（報告出品方/作者：信達證券，左前明、李春馳）

“雙碳”目標下構建新型電力系統(tǒng)，“先立后破”強調系統(tǒng)安全 穩(wěn)定

1、構建新型電力系統(tǒng)是實現“雙碳”目標的必要條件和重要路徑

在當前我國全社會二氧化碳的排放量中，將近 90%來自于能源相關的活動，主要來自于電 力、工業(yè)、建筑、交通四部分。其中電力行業(yè)碳排放占比最高，超過 40%。新能源發(fā)電的 碳排放強度遠低于煤炭等傳統(tǒng)能源。因此，加強煤炭清潔高效利用，大力發(fā)展風能、太陽 能等新能源是實現“雙碳”目標的關鍵，電力系統(tǒng)清潔低碳發(fā)展是實現“雙碳”目標的必要條 件。 從“雙碳”目標的實施路徑來看，電力作為二次能源，可以由煤、油、氣等傳統(tǒng)一次能源 轉化，也可以由風、光、水、核等清潔能源轉化。因此，電力系統(tǒng)不僅有自身脫碳轉型的 需求，也可以在實現低碳轉型后以“終端用能電氣化+電力系統(tǒng)脫碳”的模式助力其他能 源系統(tǒng)實現降碳轉型。新能源占比逐漸升高的新型電力系統(tǒng)已成為實現“雙碳”目標的重 要路徑。

2、堅持先立后破，新型電力系統(tǒng)發(fā)展節(jié)奏有所調整

近年來，我國新能源發(fā)電量占比逐步提升，但火力發(fā)電仍然占據著主體地位。國內煤炭價 格的快速上漲導致火電企業(yè)發(fā)電成本大幅上漲，“市場煤、計劃電”之間的“煤電頂牛”矛 盾凸顯，火電企業(yè)發(fā)電成本難以向下游合理疏導，加之新能源發(fā)電本身具有較強的隨機性、 波動性和間歇性，由此導致我國部分地區(qū)階段性出現電力供應緊張的問題。我國能源體系 的不可能三角矛盾凸顯，即難以同時滿足安全性、清潔性和經濟性。當前時點，我國能源 系統(tǒng)亟需在安全性、清潔性和經濟性三方面實現再平衡。

自 2021 年缺電頻發(fā)以來，國家能源政策開始出現調整。從政策角度看，2021 年 7 月中共 中央政治局首次指出“先立后破” ，強調能源供給與保障安全。2022 年 5 月，國家發(fā)改委、 國家能源局發(fā)布《關于促進新時代新能源高質量發(fā)展的實施方案》，提出“加快構建適應新 能源占比逐漸提高的新型電力系統(tǒng)”。相較之前“構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”表述， 本次《實施方案》提出的“構建適應新能源占比逐漸提高的新型電力系統(tǒng)”則反映了對新型 電力系統(tǒng)的新認識，不再強調以新能源為主體，轉而強調新能源占比逐步提高，即需要逐 漸發(fā)展，其節(jié)奏已有所調整。

源荷時空錯配疊加調節(jié)資源缺乏，新能源消納風險需給予更多 關注

1、消納壓力逐漸顯現，部分區(qū)域風光利用率下行

新能源消納情況指的是，在常規(guī)電源裝機、負荷水平、以及電網安全穩(wěn)定運行約束下，并 網的新能源電源實際發(fā)電量與理論發(fā)電量的對比情況。在“十三五”初，新能源裝機容量 快速增長曾一度導致棄風、棄光率上升至較高水平。2015 年，甘肅、吉林、新疆三省的棄 風率分別高達 39%/32%/32%。為解決新能源消納問題，發(fā)改委于 2018 年出臺《清潔能源 消納行動計劃（2018-2020 年）》，提出“2020 年，確保全國平均風電利用率達到國際先進 水平（力爭達到 95%左右），棄風率控制在合理水平（力爭控制在 5%左右）；光伏發(fā)電利 用率 高于 95%，棄光率低于 5%”。受益于政策推動及落實，以及特高壓、靈活性改造以及 新能源交易市場等建設，2019 年以來我國新能源消納問題明顯緩解，2021 年，我國棄風/ 棄光率已分別下降至 3.1%/2.0%。

