅降本以及煤電聯(lián)動(dòng)的推進(jìn)，核心路徑則是通過(guò)輔助服務(wù)市場(chǎng)解決消納難題，遠(yuǎn)期通過(guò)環(huán)境溢價(jià)及市場(chǎng)化交易的方式打開(kāi)右側(cè)。我們?cè)O(shè)計(jì)了電力大模型：終端電價(jià)=∑各電源發(fā)電成本*發(fā)電量占比+發(fā)電企業(yè)合理利潤(rùn)+電網(wǎng)輸配成本及合理利潤(rùn)+調(diào)峰等綜合輔助服務(wù)成本及合理利潤(rùn)。結(jié)果顯示，若基于煤價(jià)保持當(dāng)前價(jià)格穩(wěn)定的假設(shè)下，考慮綜合輔助服務(wù)后2030年用電成本僅為0.655元/度，較2023年提升6.4%，而期間單位綠電綜合輔助服務(wù)成本由2023年的0.068元/度升至2030年0.129元/度、大幅增長(zhǎng)88.8%，即用電成本增幅有限，輔助服務(wù)市場(chǎng)將做出一輪利潤(rùn)的再分配。

（一）上網(wǎng)側(cè)成本=∑各電源成本*發(fā)電量占比+合理利潤(rùn)（不含調(diào)峰）

測(cè)算十四五末、十五五末我國(guó)風(fēng)光發(fā)電量占比分別達(dá)17.8%、26.2%?！墩ぷ鲌?bào)告》設(shè)定2023年GDP增速目標(biāo)5%，我們對(duì)規(guī)模以上口徑發(fā)電量進(jìn)行預(yù)測(cè)，假設(shè)2023~2025年發(fā)電量增速分別為5%、4.5%、4.5%，2026~2030年增速呈下降趨勢(shì)至3.0%。2023~2025年起來(lái)水修復(fù)、水電核電新增裝機(jī)貢獻(xiàn)增量、風(fēng)光裝機(jī)加速建設(shè)，2026~2030年核電裝機(jī)有望加速投產(chǎn)、風(fēng)光新增裝機(jī)增速逐步降低；利用小時(shí)數(shù)方面，除火電利用小時(shí)數(shù)緩慢降至4000小時(shí)左右、風(fēng)光水核均保持相對(duì)穩(wěn)定，則2025年我國(guó)風(fēng)光發(fā)電量占比增至17.8%、2030年增至26.2%，實(shí)現(xiàn)快速增長(zhǎng)。

--- 報(bào)告摘錄結(jié)束 更多內(nèi)容請(qǐng)閱讀報(bào)告原文 ---

報(bào)告合集專(zhuān)題一覽 X 由【報(bào)告派】定期整理更新

（特別說(shuō)明：本文來(lái)源于公開(kāi)資料，摘錄內(nèi)容僅供參考，不構(gòu)成任何投資建議，如需使用請(qǐng)參閱報(bào)告原文。）

精選報(bào)告來(lái)源：報(bào)告派

環(huán)保 / 礦產(chǎn) / 資源 /

環(huán)保產(chǎn)業(yè) | 土壤修復(fù) | 危廢處理 | 污水處理 | 水務(wù)行業(yè) | 節(jié)能環(huán)保 | 垃圾焚燒 | 垃圾分類(lèi) | 垃圾處理 | 空氣凈化 | 凈水器 | 鋼鐵行業(yè) | 鋼鐵電商 | 不銹鋼 | 特鋼 | 廢鋼 | 鋼結(jié)構(gòu) | 裝配式建筑 | 礦產(chǎn) | 鐵礦石 | 鋰礦 | 煤礦 | 銅礦 | 智慧礦山 | 煤炭 | 煤炭機(jī)械 | 港口 | 貿(mào)易 | 物流 |