公用環(huán)保行業(yè)2023年投資策略：電力系統(tǒng)新舊轉(zhuǎn)換期待協(xié)同迎接投資提速

證券研究報告請務必閱讀正文之后第24頁起的免責條款和聲明核心觀點核心觀點李想分析師S080002新型電力系統(tǒng)成本正向下游疏導，推動用戶側(cè)電價步入上漲周期；光伏產(chǎn)業(yè)鏈上中游降價正從預期走向現(xiàn)實，集中式光伏有望引領2023年光伏裝機高增，綠電高增長+項目回報預期持續(xù)改善可期；新舊轉(zhuǎn)換期間需要傳統(tǒng)化石電源及綠電協(xié)同發(fā)展，電源建設提速可期，預計2023年國內(nèi)電源建設投資超8,000億元；數(shù)字化和新型電力系統(tǒng)融合日益加深，正催生功率預測及虛擬電廠等新需求及新模式。推薦三峽能源、龍源電力(A&H)、國電電力、華能國際(A&H)、國投電力、南網(wǎng)儲能、信義能源、國網(wǎng)信通李想分析師S080002公用環(huán)保行業(yè)首席▍經(jīng)濟疲弱制約火電上浮區(qū)間，但用戶側(cè)漲價趨勢已定。發(fā)電側(cè)方面，預計火電行業(yè)盈利仍難修復到合理水平，但預計實體經(jīng)濟壓力較大使得2023年火電電價浮動區(qū)間進一步放開概率較低。用戶側(cè)方面，新型電力系統(tǒng)綜合成本達峰可能需要較長時間周期，用戶側(cè)方面正面臨成本上漲壓力引發(fā)的電價上漲，即分時電價、輔助服務向下游疏導、現(xiàn)貨市場建設等正在推動用戶側(cè)電價步入價格上漲周期。▍光伏即將度過成本壓力高峰，綠電高質(zhì)高速成長可期。硅料上游產(chǎn)能大規(guī)模投產(chǎn)周期來臨以及海外需求拉動力度的邊際減弱，光伏產(chǎn)業(yè)鏈上游及中游價格已經(jīng)開始全線松動，光伏組件降價正在從預期走向現(xiàn)實。在組件價格正步入降價周期、各地十四五規(guī)劃陸續(xù)發(fā)布、大基地建設持續(xù)推進等因素刺激下，我們預計2023年光伏裝機有望增至120GW，其中集中式光伏是裝機增長核心驅(qū)動力。組件降價將有效刺激綠電項目經(jīng)濟性，國內(nèi)綠電運營商再次回歸裝機高成長帶動的業(yè)績高速成長以及綠電新項目投資回報預期不斷改善的良好環(huán)境。▍行業(yè)投資提速，預計2023年電源投資超8000億元。限電等電力系統(tǒng)安全性問題逐步暴露，傳統(tǒng)電源壓艙石地位重新得到再認識，電力系統(tǒng)新舊轉(zhuǎn)換期間需要傳統(tǒng)電源和綠電互補協(xié)同發(fā)展，煤電投資重新提速，項目審批及建設節(jié)奏明顯加快。在火電新增裝機發(fā)展提速、風光新能源駛?cè)敫咚侔l(fā)展車道、核電發(fā)展提速以及配套風光消納的火電靈活性改造及抽蓄項目密集建設等一系列因素的共同推動下，預計2023年國內(nèi)電源建設投資將增加至8200億元，同比增長超過30%。▍數(shù)字化及新型電力系統(tǒng)結(jié)合，催生新場景及新模式。中電聯(lián)統(tǒng)計2021年國內(nèi)電力信息化領域投資已近300億元，數(shù)字化正全面貫穿新型電力系統(tǒng)，傳統(tǒng)電力結(jié)構(gòu)、技術特征、運行機制、發(fā)展模式均將迎來重大變化。電力體系新應用場景和新商業(yè)模式正在不斷涌出，發(fā)電側(cè)的新能源功率預測技術與用戶側(cè)的虛擬電廠技術在提升電網(wǎng)安全性、提升需求側(cè)相應能力、輔助客戶參與電力市場交易等方面表現(xiàn)優(yōu)秀，有望伴隨電網(wǎng)數(shù)字化加速與電力市場逐步完善實現(xiàn)快速成長。▍風險因素：用電需求增速大幅下滑；售電價格大幅下降；燃料成本大幅上升；新能源裝機增長不及預期；風光造價大幅上行；電力數(shù)字化投資不及預期。▍投資策略。投資選擇四條主線，具有估值安全邊際且風光成長潛力充沛的火電轉(zhuǎn)型標的以及龍頭綠電運營商；受益國內(nèi)新一輪大型水電裝機進入投產(chǎn)釋放周期的優(yōu)質(zhì)水電；配套綠電大規(guī)模發(fā)展的發(fā)電及電網(wǎng)側(cè)儲能標的公司；以及受益數(shù)字和和新興電力系統(tǒng)相互融合的功率預測、虛擬電廠等標的。推薦三峽能源、龍源電力(A&H)、國電電力、華能國際(A&H)、國投電力、南網(wǎng)儲能、信義能源、國網(wǎng)信通、中國電力等，建議關注華潤電力、廣宇發(fā)展、大唐新能源等。請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明2重點公司盈利預測、估值及投資評級(元)5.SH龍源電力(H)86.SH5.SH.0798際1.SH1.SH氣98港元，華潤燃氣財務數(shù)據(jù)貨幣單位為港元請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明3預計2023年用電增速為4.6%，清潔持續(xù)擠壓火電 5 經(jīng)濟疲弱制約火電上浮區(qū)間，但用戶側(cè)漲價趨勢已定 6火電盈利自底部進一步修復，經(jīng)濟疲弱制約電價區(qū)間進一步放開 6推進分時電價和輔助服務成本疏導，終端用戶電價上漲趨勢明確 8光伏即將度過成本壓力高峰，綠電高質(zhì)高速成長可期 10海外拉動力度減弱疊加上游供給釋放，綠電供需環(huán)境正變得有利 10光伏上中游產(chǎn)業(yè)鏈價格已全線松動，降價正從預期走向現(xiàn)實 12回報及成長即將重新可以兼得，集中式光伏高速成長可期 13行業(yè)投資提速，預計2023年電源投資超8000億元 15預計2023~2025年火電新增裝機將達到80/80/75GW 15強化電力體系靈活性電帶動抽蓄發(fā)展 