国泰海通：新能源步入下半场，电煤压力最大已过

投资建议

○近十年来，新能源高速发展，冲击火电需求。近十年来，在政策的积极推动下，中国新能源发电装机及发电量高速增长，截至2024年底，我国风光合计装机容量高达14亿千瓦，提前6年完成2030年目标。在新能源的高速发展下，火电需求受到挤压，火电装机占比从2015年的66.75%降低至2024年的43.88%，火电发电量占比从2015年75.39%降低至2024年的64.51%。2024年至今，受新能源发电挤压，火电发电量增速明显低于全社会用电量增速。

○新能源消纳压力大幅增大，“430、531”政策出台。1）分布式光伏消纳压力更加凸显，“光伏红区”日益增多，部分省份发布暂停分布式光伏备案的政策文件，在此背景下，2025年1月430新政发布，新政下分布式光伏量价皆不保，盈利不确定性大幅增加，过去“装好电站等收钱”的躺赚模式彻底终结。2）2025年1月531新政出台，推动新能源全面进入市场交易，从目前新能源参与市场化交易的结算电价看，普遍较燃煤基准价大幅折价，因此我们判断新能源全面入市后，结算电价或将进一步下降。受此影响，预计2025年下半年起，分布式光伏新增装机量或将大幅下降。

○新能源步入下半场，电煤已过压力最大时刻，2026年压力缓解，2027年有望迎来向上拐点。我们认为新能源新政带来的未来现金流确定性下降，将有望促使新能源装机开始下降，2024年将可能成为历史新能源装机的大顶，也意味着对于火电替代压力最大的在2025年。而展望整体全社会用电量的需求端，随着近年来用电结构变化，以新能源汽车、AI相关、储能为主导驱动力的第三产业及城乡居民用电成为拉动边际用电量提升的主要方向，有望推动全社会用电量稳步增长。我们判断随着需求端的稳步增长，与2025年6月开始新能源装机的下滑，电煤压力将在2026年缓解，而2027年电煤消费有望迎来向上拐点。

风险提示：新能源装机增速超预期、全社会用电量增速低于预期。

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新能源高速发展，冲击火电需求

近十年来，在政策的积极推动下，中国新能源发电装机及发电量高速增长，截至2024年底，我国风光合计装机容量高达14亿千瓦，提前6年完成2030年目标。在新能源的高速发展下，火电需求受到挤压，火电装机占比从2015年的66.75%降低至2024年的43.88%，火电发电量占比从2015年75.39%降低至2024年的64.51%。2024年至今，受新能源发电挤压，火电发电量增速明显低于全社会用电量增速。

新能源发电的快速发展正面临日益严峻的消纳压力，在风光资源丰富的三北地区（东北、华北、西北）尤为显著。尤其是2024年起弃风弃光率明显提高，由2023年的2.7%、2.0%显著提高至2024年的4.1%、4.2%，风电和光伏的利用小时数也明显下降，2024年分别同比下降98、75小时。

1.1新能源发电高速发展，火电需求受挤压

近十年来，中国新能源发电装机及发电量高速增长，提前6年完成风光装机目标。十三五以来，中国新能源产业进入高速发展阶段，在政策体系完善、市场需求扩大和国际气候治理等多重因素推动下，产业呈爆发式增长。截至2024年底，我国风光合计装机容量高达14亿千瓦，提前6年完成我国在气候雄心大会上承诺的“到2030年中国风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上”目标。

具体看，风电装机容量从2015年的1.28亿千瓦增长至2024年的5.21亿千瓦，GAGR高达16.84%，风电发电量从1680.60亿千瓦时跃升至9360.50亿千瓦时，GAGR高达21.02%；光伏装机容量从2015年的0.43亿千瓦增长至2024年的8.87亿千瓦，GAGR高达39.9%，光伏发电量从392亿千瓦时跃升至8341亿千瓦时，GAGR高达40.46%。