就全國整體情況而言，2022 年全國風電利用率達到 96.8%，光伏利用率達到 98.3%。整體 而言，2022 年全國整體新能源消納情況尚可，但棄風率較 2021 年已經出現邊際上升。 分地區(qū)對比來看，2022 年部分新能源大基地所在地區(qū)消納率較低。根據全國新能源消納監(jiān) 測預警中心數據，2022 年蒙西風電消納率 92.9%，相較于 2021 年上升 1.8pct；蒙東風電 消納率 90.0%，相較于 2021 年下降 7.6pct；甘肅風電消納率 93.8%，相較于 2021 年下降 2.1pct；青海風電消納率 92.7%，相較于 2022 年上升 3.4pct。內蒙、甘肅、青海是新能源 大基地的重點建設地區(qū)，但目前風電消納率均已遠低于《清潔能源消納行動計劃（2018- 2020）》要求水平。

“十四五”中后期，若新能源年新增裝機容量仍保持快速增長，我們預計新能源消納形勢 將愈加嚴峻，特別是新能源大基地布局所在的西北地區(qū)。目前第一批大基地風光項目尚未 實現全面并網，第二批大基地部分項目已經開始開展前期工作與陸續(xù)開工，在特高壓建設 等外送條件暫時欠缺的情況下，內蒙古、甘肅、青海等西北?。▍^(qū)）新能源消納壓力恐將 更加明顯。

2、新能源出力的同質性與反負荷特性在裝機占比快速提升后更為顯現，“零電 價”“負電價”頻現

新能源出力具有邊際零成本，同質性和反負荷特性，即新能源每多發(fā)一度電的邊際成本為 0；光伏發(fā)電集中在上午 10 時至下午 15 時，風電出力集中在 0 點后的夜間；用電負荷端存 在上午工商業(yè)用電高峰和傍晚時刻的居民用電高峰，而新能源難以覆蓋傍晚 17 時至 20 時 的居民用電高峰。因此，新能源出力的同質性導致新能源出現“內卷”，即在白天光伏同時 出力，導致電力供需供大于求，同時新能源邊際零成本特性使其在電力現貨市場中可以實 現優(yōu)先出清，從而拉低電力現貨市場的現貨價格；傍晚居民負荷晚高峰出現，但新能源的 反負荷特性導致傍晚時刻新能源難以為電力系統(tǒng)提供出力，導致電力供需供不應求，從而 抬高電力現貨市場的現貨價格。

早在 2014-2015 年，美國加利福尼亞州已經因為居民屋頂分布式光伏的大規(guī)模接入和電力 市場的發(fā)展，出現了有名的“鴨子曲線”，即電力系統(tǒng)凈負荷（用電負荷減去新能源出力后 的負荷需求）在上午逐步走低，至午后 14 時反而出現深谷；在下午 16 時后在 2~3 小時內 急速拉升，至 18 時出現尖峰。在電力市場改革推進后，山東、山西等具備電力現貨市場的 新能源大省在現貨電價方面也出現“鴨子曲線”，并因市場規(guī)則的不同出現“零電價”（山西） 和“負電價”（山東）。據我們統(tǒng)計，山東電力現貨市場 2022 年共有 176 天全天最低電價小 于 0 元/kWh，即出現負電價；其中共有 135 天出現-0.08 元/kWh 的最低負電價。以天計算， 全年負電價出現概率 48%。

