请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明证券研究报告＃industryId＃电力＃investSuggestion＃推荐(＃investSuggestionChange＃维持）＃emailAuthor＃分析师：蔡屹caiyi@xyzq.com.cnS0190518030002＃assAuthor＃研究助理：朱理显zhulixian@xyzq.com.cn投资要点＃summary＃“双碳”目标下，能源为主战场，电力为主力军；然而伴随新能源机组快速扩张，我国当前尖峰容量裕度不足，系统灵活性资源匮乏。“新型电力体系”首次于2021年3月提出，与双碳目标绑定。电力作为一次能源转换的重要载体，是当前碳排放的主要来源，但其亦能通过使用清洁燃料实现对含碳化石能源的替代（例如太阳能、风能、水能、核能），是双碳战场的主力军。然而风光出力波动性较强，且我国电力系统灵活性资源较为短缺、市场机制有待优化，我们测算，随着绿电大规模并网，全国夏季尖峰负荷容量裕度（电源有效容量供给-最高容量需求）整体明显下滑，2030年跌至负数；电力紧缺等问题或持续加剧，亟待“源网荷储”各环节资源多元互补。电源侧：依托能源结构，煤电灵活性改造或为我国现阶段最优路径。参考欧美国家，其多以自身能源结构选择调节性电源。其中，德国与波兰为欧洲产煤大国，故以煤电为主（2022年德国褐煤、硬煤两类煤机容量占全部可调度电源容量42%）；英美两国得益于北海油气田资源、页岩气革命后燃气成本下行，2022年气电发电量占比均达39%，以调峰性能优的燃气机组为主；法国核电占比全球最高，其利用核电机组参与负荷跟踪运行、合理安排检修配合电网调峰等。而基于我国“富煤缺油少气”的资源禀赋，煤电机组总量大，且灵活性改造成本整体可控，为我国现阶段最具可操作性和经济性的选择。电网侧：电力供需分布错配，加强互联电网系统建设。欧洲各国资源禀赋存异，国际电力交易市场应运而生，2009年形成高度集成化互联电网ENTSO-E。其中，作为欧洲邻国最多的国家，德国通过30条220千伏~400千伏的输电通道与邻国互联，且随其风光出力增加，进出口电量结构由“进少出多”向“夏季进多出少、冬季进少出多”转变，电网深度参与电力系统调节。我国各省与欧洲各国在物理布局上较为相似，需加强跨省区特高压输电线路建设、提高电网错峰互济能力，缓解新能源供需分布错配，降低三北弃风弃光率；并协同大电网、配电网、微电网发展，在分布式资源快速增长的背景下增强电网灵活性。负荷侧：加快需求侧由管理向响应过渡，探索虚拟电厂模式。国际上，需求侧响应已较为成熟（价格型和激励型），如分时电价为代表的价格型需求响应，以美国PJM需求响应项目、澳大利亚能源需求响应计划为典型案例的激励型需求响应。其他负荷侧调节手段主要以虚拟电厂为代表，典型模式如美国社区光储、欧洲电动汽车有序充电项目，充分利用分布式资源参与削峰填谷。我国亦多次强调需提升负荷响应水平，发改委于2023年5月提出，到2025年各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%-5%。各省市陆续执行、优化分时电价政策以及需求响应补贴，处于政府主导的需求侧管理向需求侧响应的过渡阶段；此外可借鉴海外经验，从光储、新能源车等细分领域探索虚拟电厂模式。＃title＃新型电力体系架构篇：尖峰容量裕度下降，灵活性资源亟待建立＃createTime1＃2023年9月3日＃summary＃请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-2-行业深度研究报告储能侧：抽蓄及新型储能快速发展，未来在多方面多层次优势互补。全球范围内，抽水蓄能仍为市场主力，2022年抽蓄装机占比已投运电力储能的79%，同时，电化学储能发展迅猛，其中锂电子电池规模年增长率超85%。具体到运用场景，储能可分为表前（发电侧+电网侧）和表后（工商业+户用）两类，其中中美两国均以表前储能为主，英德两国分别引领欧洲表前储能和表后户用储能市场。由于我国抽蓄资源储备丰富（截至2022年底规划资源总量约823GW），且其充放电技术成熟稳定、经济性优，为我国现阶段储能侧核心力量。未来伴随成本下降、技术进步、价格及补偿机制完善，新型储能商业模式有望进一步理顺，与传统储能技术在调节周期、运用场景等方面多层次优势互补。投资建议：综上所述，在当前“双碳”加速推进的背景下，建设新型电力体系的必要性与紧迫性日益凸显。建议关注新型电力体系下“源-网-荷-储”各环节重要标的，例如火电产业链标的（包括运营商、火电设备以及灵活性改造相关企业等）、特高压&增量配电网相关标的、需求侧&负荷侧管理相关标的（包括分布式开发及运营商等）、各类储能标的等。风险提示：电力体制改革不及预期、煤价大幅波动、清洁能源装机增长不及预期、特高压建设不及预期、原材料价格上行、宏观经济风险请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-3-行业深度研究报告目录1、新型电力体系下尖峰容量缺口扩大，灵活性资源匮乏.........................-6-1.1、“双碳”背景下，能源为主战场，电力为主力军........................................-6-1.2、新能源装机快速扩张，尖峰容量裕度不足................................................-8-2、借鉴欧美经验，源网荷储组合发力.......................................................-13-2.1、源：依托自身能源结构，挖掘电源侧灵活性潜力..................................-13-2.2、网：电网互联互济，解决电力资源错配..................................................-19-2.3、荷：国际需求响应较为成熟，国内需求侧正由管理向响应过渡..........-27-2.4、储：抽蓄及新型储能快速发展，未来在多方面多层次优势互补..........-36-3、新型电力体系下我国灵活性资源亟待建立...........................................-41-4、投资建议....................................................................................................-43-5、风险提示....................................................................................................-44-图目录图1、我国“双碳”目标总体路径（非化石能源消费比重）..................................-6-图2、我国一次能源结构仍是以煤为主..................................................................-7-图3、火电仍是我国最重要的电源..........................................................................-7-图4、电力、热力是碳排放的最主要来源（百万吨、%）...................................-7-图5、公用事业为一次能源转换平台......................................................................-7-图6、高比例新能源系统面临的挑战......................................................................-8-图7、电力系统灵活性维持供需平衡......................................................................-9-图8、我国主要电网最高负荷（万千瓦）............................................................-11-图9、我国全社会用电量（亿度）........................................................................-11-图10、“源-网-荷-储”组合发力...............................................................................-13-图11、2000-2022年德国发电量结构演变............................................................-14-图12、2000-2022年波兰发电量结构演变............................................................-14-图13、2000-2022年德国电源装机容量演变........................................................-14-图14、2000-2022年波兰电源装机容量演变........................................................-14-图15、2022年德国、波兰煤炭产量占欧盟的67%.............................................-15-图16、2022年德国燃煤机组占全部可调度电源容量的42%............................-15-图17、2000-2022年英国发电量结构演变............................................................-15-图18、2000-2022年美国发电量结构演变............................................................-15-图19、2022年英国燃气发电装机占比35%.........................................................-16-图20、2022年美国燃气发电装机占比45%.........................................................-16-图21、2000-2022年法国发电量结构演变............................................................-16-图22、2000-2022年法国电源装机结构演变........................................................-16-图23、法国取消核电占比上限，大力重振核电发展..........................................-17-图24、2000-2022年丹麦发电量结构演变............................................................-17-图25、2000-2022年丹麦电源装机结构演变........................................................-17-图26、丹麦典型生物质能热电联产机组运作示意图..........................................-18-图27、2000-2022年中国发电量结构演变............................................................-18-图28、2000-2022年中国电源装机结构演变........................................................-18-图29、2022年煤电机组占我国总装机容量的46%.............................................-19-图30、我国天然气对外依存度十年平均为39%..................................................-19-图31、欧洲各国清洁能源发电增长......................................................................-20-请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-4-行业深度研究报告图32、欧洲可再生能源分布地图..........................................................................-20-图33、欧洲五大电网分布......................................................................................-21-图34、2022年欧洲互联电网交易情况（GWh）................................................