我国新能源发电的高速发展主要依赖政策推动。自2006年起，国家通过政策和补贴制度积极推动新能源发电发展：2006年，《可再生能源法》，确立固定电价机制（标杆电价+财政补贴），明确电网企业全额收购新能源发电量，为行业发展提供法律保障；2010年，《关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》，提出新能源配额制及“全额保障性收购制度”，要求电网优先消纳新能源电量；2014年，《能源发展战略行动计划（2014–2020年）》，细化可再生能源配额制，推动风电、光伏规模化发展；2020年，双碳目标提出，2021年，《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》和《2030年前碳达峰行动方案》发布，提出“到2030年非化石能源消费占比达25%左右，风电、光伏装机达12亿千瓦以上”，进一步加速我国新能源发电发展。

在政策助力下，2023、2024年风光合计新增装机高达2.93、3.57亿千瓦，远高于过去几年。

新能源高速发展，挤压火电需求。近十年来在新能源发电高速增长的挤压下，火电装机占比从2015年的66.75%降低至2024年的43.88%，火电发电量占比从2015年75.39%降低至2024年的64.51%。

2024年火电发电量增速明显低于全社会用电量增速。以往火电增速一般与全社会用电量增速接近，稍低于全社会用电量增速，如2020-2023年全社会用电量增速分别为3.2%、10.5%、3.9%、6.8%、6.8%，火电增速分别为2.6%、9.1%、1.5%、6.5%。而伴随着新能源发电占比逐步提高，对火电的挤压效应愈加明显，2024年，全社会用电量增速6.8%，火电、风电、光伏发电、水电、核电增速分别为1.7%、12.5%、43.7%、10.9%、3.0%，受新能源发电挤压以及水电恢复性增长，火电发电量增速明显低于全社会用电量增速。

1.2新能源消纳压力大幅增大

新能源发电的快速发展正面临日益严峻的消纳压力。由于风电、光伏发电受气候、天气、昼夜、季节等因素的影响，出力存在一定随机性、波动性、间歇性以及反调峰性，需依赖灵活调节电源（如煤电、储能、抽水蓄能）和跨省输电通道平衡供需。然而，当前调节资源利用率低，跨省输电能力不足，难以匹配近年来新能源发电的高速增长。随着新能源装机占比的大幅提高，新能源消纳利用和电力系统调峰难度逐渐加大。

新能源发电的快速发展正面临日益严峻的消纳压力，在风光资源丰富的三北地区（东北、华北、西北）尤为显著。2023年以来全国风电与光伏利用率均呈显著下降态势，风电利用率从2023年以前的97%左右降低至2025年1-3月的93.4%，光伏利用率从98%浮动降至93.8%。分省份来看，风光发电利用率较低的区域主要集中在资源丰富的三北区域（东北、华北、西北），如西藏、内蒙、甘肃、新疆、青海等，这些区域2025年1-3月风光发电利用率小于95%，这些区域弃风弃光率较高主要在于高比例的新能源发电和低用电需求间的不匹配，消纳压力凸显。

2024年风光利用小时数下降明显。由于2023年起风光新增装机大幅提高，随之带来电网消纳压力大幅增加，2024年风电、光伏发电利用率明显降低，由2023年的97.3%、98.0%显著降低至2024年的95.9%、95.8%，从而风电和光伏发电的利用小时数也明显下降，2024年分别同比下降98、75小时。

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“430、531”政策出台，新能源发电高速时代已过

“430、531”政策出台，新能源或步入发展下半场。1）分布式光伏消纳压力更加凸显，“光伏红区”日益增多，部分省份发布暂停分布式光伏备案的政策文件，在此背景下，2025年1月430新政发布，新政下分布式光伏量价皆不保，盈利不确定性大幅增加，过去“装好电站等收钱”的躺赚模式彻底终结。2）2025年1月531新政出台，推动新能源全面进入市场交易，从目前新能源参与市场化交易的结算电价看，普遍较燃煤基准价大幅折价，因此我们判断新能源全面入市后，结算电价或将进一步下降。受此影响，预计2025年下半年起，分布式光伏新增装机量或将大幅下降。2.1“430”政策出台，分布式光伏由野蛮生长向规范发展转变

分布式光伏管理办法出台，项目必须强调负荷匹配，就近消纳。分布式光伏消纳压力凸显的背景下，2025年1月，国家能源局印发了《分布式光伏发电开发建设管理办法》（即“430”政策），重点强调了分布式光伏就近消纳和安全运行管理，推动行业从粗放增长转向规范化、高质量增长。