對于新能源而言，邊際零成本，同質性和反負荷特性的特點在現存“基于邊際成本出清” 的電力現貨市場環(huán)境下會導致新能源大發(fā)的時刻電價較低，而又難以在高電價時段獲利， 收益率存在下行風險。同時，電力現貨市場的“零電價”，“負電價”也表明在山西、山東 等新能源大省，已經出現新能源裝機較高，部分時段消納壓力較大的情況。分時分地區(qū)的 消納困境已經出現。

3、 “消納難”源于源荷時空錯配，且難度伴隨新能源電量占比提升而加大， 其帶來的系統(tǒng)成本也呈現非線性增長特征

新能源發(fā)電的電源側和負荷側存在時間錯配的問題。一方面，風光發(fā)電存在日內尺度上的 電力供需錯配，風電出力主要集中在傍晚及夜間，約 18 點-6 點；光伏出力主要集中在中 午，約 10 點-15 點。但用電負荷高峰集中在 8 點-10 點和 18 點-22 點。另一方面，風光發(fā) 電存在季度尺度上的電量供需錯配。由于居民和三產在夏季制冷和冬季供暖需求較高、二 產在年底由于趕工而存在用電旺季，導致用電側存在明顯的季節(jié)性特征，而風電在用電高 峰夏季出力相對較弱，光伏發(fā)電在冬季出力有所不足。因此，新能源發(fā)電源荷時間錯配存 在于日內錯配和季節(jié)錯配兩個維度，新能源發(fā)電占比提升或將加劇源荷時間的錯配程度， 加大消納難度。

此外，新能源裝機容量在地理上分布不均勻，與用電負荷側存在空間錯配的問題。我國的 能源資源分布與能源負荷中心呈逆向分布關系，風光資源富集在西部和北部地區(qū)，而能源 消費負荷集中在東中部地區(qū)。目前電能大規(guī)模的遠距離直接傳輸仍存在困難，大規(guī)模跨省 輸送與電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定經濟運行之間存在矛盾。以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型 風電光伏基地項目自 2022 年起陸續(xù)并網投產，新能源項目地域分布較為集中，西部和北 部部分地區(qū)消納壓力增大。

當新能源電量占比和裝機占比逐漸升高時，系統(tǒng)消納新能源的難度逐漸加大?！笆濉背?期，新能源電量占比僅 5%左右時，全國性的風電消納的問題曾嚴重凸顯，平均棄風率達 15%以上。國家能源局通過出臺制定解決棄風棄光棄水“三棄”問題的實施方案，棄風棄光 率逐步下降，在 2019 年即被控制在 5%以內。但在 2022 年新能源電量占比已經接近 15% 時，持續(xù)向下的棄風率反而出現邊際升高，表明消納的成本與難度隨新能源滲透率出現同 步抬升。

4、電網與調節(jié)資源分析： 特高壓建設慢于電源建設速度，電力系統(tǒng)調節(jié)能力 有待進一步加強

立足于電力系統(tǒng)電力電量平衡的要求和我國新能源源荷錯配的現狀，新能源的利用和消納 本質上受到全國電力負荷空間、跨省跨區(qū)輸電網絡建設情況和平抑新能源波動，匹配電力 供需的靈活性資源情況的影響。在經濟穩(wěn)中向好，用電量增長穩(wěn)步發(fā)展的情況下，全國電 力負荷空間有望保持穩(wěn)定增長，而新增的新能源消納情況在供給側主要取決于跨省跨區(qū)電 網建設和靈活性資源的發(fā)展。 作為跨省跨區(qū)電網建設的重中之重，特高壓電網是電力系統(tǒng)內連接能源資源中心與負荷中 心的能源橋梁，通過遠距離電力輸送，實現大范圍資源配置與優(yōu)化。“十三五”以來有賴于 特高壓通道支撐，三北及西南地區(qū)外送電量持續(xù)提升，特別是三北地區(qū)的外送電量絕對值 和在總發(fā)電量中占比趨勢上行。 “十四五”期間，國網規(guī)劃建設特高壓線路為“24 交 14 直”， 并且在“十四五”后期逐步開展“十五五”的特高壓研究規(guī)劃工作。

