报告行业投资评级 - 评级：增持 [4] 报告的核心观点 - 新能源装机持续增加，但风光消纳面临上限约束，储能是实现消纳的关键，但其经济性存在门槛 [2][4] - 火电作为基础调节电源，在长期能源结构中仍具不可替代的价值，当前估值偏低，存在重估可能 [4][39][43] --- 1. 2060年前，电力装机——以风光为主增量 - 为实现2060年碳中和，火电发电量占比需降至20%以下 [7] - 基于1.7%的用电量复合增速预测，2060年全国用电量将达到19万亿度，较2024年的10万亿度几乎翻倍 [7] - 全国电力总装机预计将从2025年的33亿千瓦升至2060年的135亿千瓦 [7] - 为实现碳中和，全国煤炭消费量需从目前的约25亿吨下降50%-70% [7] 2. 目前的电力装机——风光或已达上限 - 从风光发电量看，30-40%的电量为消纳上限；从装机看，超过50%就必须依赖外送或储能 [8] - 内蒙古和甘肃等省份的风光装机占比已超过52%，其现货电价已低至“以分或低于2毛” [8] - 参考东北地区辅助服务费高企及存在弃风的情况，风光消纳有问题的比例可能接近其44%的风光装机占比 [8] - 一种方法是按全国平均40%的装机作为均衡的风光装机占比上限 [8] - 光伏过剩情况比风电更严重，例如内蒙古的光伏月度现货交易平均价在**0.150元/kwh**，而风电平均在**0.250元/kwh** [11] - 从节能风电的各地交易电价看，风电也呈现逐年下降趋势 [17] 3. 储能——动态消纳超过总装机40%的风光装机 3.1. 装机——风光合计测储能装机 - 假设风光装机超过总装机40%的部分需按1:1配储（指装机容量） [19] - 基于此，全国储能装机需求预计将从2026年的**2.7亿千瓦**增加至2030年的**9.2亿千瓦**，并进一步增长至2060年的**45亿千瓦** [4][20] 3.2. 装机——风光分别测储能需求 - 引入风光装机与可调电源（火、水、核）装机的比值作为衡量标准，光伏/可调电源比值在**50-60%** 以下压力就会很大 [21][23] - 按50%的边界测算，全国储能需求将从2026年的**2.7亿千瓦**增加至2030年的**7.3亿千瓦**和2060年的**56亿千瓦** [23][25] - 对应按风电6小时、光伏3小时的电池配置，储能电池需求将从2026年的**8.2亿KWh**增加至2030年的**23亿KWh**和2060年的**214亿KWh** [24][25] 3.3. 电量——测储能需求 - 在无储能情况下，西北地区风光电量/当地用电量的上限是**30%-40%** [26] - 假设风电电量占比上限为**25%**，光伏为**13%**，则总量占比**36%** 接近储能需求的最低上限 [27][28] - 按此比例测算，储能需求的极限边界可能在**2027年**，届时全国性的光伏配储有望落地实施 [28][29] 3.4. 储能的盈利边界 - 电化学储能每次充放需要**0.4-0.5元/度**的成本，因此充放电价差需达到此水平才能盈利 [31] - 2025年部分省份月度现货电价价差数据显示，山东、山西、蒙西、黑龙江、辽宁等北方省份价差较为乐观，具备电化学储能发展空间 [33] - 而浙江、安徽、广东、广西、贵州、云南等南方省份暂不具备电化学储能的生存空间 [33] - 假设储能充电成本在**0.1-0.2元/度**之间，则放电电价需在**0.55-0.65元/度**之间才能盈利 [34] 4. 火电价值测算 - 火电作为调节电源，在风光连续出力不足、季节性储能充电困难及水电波动时具有不可替代性 [38] - 在储能参与调峰的背景下，对火电盈利进行情景分析 [35][36] - **情景一**：假设日利用小时11小时（高峰3小时、平段6小时、低谷2小时），年均利用小时4000小时，度电利润约为**0.07元** [35] - **情景二**：假设储能挤压部分高峰时段，火电利用小时降至约3000小时，度电利润约为**0.06元**，按单位千瓦投资3500元、权益金1000元计算，ROE回报接近**18%** [36] - 即使调整至更保守的利用小时假设（平段4小时、低谷2小时），ROE仍可达到**12%** [37] - 各电源品种度电成本对比显示，煤电度电成本为**0.31元**，低于气电(**0.53元**)、电化学储能(**0.45元**)和抽水蓄能(**0.25元**)，具备成本优势 [39] - 对比各公用事业子行业，火电板块2025年预测ROE为**7.8%**，PB为**1.6倍**，估值明显低于水电、风电、核电及海外同业，存在重估潜力 [44]