电力行业现状：装机、电量与结构
截至2023年底，全国发电装机突破29亿千瓦，**可再生能源占比首次过半**。火电仍是“压舱石”，但风光装机增速已连续五年保持在20%以上。全社会用电量8.6万亿千瓦时，第二产业占比66%，数据中心、充电桩等新兴负荷年增速超过25%。
未来五年装机增量将来自哪里？
自问：新增装机是否仍以风光为主？ 自答：是的，但**“风光+储能”一体化项目**将成为主流。国家能源局已明确2025年新型储能规模达50GW以上，意味着每10GW风光将配套2GW储能。此外，核电审批加速，预计年均核准8-10台机组，2030年前再投运30GW。
电力市场化改革如何重塑电价？
自问：居民电价会大涨吗？ 自答：不会。改革核心是**“管住中间、放开两头”**，即输配电价政府核定，发电侧与售电侧全面竞价。目前工商业用户已全部进入市场，居民农业仍执行目录电价，但**分时电价范围扩大**至所有省级电网，峰谷价差可达4:1。
现货市场对新能源意味着什么？
- **价格信号更精准**：中午光伏大发时段电价可能低至0.1元/千瓦时，倒逼配储或参与调峰。
- **收益模式多元化**：绿电交易+碳收益+容量补偿，风光电站综合电价有望稳定在0.35元/千瓦时以上。
- **省间壁垒逐步打破**：2024年起跨省现货交易电量不低于本地市场化电量20%，西北弃风弃光率有望降至2%以内。
储能赛道：谁将胜出？
自问：锂电储能是否一家独大？ 自答：短期看是的，但**压缩空气与液流电池**将在长时储能场景分羹。2023年锂电储能系统成本已降至1.2元/Wh，但4小时以上项目占比不足15%。到2027年，压缩空气储能度电成本有望降至0.5元，与锂电在6小时场景打平。
虚拟电厂能否成为新增长极？
国家层面已出台《虚拟电厂管理规范》，明确**“聚合≥10MW即可参与现货”**。江苏、广东等地试点显示，虚拟电厂削峰响应收益可达2-5元/千瓦时，**工商业空调、充电桩、5G基站**成为三大优质资源池。预计2025年市场规模突破800亿元。
煤电角色：从基荷到灵活调节
自问：煤电会被大规模淘汰吗？ 自答：不会，但**“三改联动”**（节能、灵活性、供热改造）将成必选项。2023年已有超60%的30万千瓦级机组完成灵活性改造，最小技术出力降至30%额定容量。未来五年，煤电将更多**按“容量”而非“电量”**获取收益，容量电价回收固定成本比例有望达50%。
电网投资重点：数字化与特高压
国家电网计划2024-2027年电网投资2.4万亿元，**数字化占比不低于20%**。新一代调度系统（D5000）将实现风光功率预测精度提升至96%，特高压直流工程将新增“沙漠戈壁荒漠”外送通道12条，年增输电能力3000万千瓦。
用户侧：微电网与分布式交易
自问：屋顶光伏能否隔墙售电？ 自答：在江苏、浙江已可行。2024年起，**分布式光伏“整村汇流”**项目可接入县级虚拟电厂，富余电量以“点对点”方式售予邻近工厂，交易价差0.05-0.1元/千瓦时。预计2026年分布式交易电量占全社会用电量3%以上。
风险与挑战：消纳、技术、金融
- **消纳瓶颈**：2025年风光装机或达18亿千瓦，需同步建设200GW以上调节资源。
- **技术迭代**：钙钛矿叠层电池效率突破30%，但量产良率仍低于85%。
- **融资缺口**：风光大基地单GW投资约45亿元，按年均新增200GW计算，需9000亿元/年，绿色REITs与碳中和债将成为新工具。
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