2.1.1.政策出台背景

十年来，分布式光伏发电爆发式增长。截至2024年底，分布式光伏发电累计装机达到3.7亿千瓦，是2013年底的121倍，占全部光伏发电装机的42%，占全国发电总装机的11%。新增装机方面，2024年分布式光伏发电新增装机达1.2亿千瓦，占当年新增光伏发电装机的43%。发电量方面，2024年分布式光伏发电量3462亿千瓦时，占光伏发电量的41%。

分布式光伏接网消纳成为制约发展的主要矛盾。随着分布式光伏快速增长，电网基础设施建设速度已明显滞后，两者发展不匹配的矛盾日益凸显，分布式光伏电网接入条件、消纳能力不足的问题在全国多省持续蔓延。

“光伏红区”日益增多。2019年国家能源局颁布《分布式电源接入电网承载力评估导则》，依据电网的承载能力，明确划分出了红、黄、绿三大区域。其中，“光伏红区”代表着电网的承载力已接近或超出极限饱和状态。当前，全国已有近400个县拉响了分布式光伏接入容量“红区”警报，如山东、河北、河南、江苏等地。根据相关政策和管理要求，一般情况下，红色区域是不允许新安装光伏项目的，直至红区转黄或转绿。

部分省份发布暂停分布式光伏备案的政策文件。此外，由于分布式电源接入已达到稳定极限，电网出现调节能力不足、反送功率受限、电压偏差过大等突出性问题，目前全国已有超40地相继发布了明确暂停分布式光伏备案的政策文件，覆盖内蒙古、湖南、海南、山西、辽宁、黑龙江、广东、广西等诸多省份。

2.1.2.政策主要内容及影响

1）项目分类与边界重塑

四类划分：自然人户用、非自然人户用、一般工商业、大型工商业，明确各类别的场所、电压等级及容量上限（如大型工商业：35kV/≤20MW、110kV/≤50MW）。定义强化：强调“用户侧开发、配电网接入、就近消纳”三要素，将农光/渔光互补项目划归集中式管理（因自用比例低），解决此前“伪分布式”问题。

2）备案规则从严

“谁投资谁备案”原则：禁止非自然人项目以自然人名义备案（整治“农户出屋顶、企业代持”乱象），自然人户用可选择电网代理或自行备案。容量计算标准化：以交流侧（逆变器输出总和）为备案容量基准，杜绝容量虚标。

3）上网模式差异化限制

工商业取消全额上网：一般工商业仅可选“自发自用”或“余电上网”（省级设定自用比例）；大型工商业原则上需“全部自发自用”，仅现货市场地区允许余电上网。户用保留灵活性：自然人/非自然人户用仍可选择全额上网、自用或余电上网。

4）“新老划断”与过渡期

430节点：2025年5月1日前并网的项目沿用旧政策（如工商业可全额上网）；已备案非自然人项目允许延用自然人名义（需明确责任）。

新政下，分布式光伏量价皆不保，盈利不确定性大幅增加。1）分布式光伏发电量将存不确定性，依赖自身负荷：“430”之后，分布式光伏发电量不再能全额上网，大部分需要依赖自身负荷消纳，如若该项目自身用电负荷不足，那分布式光伏的弃电率将较高，影响项目盈利；2）市场化电价带来不确定性：分布式光伏不再拥有固定电价，电价需要通过市场化交易竞得，而通常光伏出力高峰阶段市场化电价较低，因此分布式光伏项目的电价将面临较大不确定性，影响项目盈利。政策本质是推动分布式光伏从“粗放扩张”转向“精细化运营”，该政策意味着，过去“装好电站等收钱”的躺赚模式彻底终结。受此影响，预计2025年下半年起，分布式光伏新增装机量或将大幅下降。

2.2“531”政策出台，新能源发电全面入市

2.2.1.政策出台背景

我国新能源的发展历程经历“政策驱动”向“市场驱动”转变：

1）政策驱动阶段（2006–2020年），通过法律与补贴快速扩张规模，奠定产业基础。主要包括：2006年，《可再生能源法》，确立固定电价机制（标杆电价+财政补贴），明确电网企业全额收购新能源发电量，为行业发展提供法律保障；2010年，《关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》，提出新能源配额制及“全额保障性收购制度”，要求电网优先消纳新能源电量；2014年，《能源发展战略行动计划（2014–2020年）》，细化可再生能源配额制，推动风电、光伏规模化发展。

