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1、本报告导读：投资要点：。新能源装机不断增加。基于1.7%左右的用电量复合增速假设，我们预计到2060年全国用电量将翻倍，为实现2060碳中和，火电的电量占比需要下降到20%以下，新增电力装机将以风光为主。从各省的风光消纳看，不少地区已经难以盈利，风光上限可以通过压力测试估算得出。从风光电量看，30%的电量就是上限，从装机看，超过50%就必须得外送，或者建立储能内部消化。目前看50%这个数据或许还会更低。因为有现货电价的内蒙古和甘肃都已经面临以分或低于2毛的电价交易，而这些省份的风光占比超过52%。超上限比例的风光需要完全被储能吸收，才能解决弃风弃光问题。由此按照全国风光电量占比的上限和风光与储

2、能1:1配储规则，我们测算全国的储能需求将从2026年的2.7亿千瓦增加至2030年-2060年的9.2亿和45亿千瓦。若假设电网调度能力优异，则风光发电量/用电量未达到上限的省也逐渐达到上限，则推算储能延迟爆发的极限边界或许在27-29年，目前储能已经在北方有缺口。考虑储能的经济性，假设储能充电成本0.1-0.2之间，则充放电价差需达到0.4-0.5元/度才能盈利。根据各省月度现货电价差价，北方省份基础用电负荷稳定、有过剩风光装机，价差比较乐观；南方基本都不具备电化学储能的生存空间。我们认为火电并非ROE过高，长期维持目前的水平也并非过分，但估值却明显低于所有行业，一旦26年股息率兑现，重估

3、将成为可能。风险提示：1、储能需求绑定风光发展，盈利依赖峰谷价差，价差不足影响项目可行性，2、用电量基于1.3%左右增速测算，可能需要调整，3、能源价格波动、政策变动以及缺电的可能性会影响电源竞争格局相关报告12060年前，电力装机一一以风光为主增量新能源装机不断增加，要实现2060年碳中和，我们认为火电的电量占比需要下降到20%以下，按照1.7%左右的用电量复合增速预测，2060年全国用电量将达到19万亿度，相对2024年的10万亿度几乎翻番，装机将从25年的33亿千瓦升至135亿千瓦。目前国内火电的发电量占比大约65%，每年消耗25亿吨煤炭，未来碳中和，火电用煤量下降至10-15亿吨，钢铁

4、水泥化工用煤量进一步下降,假设下降至5-10亿吨的水平,则全国用煤量至2060年需下降50%-70%。剩余的用煤量通过CCUS等收集处理。如果储能可以盈利，不考虑技术进步导致成本下降的前提下，冬夏高峰4小时，春秋高峰2小时，低谷少量负荷+平段合计8小时，则一天火电11小时，一年4000小时，高峰电价按照0.6元算，平段+低谷按照成本算，则火电的盈利模式如下：情景二：假设储能量增，高峰被储能挤压了一小时，相应平段和低谷电量也都会下降，利用小时假设接近3000小时，这种情况下，火电度电固定成本会上涨3分钱，煤炭成本会下降，假设煤价跌10%，从0.25跌至0.225元/度。这样度电利润降至0.06元

5、，按此测算1千瓦，一年的利润变成3000*0.06=180元，按照单位千瓦投资3500元，权益金1000元算，ROE回报接近18%，非常可观。1、高峰时期2小时是否仍然乐观？如果高峰两小时都不到，我们认为储能难盈利。2、低谷时期或许会更长，平段或许会缩短，调整平段至4小时，低谷2小时，则度电利润降至4分，ROE仍可达到12%。1、接续风光连续出力不足，无法给储能充电的情况。2、季节性储能充电困难。3、水电来水波动，和冬季季节性枯水。因此，即使考虑火电的终极利用小时下降，对比火电，抽蓄，电化学成本，最便宜的仍然是火电。综上，基于长期的成本优势和调节性电源的不可替代性，火电应该具备长期盈利的价值，参考国内各公用事业的ROE水平和PE水平，我们认为火电ROE水平应该保持在8mathrm-10%以上。综上，火电并非ROE过高，长期维持目前的水平也并非过分，但估值却明显低于所有行业，一旦26年股息率兑现，重估将成为可能。