16建設投資將增加至8200億元 16數(shù)字化及新型電力系統(tǒng)結(jié)合，催生新場景及新模式 17數(shù)字化全面貫徹新型電力系統(tǒng)，電力信息化投資近300億元 17新能源功率預測應用場景不斷打開 18虛擬電廠方興未艾，市場空間近千億元 20 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明4插圖目錄圖1：2017~2022年全國單月發(fā)、用電量增速情況 5圖2：2016~2022年單月用電量情況及模擬(億KWh) 5圖3：2018~2022M10各類地區(qū)單月用電增速(%) 5圖4：2018年以來CECI5,500大卡沿海電煤成交價及綜合價走勢 70~2022年A股火電板塊凈資產(chǎn)收益率變動趨勢 8圖6：2001-2020美國與加州全部門電價對比(美分/千瓦時) 9圖7：美國與加州居民及工業(yè)終端電價對比(美分/千瓦時) 9圖8：美國歷年非水可再生能源發(fā)電量占比(百萬兆瓦，%) 9圖9：加州歷年非水可再生能源發(fā)電量占比(百萬兆瓦，%) 9005-2020年德國可再生能源發(fā)電量及占比情況 10 0圖12：2012~2022年國內(nèi)太陽能電池出口金額及其變動趨勢 11圖13：國內(nèi)太陽能電池月度出口金額及其同比變化 11圖14：國內(nèi)多晶硅產(chǎn)量及進口量變動趨勢(萬噸/月) 12圖15：部分硅料公司產(chǎn)能擴張計劃統(tǒng)計 12圖16：國內(nèi)單晶硅片現(xiàn)貨均價(元/片) 12圖17：國內(nèi)多晶硅單晶用料價格(元/千克) 12圖18：2021年5月以來國內(nèi)單晶光伏組件月度價格趨勢(元/瓦) 13圖19：國內(nèi)單晶PERC182mm組件周度現(xiàn)貨均價(元/瓦) 13圖20：2016年以來國內(nèi)新增光伏裝機類型及分布式光伏在當前新增光伏裝機中占比(萬千瓦) 14 圖22：2020年末各國靈活調(diào)節(jié)電源與風光裝機規(guī)模占比情況 16圖23：2013~2025年國內(nèi)電源建設投資完成額及其增速 17國內(nèi)重點電力企業(yè)信息化領域投入情況 18圖25：2019~2025年國內(nèi)新能源發(fā)電功率預測產(chǎn)品市場規(guī)模及預測(億元) 19 表格目錄需求預測 6表2：采用下水煤的電廠燃料采購成本測算(元/噸) 7 表4：模擬光伏項目關鍵參數(shù)假設 13表5：模擬光伏項目回報對項目投資成本及利用小時的敏感性分析測算 14表6：2022年沿海省份出臺“十四五”能源規(guī)劃中涉及煤電部分內(nèi)容 15表7：我國不同區(qū)域“雙細則”的主要考核指標和具體要求 18 表9：重點公用事業(yè)公司盈利預測及估值 23請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明5MM2M MM2M M▍預計2023年用電增速為4.6%，清潔持續(xù)擠壓火電2022年M1-M10，全社會用電量71,760億kWh，同比增長3.8%，10月國內(nèi)用電同比增速下降使得1~10月累計增速較1~9月增速小幅回落0.2個百分點；10月單月用電量kWh月用電增速0.9%提升1.3個百分點，天氣逐漸轉(zhuǎn)冷帶動居民用電需求提升使得用電需求增速出現(xiàn)小幅回升。月度環(huán)比來看，2022年10月用電量環(huán)比9月下降3.6%，且降幅較2005~2022年-2.8%的環(huán)比波動中值拉大0.8個百分點。用電量增速情況全社會用電量全國發(fā)電量-10%-15%圖2：2016~2022年單月用電量情況及模擬(億KWh)模擬模擬差值(右軸)06,000000高耗能地區(qū)2022年1~10月用電增速4.7%，10月單月增速4.0%，較上月增速下降1.0個百分點。沿海地區(qū)2022年1~10月用電增速2.3%，10月單月增速3.7%，較上月10月單月增速-1.5%，較上月增速提升0.2個百分點。圖3：2018~2022M10各類地區(qū)單月用電增速(%)50-10-15高耗能沿海其他信證券研究部請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明6結(jié)合1~10月國內(nèi)用電數(shù)據(jù)，我們采用宏觀彈性預測法，預計2022~2024年全國用電量增速分別為3.9%/4.6%/4.5%。 FAI)均值FAI增速FAI電力需求(%)(%)彈性億kWhA,999,999,999999A,026,026,026026A,591,591,591591AA038A036A281A538A905A5%AE.9.0.0446%5%▍經(jīng)濟疲弱制約火電上浮區(qū)間，但用戶側(cè)漲價趨勢已定預計2023年動力煤現(xiàn)貨價格和長協(xié)價格走勢高度分化仍將延續(xù)。從中電聯(lián)編制的5,500大卡CECI沿海電煤采購價格指數(shù)走勢可以看出，側(cè)重反映當期市場真實成交的成交價指數(shù)和和側(cè)重反映綜合加權(quán)價格的綜合價指數(shù)，兩者仍處于高度分化狀態(tài)，目前實際成交價居高不下且最新成交價較綜合價高出約600元。價格差異巨大反映煤炭企業(yè)的長協(xié)簽約意愿和長協(xié)履約率意愿仍然較低。展望2023年，考慮全球能源供應危機仍未解除，在不出現(xiàn)經(jīng)濟大幅衰退情況下，我們預計現(xiàn)貨煤價仍將高企，即CECI成交價指數(shù)和綜合價指數(shù)，仍將呈現(xiàn)較大的分化。