-21-图35、德国与邻国电网互联情况..........................................................................-21-图36、德国历年发电结构......................................................................................-22-图37、2022年欧洲主要国家出口电量（GWh）................................................-22-图38、德国月度进出口电量（GWh）..................................................................-22-图39、德国月度进出口电量占比（%）...............................................................-22-图40、2022年德国与邻国电力交易情况（GWh）............................................-22-图41、丹麦为德国最大电力进口国（GWh）.....................................................-23-图42、瑞士为德国最大电力出口国（GWh）.....................................................-23-图43、我国与欧洲电力资源均差异化分布..........................................................-23-图44、我国2023年1-5月跨区输送电量（亿千瓦时）.....................................-24-图45、全国弃风率逐月变化情况（%）...............................................................-24-图46、全国弃光率逐月变化情况（%）...............................................................-24-图47、近年全国弃风、弃光率已低位企稳..........................................................-25-图48、2023年1-6月三北地区弃风率..................................................................-25-图49、2023年1-6月三北地区弃光率..................................................................-25-图50、国家电网在建投运特高压线路..................................................................-26-图51、2025年特高压骨干网架示意图.................................................................-26-图52、我国历年电网基本建设投资完成额（亿元）..........................................-26-图53、我国分布式资源增长迅速（万千瓦）......................................................-27-图54、大电网、配电网、微网的连接..................................................................-27-图55、配电网与微电网的协调连接......................................................................-27-图56、微电网间协调控制示意图..........................................................................-27-图57、传统电网和智能微电网的区别..................................................................-27-图58、蒙东微电网示范工程示意图......................................................................-27-图59、需求侧响应方式分类..................................................................................-28-图60、美国PJM电力市场中激励型需求响应机制按信号源分为两种：........-30-图61、执行流程：可行性测试→提前发出短信通知→用户自发参加..............-31-图62、虚拟电厂在电力系统中的角色..................................................................-31-图63、社区光储效果图..........................................................................................-32-图64、我国新能源汽车充电电量（万千瓦时）..................................................-32-图65、新能源车在电力系统中的角色..................................................................-32-图66、全球重要V2G项目.....................................................................................-33-图67、需求侧管理向需求侧响应的过渡..............................................................-35-图68、工商业储能可实现分布式“虚拟电厂”功能..............................................-36-图69、光储充一体化运营模式..............................................................................-36-图70、2000-2022年全球电力储能市场累计装机规模占比................................-37-图71、2021年欧洲、中国、美国储能累计装机结构.........................................-37-图72、2022-2031欧洲前十大表前储能市场预计带来新增装机77GWh..........-38-图73、英国预计贡献2022-2031年欧洲表前储能市场1/3的装机增量...........-38-图74、2021年德国占欧洲户用储能装机规模的64%.........................................-39-图75、德国居民电价常年处于欧洲主要市场较高水平......................................-39-图76、2022年中国抽水蓄能累计装机占比突破世界总量的1/4.......................-39-图77、年均增速11%假设下，2025年累计装机预期突破62GW.....................-39-图78、各种储能技术度电成本对比（元/千瓦时）.............................................-40-图79、各类储能在放电时间和容量性能的对比..................................................-40-图80、抽水蓄能能够有效降低火电机组启停次数..............................................-40-图81、抽水蓄能降低风光弃电率效果明显..........................................................-40-请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-5-行业深度研究报告图82、新型电力系统图景展望..............................................................................-41-图83、我国新型电力系统构建“三步走”及各阶段任务示意图..........................-43-图84、电力系统灵活性多元提升路线图..............................................................-43-表目录表1、2021年以来缺电案例.....................................................................................-8-表2、电量平衡与电力平衡对比..............................................................................-9-表3、我国年度电量平衡测算：火电利用小时数呈现持续下降趋势................-10-表4、我国夏季尖峰负荷容量裕度测算（亿千瓦）............................................-12-表5、灵活性调节方式............................................................................................-13-表6、燃气机组与燃煤机组灵活性特征对比........................................................-16-表7、各类电源侧灵活性来源可操性与经济性对比............................................-19-表8、世界各国分时电价实施模式........................................................................-29-表9、PJM容量市场中按照响应期、日内响应时间段等特点划分为具体不同的DR项目............................................................................................................................-30-表10、澳大利亚能源需求响应计划响应方式及运行机制..................................-31-表11、近期出现调整的省市分时电价政策..........................................................-33-表12、国内部分省份需求响应政策梳理..............................................................-34-表13、近两年虚拟电厂相关案例..........................................................................-35-表14、虚拟电厂的三个阶段..................................................................................-36-表15、电力系统灵活性资源梳理..........................................................................-42-请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-6-行业深度研究报告报告正文1、新型电力体系下尖峰容量缺口扩大，灵活性资源匮乏1.1、“双碳”背景下，能源为主战场，电力为主力军2020年9月，我国为应对全球气候变化问题制定“2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和”的发展目标。在此背景下，“新型电力体系”概念首次于2021年3月的中央财经委第九次会议中提出；自此，构建以新能源为主体的新型电力系统与实现双碳目标绑定。2021年10月，我国明确2025/2030/2060年国内非化石能源消费比重预计分别达20%、25%、80%以上，能源与电力发展的新方向得以确立。