2）市场化转型探索期（2021–2024年），受益于技术进步，新能源发电成本的快速下行，政策转向补贴退坡，向平价时代过渡。主要包括：2020年，《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，完善现行补贴方式，以收定支，合理确定新增补贴项目规模，继续实施光伏电站、工商业分布式光伏等上网指导价退坡机制。2021年，《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，明确2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目，中央财政不再补贴，实行平价上网。2022年，《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，提出完善新能源项目投资核准（备案）制度，推动新能源发电项目市场化交易。

3）全面市场化阶段（2025年至今），新能源发电已具备全面入市条件。近10年来新能源发电高速发展，随着成本的快速下行以及发电量占比的提高，新能源发电已具备全面入市条件。同时，由于新能源占比的提高，电网消纳压力日益凸显，辅助调节成本增加，推动新能源全面入市能更好的通过市场化方式，通过电价来调节消纳和辅助成本承担的问题。在此背景下，2025年，《关于深化新能源上网电价市场化改革的通知》（也称136号文或531新政）发布，推动新能源上网电价全面由市场形成，建立新能源可持续发展价格结算机制。

2.2.2.政策主要内容及影响

“531新政”发布，新能源全面入市。“531新政”核心政策内容在于全面市场化交易取代保障性收购，具体包括：

1）全面市场化定价。2025年底前，各省将出台方案，所有风电、光伏等新能源项目（含集中式与分布式）上网电量原则上全面进入电力市场，上网电价由市场交易形成；

2）区分存量与增量项目。以2025年6月1日为分界，存量项目（6月1日前投产）和增量项目（6月1日后投产）适用不同政策。存量项目的市场化参与电量由各地参考现行保障性政策确定规模，机制电价沿用原有固定电价（不高于当地煤电基准价）。鼓励存量项目提升竞争力，自主参与市场；增量项目的纳入机制电量则依据国家可再生能源消纳责任权重和市场需求确定，其机制电价由地方组织竞价形成。

3）可持续发展结算机制。建立“多退少补”差价结算机制。对纳入机制的新能源电量，月度以机制电价与市场交易均价的差额进行结算：若市场价低于机制价则补差价，高于机制价则收回差价。这一机制相当于将波动风险锁定在最终结算环节，避免前端市场交易受干扰。

4）完善交易市场规则。加强现货市场建设，放宽限价，上调申报上限（考虑工商业尖峰电价）并明确下限（考虑新能源其他收益）；推进多层次中长期交易，允许周、日等多周期交易，交易中电能量和绿证价格分开报价；鼓励新能源与用户签订多年期购电协议，以锁定价格、稳定供需。

5）政策协同与保障措施。强化与新能源规划、用能结构、绿证机制等政策协同，要求同一电量不得重复获得绿证收益。取消强制配储能条件，不得向新能源分摊不合理费用，对因市场原因未上网的新能源电量不计入新能源利用率考核。各地须于2025年底前出台具体实施方案，国家加强指导和评估优化，确保改革与“双碳”目标、可再生能源消纳等政策衔接。

新能源全面入市后，收益波动性或将明显增大。“531新政” 推动新能源上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，打破了以往相对稳定的电价格局，使新能源发电企业直接面对市场供需关系的波动，电量销售和电价都不再有政府保障，因此出现“量价皆不保”的情况。新能源电价由市场形成后，能更直接地反映实时供需关系，由于新能源发电具有随机性、波动性、间歇性，光伏发电集中在午间，午间电力供应大幅增加，价格明显降低，晚高峰电价较高时段又几乎没有发电出力，导致新能源实际可获得的收入大幅波动。

此外，从目前新能源参与市场化交易的结算电价看，普遍较燃煤基准价（平价上网）大幅折价，因此我们判断新能源全面入市后，结算电价或将进一步下降。如甘肃省风光常规交易电价在0.231元/kWh左右，远低于0.308元/kWh的燃煤基准价；新疆风电、光伏分别在0.235、0.191元/kWh左右水平，远低于0.25元/kWh的燃煤基准价。绿电交易的结算电价虽有一定溢价，但绿电交易整体规模较小。

