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，30-40%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