图1、我国“双碳”目标总体路径（非化石能源消费比重）7.3%7.4%9.4%12.0%15.9%20%25%33%40%50%60%70%80%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%2000200520102015202020252030203520402045205020552060初步替代阶段每五年提升约2%积极替代阶段每五年提升约5%-7%加速替代阶段每五年提升约10%资料来源：电力规划设计总院，兴业证券经济与金融研究院整理电力为能源转换的重要载体，“双碳”下亟待建立新型电力体系。我国的自然资源禀赋条件为“富煤、贫油、少气”，反映于一次能源结构中即以煤为最主要的能源类型，2022年全国原煤消费比重为56%；反映于电力结构中即以火电为最重要的电源类型，2022年全国火电发电量占比65.91%。电力作为一次能源转换的重要载体，是当前碳排放的主要来源，2019年我国电力及热力的碳排放总量占比高达56.63%，但与此同时，电力亦是实现碳减排的主力军，通过使用清洁燃料实现对含碳化石能源的替代，例如太阳能、风能、水能、核能发电。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-7-行业深度研究报告图2、我国一次能源结构仍是以煤为主图3、火电仍是我国最重要的电源资料来源：国家统计局，兴业证券经济与金融研究院整理备注：2022年数据资料来源：中国电力知库，兴业证券经济与金融研究院整理备注：2022年数据图4、电力、热力是碳排放的最主要来源（百万吨、%）资料来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理图5、公用事业为一次能源转换平台公用事业一次能源煤石油天然气水能太阳能风能核能地热能潮汐能生物质能二次能源电力焦炭油品蒸汽热水煤气热水氢能上游采选冶中游制造业下游终端消费及投资资料来源：兴业证券经济与金融研究院整理请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-8-行业深度研究报告新型电力系统建设的核心为提升灵活性。由于风光等清洁资源的波动性、随机性较强，伴随绿电机组大规模并网，电力供需平衡运行机制趋于复杂。而我国处于转型初期，受制于源、网、荷、储各环节灵活性资源短缺以及电力运行体制相对僵化，以新能源为主的电力系统面临电力供给不稳定、电力消纳不充分、电网运行不安全等挑战。例如，近年我国用电高峰时段多次出现区域性缺电现象。图6、高比例新能源系统面临的挑战资料来源：中国电机工程学报公众号，中国工程院，兴业证券经济与金融研究院整理1.2、新能源装机快速扩张，尖峰容量裕度不足为探究我国出现缺电现象的原因，我们首先需区分电量平衡与电力平衡两种不同的定义。电量平衡用于预测某区域可用装机能否满足一段时间内的电量需求，而电力平衡指区域内可用装机能否满足电力尖峰负荷需求，强调电力生产、传输、使用的瞬时平衡。回顾2021年以来我国出现的缺电案例，可以发现，限电通常出现于夏冬用电负荷高峰，并同时伴随来水枯、来风差等极端天气，大致可分为两种情况：（1）缺电力&不缺电量（例如白天有序用电、将尖峰负荷转移至晚上）、（2）电力&电量双缺（例如全天均缺电）。因此，电力平衡亦为判断电力供需关系的关键。表1、2021年以来缺电案例时间缺电原因缺电区域需求侧供给侧2021年初寒潮缺顶峰装机江苏、浙江、湖南、江西、四川、蒙西有序用电，南网紧平衡2021年二季度高温少雨蒙西、广东、云南、广西有序用电2021年三季度缺煤、缺环保指标20多省市有序用电，辽宁、黑龙江拉闸限电2022年2月寒潮部分风机覆冰江西、湖南、四川、重庆、上海、贵州紧平衡2022年夏季高温少雨四川、重庆、湖北、浙江、江苏、安徽有序用电2022年冬季、2023年一季度寒潮前期来水少、蓄水不足，缺煤贵州、云南有序用电资料来源：电联新媒，兴业证券经济与金融研究院整理通常发电机组除了覆盖实时的顶峰负荷外，还需覆盖因偶发事故、机组检修等带请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-9-行业深度研究报告来的容量需求。同时，各电源的顶峰容量供给亦会受机组技术水平、自然条件、季节等因素的影响，例如火电机组因燃料质量、机组设备缺陷等产生出力受阻问题（无法达到额定出力）、光伏因晚高峰无法出力。综合考虑顶峰负荷供需两端可知，电力系统内有效总装机容量（火电、水电和核电等不同类型机组总容量乘以其各自有效系数的加权汇总之和）>最高用电负荷（1+备用率）为电力供应安全的保障。表2、电量平衡与电力平衡对比种类区别测算原则电量平衡过程量：瞬时负荷变化与对应时间的积分优先由风电、光伏、水电、核电出力，剩余轮到火电，测算结果为煤电利用小时数，表征区域电量供需的松紧程度。电力平衡瞬时量：发、输、配、供、用电的瞬时平衡可用装机＞最高负荷×（1+备用率），说明区域电力供应有富裕。其中，备用率和区域电网规模、电源结构等因素相关。资料来源：南方能源观察，能源新媒，兴业证券经济与金融研究院整理图7、电力系统灵活性维持供需平衡资料来源：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，兴业证券经济与金融研究院整理电量平衡测算：以一年为周期、在全国范围内，对全社会用电量增长以及水电、核电、绿电装机扩张带来的电力供应进行测算，基于清洁能源优先上网的原则，倒推火电发电量及利用小时数。根据我们的测算结果显示，作为“候补队员”，火电利用小时数自2023年起持续呈现下降趋势，期间绿电发电量占比稳步提升，由2021年的11.7%提升至2030年的25.2%，基本可以判断全国年度电量能够实现平衡。核心假设：全社会用电量增速：根据经济增长预测，假设2023年用电量增速为5%，2024-2030年为4%。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-10-行业深度研究报告清洁电源装机增量：1）水电：根据国家能源局规划司、水电水利规划设计总院、中国水电发展远景规划，我国常规水电及抽蓄规模到2025年预计分别达3.8亿kW、0.62亿kW，到2030年预计分别达4.2亿kW、1.6亿kW。2）核电：根据国家能源局规划司及国网能源研究院，我国核电规模到2025、2030年预计分别达0.7、1.2亿kW。3）风光：根据中电联，风光2023年合计装机新增规模达到2.0亿kW，总规模达9.6亿kW，考虑到电网消纳及配套调峰资源的投资，假设未来保持稳健增长。清洁电源利用小时数：根据历史数据，常规水电、抽蓄、核电、风电、光伏机组年均利用小时数分别假设为3600、1200、8000、2100、1200小时。表3、我国年度电量平衡测算：火电利用小时数呈现持续下降趋势202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E总装机量（万千瓦）237692256405282247310547339347360247381147402547424547447047总发电量（亿度）8376886941906919431898091102015106095110339114753119343全社会用电量（亿度）8312886372906919431898091102015106095110339114753119343yoy（%）10.68%3.90%5.00%4.00%4.00%4.00%4.00%4.00%4.00%4.00%火电发电量（亿度）56463573075836658738592215980260688617066273563780yoy（%）9.12%1.49%1.85%0.64%0.82%0.98%1.48%1.68%1.67%1.67%占总发电量比重（%）67.40%65.91%64.36%62.28%60.37%58.62%57.20%55.92%54.67%53.44%火电装机量（万千瓦）129678133239138239147239156239159239162239165239168239171239yoy（绝对值，万千瓦）5161356150009000900030003000300030003000占总装机量比重（%）54.56%51.96%48.98%47.41%46.04%44.20%42.57%41.05%39.63%38.30%火电利用小时数测算（小时）4535441943814249402238283811380337973791水电发电量（亿度）13401135501390714147143871468715047154371594716577yoy（%）-1.11%1.11%2.63%1.73%1.70%2.09%2.45%2.59%3.30%3.95%占总发电量比重（%）16.00%15.59%15.33%15.00%14.67%14.40%14.18%13.99%13.90%13.89%水电装机量（万千瓦）39092413504235043350443504635048350508505385057350yoy（绝对值，万千瓦）2076225810001000100020002000250030003500其中：抽水蓄能3639457950795579607975799079110791307915579yoy（绝对值，万千瓦）49094050050050015001500200020002500占总装机量比重（%）16.45%16.13%15.00%13.96%13.07%12.87%12.69%12.63%12.68%12.83%水电利用小时数测算（小时）3522336933233302328132393178311230462981其中：常规水电36003600360036003600360036003600抽水蓄能12001200120012001200120012001200核电发电量（亿度）4075417845624802524259226642736281228922yoy（%）11.28%2.53%9.20%5.26%9.16%12.97%12.16%10.84%10.32%9.85%占总发电量比重（%）4.86%4.81%5.03%5.09%5.34%5.81%6.26%6.67%7.08%7.48%核电装机量（万千瓦）532655535853615369537853875396531065311653yoy（绝对值，万千瓦）33722730030080090090090010001000占总装机量比重（%）2.24%2.17%2.07%1.98%2.05%2.18%2.30%2.40%2.51%2.61%核电利用小时数测算（小时）7901768180008000800080008000800080008000风电发电量（亿度）6556762483049459105091140212137128721360714342yoy（%）40.54%16.29%8.92%13.91%11.10%8.49%6.45%6.06%5.71%5.40%占总发电量比重（%）7.83%8.77%9.16%10.03%10.71%11.18%11.44%11.67%11.86%12.02%风电装机量（万千瓦）32848365444254447544525445604459544630446654470044yoy（绝对值，万千瓦）4695369660005000500035003500350035003500占总装机量比重（%）13.82%14.25%15.07%15.31%15.48%15.56%15.62%15.66%15.67%15.67%风电利用小时数测算（小时）2149219721002100210021002100210021002100光伏发电量（亿度）327042765551717187311020111581129611434115721yoy（%）25.24%30.76%29.83%29.18%21.75%16.84%13.53%11.92%10.65%9.62%占总发电量比重（%）3.90%4.92%6.12%7.60%8.90%10.00%10.92%11.75%12.50%13.17%请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-11-行业深度研究报告光伏装机量（万千瓦）306563926153261662617926190761102261113761125261136761yoy（绝对值，万千瓦）531386051400013000130001150011500115001150011500占总装机量比重（%）12.90%15.31%18.87%21.34%23.36%25.19%26.83%28.26%29.50%30.59%光伏利用小时数测算（小时）1168122312001200120012001200120012001200资料来源：中国电力知库，中电联，国家能源局，《中国水电发展远景》，水电水利规划设计总院，国网能源研究院，北极星电力网，兴业证券经济与金融研究院测算备注：各电源电量不考虑厂用损耗电力平衡测算2022年我国电网最高负荷达12.9亿千瓦，同比+8.2%，全社会用电量为86372.3亿度，同比+3.9%。参考发达国家的人均三产&生活用电情况，以及我国近年用电结构变化趋势，预计未来我国第三产业和居民生活用电量及占比将持续提高，带动空调与采暖负荷比重不断提升，夏季和冬季的尖峰负荷将更加陡峭，最高用电负荷增速或持续略高于用电量增速。图8、我国主要电网最高负荷（万千瓦）图9、我国全社会用电量（亿度）资料来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理根据我们的测算结果，全国范围内我国夏季尖峰负荷容量裕度（电源有效容量供给-最高容量需求）整体明显下滑，2030年跌至负数。