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新能源对火电冲击边际减弱，电煤需求拐点或将在2027年

展望未来，我们判断“430、531”新政出台后，新能源项目收益率由于政府补贴退出及需要竞价上网，收益率将出现明显降低同时未来现金流的不确定性增长，合理判断2025年1-5月抢装过后，6月起新能源尤其是光伏装机有望出现明显下降，新能源的发展或进入下半场。

新政前光伏项目普遍IRR在8%左右，意味着至少8-10年左右时间回本；新政后随着IRR进一步下降，由于当前光伏组件与防水材料的质保年限为15年，甚至可能面临还未收回成本已经接近质保年限的实际问题。并且伴随着弃风弃光率的提升，整体新能源收益率仍将继续下降，影响IRR。

此外，光伏日间出力已达高位，装机进一步增加对火电冲击减弱。2025年，我们观察到在部分新能源装机占比高的省份（如广东等），火电的现货电价已经恢复上涨，背后反映的问题是日间火电出让份额已经到达极限（仅保持最低限度调峰调频），新能源新增装机在日间时段对火电边际已经无影响；而非日间时段，需求有提升变化就导致了现货火电电价上涨。

我们认为随着新能源新政导致25H2正式进入发展的下半场，2024年新能源装机有望成为历史大顶，2025年将是新能源对于火电冲击压力最大的时刻。随着全社会用电量未来保持稳定增长，而新能源边际贡献随着装机量见顶回落，可以遇见的是2026年火电压力减轻，2027年火电可能迎来向上的拐点。

3.1项目盈利下滑制约新增装机

虽然新能源发电的成本不断下滑，但近年来项目的盈利性却不升反降，主要原因一方面由于前文所述的消纳压力导致弃风弃光问题对项目盈利能力造成冲击。随着新能源装机规模持续扩大而系统调节能力提升有限，这一矛盾在未来几年可能进一步加剧，因而导致的亏损不可小觑。

另一方面，政策导向新能源逐步向市场化转型，随着补贴退坡、平价上网，新能源结算电价呈下降趋势，“531新政”后，新能源电量全面入市，我们判断电价降进一步降低。1）风电电价：风电上网电价的标杆化始于09年7月，之后经历3电价下调。直至18年规定新增核准的集中式风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价，并于19年5月明确将标杆上网电价改为指导价，之后至21年，新核准陆风项目开始实行平价上网。2）光伏电价：光伏发电上网电价标杆化始于11年7月，之后经历6次电价下调，直至19年7月，集中式光伏电站开始改为指导价上网。又在20年进行了一次下调，之后至21年新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目开始实行平价上网。3）2024年，伴随《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》的发布，新能源发电从“全额收购”到“保障性收购”，明确区分保障性收购电量和市场交易电量两部分。4）2025年1月，“531新政”发布，标志着我国可再生能源发展正式进入全面参与电力市场的新阶段。如前文所述，我们判断新能源电量全面入市后，结算电价将进一步降低。

电价大幅下降已经成为影响新能源稳定收益的最大风险，导致原有经济性测算模型被彻底颠覆，行业收益率大幅下滑。以业务仅为新能源发电的上市龙头企业三峡能源为例，近年来，其新能源装机量和发电量呈现高速增长，然而销售毛利率和销售净利率却逐年下滑，2023年归母净利润无增长，2024年负增长，出现增量不增利的情景，主要原因就在于电价下滑，新建项目盈利能力较差。

在消纳、电价存在压力的情况下，我们测算弃风率、弃光率提升2.5 pct，风光发电项目资本金IRR均下降约0.8pct。弃电率不变的情况下，我们测算上网电价较基准价下降5%，风光项目资本金IRR下降约1.6pct。目前来看，光伏的弃光率要略高于风电弃风率，同时由于光伏出力时间段更为集中，光伏的电价压力远高于风电，光伏电价的折价程度更高。中性角度，若弃风率5%，风电上网电价较燃煤基准电价折价15%，则风电项目资本金IRR降至7.3%；若弃光率5%，光伏上网电价较燃煤基准电价折价25%，则光伏项目资本金IRR降至4.8%。当项目IRR低于8%，项目的投资回收期将超过12年，光伏组件的产品质保期通常在10-12年，超过12年后质量问题的保障或将造成一定问题，影响项目投资回报。