請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明78-01-03-05-07-098-01-03-05-07-09-01-03-05-07-09-01-03-05-07-09-01-03-05-07-09-01-03-05-07-09CECI沿海指數(shù):5500K綜合價CECI沿海指數(shù):5500K成交價00我們假設2023年下水煤電廠的長協(xié)比例均值提升至60%，對應5,500大卡動力煤的含稅綜合采購成本約為930元/噸。我們估計目前以下水煤為原料的電企中，嚴格執(zhí)行長協(xié)價格的長協(xié)比例大概在30%~60%區(qū)間內(nèi)，其中央企普遍位于該區(qū)間上沿，地方國企普遍位于該區(qū)間下沿。在政府推進長協(xié)煤執(zhí)行力度相關措施不斷加嚴、動力煤市場新增供給逐步釋放等因素的助推下，我們假設2023年以下水煤為主的電企，嚴格執(zhí)行長協(xié)價格的長協(xié)煤比例均值提升至60%，此外跟隨現(xiàn)貨的長協(xié)煤比例約20%，其余部分為現(xiàn)貨價格采購。按照此比例測算，我們5,500大卡動力煤的含稅綜合采購成本約為930元/噸。預計2023年，以下水煤為原料的沿海電廠能夠?qū)崿F(xiàn)整體盈利。沿海地區(qū)火電標桿電價均值為0.40元/千瓦時，假設市場交易電價在基準基礎上浮20%，對應扣稅后銷售電價測算，對應火電度電利潤0.01元/kWh，即沿海電廠基本能夠?qū)崿F(xiàn)整體盈利。對于能夠簽訂更高長協(xié)比例、或者電價更高的電廠而言，其盈利有望進一步抬升。料采購成本測算：貨長協(xié)價格購價格協(xié)煤比例%貨長協(xié)比例%比%究部測算023年下水煤電廠盈虧測算炭采購均價格費用價電價在基準基礎漲幅20.0%請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明8023年下水煤電廠盈虧測算扣稅后上網(wǎng)電價潤火電企業(yè)盈利仍在底部徘徊，但考慮到實體經(jīng)濟壓力相對較大且火電已經(jīng)度過成本壓力峰值，預計2023年火電市場交易電價浮動區(qū)間進一步放開概率較低。從盈利情況看，A股火電板塊2022Q1~3的ROE為1.4%，我們預計2022年全年ROE約為1.8%，相比2021年雖然回正但仍處于歷史底部。結(jié)合我們上述下水煤電廠盈利能力的分析測算，預計2023年火電企業(yè)的盈利能力雖有一定修復，但修復后的A股火電板塊ROE仍處在較低水平。在發(fā)改委于2021年下半年將火電市場交易電價浮動區(qū)間上限放寬至基準價格的1.2倍之后，2022年的火電企業(yè)盈利能力仍在底部徘徊，這意味著火電市場交易電價的浮動區(qū)間需要進一步放開以修復火電企業(yè)盈利能力。但考慮到火電企業(yè)已經(jīng)普遍度過成本壓力峰值時刻，同時下游實體經(jīng)濟普遍壓力較大，因此2023年的火電市場交易電價進一步放開概率較低。.0%0.0%9.3%77.1%5.9%3.5%3.5%4.2%1.4%4.8%3.4%2.5%-4.0%QWind證券研究部新能源發(fā)電具有間歇、波動、反調(diào)峰等特點，因此增加了系統(tǒng)的負荷峰谷差與不穩(wěn)定性，對電力系統(tǒng)的調(diào)峰消納能力提出了更高的要求。這意味著系統(tǒng)內(nèi)不僅需要接入更多當前尚未完全實現(xiàn)平價的新能源，還需要在電網(wǎng)側(cè)投入更多資本開支以應對電力系統(tǒng)沖擊。在歐美國家，由于發(fā)電側(cè)與電網(wǎng)側(cè)的電價機制均鼓勵投資主體收回合理收益，額外的投資通常意味著電價提升。近年來加州地區(qū)電價增幅明顯，而美國全國平均電價僅為穩(wěn)中略升。2001-2020年美國全部門電價基本保持穩(wěn)定，從2001年的7.29美分/千瓦增長到2020年10.26美分/千瓦22美分/千瓦增長到2020年18.15美分/千瓦時，累計增長161.76%。具體到居民及工業(yè)部門的電價，也呈現(xiàn)出類似的現(xiàn)象，加州地區(qū)的居民和工業(yè)用電增幅明顯，而美國居民和工業(yè)用電增幅不明顯。請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明9美國(全部門)加州(全部門)86420USEIA信證券研究部加州(居民)加州(工業(yè))美國(居民)美國(工業(yè))50USEIA信證券研究部加州地區(qū)非水可再生能源發(fā)電量占比顯著高于全國水平，與當?shù)仉妰r上行呈現(xiàn)強相關。2001-2020年間美國總發(fā)電量基本保持在35至40億兆瓦之間，非水可再生能源發(fā)電量持年的11%到2020年的26%，可再生能源比例逐步提升。因此可以得出，加州地區(qū)電價的逐步攀升與當?shù)夭粩嗵岣叩目稍偕茉窗l(fā)電占比具備較強的相關性。0-%USEIA信證券研究部-USEIA信證券研究部德國可再生能源發(fā)電量大幅提升，德國電價也出現(xiàn)明顯漲幅。德國是全球主要發(fā)達國家中電價最高的國家之一。根據(jù)德國能源和水業(yè)協(xié)會BDEW的數(shù)據(jù)，德國居民電價中包括電力供應成本、電網(wǎng)費(由聯(lián)邦網(wǎng)絡局規(guī)定使用的使用費用7.09歐分/千瓦時，占比約25%)，可再生能源附加費(向生產(chǎn)者支付可再生能源的國家保證價格6.41歐分/千瓦時，占比高達約20%)、銷售增值稅，電力稅等費用。其中，電網(wǎng)費與可再生能源附加費合計占比接近終端電價的一半，是德國電價水平在全球偏高的主要原因。由于碳價走高、加速淘汰煤電與核電，德國不僅需要加快建設可再生能源以彌補電力供給，也需要對電網(wǎng)進行相應擴建。與加州類似，這導致了近年來德國電價整體顯著上行。