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電力行業(yè)2023年中期策略:火電業(yè)績持續(xù)優(yōu)化,新能源蓄勢待發(fā)

招商證券發(fā)布時間:2023-05-30 14:25:32  作者:宋盈盈

  四、新能源:風光裝機加速,核電有望保持積極審批趨勢

  1、風光:消納問題改善明顯,全年裝機有望維持高增速

  風光消納問題改善明顯,平均棄風率整體回落。2017 年我國棄風率和其光率分別高達 12.1%和 6.0%。近年來隨著可 再生能源發(fā)電消納保障措施不斷落地以及電力系統(tǒng)靈活性改造加速,棄風率、棄光率逐漸回落。自 2019 年以來,全 國棄風率維持在 4%以下,國家電網基本實現(xiàn)了將棄風率控制在 5%的目標。2023 年 3 月,全國風電利用率為 96.8%, 光伏發(fā)電利用率為 98.2%;1-3 月,全國風電利用率達 96.8%,上海、江蘇、浙江、安徽、福建、重慶、四川等 12個省市風電利用率達 100%;光伏利用率達 98.0%,棄光率同比下降 0.8pct。

  2023 年 3 月以來風電裝機提速明顯,“雙碳”目標下有望維持高增速。搶裝潮后,風電裝機增速同比出現(xiàn)回落。2022 年,我國新增風電吊裝容量 49.83GW,同比下降 10.9%;其中新增海上風電吊裝容量 5.16GW,同比下降 64.36%。 2023 年第一季度,全國風電新增并網容量 1040 萬千瓦,其中陸上風電 989 萬千瓦,海上風電 51 萬千瓦。根據(jù)中電 聯(lián)數(shù)據(jù),3 月,全國新增風電裝機 456 萬千瓦,同比+110.1%,4 月新增風電裝機 380 萬千瓦,同比+126.2%,裝機 提速明顯。從新增裝機分布看,“三北”地區(qū)占全國新增裝機的 67.7%。截至 2023 年一季度末,全國風電累計裝機 達到 3.76 億千瓦,同比增長 11.8%,其中陸上風電 3.45 億千瓦,海上風電 3089 萬千瓦。2023 年一季度,全國風電 發(fā)電量 2287 億千瓦時,同比增長 24.5%。全國風電平均利用率 96.8%,與上年同期基本持平。風電投資完成約 249 億元,同比增長 15.0%。“雙碳”目標下,各省陸續(xù)發(fā)布了“十四五”風電裝機規(guī)劃,目前已規(guī)劃裝機容量超過 310GW, 其中海上風電規(guī)劃裝機量超過 60GW,未來 3 年風電裝機有望快速增長。

  硅料價格持續(xù)下降,新建產能規(guī)模龐大,有望推動光伏裝機進一步增長。2022 年 12 月開始,隨著硅料產能的逐步釋 放,多晶硅和組件價格開始大幅回落。2023 年 2 月,硅料價格出現(xiàn)輕微反彈,主要系需求回暖+開工補庫所致,目前 已重新進入下行通道。截至 2023 年 5 月 17 日,多晶硅(致密料)價格為 143 元/千克,相較 2022 年 11 月 30 日的 高點 295 元/千克下降 51.53%;單面單晶 PERC 組件價格(182mm)為 1.66 元/瓦,相較 2022 年 11 月 23 日的高 點 1.97 元/瓦下降 15.74%。硅業(yè)分會表示,2023 年國內多晶硅產量保守估計有 146 萬噸,加上進口多晶硅可達 156 萬噸,這些硅料已經足夠 600GW 光伏裝機,已遠超 2023 年的全球光伏裝機量需求,過剩的產能有望推動硅料和組 件價格進一步下行,提升運營商的裝機意愿。

  據(jù) CPIA 預測,2023-2030 年我國光伏新增裝機規(guī)模將持續(xù)提升。2022 年,國內光伏新增裝機 87.41GW,同比增加 59.3%,其中,分布式光伏裝機 51.11GW,占全部新增光伏發(fā)電裝機的 58.5%。2022 年戶用裝機達 25.25GW,占 2022 年我國新增光伏裝機的 28.9%。隨著光伏發(fā)電全面進入平價時代,疊加“碳中和”目標的推動以及大基地的開 發(fā)模式,集中式光伏電站有可能迎來新一輪發(fā)展熱潮。此外,隨著光伏在建筑、交通等領域的融合發(fā)展,疊加整縣推 進政策的推動,分布式項目仍將保持一定的市場份額,整體來看,光伏裝機有望開啟高斜率增長。