顶峰容量裕度告急，电力系统灵活性调节资源愈发匮乏。核心假设：全国最高负荷增长率：根据上文所述，考虑三产及居民用电的集中效应，假设最高用电负荷增速略高于用电量增速，2023年为6%，2024-2030年为5%。系统备用率：参考《电力系统技术导则》，负荷备用容量为最大发电负荷的2%~5%，事故备用容量一般为最大发电负荷的10%左右，再加上检修备用约5%，假设系统备用率共计20%。夏季各电源受阻系数：参考相关文献，1）火电：考虑技术进步，假设十四五期间10%受阻，十五五期间5%受阻；2）水电：汛期假设10%受阻；3）核电：假设不受阻；4）风电：晚高峰全国范围内少风，假设95%受阻；5）光伏：晚高峰不出力，假设100%受阻。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-12-行业深度研究报告表4、我国夏季尖峰负荷容量裕度测算（亿千瓦）202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E全国最高负荷11.9212.9013.7014.3915.1015.8616.6517.4918.3619.28yoy（%）6%5%5%5%5%5%5%5%系统备用率20%20%20%20%20%20%20%20%20%20%其中：负荷备用5%5%5%5%5%5%5%5%5%5%事故备用10%10%10%10%10%10%10%10%10%10%检修备用5%5%5%5%5%5%5%5%5%5%备用容量：最高负荷系统备用率2.382.582.742.883.023.173.333.503.673.86顶峰容量需求：最高负荷+备用容量14.3015.4816.4417.2618.1319.0319.9820.9822.0323.13火电容量12.9713.3213.8214.7215.6215.9216.2216.5216.8217.12yoy（绝对值）0.500.900.900.300.300.300.300.30火电受阻系数10%10%10%10%10%5%5%5%5%5%火电有效容量11.6711.9912.4413.2514.0615.1315.4115.7015.9816.27水电容量3.914.144.244.344.444.644.845.095.395.74其中：常规水电3.553.683.733.783.833.883.933.984.084.18yoy（绝对值）0.050.050.050.050.050.050.100.10抽蓄0.360.460.510.560.610.760.911.111.311.56yoy（绝对值）0.050.050.050.150.150.200.200.25常规水电受阻系数10%10%10%10%10%10%10%10%10%10%抽蓄受阻系数0%0%0%0%0%0%0%0%0%0%水电有效容量（常规+抽蓄）3.553.773.863.964.054.254.444.694.985.32核电容量0.530.560.590.620.700.790.880.971.071.17yoy（绝对值）0.030.030.080.090.090.090.100.10核电受阻系数0%0%0%0%0%0%0%0%0%0%核电有效容量0.530.560.590.620.700.790.880.971.071.17风电容量3.283.654.254.755.255.605.956.306.657.00yoy（绝对值）0.60.50.50.350.350.350.350.35风电受阻系数95%95%95%95%95%95%95%95%95%95%风电有效容量0.160.180.210.240.260.280.300.320.330.35光伏容量3.073.935.336.637.939.0810.2311.3812.5313.68yoy（绝对值）1.41.31.31.151.151.151.151.15光伏受阻系数100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%光伏有效容量0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00顶峰容量供给：各电源有效容量加总15.9216.5017.1018.0619.0720.4421.0321.6722.3623.10顶峰容量裕度：供给-需求1.621.020.660.800.951.411.050.680.33-0.03资料来源：中国电力知库，中电联，国家能源局，《中国水电发展远景》，水电水利规划设计总院，国网能源研究院，北极星电力网，《碳中和目标下考虑供电安全约束的我国煤电退减路径研究》，《谨防“十四五”末煤电局部过剩与短缺并存》，兴业证券经济与金融研究院测算此外，值得注意的是，由于我国各省、各地区电源结构&有效装机、电力负荷、电力输送情况均有差异，全国范围内的电量及电力平衡测算存在误差。例如，在顶峰容量裕度仍为正数的2022年，由于持续高温、干旱的极端天气，以水电为主的四川电力供应大幅下降，叠加西电东送刚性执行，顶峰负荷下出现缺电现象。因此，上文的供需测算更多起到宏观指引作用。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-13-行业深度研究报告2、借鉴欧美经验，源网荷储组合发力随着波动性电源并网比例扩大，电力供需两端相互匹配调节的速率需求及幅度需求均明显增加，需要资源更为灵活地调节发电出力或用电需求以满足供需平衡。单一的源随荷变模式已无法满足系统对灵活性的要求，亟待“源-网-荷-储”各环节的多元化灵活性资源优势互补。国际上，欧美等发达国家较早开始能源转型，适应大规模高比例新能源的并网与消纳的经验更为成熟，可给予正在低碳转型道路上的中国启示与借鉴。表5、灵活性调节方式调节方式划分应用场景实现方式示例供给向上灵活性电力供给小于需求电源提高出力火电提高出力、储能放电、抽蓄发电需求向下灵活性用户减少需求需求响应中断或转移负荷需求、电动汽车放电供给向下灵活性电力供给大于需求电源压减出力火电深度调峰、水电减少出力等需求向上灵活性用户提高需求需求响应转移的负荷需求、电动汽车有序充电、储能充电等供给向上或向下灵活性电力供给大于或小于需求电网互联互济提升跨省区输电线路利用率、发挥特高压输电网络的优势重组电网格局资料来源：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》,兴业证券经济与金融研究院整理图10、“源-网-荷-储”组合发力资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院整理2.1、源：依托自身能源结构，挖掘电源侧灵活性潜力参考欧美国家，其多以自身能源结构选择调节性电源。其中，德国与波兰为欧洲产煤大国，故以煤电为主（2022年德国褐煤、硬煤两类煤机容量占全部可调度电源容量42%）；英美两国得益于北海油气田资源、页岩气革命后燃气成本下行，2022年气电发电量占比均达39%，以调峰性能优的燃气机组为主；法国核电占比全球最高，其利用核电机组参与负荷跟踪运行、合理安排检修配合电网调峰等。而基于我国“富煤缺油少气”的资源禀赋，煤电机组总量大，且灵活性改造成本整体可控，为我国现阶段最具可操作性和经济性的选择。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-14-行业深度研究报告欧美国家依托自身能源结构选择灵活性电源电源侧灵活性主要来自各类电源对电网负荷变化的反应能力，即降低最小出力、快速爬坡、快速启停的能力等。理论上，包括煤电、气电、水电、核电、生物质发电在内的众多电源，均可在不同程度上承担系统灵活性调节任务。但具体选择哪一种或哪几种电源作为本国电源侧灵活性资源，一国自身能源结构是重要的决定因素。（1）燃煤机组——德国、波兰煤电灵活性改造为德国、波兰电力系统中主要的电源侧灵活性来源。德国和波兰是欧洲本土产煤大国，2022年合计煤炭产量占欧盟总产量的67%。煤炭主导的能源结构影响了两国的发电结构，2000年德国燃煤发电比例为52%，波兰则高达95%。在两国能源转型过程中，高比例的煤电机组自然负担起新能源机组并网带来的灵活性需求，其定位亦更大程度上转换为调节性电源。2022年德国褐煤、硬煤两类燃煤机组容量占全部可调度电源容量的42%。图11、2000-2022年德国发电量结构演变图12、2000-2022年波兰发电量结构演变资料来源：EMBER，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：EMBER，兴业证券经济与金融研究院整理图13、2000-2022年德国电源装机容量演变图14、2000-2022年波兰电源装机容量演变18%12%4%60%3%4%0%20%40%60%80%100%20002001200220032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022煤电气电核电风光水电生物质54%6%36%2%2%0%20%40%60%80%100%20002001200220032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022煤电气电核电风光水电生物质资料来源：EMBER，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：EMBER，兴业证券经济与金融研究院整理请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-15-行业深度研究报告图15、2022年德国、波兰煤炭产量占欧盟的67%图16、2022年德国燃煤机组占全部可调度电源容量的42%资料来源：ESTAT，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：Energy-Charts，兴业证券经济与金融研究院整理（2）燃气机组——英国、美国资源禀赋影响下，燃气机组为英美供电与灵活性主力。北海油气田为英国燃气发电提供了资源保障，结合海上风电的大力发展，到2022年，气电和绿电已经成为英国前两大电源，发电量分别占比39%和29%。页岩气革命后美国天然气成本显著下降，到2022年燃气发电量占比同样高达39%。面对风光发电装机的不断增长，英美利用本国装机规模大、调峰性能优良的燃气机组，在发电同时兼顾电源侧灵活性需求。英美两国2022年燃气发电装机比例分别达到35%和45%，有充足的容量可用做灵活性调节。同时燃气机组调峰性能强，负荷调节范围宽、启停时间和爬坡速率较燃煤机组均有明显优势，其中综合灵活性最强的单循环燃气机组爬坡速率可达8%~37%/分钟。图17、2000-2022年英国发电量结构演变图18、2000-2022年美国发电量结构演变0%20%40%60%20002001200220032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022煤电气电核电风光水电生物质资料来源：EMBER，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：EMBER，兴业证券经济与金融研究院整理请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-16-行业深度研究报告图19、2022年英国燃气发电装机占比35%图20、2022年美国燃气发电装机占比45%资料来源：EMBER，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：EMBER，兴业证券经济与金融研究院整理表6、燃气机组与燃煤机组灵活性特征对比特性单循环燃气机组联合循环燃气机组硬煤发电厂褐煤发电厂最小负荷（%）25~3520~2525~4050~60爬坡速率（%/min）8~372~251.5~41~2热启动时间（min或h）20~30min30~40min2.5~3h4~6h冷启动时间（min或h）20~30min30~40min5~10h8~10h资料来源：《高比例可再生能源电力系统关键技术及发展挑战》，兴业证券经济与金融研究院整理（3）核电机组——法国法国是利用核电提升电源侧灵活性的代表国家。2022年法国核电发电量占比达63.3%，是全世界核能发电占比最高的国家。国际上核电机组的通行用途为基荷运行，但由于化石资源匮乏、煤炭枯竭，法国选择装机占比近50%的核电机组作为电源侧灵活性资源之一。目前法国核电机组部分参与电网负荷跟踪运行，部分通过合理安排检修时间配合电网周度/季度调峰。随着法国“重振核电”新政施行，预期核电机组作为灵活性电源的趋势有望进一步发展。图21、2000-2022年法国发电量结构演变图22、2000-2022年法国电源装机结构演变2%6%45%28%18%1%0%20%40%60%80%100%20002001200220032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022煤电气电核电风光水电生物质资料来源：EMBER，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：EMBER，兴业证券经济与金融研究院整理请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-17-行业深度研究报告图23、法国取消核电占比上限，大力重振核电发展资料来源：中国核电网，澎湃新闻，人民网，虎嗅网，兴业证券经济与金融研究院整理（4）电源多能互补——丹麦丹麦通过风能、光能、生物质能等多种能源互补替代，保证电力系统电源侧灵活性。