智通财经APP获悉，华泰证券发布研究报告称，电力平衡压力期挑战与机遇并存，关注灵活性改造/抽蓄/绿电三个方向。根据该行预测，2025/2030年我国风光发电量占比将提升至18.9%/29.4%，电力即将进入平衡压力期，而电力平衡(供需功率匹配)难度高于电量平衡，对电力系统灵活调节能力提出更高要求。建议关注三个投资方向：1)煤电灵活性改造受益标的;2)抽蓄增量份额领先标的;3)绿电装机规模快速增长标的。
华泰证券主要观点如下：
借鉴海外电力市场经验，风电光伏占比15%-30%时系统平衡压力显著加大。
根据该行预测，2025/2030年我国风光发电量占比将提升至18.9%/29.4%，电力即将进入平衡压力期，而电力平衡(供需功率匹配)难度高于电量平衡，对电力系统灵活调节能力提出更高要求。自上而下测算2025/2030年，中国新型电力系统所需的灵活性机组分别为430-578GW/885-1，537GW，灵活性装机比例14%-18%/20%-35%;自下而上对灵活性机组预测，预计2025/2030年末灵活性装机装机容量为598/1，290GW，其中十四五/十五五分别新增473/692GW。
煤电灵活性改造空间大，辅助服务收益仍受政策影响
根据《全国煤电机组改造升级实施方案》，"十四五"期间完成存量煤电机组灵活性改造200GW，实现煤电机组灵活制造规模150GW。截至2025年，煤电灵活性机组装机容量为408GW，占煤电总装机的35%。假设"十五五"装机占比提升一倍(即70%)，对应"十五五"煤电灵活性改造需求为396GW。根据中电联数据，煤电灵活性改造单位调峰容量成本约为500-1500元/千瓦。当前辅助服务收益仍受到政策直接影响，该行测算，相同的调峰负荷率(40/30%)和装机容量(300/600MW)下，山东区域煤电灵活性改造可获利，而南网区域仍会产生亏损。
抽蓄25/30年目标62/120GW，容量电价确保基准收益
抽水蓄能作为目前成本较低的调峰电源将迎来快速发展，根据国家能源局规划，我国抽蓄投产容量将在2025年/2030年分别达到62GW以上/120GW左右，为截至2021年底装机水平的1.7x和3.3x。存量装机中国网和南网遥遥领先(合计份额88%)。抽蓄容量电价保证生命周期内至少6.5%的资本金IRR，该行测算容量电价折合0.574元/W，投产首年调峰度电成本为0.366元，利息支付完成后为0.249元。抽蓄整体IRR(算上电量电价盈利)与利用小时及电价正相关，在基准电价0.3035-0.453元/千瓦时、利用小时1700-2000的情景下，抽蓄电站的资本金整体IRR可高达10.1%-13.3%。
风光集中式与分布式并举，长期成长兼具通缩属性
该行认为风电/光伏装机将迎来快速增长，十四五/十五五期间年均风电装机增长为62/90GW，年均光伏装机增长为88/134GW，至2025/2030年末，风电/光伏将占总装机的39%/53%。风光装机的快速增长带来风光发电量的占比提升，至2025/2030年，风光发电量占比将从2021年的11.7%提升至18.9%/29.4%，2021-2030年风电/光伏发电量CAGR分别为17%/20%。技术进步加快竞价步伐，2025年我国陆上风电LCOE有望从2019年的0.315-0.565元/kWh下降至0.241-0.447元/KWh，海上风电有望延续降本趋势。回归经济理性，风光电收益率底线明确，绿电交易等新机制产生额外收益。
投资建议：1)煤电灵活性改造：聚焦辅助收益机制友好区域，改造可实现正向收益，关注火电龙头。2)抽蓄：资源稀缺性带来较高竞争壁垒，关注五大四小旗下、抽蓄规划与储备相对明确的上市公司。3)绿电：关注竞价时代仍可保持份额稳定的公司。
风险提示：燃料成本波动，新能源/储能成本下降速度不及预期，国内外宏观环境不确定性及政策风险。