請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明102015年至2020年，德國僅發(fā)電側(cè)基荷上網(wǎng)電價就上行了約60%。德國可再生能源發(fā)電量GWh占比(%)0000-50經(jīng)濟與能源部，中信證券研究部00-04-08-04-08-04-08-04-08-04-08-04-08Bloomberg研究部盡管風電光伏的降本曲線顯著，已經(jīng)初步顯現(xiàn)出平價狀態(tài)，但對于電力系統(tǒng)整體而言，風光的沖擊性帶來的額外電網(wǎng)投資需求，通常完全抵消了風光自身在發(fā)電側(cè)的降本效果，導致系統(tǒng)整體供電成本大幅上行。只有在電網(wǎng)為匹配以新能源為主體的新電力系統(tǒng)所開啟的資本開支周期告一段落后，風光的后續(xù)降本方可真正帶來電力系統(tǒng)整體成本的下行。我國在碳達峰、碳中和推動下，目前國內(nèi)正處于風光裝機快速增長的起步階段，且國內(nèi)裝機高速成長將持續(xù)較長時間周期。而從德國及美國加州的經(jīng)驗看，在新能源裝機大幅上升后，電力系統(tǒng)綜合成本的達峰可能需要較長時間周期。這意味著對于國內(nèi)終端用戶而言，從中長期看面臨新能源裝機提升后的系統(tǒng)成本上升帶來的電價上行壓力，即通過分時電價、完善現(xiàn)貨市場、將輔助服務成本向下游疏導等方式，將建設新型電力系統(tǒng)增加的成本逐步向下游轉(zhuǎn)移。▍光伏即將度過成本壓力高峰，綠電高質(zhì)高速成長可期海外拉動力度減弱疊加上游供給釋放，綠電供需環(huán)境正變得有利月度數(shù)據(jù)顯示光伏組件出口增速近期已有明顯放緩，出口拉動作用正在減弱。2022年年初迄今，俄烏沖突使得歐洲的能源向清潔化轉(zhuǎn)型及能源保供的需求迫切，來自歐洲的光伏產(chǎn)品需求爆發(fā)式增長，帶動國內(nèi)整體光伏出口數(shù)據(jù)量價齊升。2022年1~10月，國內(nèi)光伏組件出口規(guī)模達到132GW，同比增長61%；2022年1~11月，國內(nèi)太陽能電池出口金額高達433億美元，同比增長70%，全年出口金額及其增速均有望創(chuàng)下自2012年有數(shù)月的月度出口金額數(shù)據(jù)看，在經(jīng)歷前期接近100%的爆發(fā)式增長后，國內(nèi)光伏出口增速在7月達到峰值并自9月以來已經(jīng)明顯下降，其中11月出口金額同比增速已經(jīng)回落至23%。勞動力短缺使得安裝人員無法滿足過快增長的訂單量，同時前期大量進口使得歐洲累計了一定的庫存量，相應導致海外需求強度對國內(nèi)光伏出口的拉動力度明顯減弱。請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明11-01-05-01-05-09-01-05-09-01-05-09-01-05-09-01-05-09-01-05-09我們預計2023年國內(nèi)光伏組件出口將延續(xù)高增，但增速或?qū)⒔抵?0%附近。展望全年，我們預計2022年國內(nèi)光伏組件出口規(guī)模約155GW，同比增長約60%；2023年的海外需求將受制于高基數(shù)及歐洲安裝人員短缺等制約因素，預計2023年國內(nèi)光伏組件出口規(guī)模約為220GW，同比增長約40%。000433285192198128102123129113113136%%%.0.0.0.0.0.0.0.0 %%%%%%%%%合盛硅業(yè)、東方希望、四川永祥、上機數(shù)控、特變電工等硅料廠商共計發(fā)布約200萬噸的硅料擴產(chǎn)計劃。按照硅料常見的1~2年投產(chǎn)周期，按照各家企業(yè)投產(chǎn)計劃估計，預計2023年國內(nèi)有約25萬噸產(chǎn)能投放，2024年約有80萬噸產(chǎn)能投放。我們按照國內(nèi)各家企業(yè)的硅料計劃投產(chǎn)產(chǎn)能推算，遠期國內(nèi)硅料產(chǎn)能足以支撐每年新能1,000G光伏裝機的裝機目標，遠超當前全球光伏約200GW的實際新增裝機。隨著上游硅料產(chǎn)能的逐步釋放，硅料市場供需格局有望逐步從嚴重短缺走向市場平衡并邁入過剩階段。按照硅料產(chǎn)能投放進度，結(jié)合近期的價格下行態(tài)勢，我們硅料價格新一輪下行周期已經(jīng)到來。硅料價格拐點出現(xiàn)有望帶動組件價格重新回歸下行通道，提升終端光伏電站回報并有效刺激綠電運營商裝機積極性。請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明12MMMMMM1MMMMMM1MMMMM-07-08MMMMMM1MMMMMM1MMMMM-07-08-09-01-02-03-04-05-062-07-08-091-05-06-07-08-09-01-02-03-04-05-06-07-08-092021AE股份能源科技能源圖14：國內(nèi)多晶硅產(chǎn)量及進口量變動趨勢(萬噸/月)圖15：部分硅料公司產(chǎn)能擴張計劃統(tǒng)計000000000000000000等公司公告(含計劃)，中信證券研究部實近期，光伏產(chǎn)業(yè)鏈上游及中游價格已經(jīng)開始全線松動。硅料方面，單晶用料價格已經(jīng)重新回歸300元/千克之下，部分產(chǎn)品最新報價已經(jīng)降至250元/噸左右；硅片價格呈現(xiàn)斷崖式下跌，2022年12月中旬的182mm及210mm單晶硅片已經(jīng)跌至6.2元/片及8.10元/片，相比10月份的近期價格高點已經(jīng)下跌約20%，且價格進一步明顯下跌的概率較高。