作为世界首个决定于2050年前取缔化石燃料的国家，丹麦政府积极推动能源多元供给，充分利用多种形式的生物质能（稻草、秸秆、木屑、沼气），通过电力和供热系统的耦合互联实现多能互补。丹麦拥有全球领先的风能技术，2000至2022年间风光发电量占比从12%增长至61%；其2022年生物质能发电比例达23%，在世界范围内名列前茅。丹麦在边远地区、农村和独立社区以分布式供能方式建设风电、生物质发电和热电联产，既解决了农村秸秆、垃圾的处理问题，又实现多种能源互补替代，为区域提供灵活、稳定的能源供应。图24、2000-2022年丹麦发电量结构演变图25、2000-2022年丹麦电源装机结构演变11%6%68%14%0%20%40%60%80%100%20002001200220032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022煤电气电核电风光水电生物质资料来源：EMBER，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：EMBER，兴业证券经济与金融研究院整理请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-18-行业深度研究报告图26、丹麦典型生物质能热电联产机组运作示意图资料来源：搜狐网，兴业证券经济与金融研究院整理对中国的启示：煤电为适合我国能源结构的电源侧灵活性资源2000-2022年间，我国可再生能源发电量占比从16%升至29%。尽管同时期煤电发电比例从最高峰的超80%降至61%，但截至2022年，我国煤电机组仍占据全部电源装机容量的46%，而同属可调度电源的燃气、核电机组占比均未超过5%。结合前述发达国家经验和我国“富煤缺油少气”的资源禀赋，燃煤机组仍是最为符合我国现阶段实际情况的灵活性电源。从实施路径出发，燃煤机组灵活性改造是当前我国最具可操作性和经济性的选择。对比其他调节电源：气电方面，我国天然气高度依赖进口，高企的原料价格拉高了燃气发电成本。水电方面，短时内流量变化过快会造成水轮机叶片潜在危害，亦导致下游水位陡增陡降；且因水电多分布于西南地区，发挥灵活性时高度依赖电网互联，易发生超调现象，加剧频率波动。核电方面，由于参与调峰会大幅提高机组平均年非计划停堆小时数，在装机比例较低的情况下，核电充当灵活性电源同样成本较高。而我国煤电机组总量大，灵活性改造成本整体可控，兼具可操性与经济性。图27、2000-2022年中国发电量结构演变图28、2000-2022年中国电源装机结构演变资料来源：EMBER，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：EMBER，兴业证券经济与金融研究院整理请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-19-行业深度研究报告图29、2022年煤电机组占我国总装机容量的46%图30、我国天然气对外依存度十年平均为39%资料来源：EMBER，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：国家统计局，《中国天然气发展报告2022》，《中国天然气发展报告2023》，兴业证券经济与金融研究院整理表7、各类电源侧灵活性来源可操性与经济性对比电源侧灵活性来源单位千瓦灵活性提升对应固定成本投入（元/千瓦）现状结论燃煤机组灵活性改造600-700我国煤电机组存量巨大，且灵活性改造投资成本可控是当前我国最具可操作性和经济性的电源侧灵活性来源新建燃气机组2630-3546核心设备依靠国外进口与维修养护，原料天然气对外依存度高，整体成本高暂时不适宜作为我国现阶段电源侧主要灵活性来源燃气机组置换燃煤机组7013-9457核电机组-装机比例小，参与调峰可导致发电成本升高、发电效率和安全裕度下降生物质发电-目前我国还在探索阶段，体制机制尚未成熟水电机组-我国水电资源大多分布在西南地区，发挥灵活性时高度依赖电网互联，同时易发生超调现象，加剧频率波动资料来源：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，兴业证券经济与金融研究院整理2.2、网：电网互联互济，解决电力资源错配欧洲各国资源禀赋存异，国际电力交易市场应运而生，2009年形成高度集成化互联电网ENTSO-E。其中，作为欧洲邻国最多的国家，德国通过30条220千伏~400千伏的输电通道与邻国互联，且随其风光出力增加，进出口电量结构由“进少出多”向“夏季进多出少、冬季进少出多”转变，电网深度参与电力系统调节。我国各省与欧洲各国在物理布局上较为相似，需加强跨省区特高压输电线路建设、提高电网错峰互济能力，缓解新能源供需分布错配，降低三北弃风弃光率；并协同大电网、配电网、微电网发展，在分布式资源快速增长的背景下增强电网灵活性。欧洲电网侧灵活性资源主要体现于跨国电网互联电网互联互济送受两端可比作虚拟电源和虚拟负荷，送端区域出现电力供给大于用电需求时，可通过外送电量提供需求向上灵活性；受端区域亦然。针对弃光、弃风问题，互联电网通过利用各地区用电的非同时性进行负荷调整，可依据提前请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-20-行业深度研究报告签订的送电中长期协议跨区输电，从而提高电网中长时间维度灵活性和供电可靠性，有助于波动性较强的绿电接入。欧洲的地区能源结构特征与我国相似，欧洲互联电网（ENTSO-E）可作为我国电网侧灵活性调节的参考。欧洲困境—地区能源结构各异、电网互联--解决电力资源错配。欧洲近年清洁能源利用普遍提速，但各国资源禀赋存异，风力资源主要分布于北海沿岸及爱尔兰地区，水力资源主要分布于北欧地区，太阳能资源主要分布于地中海沿岸地区等。各地区资源分布不均带来电力结构差异，进而引发国家之间电力交易需求，跨国输电线路和国际电力交易市场应运而生。图31、欧洲各国清洁能源发电增长图32、欧洲可再生能源分布地图资料来源：HBS，FEE，GEF，EREF，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：Wikipedia，兴业证券经济与金融研究院整理2009年以前，欧洲有爱尔兰、英国、北欧、欧洲大陆、波罗的海五大输电运营商联盟和一个欧洲输电运营商联盟负责前面五大电网的协调规划和运行。2009年以后，受欧盟条例规定，六大运营商联盟合并，形成高度集成化互联电网，即欧洲互联电网ENTSO-E。跨国互联电网可将电力从发电端以低廉成本输送至高负荷区，提高低成本、间歇性强的可再生能源的利用率。此举可以减少北海风电的大规模开发、南欧光伏机组受制于输出通道而造成的巨大浪费，促进新能源消纳。2022年通过ENTSO-E交易的总进口电量达到4483亿千瓦时。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-21-行业深度研究报告图33、欧洲五大电网分布图34、2022年欧洲互联电网交易情况（GWh）资料来源：Mustec，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：ENTSO-E，兴业证券经济与金融研究院整理作为欧洲邻国最多的国家，德国的跨国电网发展较为成熟。德国与奥地利、荷兰、法国、瑞士、捷克、波兰、丹麦、比利时和卢森堡等国接壤，通过30条220千伏~400千伏的跨国输电通道与邻国电网互联，亦通过海底电缆与瑞典、挪威电网互联。跨国输电线路扩大了德国新能源发电的平衡区域，当德国风电、光伏等新能源发电受天气等因素影响出力较小、用电负荷较大时，可将邻国盈余电力送入德国；反之亦然。图35、德国与邻国电网互联情况注：绿色220kv，红色380~400kv，粉色DC资料来源：ENTSO-E，兴业证券经济与金融研究院整理由于德国跨国输电线路发达，发电结构配置较为均匀，德国是欧洲电力出口最多的国家，2022年德国出口电量达到763亿千瓦时，进口电量也将近493亿千瓦时。随着德国新能源发电逐渐成为电力供应的主力军（截至2022年底风光发电量占比31.79%，已超煤电），德国电力系统与邻国电力系统的双边互济进一步加深，请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-22-行业深度研究报告2018-2022年德国进出口电量占总发电量比例持续上升至20%以上，而进出口电量结构由“进少出多”变为了“夏季进多出少、冬季进少出多”，互联电网有效参与了更加深度的电力系统调节。图36、德国历年发电结构图37、2022年欧洲主要国家出口电量（GWh）资料来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理图38、德国月度进出口电量（GWh）图39、德国月度进出口电量占比（%）资料来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理备注：数据为进出口电量与总发电量比例图40、2022年德国与邻国电力交易情况（GWh）资料来源：ENTSO-E，兴业证券经济与金融研究院整理请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-23-行业深度研究报告图41、丹麦为德国最大电力进口国（GWh）图42、瑞士为德国最大电力出口国（GWh）资料来源：ENTSO-E，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：ENTSO-E，兴业证券经济与金融研究院整理对中国的启示：电力供需错配，加强跨省区输电线路建设及各级电网协调我国各省与欧洲各国在资源的物理分布上较为相似，可参考互联电网系统，加强区域电网之间互联互通。我国新能源供应和能源需求呈逆向分布，风能资源集中于“三北”地区，太阳能资源亦是“高原大于平原、西部大于东部”；但在电力需求方面，70%以上的能源消费集中在中东部地区，导致电力供需错配。因此我国绿电机组的并网长期遵循“大基地建设，大规模送出”的思路，需要具有从北向南、从西向东的电力长途运输的能力。图43、我国与欧洲电力资源均差异化分布资料来源：中国电力科学研究院，HBS，FEE，GEF，EREF，兴业证券经济与金融研究院整理请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-24-行业深度研究报告图44、我国2023年1-5月跨区输送电量（亿千瓦时）资料来源：iFind，兴业证券经济与金融研究院整理边疆弃风、弃光率偏高，长途输电能力仍有欠缺。全国弃风、弃光率自2016年持续改善，目前已低位企稳，但边疆省份弃风、弃光现象仍较严重。2023年1-6月，西藏弃光率将近25%，蒙西、蒙东弃风率也高达10%左右；参考丹麦风光电力存在大量外送通道，主要原因在于我国边疆绿电难以及时调度到中东部负荷中心，且我国新建第二批风光大基地项目外送通道仍存缺口。图45、全国弃风率逐月变化情况（%）图46、全国弃光率逐月变化情况（%）资料来源：全国新能源消纳监测预警中心，iFind，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：全国新能源消纳监测预警中心，iFind，兴业证券经济与金融研究院整理请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-25-行业深度研究报告图47、近年全国弃风、弃光率已低位企稳资料来源：全国新能源消纳监测预警中心，国家能源局，iFind，兴业证券经济与金融研究院整理图48、2023年1-6月三北地区弃风率图49、2023年1-6月三北地区弃光率8.9%9.9%4.9%0.0%2.3%4.3%1.5%6.2%1.5%2.2%5.4%2.6%3.0%0.2%0.1%0%2%4%6%8%10%12%2023年1-6月弃风率4.9%1.3%7.1%24.5%0.9%3.5%1.1%3.4%0.8%2.3%2.3%3.2%1.6%0.0%0.1%0%5%10%15%20%25%30%2023年1-6月弃光率资料来源：全国新能源消纳监测预警中心，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：全国新能源消纳监测预警中心，兴业证券经济与金融研究院整理特高压加快建设、柔性输电技术发展助力远距离电力输送。特高压线路可进行长距离点对点输电，为解决外送问题，我国正积极建设特高压输电线路。2022年国家能源局提出的“三交九直”特高压规划项目带来新一轮建设高峰期，截至22年底，我国已建成投运36项特高压工程，电网建设年投资额近年维持于5000亿元左右。此外，我国积极探索柔性直流电网新技术，建成世界首个±800千伏特高压多端柔性直流工程，相较于传统直流输送方法，其可控性及稳定性更强，更适合新能源并网。