随着新能源的成本下降，以及电力市场化机制的改变，中国能源转型已经进入新的阶段。2024年水风光发电量占比超过30%，装机量占比超过50%，因此新能源从替补能源向替代能源迈进，而这也意味着新能源需要逐步实现与主体能源相似甚至一样的功能。

　　但从需求增长层面，电气化率趋势不容小觑，中国正在成为全球电气化第一国度，新能源发电是不可或缺的一块拼图。十四五期间中国用电增长持续超预期，CAGR达到7%以上；

　　展望十五五，中国必然会持续加大在AI上的发展，而其他产业的蓬勃发展，从机器人、无人机，再到汽车电动化，无不彰显中国在电能替代上的决心。

　　因此虽然GDP单位能耗是下降的，但是我们认为电耗将是持续上升的，中国的电气化率也终将走向80%，十五五期间电力需求增速CAGR有望保持6%以上，意味着3万亿度增量用电需求。而由于双碳目标的约束，煤电电量难有大幅增长，因此在核电、水电保持高速发展的同时，风光新能源也是不可或缺的增量，我们测算十五五风光增量装机仍在1500GW以上。

　　新能源降本没有停步，但系统消纳问题却日益突显。随着新能源和储能自2022年以来成本的快速下降，虽然即便按照市场强制配储的10%、2小时，新能源发电成本也低于火电，但是实际上行业内并不认可新能源系统已经实现真正平价。

　　经历十四五新能源装机快速上量之后，重新出现了弃风弃光、限电与负电价等一系列问题，究其原因是新能源对储能的实际需求要远高于强制配比，使用简单的单日曲线无法反应新能源的随机性以及季节性的波动。

　　概括来讲就是新能源的供给与终端用户的需求不匹配。因此我们通过python建立蒙特卡洛模型，尝试从比例、成本、模式等多个维度分析解法，并由此回答投资者对于新型电力系统平价最为关注的五个问题

　　2025-2026独立储能爆发，风光储用电侧平价新能源并网量增加导致调峰缺口扩大，2025-26年国内独立储能刚需阶段性爆发。部分省份新型储能容量电价机制先行，大幅改善了独立储能项目经济性。

　　此外，新能源全面入市节奏加快，随着更多省份批发侧电力市场的建立构成电价信号，独立储能在发电侧基于峰谷价差的商业模式将逐步理顺。

　　从电网的调峰平衡表测算，我们可以看到2025年具备84GWh的储能装机需求，而从容量电价支付空间来看，我们认为若2026年电力市场化带来的批发侧电价下降的一半被用于支持新型储能容量补偿，则有望刺激超150GWh的新增储能需求。

　　即便“136号文”取消了风光强制配储，还是看到了今年以来产业端多个风光储组合项目的落地，反映出这一新型商业模式自身的价值。我们测算若以70%绿电自供率为标准，当前造价水平下国内风光储组合方式已经实现用电侧平价，风光配储已由政策强制切换至经济性驱动。

　　一方面降低系统中风电配比、实现用电侧光储平价，通过打开光伏装机空间，启动光储新增装机双击的飞轮；另一方面逐步提高绿电自供率水平，从而适配更多用户需求（比如要求80%绿电自供率的AIDC已箭在弦上）。

　　我们测算伴随光、储成本到2027年再下降15%和26%（对应光伏成本2.3元/W，储能成本0.59（4h）、0.67（2h）元/Wh），国内市场用电侧光储平价、以及用电侧高利用率平价将会实现。

　　（1）优化商业模式提升储能循环次数，我们测算储能LCOS对储能年循环次数弹性约为-0.2，若“一体化模式”进一步将年循环次数从350提高到450次，可再实现降本20+

　　（2）“136号文”推出机制电价，推动新能源项目逐步形成真实的边际成本排序，有望逐步消除“项目资源寻租”带来的非技术成本。光储协同降本，至2030年附近国内发电侧光储有望实现平价不同于用电侧平价后仍受限于负荷需求和灵活性资源构成的天花板，发电侧平价带动的装机将更具想象空间。

　　预计发电侧光储LCOE到2030年可以下降到0.36元/度以下，实现发电侧光储平价（发电侧平价线元/度）。

　　发电侧平价后，不仅新增发电需求将被风光满足，对于存量煤电的替代也能水到渠成，光伏和储能新增装机形成互相促进的循环，需求全面加速释放。

　　（1）储能有望通过性能提升带来进一步降本。我们测算发现，当储能年衰减从2%下降到1.2%、并消除5%的首年衰减后，生命周期内不会触及80%的有效容量边界，储能项目将不再因电池日历寿命瓶颈而中途更换电池，从而大幅降低LCOS。

