火电VS储能：调节电源的长期价值

公用事业《TOKEN出海，全国电价趋同，西部或受益》2026.03.08公用事业《降碳减污协同推进，绿色转型全面提速》2026.03.05公用事业《公用事业数据周报_20260302》2026.03.02公用事业《公用事业数据周报_20260209》2026.02.09公用事业《26长协电价或好于预期，电力可保持乐观》2026.02.08 本报告导读： 风光装机受消纳上限约束，储能盈利门槛清晰，火电作为基础调节电源的长期价值持续凸显 投资要点： 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，30-40%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 目录 1.2060年前，电力装机——以风光为主增量............................................32.目前的电力装机——风光或已达上限....................................................33.储能——动态消纳超过总装机40%的风光装机.....................................53.1.装机——风光合计测储能装机.........................................................53.2.装机——风光分别测储能需求.........................................................53.3.电量——测储能需求.......................................................................63.4.储能的盈利边界..............................................................................74.火电价值测算.......................................................................................85.风险提示............................................................................................11 1.2060年前，电力装机——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。 资料来源：Wind，国泰海通证券研究 资料来源：Wind，国泰海通证券研究 2.目前的电力装机——风光或已达上限 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，30-40%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%。 参考东北之前辅助服务费接近7毛钱的情况，且还存在弃风，说明风光消纳有问题的比例或许可以靠近东北44%的风光装机，再考虑这些省市还有西电东送的情况，实际可能压力更大，因此，一种方法是按照全国平均的40%装机作为均衡的风光装机占比。 注：由于各地用电负荷曲线不一致，发电装机不一致，以上暂不考虑这些细节。 另外，风光中又有不平衡（参考下图，25年的月度风光的现货交易电价），风电电价优于光伏，可见光伏的过剩比风电严重，因此，上表我们列示了光伏的占比，已知的山东，内蒙，甘肃，内蒙的光伏电价常常很低，光伏月度现货交易平均价在0.150元/kwh，风电平均在0.25元/kwh。 资料来源：Wind，国泰海通证券研究 资料来源：Wind，国泰海通证券研究 这些区域的占比表明了光伏的上限在33%附近，风电电价仍高于当地煤机电价，表明风电产能尚未严重过剩，但从节能风电的各地的交易电价看，风电也呈现逐年下降的趋势。 需要注意上表体现的下降趋势并不能代表真实的风光电价下降趋势， 因此他们的装机多数为老机组，电量电价都相对稳定，只有部分电量参与了市场化而跌价，如果全是新机组，实际降价速度会明显增加（参考上图各省实际的风电电价）。 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 在风光装机占比继续提高的过程中，低于成本电量的都得靠储能来消纳。因此，我们对储能装机的预测按照风光装机超过总装机的40%为上限，剩余的风光按照1:1配储，保障消纳。需要注意的是，这里的配储指的是装机而非时长。 3.2.装机——风光分别测储能需求 用装机预测储能是一种方式，但问题在于忽略了风光并不完全同时发电，因此我们再分别根据风光的装机和调节装机的比例测储能的需求，这里 引入单独的风光/可调电源（水火核）的装机比值。 参考：光伏过剩的省——山东59%光伏/水火核，风电过剩的省——内蒙/黑龙江/吉林/新疆/青海等均数50-70%。由于风光外送，实际可能50-60%以下压力就会很大，如下表。 在此基础上，我们测算储能的需求，按照50%，60%和70%的风/光分别占比火水核，测算储能的需求情景如下表： 不考虑地区不均衡和风光发电时间的不均衡，参考50%的边界，全国储能需求将从2026年的2.7亿千瓦增加至2030年-2060年的7.3亿和56亿千瓦。 对应按照风电6小时，光伏3小时的电池配置，同样按50%的边界，则储能电池需求则会从2026年的8.2亿KWh增加至2030-2060年的23亿和214亿KWh。 3.3.电量——测储能需求 考虑到无储能情况下，西北的风光电量/当地用电量的上限是30%-40%，我们认为也可以用电量来测算。由于山西内蒙甘肃都是外送省，光伏发电并不全在本地消纳，而山东作为外入省，光伏发电占比又或许需要上调，这样， 我们用山东山西的均值12-15%作为光伏的上限，同时把甘肃内蒙的34-41%，以及东三省30%+，我们认为30%的风电电量占比也基本就是电量上限。但陕西在12%的风电占比情况下，受光伏挤压，也出现了0.2元的风电电价，风电的上限各省差异可能较大，我们暂时假设25%是风电电量占比上限。这样总量占比36%就是储能最低上限，基本接近目前内蒙和甘肃状态。 按此比例，测算储能电池需求则面临进一步推后的可能，原因是特高压外送，而我们无法测算特高压外送的清洁电源具体数量。按照下表，储能的极限边界或许在27年。 27年，全国性的光伏配储有望落地实施。 3.4.储能的盈利边界 以上测算都是从实际消纳的角度，并未考虑储能经济性，没有经济性，这些逻辑都不会存在。 储能本质是成本换时间，电化学储能每次充放都需要0.4-0.5元/度的成本，由于现货电售价有上限，且时长也有限，长期高于1块或者0.7元的时间并不多，因此，最低的收购价格也不能长期假设低于风光发电的成本。因此，价差如果不能达到0.4-0.5元，储能要盈利其实很难，当然还得保障足够的使用次数。 表8：各省月度现货电价差价均值 从以上各省的价差均值可见，部分地区，部分时间还是有直接赚取价差的可能，因此，储能确实也到了可以发展的阶段，不像2023年，我们模拟测算的储能需求量直接是负数。可见，山东，山西，蒙西，黑龙江，辽宁等北方省的市的价差都比较乐观，一方面这些地方有大工业，基础用电负荷稳定，另一方面有过剩的风光装机，所以能创造较好的价差。反观南方，浙江，安徽，广东，广西，贵州，云南基本都暂不具备电化学储能的生存空间。 盈利测算：持续的风光产能过剩并不能假设风光一直亏，我们假设储能充电成本0.1-0.2之间，则各省的放电电价需要再0.55-0.65之间。这也是宁夏，甘肃等地上调最高火电电价从0.65到1元的原因。 除此之外，还需要储能可以有持续的高峰时间，比如2小时的持续高价。这个在冬夏一般容易做到，但在春秋难度较大。因此，往往冬夏需要更多的高价时间。比如1千瓦/2千瓦时的储能，冬夏需要争取做到2充2放，需要高低价连续兑现，这个有一定难度。 4.火电价值测算 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，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。 这里的假设问题： 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%。 火电长期必要性 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8-10%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。 5.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%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 本公司具有中国证监会核准的证券投资咨询业务资格 分析师声明 作者具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任