受新能源发电项目收益率下降影响，近年来，多家能源央企调整新能源资产布局，抛售低效或非核心项目优化资源配置。国家电投2024-2025年累计转让22家新能源公司股权，涉及光伏、风电总装机超3.2GW，其中包括汝州协鑫光伏（55%股权）、江陵县协鑫光伏（55%股权）等项目；国家电网同期转让河南、新疆等地多家新能源子公司股权，如国网冀北电力出售河北金风电控设备36.377%股权；中广核、东方电气等央企也相继出售象山、张北县等地的光伏及风电资产。这一轮资产调整主要针对收益率低于预期（如部分项目ROE仅1.8%）或受消纳限制的高弃电率项目。

展望未来，我们判断“430、531”新政出台后，受新能源项目收益率进一步降低且不确定性增加，2025年上半年抢装过后，下半年起新能源发展将进入下半场，新增装机量将明显下降，尤其是光伏装机。

3.2光伏日间出力已达高位

光伏日间出力已达高位，装机进一步增加对火电冲击减弱。2025年，我们观察到在部分新能源装机占比高的省份（广东等），火电的现货电价已经恢复上涨，背后反映的问题是日间火电出让份额已经到达极限（仅保持最低限度调峰调频），新能源新增装机在日间时段对火电边际已经无影响；而非日间时段，需求有提升变化就导致了现货火电电价上涨.

电力负荷“鸭子曲线”渐成新常态，光伏日间出力已达高位。近年来，随着太阳能发电装机容量的迅速激增，电力供应特点发生了较大的变化。在光伏装机大省，白天的电力供应主要依靠太阳能发电，但日落之后，电力保供的压力正在成倍增加，电力负荷“鸭子曲线”渐成新常态。“鸭子曲线”产生的主要因素是光伏发电量在中午时达到最大，在傍晚没有太阳能时消失，但此时的电力需求却急剧上升，而此时光伏发电无法满足这种需求。“鸭子曲线”源自美国加利福尼亚州电力系统模型，因曲线形似一只鸭子而得名，加利福尼亚州风能和太阳能发电占其总电量的23％。在部分光伏装机占比高的省份，午间出力远高于用电负荷，导致午间弃光率较高消纳矛盾凸显。同时，在午时大体量发电的情形之下对于电网的调节能力要求过高，会造成电网不堪重负。

17省将光伏出力高峰午间设为低谷电价时段，部分省份光伏负电价或零电价出现意味着光伏日间出力已趋饱和。光伏出力高峰时段通常在上午10点到下午3点，而当前江苏、山东、安徽等17省均将光伏出力高峰的午间（如江苏春/秋季10:00–14:00、山东10:00–15:00）设为谷段或深谷段，电价大幅下沉。主因在午间这个光照最充足的时段，大量光伏电力集中涌入电网，形成“光伏洪峰”，容易导致局部电压波动、电力富余乃至弃光现象。部分省份，如山东、山西等新能源大省光伏在电力现货市场出现负电价或者零电价，意味着光伏日间出力已趋饱和，这就导致午间弃光率较高消纳矛盾凸显。而傍晚光伏出力骤降后，正值居民用电晚高峰，系统需快速调用火电填补缺口，叠加爬坡影响，推高火电现货市场电价。

部分新能源占比高的省份煤电现货电价逆势上涨，侧面反映新能源出力已达高位，对煤电边际冲击下降。2025年一季度，部分新能源占比较高的省份煤电现货电价已开启上涨，如广东2025Q1煤电现货电价（加回容量电价）361厘/度，环比2024Q4上涨8%，在煤价下跌降低煤电成本的背景下，煤电现货电价能逆势上涨，表明在这些新能源占比较高省份，新能源的出力已达高位，更缺的是煤电这类调峰资源，后续即使新能源装机进一步增加，但是对煤电造成的边际冲击是下降的。

