电力设备与新能源行业2025中期投资策略：零碳转型启新章，关注风储领域破局机遇

资料来源：Wind， 东海证券研究所资料来源：CNESA， 东海证券研究所● 可再生能源消纳压力（外因）及盈利性提升（内因）为底层驱动力，政策催化助力需求加速兑现。复盘储能装机数据：早期储能技术以抽水蓄能为主，2018~2020年抽水蓄能累计装机占比均超九成；2021年后全球能源转型加速，各主要市场风光装机快速提升，消纳及电网稳定性需求下源网侧新型储能凭借建设周期短、布局灵活等优势成为该阶段储能市场新增装机主力、装机规模不断扩大。2021~2024年全球储能新增装机由18.3GW一举增长至82.8GW，CAGR约65.4%；其中新型储能新增装机由2021年的10.3GW增至2024年的74.1GW，CAGR达93.0%，累计装机占比亦相应由2021年的12.2%快速提升至2024年的44.5%，年均+10.8pct。向未来看，消纳及盈利性为储能装机的核心驱动因素，政策激励下需求有望加速兑现。全球新型储能累计装机规模占比持续提升（单位：%）新型储能贡献全球储能市场主要增量（单位：GW，%）0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2018201920202021202220232024抽水蓄能新型储能其他0%20%40%60%80%100%120%140%160%180%200%0102030405060708090201920202021202220232024储能新增装机（GW）新型储能新增装机（GW）储能yoy（%，右轴）新型储能yoy（%，右轴）-30%-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%70%050100150200250300350400450500201620172018201920202021202220232024光伏（GW）风电（GW）光伏yoy（%，右轴）风电yoy（%，右轴）资料来源：Wind，CPIA， 东海证券研究所● 驱动因素一：消纳压力——全球绿色能源转型背景下的消纳需求，储能可提供各时间尺度调峰、调频服务，并对传统输电设施形成一定替代。全球能源转型趋势明确，风光等波动性电源（VRE）装机规模快速增长，2024年全球光伏及风电装机分别新增452GW/115GW，同比分别+15.9%/-0.5%。风光等可再生能源发电具备随机性、波动性特征，高比例接入加剧电力系统日内净负荷波动，能源供需在“时”（如光伏午间出力高峰期负电价频现）、“空”（新能源出力与电力消费逆向分布，电网容量不足加大远距离传输难度）上的错配使得弃风弃光现象日益严重。据CPIA数据，当VRE渗透率超过15%时，风光消纳成本（即调峰调压调频等稳定性成本，当前以传统火电机组或燃气轮机组为主，启停成本较高）问题将开始显现；超过40%时，VRE消纳成本将超过其发电成本。截至2024年底，已有多个国家或地区风光渗透率超15%，其中德国风光发电渗透率达42.9%、英国渗透率已逼近40%；全球消纳形势严峻，亟需储能等灵活性资源进行系统疏导。能源转型趋势明确全球风光装机规模快速提升（单位：GW，%）风光发电渗透率快速提升加大电力系统消纳成本（单位：%）资料来源：全国新能源消纳监测预警中心， 东海证券研究所● 国内：消纳红线放开+午间谷段设置（新能源机组盈利性下降），全国风光利用率双双跌破95%。2024年2月《2024-2025年节能降碳行动方案》正式发布，放开“95%消纳红线”的靴子正式落地；与此同时，国内多个地区执行午间谷段电价，多因素叠加之下国内风光发电利用率不断下滑。截至2025年一季度末，全国光伏、风电利用率均已跌破95%，分别为93.8%、93.4%，较2024年底分别-3.0pct、-2.5pct；分地区来看，较2024年底，2025年一季度末全国共有27个地区（占比84.4%）光伏发电利用率出现下滑、共有25个地区（占比78.1%）风电利用率下降。2025年2月国家发改委、国家能源局重磅发布《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（即“136号文”），明确要求不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件，“强制配储”的取消或将在短期内进一步加剧国内风光消纳压力。2024年起国内弃风弃光现象有加剧趋势资料来源：BP， 东海证券研究所资料来源：Wind， 东海证券研究所● 海外：弃风弃光及负电价频现，可再生能源装机需求较大。1）美国：电网老化、电力跨区域传输能力不足，电网阻塞导致的经济性弃电问题愈发严重，据美国德克萨斯州电力可靠性委员会（ERCOT）预测，至2035年德州弃风及弃光率将分别增长至13%、19%。2）欧洲：负电价次数激增，据欧洲输电系统运营商Entso-E数据，截至2024年10月欧洲大陆出现负电价的时间占比已达6%，较2022/2023年的0.3%/2.2%分别提升3.8/5.7pct。2024年全年，欧洲最大电力市场德国负电价时长达468小时、同比+60%。3）其他新兴市场：能源转型节奏持续加速，如沙特“2030愿景”明确到2030年将可再生能源发电占比提升至45%~50%（截至2023年底沙特发电量构成仍以天然气及石油为主，占比分别为61.8%、35.4%，太阳能发电占比仅约1.0%）、实现新能源计划总装机58.7GW，在新兴市场拉动下未来全球新能源发电渗透率仍具备较大提升空间。近年来德国负电价频率激增（单位：欧元/兆瓦时）2023年沙特能源结构仍以天然气石油为主（单位：%）-600-500-400-300-200-1000100200300石油 35.4%天然气 61.8%太阳能 1.0%其他 1.8%● 驱动因素二：可观盈利性——负电价/午间谷段电价之下，纯光伏项目盈利性降低，储能配置需求迫切；此外，国内外电力市场化改革持续推进，收益模式不断丰富亦推升储能需求。我们以甘肃省（2024年9月甘肃电力现货市场正式运行，新能源上网电量分为保障性消纳和市场化交易两部分）为例，对比纯光伏项目与光伏配储项目的盈利性：● 1）考虑一个纯光伏项目，假设：建设规模100MW、设计运行年限25年、建设成本3元/W、机组年运行小时数1500小时，参考甘肃省电价执行机制（保障性消纳电量电价为燃煤基准价，9:00~17:00光伏发电上网电价不得超过0.5倍燃煤基准价），当光伏发电利用率为90%（2024年甘肃省光伏发电利用率约91.3%）、保障性消纳电量占比分别为50%/40%/30%/25%/20%/0%时，纯光伏项目IRR分别为7.1%/6.2%/5.2%/4.8%/4.3%/2.2%，午间谷价设置使得光伏项目盈利性随市场化交易电量占比提升而下降。● 2）考虑为该光伏发电项目配套建设储能系统：假设储能时长2小时、建设成本1.25元/Wh、每日一充一放、充放电深度为90%，甘肃省新能源峰段交易电价为不超过1.5倍燃煤基准价，则在上述情形下（光伏发电利用率为90%、保障性消纳电量占比分别为50%/40%/30%/25%/20%/0%时），若配储比例为10%，则配置储能后的光储项目IRR分别7.2%/6.4%/5.6%/5.1%/4.7%/2.8%，较纯光伏项目盈利性分别提升约0.2/0.2/0.3/0.4/0.4/0.6