（报告出品方/作者：山西证券，胡博、刘贵军）1. 从电量、容量双角度测算未来火电需求1.1 火电未来需求测算1.1.1 我国未来电力需求总量判断我国电力需求未来空间仍然较大。
主要逻辑有三个方面：一是，我国GDP增长带来的能源总量需求增长；根据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》，2035 年我国经济发展远景目标将实现“人均国内生产总值达到中等发达国家水平”。
2023 年我国人均 GDP 约 12174 美元，而欧盟、美国人均GDP 分别为34163美元和65020 美元，以欧盟、美国人均值的一半为标准，中国仍有40.3%和167.1%的差距。
以2023年数据测算，假设我国经济维持中高速发展，到 2030 年我国GDP 年化复合增速4%，单位能耗则降低到 0.3830 吨标准煤/万元，则届时我国能源需求达到60 亿吨标煤左右的峰值，能源消费增量比 2023 年增长约 5%；从电能消费来看，我国人均用电量水平相对发达国家也有较大差距， 2023 年中国人均用电量 6543kwh，仅为美国的 54.8%。
二是，随着AI 技术应用、新能源汽车渗透率提高等新的用电负荷增加，电能在能源结构中的占比持续提升；IEA测算2022年全球数据中心用电量约占全球总用电量的 2%，到 2026 年用电量或将增长超过70%；我国AI 算力发展程度相对较低，未来对发电量的拉动空间预计更大。
新能源车方面，我国2023年新能源车保有量 2041 万辆，同比增长 55.8%，2020 年至今的年化增长率为61.5%。
但新能源车保有量仍仅占汽车总量的 6.07%，2023 年新能源汽车渗透率31.6%，到2030 年预计仍有较大增长空间。
2023 年我国电能在终端能源消费中占比 28%左右，但随着用电负荷的增加，中电联预计到 2030 年，我国电气化水平将达到 35%。
第三，电力系统建设助力实现“双碳”减排目标；电能替代化石能源，有助于促进单位 GDP 能耗降低，有助于实现双碳目标。
我们测算，2010—2020年，我国终端电气化水平提高了约4.3个百分点，单位GDP能耗下降了约51.4%。
中性预期下，我国到 2030 年社会用电量需求空间有 2.9 万亿千瓦时。
2023 年我国全社会用电量累计 9.2 万亿千瓦时，同比增速+6.8%，十四五以来年化增速+7.1%。
根据电规总院测算，预计到 2030 年社会用电量达到 11.8-12.5 万亿千瓦时，我们取最低值11.8 万亿千瓦时、平均值12.15 万亿千瓦时及最高值 12.5 万亿千瓦时分别作为悲观、中性和乐观目标，则分别同比2023年年化增速近 3.58%、4.01%和 4.44%，相对 2023 年用电量增量空间分别为2.6、2.9和3.3万亿千瓦时。
1.1.2 未来对火电电量需求的测算目前我国电力发电结构仍以火电为绝对主力。
截止 2023 年底，我国电力总装机29.2亿千瓦，火电、水电、核电、风电及太阳能分别占比 47.62%、14.44%、1.95%、15.12%和20.88%；其中，燃煤火电占比 39.9%，风能和太阳能合计占比 36%。
从发电结构来看，2023年我国规上发电设备总发电量 8.91 万亿千瓦时，火、水、核、风、太阳能分别占比69.95%、12.81%、4.86%、9.08%、3.30%。
新能源渗透率的提高抬高电力系统成本。
从电力全系统角度来看，新能源渗透率提高代理的成本增加，不仅包含新能源场站自身建设、运营成本，还要考虑随之而来的电力系统灵活性提升及辅助服务成本等。
根据《新能源高渗透率下辅助服务市场的思与变》等研究，随着新能源渗透率的提高，海外主要国家电力系统辅助服务成本均出现明显上升，如澳大利亚2003~2005 年频率辅助服务成本为 1.6 美元/兆瓦时，备用辅助服务成本为4 美元/兆瓦时，而2006~2021 年，频率辅助服务成本跃升至 26 美元/兆瓦时，备用辅助服务成本跃升至23美元/兆瓦时；德国新能源渗透率接近 40%，风光并网成本最高接近 49 美元/兆瓦时；英国预计到2030年，辅助服务在总系统运营成本中所占的份额将由 2015 年的2%提升至15%。
伴随着渗透率导致的并网成本上升，上述国家新能源装机增速明显回落。
国网能源研究院研究认为，当新能源电量渗透率超过 15%后，电力系统的成本将进入快速增长临界点，即未来新能源场站的成本下降很难完全对冲消纳新能源而带来的系统成本上升，这是导致未来新能源装机增速下滑的主要原因之一。
2023 年我国风电及太阳能合计发电量占比 12.7%，预计未来新能源装机高增速或将缓解。
同时，现货市场推进，新能源发电纳入现货交易的规模逐渐扩大，但受装机增速大及电网平衡要求及灵活性电源不足等影响，新能源电力价格整体下行，新能源电站盈利能力受一定程度影响，也将是新能源装机增速或将下行的一个因素。
如甘肃2024 年新能源除光伏扶贫等特殊项目外全部参与市场交易，根据《甘肃省 2024 年省内电力中长期年度交易组织方案》，绝大部分新能源交易电价将不高于 0.1539 元/千瓦时，较煤电交易基准价下降约0.15元/度；河南规定风、光电量按不高于燃煤基准价进行交易。
中性假设下，预计到 2030 年我国火电发电量仍超过 5.4 万亿千瓦时，占比约45%，仍是未来用电量需求
