新能源市场化与电力系统展望
新能源市场化情况
- 136号文影响：主要目的是新老项目过渡，保障老项目与原有政策衔接，新项目投资预期将得到稳定，但预期仍不如老项目。
- 装机规模：今年新增风光装机约300GW（光伏200GW，风电80-90GW），其中约150GW纳入保障性收购，价差由工商业用户分摊。
- 收益率：若电价下调3-5分，项目IRR下降1.5-2个百分点。三北地区项目收益率已较低（约6.5%），中东部地区项目若电价下调3分，IRR可能回归正常水平（7%-8%）。
- 风险点：明后年保障性电量规模可能缩小，加剧竞争，机制电价下行风险增大。
“十五五”新能源装机展望
- 与社会用电量增速相关：年均增速5%测算下，年均新增约300GW（光伏200GW，风电100GW）。
- 不确定性：煤电可能超预期发展，用电量增速可能偏高，若增速不及预期，新能源装机底线可能在年均200GW。
新能源入市交易比例
- 当前情况：136号文后，今年新能源入市比例100%，有保障机制。
- 未来趋势：2030年政策要求全面入市，无差价合约保障。
存量项目保障电价机制
- 短期稳定：短期内保障电价应不会调整，但保障电量比例可能调整。
- 长期趋势：2030年可能有明确说法，存量项目保障比例可能下降（如从90%到50%）。
新能源利用小时数
- 近期趋势：今年利用率可能进一步下降（光伏至90%，风电至92%）。
- “十五五”期间：
- 光伏：全国范围下降较快，可能降至80%-85%。
- 风电：三北地区小幅下降，中东部相对平稳但略有下降。
- 利用小时数底：风电约80%-85%，光伏三北地区80%，中东部85%。
电网投资
- 今年情况：电网投资创新高，同比增速至少10%以上，核心逻辑是第三监管周期核价标准较理想。
- “十五五”展望：存在不确定性，可能基本稳定但略有下降。
- 配网投资：年中上调资金大部分投向配网，解决薄弱环节问题，提升供电可靠性、灵活自愈能力和智能化水平。
- AI应用：主要方向包括智能运维、智能调度、电网规划和功率预测，顶层设计方案正在制定。
绿电直供及“源网荷储”
- 数据中心绿电：主要来自电网绿电交易，非物理直连，物理直连案例较少。
- “源网荷储”模式：在数据中心电源尝试进展有限。
虚拟电厂（VPP）
- 发展现状：多为负荷型VPP，商业模式痛点包括需求响应补偿、辅助服务调峰等。
- 未来方向：混合型VPP（连接分布式电源和储能）是发展方向，但需解决分布式电源接入和控制问题。
电力供需
- 今年夏季缺电形势：电力供需总体平衡，局部可能出现短期缺口，但不会大面积缺电。
- 原因：供给能力增强，经济需求放缓，供需形势趋宽松。