價(元/片)圖17：國內(nèi)多晶硅單晶用料價格(元/千克)mmpm多晶硅:單晶用料價格元/千克8.06.04.02.0 現(xiàn)貨價平均價:單晶硅片(182mm,165pm)0Wind資料來源：CEIC，中信證券研究部2022年年初以來，硅料價格上漲帶來的成本壓力以及海外組件出口需求強勁增長刺激，推動組件價格持續(xù)上漲，推動光伏電站的組件招標價格上漲至約2元/瓦的水平。但是，從周度高頻數(shù)據(jù)看，隨著上游產(chǎn)能大規(guī)模投產(chǎn)預期的不斷強化以及需求拉動力度的邊際減弱，國內(nèi)組件價格已經(jīng)掉頭向下，12月中的組件價格已經(jīng)回落至1.90元/瓦的水平，相比近期價格高點已經(jīng)回落了5%左右。請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明131111-07-08-09-01-02-03-04-05-06-07-08-09光伏組件:210單晶組件元/瓦現(xiàn)貨平均價:單面單晶PERC組件(182mm)元/瓦0000000000CEIC資料來源：Wind，中信證券研究部及成長即將重新可以兼得，集中式光伏高速成長可期2022年年初以來，對組件價格接受能力更強的歐洲需求大幅爆發(fā)，將組件價格接受能力弱于歐洲的國內(nèi)綠電運營企業(yè)推向不利地位，高組件環(huán)境將國內(nèi)綠電運營企業(yè)陷入保成長還是保股東回報的兩難境地，大量集中式光伏項目在組件價格上漲環(huán)境下已經(jīng)不能滿足企業(yè)的收益率標準要求。我們模擬假設了一個光伏項目，按照1.95元/瓦的組件采購價格、4.28元/瓦的單位投資成本、1400小時的利用小時假設以及0.35元/千瓦時的含稅上網(wǎng)電價等關鍵參數(shù)假設，我們測算得到該項目的權(quán)益IRR為5.9%。從該項目的回報測算可以看出，今年有大量光伏項目(如項目所在地區(qū)標桿電價較低、儲能配置需求要求較高、市場化相對激進等)的投資回報不能滿足企業(yè)的底線投資回報標準，進而導致大量集中式光伏項目無法按照原定投資計劃順利投產(chǎn)。價格h.28桿上網(wǎng)電價資%%%%比例%率%%.0%y限y7本金償還金額3稅率%數(shù)人%費%~1.0%率%%/資產(chǎn)原值%研究部假設請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明14從2022年1~11月并網(wǎng)數(shù)據(jù)看國內(nèi)光伏裝機增長迅速，1~11月國內(nèi)光伏發(fā)電新增裝機容量高達6,571萬千瓦，相比上年同期增加3,088萬千瓦。在高組件對集中式電站投資意愿構(gòu)成明顯壓制情況下，光伏并網(wǎng)增長仍能迅速增長，背后的原因是工商業(yè)及戶用分布式光伏電站出現(xiàn)爆發(fā)式增長，填補了集中式光伏電站增長乏力的缺口。和集中式光伏電站對標項目所在省火電標桿電價不同，分布式光伏項目對標電價為價格較高的終端用戶電價，隨著新型電力系統(tǒng)建設的不斷推進以及市場化改革的持續(xù)加深，終端工商業(yè)用戶電價上漲明顯，明顯提振工商業(yè)企業(yè)投資分布式光伏電站的積極性。2022年前三季度，戶用及工商業(yè)分布式光伏在光伏裝機中的占比高達65%，分布式光伏在光伏新增裝機中占比創(chuàng)下歷史新高。裝機中占比(萬千瓦)00000布式占比0%201720182019仍以上述模擬光伏項目為例，從敏感性分析測試結(jié)果看，如果組件價格回落0.2元/瓦，在其他邊界條件不變的情況下，組件降價帶動該模擬項目的權(quán)益回報提升至7.1%；如果組件降價回報0.4元/千瓦時，該項目的權(quán)益回報將進一步增加至8.5%。.08.0%單位成本4.289%.488%.68.7%.88.6%研究部測算請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明15我們預計2022年國內(nèi)光伏并網(wǎng)規(guī)模約為8,500萬千瓦，相比2021年的5,493萬千瓦增長約3,000萬千瓦。在組件價格步入降價周期、各地十四五規(guī)劃陸續(xù)發(fā)布、大基地建設持續(xù)推進等因素刺激下，我們預計2023年光伏裝機有望增至120GW，其中集中式光伏是裝機增長核心驅(qū)動力。▍行業(yè)投資提速，預計2023年電源投資超8000億元隨著局部性缺電頻發(fā)等問題的暴露，傳統(tǒng)火電在電力系統(tǒng)的保供壓艙石地位得到重新審視；與此同時，煤電在經(jīng)過靈活性改造后通過較低出力參與電力系統(tǒng)調(diào)峰，可以緩解我國新能源裝機增長與靈活調(diào)節(jié)電源建設不同步的矛盾。經(jīng)濟增速下行壓力較大帶動地方政穩(wěn)增長壓力，地方政府現(xiàn)階段也希望將火電作為重大基礎設施項目建設投資以發(fā)揮其在穩(wěn)增長中的積極作用。在上述多種因素合力推動下，從2022年沿海省份出臺的“十四五”能源規(guī)劃和后續(xù)的項目審批情況看，廣東、浙江、福建均將煤電新增或擴建作為能源規(guī)劃重要構(gòu)成，并在2022年下半年明顯加快煤電項目審批節(jié)奏。煤電規(guī)劃相關內(nèi)容/4/18《廣東省能源發(fā)展產(chǎn)河源電廠二期、江門新會雙水熱電聯(lián)產(chǎn)擴建、華潤西江電廠、華電豐盛汕頭/5/19《浙江省能源發(fā)展電廠三期、六橫電廠二期、舟山電廠三期和沿海優(yōu)選場址等項目，新增煤電/6/1《福建省“十四五”神華羅源灣電廠、華電可門三期、泉惠熱電建設，加快泉惠熱電第二臺機組、古2022年1~10月，國內(nèi)火電行業(yè)投資規(guī)模已經(jīng)達到640億元，同比增長43%，已經(jīng)明顯超出同期19%的電源整體建設投資增速。