今天分享的是：火电VS储能：调节电源的长期价值

报告共计：12页

本报告围绕火电与储能作为电力系统调节电源的长期价值展开分析，指出在碳中和目标下，新能源装机成为电力增量主力，但风光消纳存在明确上限，储能需求随风光装机增长显著提升，而火电凭借成本与调节优势，长期价值持续凸显。

报告预计，在1.7%的用电量复合增速下，2060年全国用电量将较2024年翻倍，为实现碳中和，火电电量占比需降至20%以下，新增装机将以风光为主，全国用煤量也将下降50%-70%。但风光消纳已现上限，电量占比30%-40%、装机占比50%为关键阈值，内蒙古、甘肃等风光装机占比超52%的省份，现货电价已低至2毛以下，光伏过剩程度更甚于风电，全国当前风光装机占比已达42%，部分省份远超合理水平。

超上限的风光装机需依托储能消纳，按风光与储能1:1配储规则，全国储能需求将从2026年的2.7亿千瓦增长至2030年9.2亿千瓦、2060年45亿千瓦，储能电池需求也将同步大幅提升，且全国性光伏配储或于2027年落地。但储能盈利存在明确门槛，充放电价差需达0.4-0.5元/度才能盈利，目前仅山东、山西、蒙西等北方省份因用电负荷稳定、风光装机过剩形成可观价差，南方省份暂不具备电化学储能发展条件。

火电作为基础调节电源，其不可替代性与成本优势显著，可承接风光出力不足、储能充电困难、水电来水波动等电力系统缺口，度电成本远低于电化学储能与抽蓄。测算显示，即便储能发展挤压火电利用小时，火电仍能保持可观ROE，且当前火电行业ROE处于合理水平，但估值显著低于水务、燃气、水电等其他公用事业板块，其长期盈利价值尚未充分体现。整体而言，风光装机增长推动储能需求释放，但储能发展受盈利条件约束，而火电作为电力系统的核心调节电源，长期价值将持续凸显。

以下为报告节选内容