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-26-行业深度研究报告图50、国家电网在建投运特高压线路图51、2025年特高压骨干网架示意图资料来源：《国家电网2020社会责任报告》，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：北极星风力发电网，全球能源互联网发展合作组织，兴业证券经济与金融研究院整理图52、我国历年电网基本建设投资完成额（亿元）资料来源：Wind，兴业证券经济与金融研究院整理大电网、配电网、微电网协同发展，助力分布式资源接入。前文所述高压输电通道属于省市间大电网范畴，城市/农村内部电力输送至用户端则由配电网控制。传统的输-配电网形式中电力输送路径单一，为接入快速增长的分布式资源，我国正积极建设智能配电网以及微电网。二者在不同维度聚合分布式电源、分布式储能、电动车等复合式资源，微电网内部高度自治、外部与配电网交互能量与信息，实现电力供应及能源网络互联，促进源网荷储互动，从而增强电网灵活性。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-27-行业深度研究报告图53、我国分布式资源增长迅速（万千瓦）图54、大电网、配电网、微网的连接资料来源：iFind，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院整理图55、配电网与微电网的协调连接图56、微电网间协调控制示意图资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院整理图57、传统电网和智能微电网的区别图58、蒙东微电网示范工程示意图资料来源：如金科技，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：国家电网，兴业证券经济与金融研究院整理2.3、荷：国际需求响应较为成熟，国内需求侧正由管理向响应过渡国际上，需求侧响应已较为成熟（价格型和激励型），如分时电价为代表的价格型需求响应，以美国PJM需求响应项目、澳大利亚能源需求响应计划为典型案例的激励型需求响应。其他负荷侧调节手段主要以虚拟电厂为代表，典型模式如美国请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-28-行业深度研究报告社区光储、欧洲电动汽车有序充电项目，充分利用分布式资源参与削峰填谷。我国亦多次强调需提升负荷响应水平，发改委于2023年5月提出，到2025年各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%-5%。各省市陆续执行、优化分时电价政策以及需求响应补贴，处于政府主导的需求侧管理向需求侧响应的过渡阶段；此外可借鉴海外经验，从光储、新能源车等细分领域探索虚拟电厂模式。需求侧响应：国外用户响应案例可为鉴需求侧响应（DR）指电力用户根据价格信号或激励措施，暂时改变其用电需求，在特定时段减少或增加用电，促进电力系统供需平衡，其主要分为价格型和激励型。从广义角度，需求侧响应可作为一种虚拟发电资源，能实现不同容量的秒级、分钟级、10分钟级以及中长期等时间尺度反应，能够快速满足需求侧变化的要求，提升电力系统灵活性。可进行响应的资源主要分布在工业、建筑、交通和居民领域，具体包括空调、电机、照明、锅炉等负荷。图59、需求侧响应方式分类资料来源：国网电力科学研究院，兴业证券经济与金融研究院整理（1）价格型需求响应—分时电价较成熟价格型需求侧响应指根据负荷特性，通过价格杠杆刺激和鼓励用户改变消费行为和用电方式，平衡电力供需。具体包括分时电价、实时电价、尖峰电价响应等方法。国际上，各国的价格型需求响应政策发展已较为成熟，其中分时电价应用较为广泛，实施细则各有不同，主要根据预测的新能源出力曲线以及当地用电习惯制定，一定程度上有助于绿电消纳和电力系统源荷相配。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-29-行业深度研究报告表8、世界各国分时电价实施模式地区实施模式意大利执行分时电价，其中周一至周五8点-19点高电价。法国法国制定了“红白蓝三色电价”政策，根据天气、系统运营及负荷状况，把一年分为红色22天（电价最高）、白色43天（电价次之）、蓝色300天（电价最低）。电网公司每天下午5时左右公布次日电价颜色，引导电力用户优化响应安排。芬兰可选择动态分时电价套餐，零售供应商提供动态定价，根据北欧电力交易中心的现货价格制定。采用动态分时电价需支付小时价格、零售商的溢价及每月固定基本套餐费用。分时价格在前一天下午2点左右最终确定。美国公用事业公司APS在其服务辖区内执行分时电价，通过向客户支付使用能源的费用，保持可再生能源持续上网，自动调度。英国提供多种分时电价费率。在午夜低谷期电价7.5p，白天高峰期可达到32.55p，并且周中和周末电价有所不同。资料来源：IRENA，SpiritEnergy，国网电力科学研究院，国网能源院，兴业证券经济与金融研究院整理（2）激励型需求响应—美国、澳大利亚需求响应项目激励型需求响应指向能源消费者支付费用或给予其他时段优惠电价，以激励其自愿改变用电习惯与模式，从而达到稳定用电负荷的目的。参与用户获得激励主要有两种来源：1）独立于现有电价政策的直接补偿；2）在现有电价基础上给予折扣优惠。激励型需求侧响应的具体方式包括直接负荷控制、可中断负荷、需求侧竞价、紧急电力需求响应。下文以美国PJM电力市场需求响应项目和澳大利亚能源需求响应计划（DRP）为例展示激励型需求侧响应的国际经验。美国PJM激励型需求响应模式较为成熟且主要面向大型用户。根据响应信号源可分为：1）紧急需求响应项目：供给短缺或事故时，服务商必须减少用电，按照调用量获得额外报酬；若未按约定服从调度则被处罚。非紧急情况下大多数服务商保持可响应状态即可按协议获取报酬。2）经济需求响应项目：当电源增加出力的成本高于启动需求响应的成本时，该需求响应将用于取代发电资源以维持平衡，并获得额外补偿。若实际削减量与约定量不同，PJM将按偏差程度处以罚金。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-30-行业深度研究报告图60、美国PJM电力市场中激励型需求响应机制按信号源分为两种：经济需求响应机组增加出力成本>需求响应成本机组增加出力成本<需求响应成本削减负荷并获得报酬与先前约定量不同处以罚金正常报价、出清、被调用紧急需求响应供给短缺或事故供给正常情况减少用电获得额外报酬未服从调用指令处以罚金保持可响应状态获得报酬美国PJM电力市场激励型需求响应负荷削减服务商信号源资料来源：PJM，电价研究前沿，兴业证券经济与金融研究院整理表9、PJM容量市场中按照响应期、日内响应时间段等特点划分为具体不同的DR项目项目类型有限需求响应夏季需求扩展年度需求响应基本需求响应年度容量表现夏季容量表现响应期6-9月工作日6-10月次年5月年度周期内的任意一天7-9月年度周期内的任意一天6-10月次年5月最大中断次数10次无限无限无限无限无限日内响应时间段12:00-20:0010:00-22:006-10月、次年5月:10:00-22:00；11月-次年4月：6:00-21:0010:00-22:006-10月、次年5月:10:00-22:00;11月-次年4月:6:00-21:0010:00-22:00最大中断时间6h10h6-10月、次年5月:12h;11月-次年4月:15h10h6-10月、次年5月:12h;11月-次年4月:15h12h响应方式在收到PJM系统指令的2h内削减负荷资料来源：《崔楷舜，等：美国电力市场中需求响应的发展及启示》，兴业证券经济与金融研究院整理与PJM需求响应不同，澳大利亚能源需求响应计划的特点在于居民用户端的充分参与。国际上，需求侧响应较多实施于工商业用户，负荷大、易操控，而居民用户较为分散、难以控制。而澳大利亚能源需求响应计划中主要以大众市场行为需求响应（BDR）为主，用户按照提前通知或协议主动或被动降低用电负荷，即可得到相应奖励。2020年11月25日15：00-17：00，澳大利亚能源协会举行首次大型居民BDR测试，邀请9.83万名居民，93.8%的用户应邀并完成了34.52MW负荷削减。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-31-行业深度研究报告表10、澳大利亚能源需求响应计划响应方式及运行机制方式机制大众市场行为需求响应（BDR）邀请居民用户在收到短信通知后减少用电量从而获得奖励电路控制装置邀请居民用户在住所安装电路控制装置，并配合澳大利亚能源部在提前通知后直接关闭其电器，可获得奖励电池储能控制邀请客户允许澳大利亚能源部在一系列通知步骤后远程为其电池充放电并接入电网生物燃料转换将现有或新投产柴油发电机燃料替换成可再生生物燃料，如回收的烹饪用油等产品现场发电客户将资产与虚拟电厂相连，以在提前通知的情况下缩减或转移虚拟电厂的业务活动资料来源：ARENA，兴业证券经济与金融研究院整理图61、执行流程：可行性测试→提前发出短信通知→用户自发参加下午4:00中午12:30申请发出，需要在下午2点为项目提供2个小时的电力储备确认可行性并接收申请，主要客户得到通知澳大利亚能源部接到邀请，确认开始及持续时间；居民市场参与者被通知该事件将由下午2点持续至4点下午1：30下午2:00澳大利亚能源部向所有主要用户发出通知居民市场参与者被告知需求响应计划已经开始，并于4点结束居民市场用户被通知活动已经结束资料来源：ARENA，兴业证券经济与金融研究院整理其他负荷侧调节手段：虚拟电厂随着电力系统复杂性提升，源-网-荷的单线程运作已无法满足系统的灵活性要求，虚拟电厂应运而生。虚拟电厂可实现对分布式电源、储能、可控负荷、电动汽车等资源的集群聚合与优化控制；聚合负荷侧数量多、体积小、总量大的分布式资源，灵活高效参与削峰填谷负荷调节，实现需求侧响应智能化升级。图62、虚拟电厂在电力系统中的角色资料来源：《面向新型电力系统的虚拟电厂商业模式与关键技术》，兴业证券经济与金融研究院整理光储是需求侧响应的典型应用，美国社区光储已有落地。光储即光伏与储能相结合的虚拟电厂模式，二者结合可较好地解决太阳能出力不稳问题。而社区光储是请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-32-行业深度研究报告以社区或农村为系统单位，电力自发自储自用，较集中式光伏在地理上更灵活、较分布式光伏增加了规模效应。美国阿拉巴马州已落地社区光储项目，涵盖62个家庭的光储系统，项目包括800kWp光伏及1.5MWh储能，优先满足自用，余电通过售卖形式共享，由能源管理系统统一调度。图63、社区光储效果图资料来源：TERLI，兴业证券经济与金融研究院整理电动汽车为负荷侧调节的重要分布式资源。近年电动汽车用电负荷快速上升，导致配电网峰值用电负荷增加。2023年6月，全国新能源汽车充电量达29.6亿千瓦时高点，新能车保有量达1620万辆。根据孙逢春院士在第七届中国电动汽车百人会论坛上的预测，2030年全国新能车保有量有望超过8000万辆，彼时充电行为将给电力系统负荷带来极大挑战。而新能车有序充电可缓解其规模增长对电网带来的影响。单向有序充电策略(V1G)即通过峰谷电价的经济措施或者智能控制措施，优化电动汽车充电时序与功率；双向有序充电策略(V2G)将电动汽车视作储能设施，负荷过高时馈电、负荷过低时有序充电，以调整本地负荷的峰谷差。国际上，欧美日等地在电动车有序充电方面已形成初步的商业模式，例如2016年于丹麦开展的Paker项目，每辆电动汽车在北欧电力市场中年调频收益达1759-2486欧元。图64、我国新能源汽车充电电量（万千瓦时）图65、新能源车在电力系统中的角色资料来源：iFind，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：《车网协同能力建设指南（2022年）》，兴业证券请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-33-行业深度研究报告经济与金融研究院整理图66、全球重要V2G项目资料来源：UKPowerNetworks，兴业证券经济与金融研究院整理对中国的启示：需求侧由管理向响应过渡、探索虚拟电厂商业模式（1）从需求侧管理向需求侧响应过渡2023年5月，国家发改委发布《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》《电力负荷管理办法（征求意见稿）》，提出到2025年，各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%-5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的省份达到5%或以上。我国政策多次强调需提升需求侧响应能力，各省市亦陆续执行、优化价格需求响应中的分时电价政策，亦通过激励型补贴引导用户响应。