綜合考慮火電在保供、保障新能源消納、拉動地方經(jīng)濟等方面的積極作用，預計火電新增裝機在2022年后將迎來較快發(fā)展，具體而言，我們預計2022~2025年火電新增裝規(guī)模為4,500/8,000/8,500/7,500萬千瓦?；痣娦略鲅b機萬千瓦8,5008,0009,008,0007,5008,0005,4625,3385,16155,4625,3385,1615,2164,6884,5003,7635,003,763000002016201720182019202020212022E2023E2024E2025E請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明16信證券研究部預測化電力體系靈活性電帶動抽蓄發(fā)展對比中國靈活性電源(氣電、抽水蓄能)在整體電源中的裝機占比可以看出，202014.0%/30.4%/38.3%/39.4%，靈活調(diào)節(jié)電源與風光裝機比值僅為0.24，低于法國(0.65)與西班牙(0.67)同期水平，國內(nèi)靈活調(diào)節(jié)資源明顯不足?？紤]到抽水蓄能項目的建設通常需要5~10年，在“十四五”期間難以大規(guī)模投產(chǎn)；天然氣資源不足疊加國家LNG價格暴漲下，氣電不能作為主力調(diào)峰電源；新型儲能尚不具備普遍商業(yè)化的條件，“十四五”期間煤電靈活性改造有望成為補充靈活調(diào)節(jié)資源，以保障新能源大規(guī)模接入的主要途徑。國家發(fā)改委、能源局在2021年發(fā)布的《關于開展全國煤電機組改造升級的通知》中預計“十四五”期間我國將完成煤電靈活性改造2.0億千瓦、煤電靈活性制造1.5億千瓦。靈活性改造有望進一步強化煤電在我國電力系統(tǒng)中的地位，加速推進容量電價機制與輔助服務分攤機制改善煤電盈利模式。.0%%45.6%%%美國英國西班牙法國中國電源建設投資提速明顯，我們預計2023年增加32%至8,200億元。在火電新增裝機發(fā)展提速、風光新能源駛?cè)敫咚侔l(fā)展車道、核電發(fā)展提速以及配套風光消納的火電靈活性改造及抽蓄項目密集建設等一系列因素的共同推動下，我們預計2023年國內(nèi)電源建設投資將增加至8200億元，同比增長超過30%，并在2025年增至1.1萬億元。請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明17 %增長11,00060%9,7008,200 %8,000 03,7173,6863,9363,4085,2444,0602,7002,7216,2005,530 00 -30%201520162017201820192020▍數(shù)字化及新型電力系統(tǒng)結(jié)合，催生新場景及新模式在新型電力系統(tǒng)的構(gòu)建過程中，傳統(tǒng)電力結(jié)構(gòu)、技術特征、運行機制、發(fā)展模式等將發(fā)生革命性的變化，將催生大量新技術、新模式、新業(yè)態(tài)。實現(xiàn)新型電力系統(tǒng)下源網(wǎng)荷儲全環(huán)節(jié)的智能互動、精準控制，亟待運用數(shù)字技術，具備融“采集感知+算力算法+運行控制+智慧運營”于一體的能力，加快推動電力企業(yè)數(shù)字化轉(zhuǎn)型升級。根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計，2021年，國內(nèi)在電力信息化領域的投入規(guī)模為283億元。電網(wǎng)領域，2021年信息化投入達154億元，其中國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)、內(nèi)蒙古電力的投入分別1年信息化投入達112億元，其中規(guī)模較大的有中國華能、中國三峽集團14億元。電建領域，2021年信息化投入16億元。請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明18團集團團能源源團集團團能源源2021年重點電力企業(yè)信息化投入億元97.753.228.015.814.714.353.228.015.814.714.33.42.41.91.50.70.5.0信證券研究部隨著新型電力系統(tǒng)數(shù)字化技術的應用實踐持續(xù)推進，數(shù)字化技術有望全面應用于新型電力系統(tǒng)中發(fā)電、輸電、變電、配電、用電等各個環(huán)節(jié)，提升電力系統(tǒng)的智能化、自動化、數(shù)字化程度，推動傳統(tǒng)電網(wǎng)加速向能源互聯(lián)網(wǎng)升級。其中，發(fā)電側(cè)的新能源功率預測技術與用戶側(cè)的虛擬電廠技術在提升電網(wǎng)安全性、輔助客戶參與電力市場交易方面表現(xiàn)優(yōu)秀，有望伴隨電網(wǎng)數(shù)字化加速與電力市場逐步完善實現(xiàn)快速成長，市場規(guī)模增長前景廣闊。新能源功率預測應用場景不斷打開在新能源占比日益增多情況下，強化新能源發(fā)電功率預測是電網(wǎng)端進行電力調(diào)控和電力管理的必要前提。和自帶調(diào)節(jié)能力的火電及水電等傳統(tǒng)電源不同，風光新能源出力具有間歇性、波動性、隨機性等典型特征，其大規(guī)模接入會提高電力系統(tǒng)的調(diào)峰調(diào)頻壓力，加大頻率穩(wěn)定、電壓穩(wěn)定等方面的潛在安全隱患。為降低新能源大規(guī)模接入對電力系統(tǒng)的沖擊，電網(wǎng)端相應需求為可視化新能源發(fā)電曲線，及時掌握新能源出力情況，并據(jù)此做出及時、合理的發(fā)電規(guī)劃，實現(xiàn)發(fā)電端和用電端的實時平衡，維持電網(wǎng)穩(wěn)定，新能源功率預測需求相應誕生。