行业与公司 * 行业：印度电力行业（工业与基础设施）[1] * 公司：NTPC Ltd (NTPC.IN)、Power Grid Corp of India Ltd (PWGR.IN)、ReNew (RNW)、Adani Green Energy Ltd (ADANIGR.IN) [4] 核心观点与论据：2030年展望 * 需求预测：印度电力需求预计将以实际GDP增速的0.7倍至1.2倍增长，高于历史水平，原因在于电气化率提升、制造业发展、气温升高、电器普及及数据中心影响 [2][13][14] * 供应预测：公司基准情景预测，到2030年可再生能源装机容量为430吉瓦，低于政府500吉瓦的目标，但结合60-70吉瓦的电池储能系统，足以满足5.5%的年均复合增长率需求，且仅有约1%的太阳能弃电 [2][39][46] * 煤炭需求：尽管政府计划到2032年新增80-100吉瓦煤电装机，但由于太阳能时段煤电厂需在接近50%的最低技术出力下限运行，预计到2030年煤炭需求年均复合增长率仅为约1%，煤电厂利用小时数将从约69%降至约61% [2][51][55] * 500吉瓦可再生能源目标可行性：若实现500吉瓦可再生能源目标，在基准需求情景下，弃电率将升至约7%，增量供电的平准化度电成本为6.02卢比/千瓦时，高于基准情景的5.53卢比/千瓦时，只有在需求增速接近7%时才有必要推动实现该目标 [2][56][57][60] * 投资影响：公司认为其预测的430吉瓦可再生能源装机足以满足基准情景需求，现有及规划中的煤电资产无风险，只有在需求增速意外接近7%时，才需要实现500吉瓦目标 [5] 核心观点与论据：2040年展望 * 技术不确定性： * 小型模块化反应堆：在美国开发中的小型模块化反应堆成本为1200万至2200万美元/兆瓦，远高于印度大型反应堆的250万美元/兆瓦，预计至少十年后才能实现大规模商业化，国际能源署预计印度到2040年有4吉瓦装机 [3][66][67][74] * 钠离子电池：预计到2026年底，钠离子电池成本将与磷酸铁锂电池持平，这对缺乏锂、镍、钴资源的印度可能成为游戏规则改变者 [3][75][77] * 情景分析（基准需求：5%年均复合增长率）： * 无新增煤电：理论上可行，但需要电池储能系统装机从2030年到2040年以每年约30吉瓦的速度增至390吉瓦，太阳能土地需求约为300万英亩 [3][82] * 煤电退役：若退役10%的煤电厂，电池储能系统年新增需求将增至44吉瓦，对电池储能技术成功依赖度极高 [3][83] * 持续新增煤电：若每年新增5吉瓦煤电并相应减少太阳能和电池储能，平准化度电成本为5.55卢比/单位，低于无煤电情景的5.64卢比/单位，是更稳定、自给自足且商业化的解决方案 [3][84][86] * 情景分析（高需求：6%年均复合增长率）：若需求以6%增长，即使钠离子电池成功，仍需新增煤电，否则电池储能需求将超过700吉瓦（约70吉瓦/年） [87][89] * 投资影响：在5%需求增速下，2032年后新增煤电并非必然，完全取决于电力需求超预期（政府估计为6%）或电池储能技术在印度稳定发展（包括原材料限制或钠离子电池技术发展）[6] 其他重要内容 * 印度电力行业特点：印度缺乏油气储量，但煤炭和日照资源丰富，因此发电成本（煤电、核电、太阳能）全球最低，电气化是发展方向 [1][23][25] * 可再生能源潜力： * 太阳能：政府最新估计太阳能潜力为3343吉瓦，大部分位于国家最西部，早期748吉瓦的估计（需约300万英亩土地）更为现实 [26][27][30] * 风电：现有装机55吉瓦，政府估计在利用率超过30%的区域还有约180吉瓦潜力，但随着电池储能具备竞争力，风电在印度的前景较弱 [36][37][38] * 公司具体观点： * NTPC：现有及规划中的煤电资产无风险，2032年后资本支出从煤电+可再生能源转向可再生能源+核电至关重要，相关订单需尽快启动 [11] * Power Grid：尽管存在临时暂停和路权问题，但输电资本支出是结构性故事，印度可再生能源资源和荒地集中在西部边境 [11] * Adani Green 和 ReNew：两家可再生能源市场领导者每年分别新增5吉瓦和2-3吉瓦是可行路径，但鉴于系统整体可消纳的太阳能和风电有限，更大规模扩张具有挑战性 [11] * 估值与风险： * NTPC：目标价430印度卢比，采用DCF估值，加权平均资本成本为8.0%，对NTPC Green的估值给予30%的控股公司折扣 [97] * Power Grid：目标价306印度卢比，采用DCF估值，股权成本为9.5%，税后债务成本为7% [98] * ReNew：目标价8美元，采用DCF估值，股权成本为12%，债务成本为9% [99] * Adani Green：目标价864印度卢比，采用DCF估值，股权成本为10%，债务成本为7% [100] * 风险：包括印度电力需求增速低于预期的5-6%、电池价格快速下降降低煤电重要性、可再生能源子公司新增装机不及预期、核电项目无进展等 [101][102]