在“十四五”期間，大型風電光伏基地成為“雙碳”目標下新能源建設的中流砥柱，并在 不斷地加速推進。大型風電光伏基地大多位于三北和西南地區(qū)，其建設將擴大上述地區(qū)發(fā) 用電不平衡性?？紤]到特高壓工程建設周期較長（平均周期為 1.5-2 年），明顯高于風電與 光伏建設周期，其建設工作理應更早啟動。

特高壓規(guī)劃較早，但開工建設工程進度不及預期。2022 年國網提出年內將再開工建設“十交三直”特高壓工程。但受特高壓專項審計周期較長，及環(huán)評和疫情拖延開工的影響，2022 年特高壓開工進度不及預期，僅開工“七交”，直流尚未開工，整體建設節(jié)奏慢于大基地電 源端。 但與此同時，與特高壓工程緊密相關的電網投資并未因高比例新能源裝機并網而出現階段 性大幅增長，而是依然按既定計劃維持平緩增長。從“十四五”投資總額來看，國家電網 董事長辛保安 2022 年 8 月發(fā)文稱，“十四五”期間國家電網計劃投入電網投資 2.4 萬億元。 相比于“十三五”國家電網總投資 23785.1 億元，同比僅增長 0.9%，遠不能滿足新增西北風 光大基地的新能源電力外送需求。從近三年實際投資情況看，實際投資比計劃投資增幅幅 度逐年收窄，由 2020 年的 12.9%收窄至 2022 年的 0% ，為近三年最低。相比于光伏產業(yè) 鏈的火熱投資情況，當前電網投資計劃較為平穩(wěn)，，與新能源投資強度和熱度形成錯配。因 此，在電網投資并未顯著增加，計劃外超額投資逐步萎縮的情況下，特高壓工程建設推進 恐將滯后于風光大基地電源建設。

調節(jié)資源方面，我國靈活性資源較歐美先天不足。我國電力系統(tǒng)內可用的靈活性資源包括 可控電源機組、電化學儲能、抽水蓄能和需求側響應等。提升調節(jié)能力是實現新能源大規(guī) 模消納的必要條件。相較于新能源滲透率更高的歐盟與德國（截至 2022 年末，歐盟新能源 滲透率達 22.9%，德國新能源滲透率達 36.7%，我國新能源滲透率僅為 13.7%），我國的 優(yōu)質調節(jié)資源氣電裝機占比較低，調節(jié)能力較差的煤電裝機占比較高，調節(jié)能力相對較差。 因此在未來較長一段時間內，結合潛力規(guī)模和經濟性來看，我國新能源消納的著力點或應 以火電靈活性改造、抽水蓄能電站、電化學儲能、可調節(jié)負荷為主加快投資建設，加快提 升電力系統(tǒng)調節(jié)能力。

可控電源中，由于我國的煤電裝機占比高達 43.75%，可控電源以煤電為主。然而，煤電的 啟停和爬坡速度較慢，難以滿足秒級/分鐘級的調峰調頻需求。同時，頻繁的出力調節(jié)和啟 停還會導致煤電機組設備受損、壽命縮短。從響應能力看，以煤電機組為主的火電僅能滿 足變化緩慢的波動，難以及時響應短時電力供需不平衡。因此，針對以煤電機組為主的可 控電源，需要進行火電靈活性改造，以適配新能源出力的間歇性和波動性。然而，由于市 場化機制改革滯后，改造成本難以疏導，“十三五”期間火電靈活性改造實際規(guī)模遠低于 規(guī)劃目標?！峨娏Πl(fā)展“十三五”規(guī)劃》中提出靈活性改造 2.2 億千瓦，但“十三五”實際完 成煤電靈活性改造僅約 1.6 億千瓦，改造規(guī)模與規(guī)劃存在較大差距。2021 年，國家發(fā)改委 發(fā)布《全國煤電機組改造升級實施方案》，提出“十四五”期間完成 2 億千瓦，增加系統(tǒng)調 節(jié)能力 3000-4000 萬千瓦的改造目標。但由于市場化改革推進仍然較為緩慢，改造成本疏 導機制和調峰調頻費用分攤機制仍未完全落實，發(fā)電企業(yè)對于靈活性改造的積極性或不及 預期。