國家發(fā)改委及能源局等主管部門正持續(xù)加強對新能源功率預測的考核。2018年以來，國家能源局區(qū)域監(jiān)管局紛紛更新所轄區(qū)域《發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細則》和《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理實施細則》(以下簡稱“兩個細則”)，要求新能源電站對發(fā)電功率進行預測，并對上傳率、準確率、合格率等指標進行偏差考核，推動發(fā)電功率預測類軟硬件產(chǎn)品的市場需求顯著提升。隨著電力輔助服務補償機制的不斷完善，新能源發(fā)電功率預測考核以及并網(wǎng)智能控制考核等考核獎懲制度也相應明確，且考核要求也更為嚴格，新能源電站承擔的功率預測考核成本也顯著增加，功率預測準確性成為影響電站盈利能力的重要因素，催生了功率預測需求并帶動功率預測產(chǎn)品出現(xiàn)。區(qū)域相關細則主要考核指標具體考核要求北“兩個細則”準確率請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明19區(qū)域相關細則主要考核指標具體考核要求域2019版華北“兩個細則”準確率2020版東北“兩個細則”域2019版華東“兩個細則”準確率域2020版華中“兩個細則”%。2020版南網(wǎng)“兩個細則”準確率應≥85%，超短期功率預測準確率應≥90%。局各區(qū)域監(jiān)管局官網(wǎng)，國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)官網(wǎng)，國能日新公司公告，中信證券研究部新能源發(fā)電功率預測產(chǎn)品將在電源側(cè)的運維管理與電網(wǎng)側(cè)的電力調(diào)控方面發(fā)揮關鍵作用，在風光裝機規(guī)?？焖偬嵘F(xiàn)貨市場加速推進等因素催化下，預計“十四五”期間我國功率預測產(chǎn)品市場空間及持續(xù)擴大。根據(jù)國能日新公司招股說明書披露的2019年公司市占率及收入情況，我們推測當年全國風光功率預測產(chǎn)品市場規(guī)模約5.6億元。考慮到“十四五”新增投產(chǎn)裝機推動下游需求增長，以及現(xiàn)貨市場建設推進帶動功率預測產(chǎn)品滲透率提升，我們預計到2025年國內(nèi)新能源發(fā)電功率預測產(chǎn)品市場規(guī)模將達到19.5億元，對應“十四五”期間年均復合增速為20.0%。元)%合計增速 20 %8.92 0%EEEE2023E2024E公司招股說明書，中信證券研究部預測請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明20虛擬電廠方興未艾，市場空間近千億元虛擬電廠是一種運用信息通信技術與軟件系統(tǒng)，統(tǒng)一協(xié)調(diào)控制分布式電源、可控負荷、電動汽車、儲能系統(tǒng)等分布式能源資源(DistributedEnergyResource，以下簡稱DER)并整合形成特殊電廠，基于新型需求側(cè)響應技術參與電力市場與電網(wǎng)調(diào)度的協(xié)調(diào)管理系統(tǒng)。在新型電力系統(tǒng)中，虛擬電廠既能作為發(fā)電與售電企業(yè)參與電力中長期交易與現(xiàn)貨交易，又能作為輔助服務提供商進行調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務。作為一種新型電力商業(yè)模式，虛擬電廠可基于能源互聯(lián)網(wǎng)的智能技術，感知不同用戶的用電需求彈性差異，并據(jù)此優(yōu)化調(diào)配電量；參與者兼具發(fā)電與用電屬性，改變了傳統(tǒng)電網(wǎng)單向逐級流動的模式。虛擬電廠在電力系統(tǒng)中的價值主要體現(xiàn)在三個方面：聚集資源：虛擬電廠能夠解決海量用戶側(cè)異構(gòu)資源地理位置分散、單體容量小、調(diào)控難度大的特征，將小型分布式電源整合并網(wǎng)運行，結(jié)合儲能系統(tǒng)、可控負荷、電動汽車等，通過數(shù)字化手段降低新能源間歇性與波動性對電網(wǎng)的沖擊；削峰填谷：聚合源網(wǎng)荷儲后，虛擬電廠可根據(jù)用戶需求情況，結(jié)合電力供需與綜合電價來調(diào)度電力，實現(xiàn)自適應、去中心化能源調(diào)度，大幅提升調(diào)度效率。虛擬電廠可參與電力中長期與現(xiàn)貨市場以及輔助服務市場，發(fā)揮削峰填谷作用并平滑用電曲線，在滿足用電需求與用電安全的基礎上實現(xiàn)用能成本最小化；提高效率：虛擬電廠在改變分布式電源并網(wǎng)方式的基礎上，對廠內(nèi)源網(wǎng)荷儲協(xié)調(diào)優(yōu)化，以數(shù)據(jù)賦能提升電網(wǎng)運行效率與電能利用效率。初期以算法指導發(fā)電、用電、儲能與電力交易，后續(xù)通過持續(xù)積累數(shù)據(jù)進一步優(yōu)化能源網(wǎng)絡協(xié)調(diào)機制，最大程度平抑新能源間歇性與波動性，提高電能利用率并提高市場化交易收益。請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明21等《虛擬電廠通信網(wǎng)絡架構(gòu)及關鍵技術研究展望》，中信證券研究部近年來國家發(fā)改委、能源局在推動電力市場建設、鼓勵源網(wǎng)荷儲與新型儲能發(fā)展的政策中多次提到鼓勵探索虛擬電廠商業(yè)模式與加大虛擬電廠投資力度。