  2、核電:核準提速,成本仍有下行空間,估值修復預期強

  2021 年國家首次提出“積極有序發(fā)展核電”。同年,我國新增 5 臺核準機組;2022 年新核準 10 臺機組,核電審批和 開工節(jié)奏明顯提速。根據(jù)世界核協(xié)會,截至 2023 年 5 月,我國在運+在建機組總數(shù)達到 77 臺,已經超過法國,僅次 于美國。預計在未來 5 年間,中國將進一步加快擴大裝機規(guī)模,保持每年 6 至 8 臺核電機組的核準開工節(jié)奏。

  量:根據(jù)“十四五“規(guī)劃,2025 年我國在運+在建核電裝機容量將超過 100GW。“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃 提出,在確保安全的前提下,積極有序推動沿海核電項目的建設,保持平穩(wěn)建設節(jié)奏,合理布局新增沿海核電項 目。開展核能綜合利用示范,積極推動高溫氣冷堆、快堆、模塊化小型堆、海上浮動堆等先進堆型示范工程,推 動核能在清潔供暖、工業(yè)供熱、海水淡化等領域的綜合利用。切實做好核電廠址資源保護。據(jù)中國核能協(xié)會及有 關機構預測,到 2025 年,我國核電在運裝機規(guī)模將達到 7000 萬千瓦左右,在建裝機規(guī)模接近 4000 萬千瓦; 到 2035 年,我國核電在運和在建裝機容量將達到 2 億千瓦左右,發(fā)電量約占全國發(fā)電量的 10%左右。未來 15 年仍是我國核電發(fā)展的重要戰(zhàn)略機遇期。

  價:從“一廠一價”到標桿電價,再到市場化電價,核電企業(yè)盈利空間有望拓寬。核電發(fā)展初期,我國對其實行 分別定價,上網電價根據(jù)核電項目造價確定。2013 年,國家發(fā)改委發(fā)布通知,部署完善核電上網電價定價機制, 并核定全國核電標桿電價為 0.43 元/千瓦時,標志著我國核電結束了“一廠一價”的定價機制。2015 年新一輪 電力市場改革以來,核電電價逐漸引入雙邊協(xié)商定價和市場競價機制,對核電的經濟性提出了更高要求。2017 年,《核電保障消納辦法出臺》,提出在市場條件允許情況下,省級政府電力主管部門按照國家規(guī)定的原則確定本 地區(qū)核電機組優(yōu)先發(fā)電權計劃。2020 年起,煤電價格聯(lián)動機制取消,定價機制改為“基準價+上下浮動”的市場 化機制。2021 年以來煤價高企,發(fā)改委發(fā)布《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》,將上下浮 動的區(qū)間拓寬至 20%,進一步拓寬了核電企業(yè)的盈利空間。

  國產化率的提升降低了核電站的建設成本,進而降低折舊費用,提高核電企業(yè)的盈利能力。大亞灣核電站是我國第一 座商用核電廠,主要依靠國外公司進行建設,投資成本約為 1.77 萬元/千瓦;嶺澳核電站一期國產化比例接近 30%, 投資成本約為 1.52 萬元/千瓦,降幅 14%;批量建設后的紅沿河、寧德、陽江核電廠投資成本進一步下降至 1.1 萬元 /千瓦左右,降幅超過 35%。若考慮價格指數(shù),完全國產化后批量建設的機組成本下降幅度將超過 60%。從三代核電 項目來看,美國 AP1000 和法國 EPR 的單位造價約為 1.84 萬元/千瓦和 1.69 萬元/千瓦,而華龍一號單位造價約為 1.56 萬元/千瓦,成本大幅降低。隨著核電主設備制造國產化率逐步提高、新技術規(guī)?;瘧?、優(yōu)化設計、縮短建造 工期等,核電造價預計進一步下行,未來有望和二代機組的成本相當。

  高盈利、高研發(fā)投入、現(xiàn)金流充裕,核電有望充分受益央國企價值重塑。核電和水電同樣具有高盈利性和充裕的現(xiàn)金 流,并且研發(fā)費率遠高于其他發(fā)電企業(yè)。目前我國核電機組正處于積極建設階段,前期資本開支較大,后期完成折舊 后利潤將實現(xiàn)大幅提升。參考大型水電站投產后的高分紅,核電企業(yè)未來也具有較大的分紅潛力。在中國特色估值體 系下,央國企的考核標準為“一利五率”。相比于其他發(fā)電企業(yè),核電企業(yè)的盈利能力強、現(xiàn)金流狀況良好、分紅率 高、股權激勵到位,有望率先受益實現(xiàn)價值重塑。

  (本文僅供參考,不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息,請參閱報告原文。)

  報告來源:未來智庫

  報告出品方/作者:招商證券,宋盈盈


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