3.3新能源发电依赖煤电辅助调峰，度电煤耗将增加

新能源的高速发展亟需灵活性电源提供辅助服务。正如前文所述，由于风电、光伏发电受气候、天气、昼夜、季节等因素的影响，出力存在一定随机性、波动性、间歇性以及反调峰性，例如，太阳能发电在夜间或阴天为零，风电则因风速变化而波动。这种间歇性导致电力供应不稳定，特别是在需求高峰或新能源输出低谷时，电网可能面临供需失衡。因此，伴随新能源电量占比不断提高，电力系统需要灵活性资源（如煤电、气电、储能、抽水蓄能）平抑风光出力波动，即在风力和光照充足时，降低调节机组出力，增大调峰空间，促进风光消纳；在风力和光照不足时，增加调节机组出力，填补因新能源发电不足导致的功率缺口，也由此产生辅助服务市场。

电力辅助服务是保障电力系统安全、稳定和经济运行的关键支持性服务，主要功能包括维持电网频率、电压稳定，确保供电可靠性，以及应对突发情况。新能源的波动性增加了电网频率调节和电压支持的难度，特别是在高新能源渗透率的地区。辅助服务包括调峰、一次调频、二次调频、备用、转动惯量、爬坡、自动电压控制。调峰是最主要的辅助服务，从辅助服务补偿主体看，煤电是维护电力系统安全稳定运行的重要电源。

煤电灵活性改造是最适合我国的电网辅助调节方式。灵活性电源中，气电调峰能力强，启停速度快，理论上是最优的灵活性电源，但由于气源供应不足、燃料成本高，无法大规模发展；水电资源包括常规水电和抽水蓄能电站，通过水电调节启动灵活，且响应时间短，但建设周期长且受到地理位置限制；储能受限于技术发展，目前调节成本较高，缺乏经济性。相较之下，煤电机组经灵活性改造，可降低最小出力、快速启停和升降负荷，且成本较低，经济性好，同时可以发挥存量大的优势，是最适合我国的电网辅助调节方式。

国家政策积极推动火电灵活性改造。火电灵活性改造即火电机组通过技术升级实现了低负荷稳定运行和快速启停，以满足电网的调节需求。十四五以来，国家出台多项政策促进火电灵活性改造，如2021年发布的《全国煤电机组改造升级实施方案》，提出“十四五”期间完成2亿千瓦，增加系统调节能力3000-4000万千瓦，促进清洁能源纳；2024年发布的《电力系统调节能力优化专项行动方案（2025-2027年）》，提出2027年前实现存量煤电机组“应改尽改”。

煤电辅助新能源调峰需要低负荷运行和频繁升降负荷。煤电辅助新能源调峰即在风力和光照充足时，降低煤电机组出力（低负荷运行），增大调峰空间，促进清洁能源消纳，在风力和光照不足时，增加煤电机组出力（提高运行负荷），填补因新能源发电不足导致的功率缺口。一般来说，煤电机组调峰的“范围”约是其额定出力的50%左右，但为了促进新能源并网，煤电机组需要进一步在50%额定负荷以下进行调峰，即所谓的深度调峰。在当前的政策要求和技术条件下，煤电机组调峰深度已经普遍降至20~30%额定负荷。同时，煤电在辅助新能源调峰的过程中需要根据新能源的出力曲线进行频繁的升降负荷，由于新能源的出力具有较强的波动性和不确定性，对煤电快速启停和升降负荷提出较高要求。

煤电在低负荷运行和频繁升降负荷时度电煤耗增加超过15%。煤电低负荷运行时机组能效下降、度电煤耗上升，尤其是深度调峰(负荷率降到30%以下)的时候。根据文献《中国煤电的灵活运营及其可再生能源并网潜力》，以国网宁夏电力有限公司生态技术研究院根据整个电力部门单位得到的不同机组在不同负载系数下供电耗煤率，煤电机组随着运行负荷的降低，供电煤耗率逐步升高，从100%负荷将至30%负荷时，煤耗率普遍增加超过50g/kwh。此外，频繁的升降负荷会导致额外能耗，如启动和停机的热损失，在长期操作中累积，同样将增加度电煤耗。