抽水蓄能電站是具備調峰填谷、調頻調相、事故備用和黑啟動等多種功能的靈活性資源。 2021 年 8 月，國家能源局綜合司印發(fā)《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035 年）》，提 出“十四五”期間開工 1.8 億千瓦，2025 年投產總規(guī)模 6200 萬千瓦，到 2030 年，抽水蓄能 投產總規(guī)模達 1.2 億千瓦”的提速發(fā)展目標。但抽水蓄能限于其工期較長（5~8 年），自然 條件要求較高（要求有河流有落差），建設情況較為復雜（涉及移民拆遷等社會問題），短期內或難以實現大幅超預期的增量發(fā)展。

電化學儲能方面，短期來看在部分地區(qū)開展獨立儲能租賃業(yè)務的背景下，鋰電池儲能已具 備一定經濟性，且受益于新能源強制配儲的政策和建設速度快的優(yōu)勢下（僅需 3-6 月）， 據中關村儲能產業(yè)技術聯盟，2023 年預計新增裝機可達 1500 萬千瓦，裝機有望迎來大幅 增長。

然而，目前電化學儲能受限于較小體量（截止 2022年底，電化學儲能在運容量僅 870萬千 瓦），利用率低，且電化學儲能的充放時間約 2~6 小時，僅能支撐小時級的調節(jié)，難以解決 電力系統(tǒng)日以上時間尺度的電力電量平衡問題，在當前時點下仍難以實現大規(guī)模推廣。 此外，電化學儲能的進一步發(fā)展仍限于其高企的成本。目前鋰電池儲能度電調峰成本仍在 0.5 元/kWh 以上，相比于火電靈活性改造 0.1 元/kWh 和抽水蓄能 0.2 元/kWh 的調峰成本仍 有較大差距。長期而言，電化學儲能的發(fā)展仍需要技術進步、持續(xù)降本帶來經濟性提升， 以及相關市場化機制實現成本的疏導轉移。

需求側響應目前仍在發(fā)展初期，且由于我國電力市場化改革尚在進程中、市場化交易機制 尚未成熟、補償收益尚不到位。即便在 2025年，全國電力系統(tǒng)需求側響應可以達到尖峰負 荷的 3%~5%，負荷參與積極性、調節(jié)效果及相關補償情況仍有待觀察。

5、風光制造成本下降與系統(tǒng)性成本上升情況

得益于技術進步和硅料成本下降，新能源產業(yè)鏈成本在過去十年實現了快速下降。據國際 可再生能源機構 (IRENA) 報告顯示，十年內，光伏的電力成本下降了 85%，陸上風電的成 本下降了 56%，海上風電的成本下降了 48%。作為過去制約光伏產業(yè)鏈發(fā)展的瓶頸，硅料 產能不斷實現逐步釋放，實現硅料價格的快速降低。同時，規(guī)?；a的 PERC 光伏產業(yè) 鏈不斷提高組件生產效率，與硅料產能共同推進光伏組件的降本。目前，風電光伏均已實 現平價上網（即風電光伏保障性收購價格為當地燃煤基準價）?；诖?，有研究觀點認為， 當前新能源在大量接入電網時仍可繼續(xù)實現快速降本，從而為電網建設和靈活性資源投資 讓渡利潤。