表11、近期出现调整的省市分时电价政策地区峰谷电价尖峰电价（峰段价格基础上）政策调整内容最新执行时间贵州上下浮动60%-扩大峰谷电价差；优化峰谷时段划分；扩大实施范围2023.8.1江苏峰段上浮71.96%、谷段下浮58.15%（大工业用电）7-8月(14:00-15:00和20:00-21:00)、12-1月(9:00-11:00和18:00-20:00)尖峰电价；各自上浮20%优化季节性尖峰电价、重大节日深谷电价2023.7.1四川上下浮动60%上浮20%增加尖峰电价实施时长；调整峰谷时段2023.6.1山西峰段上浮60%、谷段下浮55%上浮20%细化用户分类实施2023.6.1重庆（居民）峰段上浮0.1元/千瓦时、谷段下浮0.18元/千瓦时-新建居民分时电价2023.6.1北京峰段上浮80%、谷段下浮70%（1千伏及以上单一制用电）；峰段上浮60%、谷段下浮60%（两部制用电）上浮20%完善实施范围、峰谷时段划分、峰谷价差2023.9.1资料来源：北极星储能网，北极星售电网，国家电网，兴业证券经济与金融研究院整理请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-34-行业深度研究报告表12、国内部分省份需求响应政策梳理时间发布省份政策文件主要内容2023.06海南《海南省2023年电力需求响应实施方案（试行）》在日前邀约模式下，市场主体通过“报量报价”方式，竞价参与市场出清，依据出清结果执行响应并获得相应补偿，补偿标准为每度电0.3元；在日内紧急响应模式下，市场主体只需要“报量”并执行响应，即可获得固定补偿每度电0.3元。2023.05广东《关于广东省市场化需求响应相关事项的通知》灵活避峰需求响应补偿收益暂按日前邀约的保底价格(1.5元/kWh)执行。2023.04云南《2023年云南省电力需求响应方案》市场化邀约包括削峰类、填谷类两类；按照响应时序，可将其划分为邀约型、实时型两类。需求响应原则上每天不多于3次，每次不超过3小时。响应补贴标准单位为元/千瓦时，起步阶段仅提交单段报价。实时型响应补贴：实时响应补贴标准执行全年统一价格2.5元/千瓦时。邀约型响应补贴：削峰类响应补贴标准的上下限分别为5元/千瓦时、0元/千瓦时；填谷类响应补贴标准的上下限起步阶段分别暂定为1元/千瓦时、0元/千瓦时。2023.04甘肃《甘肃电力需求响应市场实施方案（试行）》补偿费用结算：需求响应市场补偿费计算以小时为单位，由实际有效响应电量按照出清价格乘以相应收益折算系数进行结算。折算系数：大于等于80%且小于90%时，折算系数为0.8；大于等于90%且小于100%时，折算系数为0.9；大于等于100%且小于等于120%时，折算系数为1；大于120%时折算系数为1，且该小时有效响应容量计为中标响应负荷的120%；对于实际响应负荷未达到中标响应负荷的80%，视为无效响应。考核费用结算：对市场主体实际响应负荷低于中标容量80%的部分进行考核，考核费用由不足80%中标电量按照出清价格乘以考核系数进行计算，考核系数暂设为0.5。费用分摊：削峰需求响应市场补偿费用由发、用两侧共同承担分摊责任，按照全网发电企业（不含网留调峰调频电厂、分布式光伏、光热电场、国家核准的光伏扶贫电站等）月度结算电量和市场化电力用户月度用电量进行分摊，填谷需求响应市场补偿费用由发电侧承担分摊责任。2023.04四川《关于四川电网试行需求侧市场化响应电价政策有关事项的通知》需求侧市场化响应以每小时可响应容量为交易标的，需求响应价格的上下限暂定为3元/千瓦时和0元/千瓦时，后期可视市场运行情况调整。费用来源：优先将四川电网尖峰电价增收资金等作为市场主体需求侧市场化响应收益的资金来源。若资金不足则另行疏导；若资金存在盈余则滚动纳入次年资金来源规模。2022.09内蒙古《内蒙古自治区蒙东电网电力市场化需求侧响应实施细则》需求响应优先、有序用电保底。响应单元对应响应资源的可响应容量申报补贴单价，单位为元/kWh，交易限价0-1元/kWh，后期根据情况调整。根据实际响应量与申报响应量的比值，给予不同的补偿强度:1）当实际负荷响应率低于80%时，响应无效；2）当实际负荷响应率在80%（含）-120%（含）之间时，按有效响应电力进行补偿；3）当实际负荷响应率在120%（不含）以上时，120%以内部分按有效响应电力进行补偿，120%-150%部分按有效响应电力乘以0.8倍进行补贴，超出150%部分不予补贴。资料来源：各政府官网，北极星电力网，兴业证券经济与金融研究院整理我国仍处于政府主导的需求侧管理向需求侧响应过渡的阶段，相较后者，需求侧管理更为被动，市场化程度更低。现阶段响应方式大多依赖于政府政策补贴，缺少罚款机制，制约了需求响应执行效果；或是政府强制执行，如有序用电。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-35-行业深度研究报告图67、需求侧管理向需求侧响应的过渡资料来源：《我国电力需求侧响应的模型方法及实施模式研究》，兴业证券经济与金融研究院整理（2）探索虚拟电厂商业模式如前文所述，虚拟电厂能聚合资源，推进需求侧响应市场化升级。而当前我国的虚拟电厂项目多为政府邀约型，市场型较少（如冀北虚拟电厂、国电投深圳虚拟电厂等），且处于试点示范阶段，省级层面缺乏统一的虚拟电厂平台，无法实现与大电网的互动。此外，现有虚拟电厂更多通过价格补偿或政策引导来参与市场，商业模式尚不清晰。面对分布式资源高速增长，电力系统对资源整合、源网荷储互动一体的需求将愈发强烈。我国可以从光储、新能源车等细分领域探索虚拟电厂模式。表13、近两年虚拟电厂相关案例时间地区落地案例具体实施2022.6浙江智慧虚拟电厂平台6月30日下午高峰负荷时段，国网浙江综合能源服务有限公司依托智慧虚拟电厂平台聚合3.38万千瓦响应资源参与省级电力需求响应市场交易2022.6深圳虚拟电厂平台完成参与电力现货市场的功能试验国家电投虚拟电厂平台在广东成功完成参与电力现货市场的功能试验。深圳能源通过此次试验获利，平均度电收益0.274元，成为我国首个虚拟电厂调度用户负荷参与电力现货市场盈利的案例2022.7浙江浙江省虚拟电厂通过智慧管控平台聚集浙江省分布式电源、新型储能、充换电站、数字空调等需求侧可调节资源，采用秒级快速响应的协调控制技术，实时参与电网调峰调频，实现“源随荷动”向“源荷互动”转变2022.10浙江文成战略合作国网浙江文成县供电公司与国家能源集团温州办事处签订《文成区域“虚拟电厂、新型储能”战略合作协议》，双方将在电力系统稳定运行等方面开展战略合作2022.10浙江温州梅屿100/200兆瓦时电化学储能电站项目国内首个以大容量集中式储能电站为主体的虚拟电厂，聚合周边分布式资源和可控负荷，最终建成整体规模不低于200兆瓦的新型虚拟电厂，开拓新型储能应用和虚拟电厂运营新模式2023.2山西首批15家虚拟电厂首批9家售电主体申报的15家虚拟电厂完成建设，共聚合容量184.74万千瓦，可调节容量39.2万千瓦。在电力供应紧张时期，每天可释放出156.8万千瓦时电量，可满足22.4万户家庭的日用电需要2023.8海南国内首个省级虚拟电厂管理中心建立海南省虚拟电厂管理平台与负荷聚集商运营平台对接，目前已接入充换电站、5G基站、空调等资源，形成规模50万千瓦的虚拟电厂，接近大型发电厂的装机容量。预计到2025年，海南省虚拟电厂管理中心将接入至少100万千瓦的请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-36-行业深度研究报告虚拟电厂规模。资料来源：能源电力说，北极星售电网，兴业证券经济与金融研究院整理表14、虚拟电厂的三个阶段阶段类型主要特征目的工具主体场景对象第一阶段邀约型通过需求响应激励资金池推动削减峰荷需求响应政府机构供冷供热用电单位第二阶段市场型通过电力交易引导主体加入电力市场电力平衡现货市场交易机构调峰调频发电企业第三阶段自治型通过信息强化市场主体参与力度能源改革智能算法运营机构有源负荷产销用户资料来源：璞跃中国，兴业证券经济与金融研究院整理图68、工商业储能可实现分布式“虚拟电厂”功能图69、光储充一体化运营模式资料来源：柏瑞科电气官网，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：芯能科技官网，兴业证券经济与金融研究院整理2.4、储：抽蓄及新型储能快速发展，未来在多方面多层次优势互补全球范围内，抽水蓄能仍为市场主力，2022年抽蓄装机占比已投运电力储能的79%，同时，电化学储能发展迅猛，其中锂电子电池规模年增长率超85%。具体到运用场景，储能可分为表前（发电侧+电网侧）和表后（工商业+户用）两类，其中中美两国均以表前储能为主，英德两国分别引领欧洲表前储能和表后户用储能市场。由于我国抽蓄资源储备丰富（截至2022年底规划资源总量约823GW），且其充放电技术成熟稳定、经济性优，为我国现阶段储能侧核心力量。未来伴随成本下降、技术进步、价格及补偿机制完善，新型储能商业模式有望进一步理顺，与传统储能技术在调节周期、运用场景等方面多层次优势互补。抽水蓄能仍是储能市场主力，电化学储能发展迅猛储能设备按介质可分为机械储能、电化学储能、热储能等，其中以机械储能（以抽水蓄能为代表）和电化学储能应用最广。根据CNESA不完全统计，截至2022年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模237.2GW，年增长率15%；抽水蓄能累计装机规模占比79.3%，比例首次跌破80%，但仍是储能市场主力军；电化学储能累计装机规模占比18.8%，其中锂离子电池占绝对主导地位，年增长率超过85%。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-37-行业深度研究报告图70、2000-2022年全球电力储能市场累计装机规模占比资料来源：CNESA，兴业证券经济与金融研究院整理欧洲表前表后储能同步发展，英德分别领跑两类市场。具体到储能设备的应用场景，可以拆解为电表前（发电侧+电网侧）和电表后（工商业+户用）两类。截至2021年，中国和美国表前储能累计装机分别占比87%和79%，在本国处主导地位。欧洲表前与户用储能发展较均衡，2021年占比分别为44%和46%；其中英德两国分别引领欧洲表前储能和户用储能，是欧洲最主要的两大储能市场。图71、2021年欧洲、中国、美国储能累计装机结构资料来源：WoodMackenzie，兴业证券经济与金融研究院整理（3）欧洲最大表前储能市场——英国英国已经成为，并有可能在较长时间内稳居欧洲表前储能市场首位。LCPDelta数据显示，2022年欧洲新增表前储能装机1.9GW，其中英国新增容量约占总量一半，达到833MW。据WoodMackenzie预计，2031年欧洲表前储能市场规模将达到45GW/89GWh；在此期间，前十大表前储能市场会带来90%（约77GWh）的新增装机，英国稳居榜首贡献1/3的装机增量。碳减排压力下，表前储能是英国前景较好的储能端灵活性资源。英国计划请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-38-行业深度研究报告于2050年实现净零碳排放，所以在配置电力系统灵活性资源时，除了从电源侧出发选择燃气机组，英国政府还必须考虑自身的碳排放压力。更具持续性的选择是从储能端入手，在可再生能源电站附近修建表前储能设备。因此英国通过与风光电站共享站址、取消储能50MW规模限制、取消双重收费等方式，大力推动表前储能发展。图72、2022-2031欧洲前十大表前储能市场预计带来新增装机77GWh图73、英国预计贡献2022-2031年欧洲表前储能市场1/3的装机增量资料来源：WoodMackenzie，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：WoodMackenzie，兴业证券经济与金融研究院整理（4）欧洲最大表后户用储能市场——德国德国户用储能规模超过整个欧洲市场的60%，主要基于居民屋顶光伏配置。截至2021年欧洲户用储能规模总计5.4Gwh，德国装机量占其中的64%。2022年，德国新增户用储能21万套、新增容量1.9Gwh，约占2022年欧洲新增容量的51%。德国户用储能的快速增长主要来源于居民屋顶光伏的大幅增加和高达70%的配储比例，“光+储”逐渐成为德国普遍模式。基于屋顶光伏的电池储能，是德国家庭性价比较高的储能端灵活性工具。德国广泛采用的户储是基于屋顶光伏的电池储能，可以帮助用户“削峰填谷”节省用电成本，同时调节电力系统负荷波动，是成本较低但收效迅速的储能端灵活性资源。结合德国常年在0.3欧元/KWh左右的较高电价，居民有较强的驱动力自行配储，SolarPowerEurope预测2026年德国居民光伏配储率将达到90%，在德国电力系统灵活性调节上发挥重要作用。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-39-行业深度研究报告图74、2021年德国占欧洲户用储能装机规模的64%图75、德国居民电价常年处于欧洲主要市场较高水平资料来源：SolarPowerEurope，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：ESTAT，SolarPowerEurope，兴业证券经济与金融研究院整理对中国的启示：抽蓄及新型储能加快建设，未来各种运用场景的储能有望协同发展中国是全球抽水蓄能市场增长的突出力量，资源储备丰富。2022年，全球新增抽水蓄能装机容量10.3GW，其中中国新增投产装机达8.8GW，贡献超过85%的新增容量，累计装机占比突破1/4。同时我国抽水蓄能资源储量丰富，截至2022年底，已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约823GW。2022年新增核准抽水蓄能电站48座，总装机68.9GW，核准在建总装机121GW。参照近年发展，预期2025年累计装机62GW的规划目标能够达成。“十三五”期间我国抽水蓄能发展低于预期，但自《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》发布以来，2021、2022两年抽水蓄能装机增速高达16%和26%，2022年底累计装机已达45.79GW。