3.4电煤需求拐点或将在2027年

我们认为随着新能源新政导致25H2正式进入发展的下半场，2024年新能源装机有望成为历史大顶，2025年将是新能源对于火电冲击压力最大的时刻。随着全社会用电量未来保持稳定增长，而新能源边际贡献随着装机量见顶回落，可以遇见的是2026年火电压力减轻，2027年火电可能迎来向上的拐点。

核心假设如下：

1） 风光新增装机：预计2025年风光装机新增2.8亿千瓦，十五五期间年均2亿千瓦。根据水电水利规划设计总院5月28日发布的《中国可再生能源发展报告2024年度》，预计2025年全年风电光伏发电装机新增2.8亿千瓦，其中风电新增0.8亿千瓦，光伏新增2亿千瓦，较2024年有所下降。同时，根据2025年1月发改委、能源局发布的《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》，提出“到2027年，电力系统调节能力显著提升，支撑2025—2027年年均新增2亿千瓦以上新能源的合理消纳利用，全国新能源利用率不低于90%。”，我们假设十五五期间年均风光合计新增装机2亿千瓦，其中风电0.7亿千瓦，光伏1.3亿千瓦。

2） 风光利用小时数：新增的风光发电项目资源变差，理论利用小时数降低。我们根据风电和光伏的实际利用小时数和弃风弃光率倒推其理论利用小时数（即无弃风弃光下的利用小时数），发现近年来风光发电的理论利用小时数呈小幅下降趋势，我们判断主因新增的风光发电项目资源变差，优质资源被率先开发，后续开发的资源更差导致。我们假设2025-2030年风电和光伏发电的理论利用小时数进一步小幅降低至2200、1250小时，2025-2026年弃风弃光率由于装机增加进一步提升至5%、，2027-2030年提升至6%，则2025-2026年风电和光伏发电的实际利用小时数分别为2090、1188小时，2027-2030年进一步降低至2068和1175小时。

3） 水电、核电、气电：根据未来几年水电（包括常规水电和抽水蓄能）、核电、气电的机组投产进度，假设2025-2030年水电新增装机为0.12、0.13、0.12、0.12、0.13、0.14亿千瓦；核电新增装机为0.04、0.06、0.11、0.05、0.05、0.07亿千瓦；气电新增装机为0.20、0.15、0.10、0.05、0.00、0.00亿千瓦。此外，2024年水电、核电、气电利用小时数分别为3349、7683、2363小时，因此我们假设2025-2030年水电维持3350小时水平，核电维持7680小时水平，气电维持2360小时水平。

4） 全社会用电量：2025年1-4月，受暖冬影响，全社会用电量增速较低，仅为3.1%，据此我们假设2025-2030年全社会用电量增速分别为5.5%、5.0%、4.5%、4.5%、4.0%、4.0%。

根据全社会用电需求，以及上述假设测算的水电、核电、新能源发电、气电增速，来倒推所需煤电增速，即煤电为边际增减量。测算得出2025-2030年煤电增速为-0.1%、0.1%、1.7%、1.6%、1.7%、2.0%，煤电增速拐点或将在2027年。

我们假设2025-2030年均度电煤耗小幅增加3g/kwh。根据过去几年煤电发电量以及电煤消费量，我们可以测算出度电耗煤量，发现自2021年起，度电煤耗呈明显上升趋势，尤其是在2022和2023年增幅较大，我们判断主因过去几年煤炭供需偏紧，煤价高位，导致电厂低卡煤消耗量增加，煤质下降影响。展望未来，预计在煤价已从高位回落背景下，电厂用煤的煤质将维持相对稳定，而根据前文所述，伴随着新能源装机增加，煤电调峰需求增加，煤电在调峰时度电煤耗明显增加将成为影响煤电煤耗增加的主因。因此，我们假设2025-2030年均度电煤耗小幅增加3g/kwh。

电煤消费的拐点或将在2027年。根据煤电发电量和度电煤耗，我们可以测算出电煤消费量，根据上述假设，测算出2025-2030年电煤消费量增速分别为0.5%、0.7%、2.3%、2.2%、2.3%、2.6%，电煤消费的拐点或将在2027年出现。

注：本文来自国泰海通证券发布的《新能源步入下半场，电煤压力最大已过——煤炭行业电煤需求深度研究》，报告分析师：黄涛