　　此外提升DoD、项目规模化对于BOM和EPC成本的摊薄等，也都有利于储能成本的进一步下降。（2）叠加钙钛矿叠层推动光伏转换效率超过30%，进一步降低光伏造价。

　　在电气化率持续提升下，中国成为全球第一电气化国度。从早期的电能替代，到“双碳”目标下的电力减排，再到未来的算电协同和电力智能化，中国电气化进程在动能切换中持续处于加速通道。

　　随着能源消费向电力持续集中，中国电气化率稳步提升并实现对欧美发达国家的弯道超车，2024年，相比欧美普遍约22%~23%的电气化率水平，中国电气化率已交出27.4%的成绩单，成为电气化和可再生能源革命的领跑者。

　　中国2024年电气化水平较2000年（13.8%）以来实现翻倍，而主要发达国家美、英、德、法、澳自2000年以来电气化水平仅提升3.0/2.5/1.8/5.1/2.4pct，同样发展速度较快的发展中国家印度2000年以来电气化水平也仅提升5.6pct（基数较中国更低，2000年电气化率10.0%）。

　　在能源电气化带动下，长期来看中国电力弹性系数有望逐步与一次能源弹性系数进一步拉开差距，预计2026-2030年单位GDP消耗电力CAGR或将达到2.3%，与单位GDP消耗能源复合增速形成约4pct的增速差，在2030年电气化率将达到40%。

　　中国电力消费正处于结构性的新旧动能切换之中，预期新动能带来电力需求持续增长在十五五期间将保持6%以上。

　　尽管2024年处于典型的新旧动能切换期，传统高耗能行业增速放缓，新能源链条短期承压，但本轮用电增速下行是阶段性的调整，中长期随着以AI为代表的新动能加快渗透，电力需求有望持续上行，进入由结构性升级主导的稳中提速阶段，虽然预期2025年我国电力需求增速或将暂时回落至5.5%，但是判断2026-2030年全社会用电增速将修复并维持在6.5%区间，2030-2035年在高电气化率与智能化深化背景下或维持6%水平，呈现前增后稳的趋势。

　　新三样（光伏、锂电、电动车）等新质生产力已成为用电需求关键引擎，不仅拉动传统二产制造业，亦在三产用电需求有所贡献，我国电动车渗透率提升是最直观的例证。

　　预测2025/2030年新能源乘用车销量渗透率或达50%/70%，保有量渗透率或达14.1%/29.7%，或将拉动1,059/2,021亿度的锂电电力需求，每年平均创造用电需求增长约195亿度；

　　电动车渗透率提高不仅刺激制造业用电，在充电环节用电，预测充电（公桩+私桩）将贡献2025/30年1,459/3,994亿度的电力需求，每年平均创造用电需求增长约496亿度。

　　合计来看，2025-30年新能源车每年平均贡献二产、三产用电新增需求691亿度，对应拉动约0.11-0.14pct电气化率的提升。

　　电能替代改造逐渐深化，“煤油”、“电能”、“绿电”三步走。“十三五”以来我国着力于在重点领域从煤、油传统能源切向电力，例如2016年《关于推进电能替代的指导意见》首次明确在电力供应与消费、工业与农业生产、交通运输、居民生活采暖等众多领域推进电能替代。

　　“十四五”则进一步扩大改造范围，例如2021年《2030年前碳达峰行动方案》将工业、建筑、交通电气化列为重点；“十四五”末和“十五五”将着眼于将高耗能行业切向绿电：

　　一方面，2024年《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》推动从单一电能替代转向电、氢、氨等多元清洁能源协同发展，

　　另一方面，《2025年能源工作指导意见》推动在工业、交通、建筑、数据中心等重点领域大力实施可再生能源替代行动。2021年和2022年的替代电量分别为1891亿千瓦时和684.3亿千瓦时，虽然同比下降逐步进入“深水区”，但是对于当年全社会用电量增量的贡献比例维持稳定，分别为24%和21%。

　　此外，从电能切向绿电的二次替代的空间仍较为充分，这个过程中也将进一步提升我国电气化发展质量。

　　AI算力需求更具平滑和持久的扩张空间，或形成长期电力增量：我们基于对我国AI数据中心算力需求和对应拉动的电力需求空间进行预测，预计2025-30年数据中心用电需求年增量从510亿度电平稳上升至2,035亿度，CAGR达到34%，对应每年约0.10-0.35pct电气化率的提升。

　　复盘风光平价之路，我国西部光伏、陆上风电相继于2020~21年实现较火电机组的度电成本平价后装机迎来爆发，东部光伏和海上风电也相继于2021年之后实现沿海火电的度电成本平价贡献分布式光伏和海风需求增量。

　　风光储理论平价而现实未平，差距主要在于1）新能源系统与用电侧利用小时错配，匹配负荷所带来的冗余装机需求导致前置成本高、利率水平敏感；2）新能源随机性、间歇性和季节性引入的可靠性成本被忽视，仍需系统定价。