在此基础上，只需维持11%的年均增速，至2025年我国抽水蓄能装机将完成62GW的规划目标。图76、2022年中国抽水蓄能累计装机占比突破世界总量的1/4图77、年均增速11%假设下，2025年累计装机预期突破62GW资料来源：《抽水蓄能产业发展报告2022》，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：中电联，水电水利规划设计总院，兴业证券经济与金融研究院整理请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-40-行业深度研究报告抽水蓄能技术成熟、经济性优。以欧洲抽水蓄能市场中心之一的德国为例，其抽蓄电站的最小稳定出力一般约为额定容量的30%，通常可以在75秒到100秒内爬升至最大容量。根据中国电力圆桌课题组的电力系统模拟运行测算，抽蓄电站由于持续充放电能力强于电化学储能，可以更有效降低火电机组启停次数和不同时间尺度下的新能源弃电率。此外，抽水蓄能为当前度电成本最低的储能技术（约0.21-0.25元/kW·h），且容量电价机制较为清晰，是现阶段最具经济性的大规模储能方式。新型储能模式仍待理顺，未来多时间尺度储能协同发展。欧洲表后储能的高度发展与其庞大的居民屋顶光伏市场密不可分，我国该部分市场规模仍较小，表后储能领域仍处于初级阶段。在表前储能的其余类型中，我国积极推动绿电配套/独立的新型储能发展；尽管在各地政策影响下，国内电化学储能增长可观，但其盈利性仍不足，2022年新能源配储利用效率仅为6.1%。未来伴随成本下降、技术进步、价格体系及补偿机制的完善，新型储能商业模式有望进一步理顺，与传统的储能技术在调节周期、运用场景等方面形成优势互补。图78、各种储能技术度电成本对比（元/千瓦时）图79、各类储能在放电时间和容量性能的对比资料来源：光伏新观察，兴业证券经济与金融研究院整理资料来源：《氢储能在我国新型电力系统中的应用价值、挑战及展望》，兴业证券经济与金融研究院整理图80、抽水蓄能能够有效降低火电机组启停次数图81、抽水蓄能降低风光弃电率效果明显010002000300040005000基准情景煤电灵活性改造新建储能新建抽蓄资料来源：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，兴业证券经济与金融研究院整理备注：取课题组实验中风光低渗透率场景资料来源：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，兴业证券经济与金融研究院整理请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-41-行业深度研究报告3、新型电力体系下我国灵活性资源亟待建立如上文所述，在高比例绿电装机并网的背景下，我国尖峰负荷时段的容量裕度被快速消耗，电力紧缺现象频出“源网荷储”环节灵活性资源亟待建立。各国电力灵活性系统的建设路径均立足于本国国情与发展阶段。基于我国能源禀赋、电源&负荷结构、收益机制等情况，现阶段：1）电源侧，燃煤机组灵活性改造最具可操作性和经济性；2）电网侧，互联电网系统适合新能源供需分布错配特征，加强跨省区特高压输电线路建设；3）负荷侧，充分利用峰谷分时电价加快由需求侧管理向需求侧响应过渡，从光储、新能车等细分领域探索虚拟电厂模式；4）储能侧，基于丰富资源储备及技术成熟性，继续加快抽蓄建设。此外，市场机制层面，通过容量市场、电力现货市场、辅助服务市场建设，充分释放系统中已有的灵活性潜力。图82、新型电力系统图景展望资料来源：《新型电力系统发展蓝皮书》，兴业证券经济与金融研究院整理请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-42-行业深度研究报告表15、电力系统灵活性资源梳理资源类型资源特性灵活性提升特点（调节时间尺度）运行范围(%)爬坡速率(Pn/min)启停时间(h)短时中时长时电源侧常规煤电未改造50-1001-2%6-10已改造30-1003-6%4-5燃煤热电联产未改造80-1001-2%6-10已改造50-1003-6%4-5气电20-1008%2常规可调节水电0-10020%<1核电30-1002.5-5%-储能抽水蓄能-100~10010-50%<0.1电化学储能-100~100100%<0.1-绿氢----需求侧需求响应用电负荷的3-5%瞬时0-微电网----电动汽车----电网侧互联互济实现电力供需再空间的扩展和互补,依靠提前签订的送电协议运行-市场机制通过更灵活的市场发用电计划申报机制、市场调度机制等优化运行；提出灵活调节产品,适宜的灵活性补偿机制能够释放系统已有灵活性资料来源：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，兴业证券经济与金融研究院整理注：1、表中表示资源适宜程度，越多代表资源更适宜提供对应灵活性；2、表中煤电灵活性提升立足于煤电存量机组改造，重点在于改造前后煤电向下调节能力的提升；3、气电、常规可调节水电和煤电的灵活性提升分析立足于新建气电、水电或煤电机组。根据党中央2030年碳达峰、2060年碳中和战略目标，将2030年、2045年、2060年作为新型电力系统构建的重要里程碑，形成三段建设时期——加速转型期（当前至2030年）、总体形成期（2030-2045年）、巩固完善期（2045年-2060年）。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-43-行业深度研究报告图83、我国新型电力系统构建“三步走”及各阶段任务示意图资料来源：《新型电力系统发展蓝皮书》，兴业证券经济与金融研究院整理图84、电力系统灵活性多元提升路线图资料来源：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，兴业证券经济与金融研究院整理4、投资建议综上所述，在当前“双碳”加速推进的背景下，公用事业行业作为一次能源的转换平台，建设新型电力体系的必要性与紧迫性日益凸显。建议关注新型电力体系下“源-网-荷-储”各环节重要标的，例如火电产业链标的（包括运营商、火电设备以及灵活性改造相关企业等）、特高压&增量配电网相关标的、需求侧&负荷侧管理相关标的（包括分布式开发及运营商等）、各类储能标的等。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-44-行业深度研究报告5、风险提示电力体制改革不及预期：新型电力体系的建设涉及市场机制完善、电价体系改革、新技术革新等多方面不确定因素，发展进度不及预期为最大风险之一；煤价大幅波动：煤价大幅波动影响火电运营商盈利能力，进而影响其作为重要灵活性电源发挥调节作用；清洁能源装机增长不及预期：新能源机组投产不及预期影响“双碳”进程，核电等清洁能源装机增长不及预期降低电源侧灵活性；特高压建设不及预期：特高压建设进度不及规划降低电网侧灵活性，影响新能源消纳，三北区域弃风弃光率提升；原材料价格上行：绿电装机成本、储能成本等上升，降低相应项目的经济性及开发积极性；宏观经济风险：宏观经济与电力需求、体制改革、基础设施建设等均高度相关，经济运行波动造成多环节影响。请务必阅读正文之后的信息披露和重要声明-45-行业深度研究报告分析师声明本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并登记为证券分析师，以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告。本报告清晰准确地反映了本人的研究观点。本人不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接收到任何形式的补偿。投资评级说明投资建议的评级标准类别评级说明报告中投资建议所涉及的评级分为股票评级和行业评级（另有说明的除外）。评级标准为报告发布日后的12个月内公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅。其中：沪深两市以沪深300指数为基准；北交所市场以北证50指数为基准；新三板市场以三板成指为基准；香港市场以恒生指数为基准；美国市场以标普500或纳斯达克综合指数为基准。股票评级买入相对同期相关证券市场代表性指数涨幅大于15%增持相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在5%～15%之间中性相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在-5%～5%之间减持相对同期相关证券市场代表性指数涨幅小于-5%无评级由于我们无法获取必要的资料，或者公司面临无法预见结果的重大不确定性事件，或者其他原因，致使我们无法给出明确的投资评级行业评级推荐相对表现优于同期相关证券市场代表性指数中性相对表现与同期相关证券市场代表性指数持平回避相对表现弱于同期相关证券市场代表性指数信息披露本公司在知晓的范围内履行信息披露义务。客户可登录www.xyzq.com.cn内幕交易防控栏内查询静默期安排和关联公司持股情况。使用本研究报告的风险提示及法律声明兴业证券股份有限公司经中国证券监督管理委员会批准，已具备证券投资咨询业务资格。，本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。本报告中的信息、意见等均仅供客户参考，不构成所述证券买卖的出价或征价邀请或要约，投资者自主作出投资决策并自行承担投资风险，任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效，任何有关本报告的摘要或节选都不代表本报告正式完整的观点，一切须以本公司向客户发布的本报告完整版本为准。该等信息、意见并未考虑到获取本报告人员的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。客户应当对本报告中的信息和意见进行独立评估，并应同时考量各自的投资目的、财务状况和特定需求，必要时就法律、商业、财务、税收等方面咨询专家的意见。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，本公司及/或其关联人员均不承担任何法律责任。本报告所载资料的来源被认为是可靠的，但本公司不保证其准确性或完整性，也不保证所包含的信息和建议不会发生任何变更。本公司并不对使用本报告所包含的材料产生的任何直接或间接损失或与此相关的其他任何损失承担任何责任。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可升可跌，过往表现不应作为日后的表现依据；在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告；本公司不保证本报告所含信息保持在最新状态。同时，本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。除非另行说明，本报告中所引用的关于业绩的数据代表过往表现。过往的业绩表现亦不应作为日后回报的预示。我们不承诺也不保证，任何所预示的回报会得以实现。分析中所做的回报预测可能是基于相应的假设。任何假设的变化可能会显著地影响所预测的回报。本公司的销售人员、交易人员以及其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本报告意见及建议不一致的市场评论和/或交易观点。本公司没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。本公司的资产管理部门、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中的意见或建议不一致的投资决策。本报告并非针对或意图发送予或为任何就发送、发布、可得到或使用此报告而使兴业证券股份有限公司及其关联子公司等违反当地的法律或法规或可致使兴业证券股份有限公司受制于相关法律或法规的任何地区、国家或其他管辖区域的公民或居民，包括但不限于美国及美国公民（1934年美国《证券交易所》第15a-6条例定义为本「主要美国机构投资者」除外）。本报告的版权归本公司所有。本公司对本报告保留一切权利。除非另有书面显示，否则本报告中的所有材料的版权均属本公司。未经本公司事先书面授权，本报告的任何部分均不得以任何方式制作任何形式的拷贝、复印件或复制品，或再次分发给任何其他人，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。未经授权的转载，本公司不承担任何转载责任。特别声明在法律许可的情况下，兴业证券股份有限公司可能会持有本报告中提及公司所发行的证券头寸并进行交易，也可能为这些公司提供或争取提供投资银行业务服务。因此，投资者应当考虑到兴业证券股份有限公司及/或其相关人员可能存在影响本报告观点客观性的潜在利益冲突。投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一信赖依据。兴业证券研究上海北京深圳地址：上海浦东新区长柳路36号兴业证券大厦15层邮编：200135邮箱：research@xyzq.com.cn地址：北京市朝阳区建国门大街甲6号SK大厦32层01-08单元邮编：100020邮箱：research@xyzq.com.cn地址：深圳市福田区皇岗路5001号深业上城T2座52楼邮编：518035邮箱：research@xyzq.com.cn