我們認為，高比例新能源接入下的電網將面臨系統(tǒng)性成本快速抬升的問題，輔助服務費用 或將出現指數式的上升。以國內情況為例，2019 年全國新能源電量占比為 7%，國家能源 局公布全國輔助服務費用占全社會電費比例為 1.47%；而根據山西電力現貨市場的經驗， 在 2022 年新能源電量占比達到 16%時，其輔助服務電費占全社會電費比例為 5%左右。因 此，在新能源滲透率翻一番時，輔助服務費用即系統(tǒng)調節(jié)成本出現了接近翻兩番的情況， 呈指數性抬升。 展望 2023年，雖然硅料產能有望實現進一步釋放，但硅料價格對于組件降價的邊際影響或 將逐步減弱，反觀系統(tǒng)的容量備用與調節(jié)性等成本卻伴隨新能源占比提升而快速增長，并 呈現非線性特征。同時， PERC 光伏產業(yè)鏈的生產效率提升已經逐步趨緩，再進一步通過 技術進步與規(guī)?；a實現降本的空間相較過去有限。因此，我們預計風光降本速度較過 去將會逐步減緩，降本出讓的利潤空間可能難以覆蓋非線性上升的系統(tǒng)調節(jié)成本。

理性看待消納空間

1、新能源消納空間測算

新能源消納空間主要受電力負荷空間、跨省跨區(qū)輸電網絡建設情況和靈活性資源情況三者 約束。計算新能源消納空間需要以電力系統(tǒng)生產模擬法，模擬電力系統(tǒng)實際生產運行狀態(tài)， 以每個時段（顆粒度可為5分鐘、1小時等）進行電力平衡分析，分析接入一定風電和光伏 發(fā)電裝機情況下，系統(tǒng)全年所產生的棄風棄光電量，得到在保證新能源利用率不低于 95% 的情況下接入新能源裝機，即為系統(tǒng)新能源消納空間。電力系統(tǒng)生產模擬法需要考慮的約 束眾多，包括電力電量平衡約束，機組爬坡和出力約束，火電機組啟停時間約束，水電出 力約束，強制開機約束等。

綜合考慮新型電力系統(tǒng)構建在電源側、電網側、負荷側各種邊界條件的實際情況和變化趨 勢，通過逐年生產模擬模型計算“十四五”期間逐年新能源消納空間。據測算，2023 年在 保持新能源棄電率不低于 5%的情況下，電網角度下全國新能源消納空間基本穩(wěn)定在 1-1.2 億千瓦左右；2025 年新能源消納空間保守測算將逐步提高至 1.4-1.7 億千瓦左右。若考慮 額外配建新型儲能，火電靈活性改造推進的情況，2023 年新能源消納能力預計可以提升到 1.3-1.5 億千瓦左右。2025 年逐步提升到 1.7-1.9 億千瓦左右。再疊加計算無需大電網提供 消納的一般工商業(yè)分布式光伏（以2022年裝機2587萬千瓦，年均增速10%計算），2023 年新能源消納能力預計可提升到 1.6-1.9 億千瓦左右。2025 年預計逐步提升到 2-2.2 億千 瓦左右。

資本市場對于新能源發(fā)展的預期，同時來源于自上而下的“碳達峰，碳中和”目標下的能 源轉型頂層設計，和自下而上的新能源成本下降而引發(fā)的內生需求。2021 年以來，雙碳目 標基本已經成為經濟工作的剛性約束。隨著光伏和風電的平價上網落地，新能源產業(yè)依賴 財政補貼形成的周期性正在迅速下降，而其受益于技術進步形成的成本優(yōu)勢使得其需求持 續(xù)上行，因而，新能源行業(yè)的成長屬性取代周期屬性而成為主要屬性。在此種背景下，二 級市場對于新能源的發(fā)展預期較高，甚至遠超電力系統(tǒng)的實際接納能力。 從新能源裝機預期增速及預期增量的角度看，市場多數研究觀點認為，“十四五”期間風電 光伏合計新增年均裝機將保持 2 億千瓦及以上，并呈“前低后高”形勢發(fā)展，即“十四五”期間 新能源裝機將保持每年高增量的發(fā)展，或較為樂觀。