作為一種能夠有效聚合海量DER的需求側(cè)響應技術手段，虛擬電廠在我國新型電力系統(tǒng)中將扮演重要角色，作為靈活調(diào)節(jié)資源通過現(xiàn)貨市場套利、輔助服務交易、需求側(cè)響應容量補貼、能效優(yōu)化服務等途徑實現(xiàn)盈利。根據(jù)全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織預測，2025/2030年我國最大負荷將達到15.7/18.2億千瓦，按照最大負荷5%/6%的可調(diào)節(jié)負荷資源庫建設比例，我們預計虛擬電廠市場空間將達到785/1,092億元，增長空間廣闊。/02/05《關于推進電力源網(wǎng)體化和多能互的指導意見》統(tǒng)提供調(diào)節(jié)支撐、儲能、虛擬電廠參與市場機制。/07/23《關于加快推動新型據(jù)、發(fā)展的指導意虛擬/01/28《關于加快建設全國力市場體系的，見》能、虛擬電廠等調(diào)節(jié)電源的投資建設。/02/10《關于完善能源綠色型體制機制和措施的意見》求場交易和系統(tǒng)運行/03/22劃》汽車VG以多能互補的清潔能源等新模式新業(yè)態(tài)。《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則(征求意見稿)》網(wǎng)等新興市場主體參，國家能源局，中信證券研究部用電需求增速大幅下滑：我們按照全社會用電需求及雙碳目標下能源結(jié)構(gòu)變化對全國各類電源裝機增速進行預測。若未來全社會用電需求低于預期，可能導致建成的風電、光伏項目棄風棄光率上升，或火電利用小時數(shù)減少，導致火電、新能源業(yè)績低于預期；售電價格大幅下降：售電價格直接影響電力企業(yè)的營收，若電價低于預期，則可能導致行業(yè)內(nèi)各公司營收與利潤不及預期，影響各公司業(yè)績與現(xiàn)金流；燃料成本大幅上升：燃料成本在火電成本中占比接近60%~70%，對煤電盈利有較大影響。目前動力煤價格已從高位有所回落，但若煤價再次大幅上行，則可能導致火電企業(yè)盈利受到極大沖擊；新能源裝機增長不及預期：風電、光伏項目建設中，土地審批、設備招投標、工程施工等環(huán)節(jié)影響項目進度，若新能源運營商建設項目受上述因素影響，可能導致裝機增速低請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明22于預期，進而影響發(fā)電量及上網(wǎng)電量增速，導致可再生能源板塊業(yè)績成長速度低于預期；風光造價大幅上行：雖然我們預計在未來中長期，風光運營商有望通過新能源設備造價下行攫取行業(yè)技術進步紅利，但短期原材料價格波動等因素可能導致風電、光伏造價波形反彈，此外市場利率波動可能影響運營商成本。新能源項目初期投資規(guī)模較大，項目投資回報率對造價較為敏感，若上游設備、組件等原料造價上行或融資成本上行，可能影響新能源投資規(guī)模，導致裝機增速不及預期或項目回報率不及預期；電力數(shù)字化投資不及預期：新型電力系統(tǒng)建設催生數(shù)字化需求，我們預計發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)公司、電力用戶等市場主體將在“十四五”期間加大數(shù)字化與信息化投資力度，推動新能源功率預測、虛擬電廠等能源新技術與新場景商業(yè)模式落地。若電力數(shù)字化投資規(guī)模與進度不及預期，則可能導致相關新興技術需求低于預期。下游承受成立較弱制約發(fā)電側(cè)的火電市場交易電價上浮空間的進一步打開，但在用戶側(cè)，向新型電力系統(tǒng)升級的系統(tǒng)成本壓力已經(jīng)無法在中游發(fā)電及電網(wǎng)環(huán)節(jié)內(nèi)化，分時電價、輔助服務向下游疏導、現(xiàn)貨市場建設推進等正在推動用戶側(cè)電價步入上漲周期，為電力行業(yè)較好發(fā)展創(chuàng)造良好市場環(huán)境。在火電新增裝機發(fā)展提速、風光新能源駛?cè)敫咚侔l(fā)展車道、核電發(fā)展提速以及配套風光消納的火電靈活性改造及抽蓄項目密集建設等一系列因素的共同推動下，我們預計2023年國內(nèi)電源建設投資將增至8200億元，同比增長超過30%，并在2025年增至1.1萬億元。光伏產(chǎn)業(yè)鏈上中游價格全面松動帶來綠電裝機提速格外需要關注，我們預計2023年光伏裝機有望增至120GW，其中集中式光伏重新成為裝機增長核心驅(qū)動力，國內(nèi)綠電運營商重新回歸裝機高成長帶動的盈利業(yè)績高速成長以及綠電新項目投資回報預期不斷改善的良好環(huán)境。隨著新型電力系統(tǒng)數(shù)字化技術的應用實踐持續(xù)推進，數(shù)字化技術有望全面應用于新型電力系統(tǒng)各個環(huán)節(jié)，推動傳統(tǒng)電網(wǎng)加速向能源互聯(lián)網(wǎng)升級。新型電力系統(tǒng)中的信息化應用正帶動電力領域新場景、新商業(yè)模式等不斷爆發(fā)，其中發(fā)電側(cè)的新能源功率預測技術與用戶側(cè)的虛擬電廠技術正方興未艾。投資選擇四條主線，具有估值安全邊際且風光成長潛力充沛的火電轉(zhuǎn)型標的以及龍頭綠電運營商；受益國內(nèi)新一輪大型水電裝機進入投產(chǎn)釋放周期的優(yōu)質(zhì)水電；配套綠電大規(guī)模發(fā)展的發(fā)電及電網(wǎng)側(cè)儲能標的；以及受益數(shù)字和和新興電力系統(tǒng)相互融合的功率預測、虛擬電廠等標的。推薦三峽能源、龍源電力(A&H)、國電電力、華能國際(A&H)、國投電力、南網(wǎng)儲能、信義能源、國網(wǎng)信通、中國電力等，建議關注華潤電力、廣宇發(fā)展、大唐新能源等。請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明