　　平价的争议，理论测算和实际存在哪些差距。因素一：新能源系统与用电侧利用小时并不匹配新能源发电侧与负荷侧的利用小时错配问题正逐步暴露出其对投资回报的显著影响。

　　根据主要电网最高负荷数据和全社会用电量，估算我国负荷端利用小时数约为7,000小时，而2024年我国光伏和风电的平均利用小时数仅有1,132/2,127小时，而同期火电和核电的平均利用小时数高达4,400/7,683小时（四川燃煤火电机组可达5,693小时）。

　　这意味着为在供电可靠性要求不变的前提下，若以新能源替代传统基荷电源，同样的负荷需配备数倍的装机容量，即便不考虑出力间歇性和随机性所带来的时空错配、仅考虑利用小时数的匹配，风电、光伏仍需分别配备3/6倍负荷侧装机容量。

　　因此即便从LCOE视角看成本相近，但从投资视角看新能源因为“冗余装机”需求面临远高于传统电源的前置资本压力。

　　商业模式的突破和创新有望减少对于成本下降的依赖、避免过度内卷。由于用户的绿电需求是多样化的（如出口满足欧盟碳关税需求是70%，而新建AIDC的政策要求是80%，终端可靠性对标可能要求95%）。

　　而解决这些需求、为电网提供可靠性的手段很多，所以可以看到在任一时点，能够满足用户需求的项目设计多种多样，其中一部分符合平价标准，一部分不符合。而在成本下降、经济性扩散的过程中，我们发现不仅可以靠直接降低风电，光伏和储能的造价，还可以通过商业模式的优化，来满足平价标准，以效率和系统优化降成本。

　　预计2025/26年国内储能装机分别为135/180GWh，海外储能装机为142/243GWh，全球储能装机合计同比增长29%/71%。在政策支持、场景打开、降息启动等多积极因素推动下，电网侧独立储能、用户侧风光储一体、用户侧光储一体等储能商业模式有望陆续突破平价节点，迎来需求加速增长的拐点。而在国内实现系统平价第二步之后，我们预计2027年储能年度装机站上200GWh平台，电网调峰缺口被填补，年度光伏新增装机重回增长，而光伏比例再度提升也会进一步加大储能的配比，储能的需求或将迎来双击。

　　而2030年实现系统平价第三步（也即发电侧光储平价后），国内新能源替代存量发电方式具备可行性、储能年新增装机接近700GWh、光伏新增装机创新高。

　　而海外由于平价对标的电价水平更高，发达市场受AIDC支撑重回用电需求正增长，新兴发展中国家快速追赶电气化率，只需降息最后助力，便有望成燎原之势，在2030年贡献850GWh以上的年度新增储能装机。综合两者，全球储能需求有望在2030年站上1,550GWh平台。

　　2021年以来新能源发电成本大幅下降，带动电力系统成本降低，预计2025年我国东部光伏（分布式）/西部光伏（集中式）/陆风/海风新增装机的LCOE分别较2020年下降31.2%/44.4%/50.7%/41.8%，预计到2030年将分别继续下降15.1%/17.0%/5.7%/18.6%。

　　尽管成本端持续改善，但新能源运营模式却相对滞后，主要系受益于早期补贴机制等政策保护，发电边际成本趋近于零，因此新能源资产收益长期稳定更类似于固收产品，关注度主要集中在电量兑现，而非对用户侧需求的响应能力。

　　新能源项目往往将储能作为满足指标合规的附属模块，形成了先定新能源、再配储能的思维惯性。这种单一供给导向模式在装机快速增长后迅速暴露出消纳短板。因此，在“机制电价”等收益模式的切换拉动下，如何将新能源出力嵌入需求曲线将成为新能源发展下一阶段的核心议题。

　　在过往新能源上网“全额收购、兜底结算”的机制下，新能源项目往往将储能作为满足指标合规的附属模块，需求并非为效益驱动。这一模式导致源侧储能配储模式高度同质化，储能技术选择趋于保守，普遍以成本最低的磷酸铁锂方案为主。

　　同时，由于全额收购的类固收盈利模式，储能仅作为成本项，系统功能设计以“能过审”为主导，普遍存在充放电效率不高、循环次数偏低、配置容量与实际工况脱节等问题，导致储能资产利用率低、运行质量差，有效储能装机实际较低。根据华电电科院，2023年新型储能中80%的系统为强制配储，且95%为新能源场景，98%为价格最为便宜的锂离子电池储能。

　　新能源入市或导致电价水平下滑和波动放大已成市场共识，储能作为电价峰谷套利工具价值将得以体现。一体储核心价值在于将风光在低电价时段的发电量转移至高电价时段出售，从而提风光储电站的度电收益。

　　基于典型风光出力曲线年山东平均日前电价构建全局动态优化模型，对光伏配储电站进行模拟，当不配储时，该新能源电站的平均售电价格仅为228元/MWh，而配置40%104h储能后可拉升平均售电价至319元/MWh，相比不配储提升40%的电价水平。