我們認為，2023 至 2025 年新能源消納空間在 1.6-2.1 億千瓦/年。受限于消納空間以及非 線性上漲且難以疏導的系統(tǒng)成本，新能源新增裝機年均保持 2 億千瓦及以上的市場預期實 際可能難以實現。 而“十四五”之后電力系統(tǒng)消納空間將主要取決于“十四五”末特高壓工程建 設推進情況，以及存量火電靈活性改造和新型儲能等靈活性資源發(fā)展情況。中遠期特高壓 與靈活性資源的建設節(jié)奏存在一定的不確定性，若實際推進進度不及預期，則“十四五”之 后的新能源消納壓力恐將進一步加大。

2、消納困境或悄然將至，產業(yè)鏈在高增長預期下的產能擴張或引發(fā)階段性過 剩

如前所述，新能源接入系統(tǒng)的速度受到電力系統(tǒng)消納空間的限制，市場多數觀點認為的線 性高裝機增速或將難以實現。同時，高比例新能源接入下的電力系統(tǒng)或將面臨系統(tǒng)性調節(jié) 成本非線性攀升的情況。在目前降本速度逐漸平緩的情況下，新能源難以為系統(tǒng)性調節(jié)成 本讓渡足夠的利潤空間；疫后復蘇背景下，為維持二產制造業(yè)成本優(yōu)勢，電力系統(tǒng)性調節(jié) 成本向下游用戶側疏導的可能性較低。因此，相對有限的消納空間疊加非線性上漲且難以 疏導的系統(tǒng)調節(jié)成本或將阻礙新能源新增裝機并網，如果新能源線性高裝機增速的預期難 以實現，進而或將對相關產業(yè)鏈造成嚴重沖擊。 目前，光伏風電設備產業(yè)鏈仍在加速擴張的階段。在建設新型電力系統(tǒng)的背景和新能源裝 機持續(xù)高增長的樂觀預期下，大量社會資本涌入相關產業(yè)鏈，包括硅料、組件和輔材等產 業(yè)鏈發(fā)展熱度較高。據我們不完全統(tǒng)計，2020-2022 年國內多晶硅環(huán)節(jié)投資分別為 162 億、 2200 億和 4500 億元，呈高速上漲態(tài)勢；電池與組件環(huán)節(jié)投資過百億元項目數量分別為 14、 7 和 11 個。老牌光伏產業(yè)企業(yè)開展一體化發(fā)展，隆基、晶科、晶澳等老牌光伏組件企業(yè)開 始逐步統(tǒng)合多晶硅，硅片，組件及電池，以及光伏玻璃等環(huán)節(jié)；而包括國家電投集團、山 煤國際、平煤神馬集團、陜煤集團等煤炭電力領域企業(yè)作為新興參與者也開始大舉投資硅 料及組件產業(yè)。但在消納空間受限的情況下，一旦裝機高增速難以持續(xù)，仍在加速擴張中 的光伏風電設備產業(yè)鏈或將在數年內面臨產能相對過剩的局面。

同時，若保持新能源裝機并網高增速，在新能源消納空間有限的情況下，新能源消納率或 將難以維持在 95%的高位。若新能源消納率下降，新能源項目的實際經濟性可能較可研測 算值出現較大偏差。此外，在新能源持續(xù)高比例接入的情況下，分攤至新能源度電成本上 的輔助服務費用或將迎來指數級增長，需要綠色價值補償機制的進一步推進，通過綠電、 綠證等交易方式為新能源運營商帶來一定的補償收益。若難以抵消上漲的輔助服務費用和 降低的發(fā)電收益，新能源運營商的項目收益率或將存在較大的下行風險，進而影響運營商 再投資的能力、拖累后續(xù)裝機并網節(jié)奏。

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精選報告來源：【未來智庫】。「鏈接」