首页 > 文档云仓 > 行业研究 | 企业研究 > 电力|能源|储能 > 2023年电力行业策略报告:新旧能源修复共振,电力市场改革重塑资产价值
【报告导读】火电:短期盈利有望反转,中长期资产价值或将重估。成本端:燃煤成本有望下行。2023年长协煤政策在监管要求和监管细节上较2022年全面深化,2023年长协煤兑现率同比有望 提升;同时,2023年国内电煤需求或整体偏弱,而国内核增的煤炭产能继续落地,叠加海外经济2023年或面临衰退,国内外动力煤供 需关系有望缓解,现货煤价有望缓和。
电价端:2023年广东、江苏的年度市场化交易电价已接近20%涨幅,云南省等地容量电价的出 台也有望为火电经营纾困。中长期来看,能源转型背景下,火电将逐渐向灵活性主体转变,辅助服务和现货市场建设持续推进中,火电 商业模式有望变革,资产价值有望重塑。
设备端。电力紧张背景下,我国煤电审批量持续超预期,火电产业链有望迎来β行情。根据我们统计,2022年全年我国招/中标+开工 项目合计约10500万千瓦,且整体呈现月度加速趋势;百万千瓦煤电主机价值量已上涨至11亿元/台以上,较2022年8月份之前的8-9 亿元/台提升20%以上。
绿电:装机成本下行+收益机制逐渐完善,回报率有望上行。硅料价格迎来拐点,光伏装机意愿有望提升。硅料产能快速释放背景下,硅料价格大幅回落,拉动组件价格下降,2023年1月4日 182mm组件价格已下降至1. 85元/W,较上年11月的高点下降15分钱/W。根据我们测算,当装机成本处于3.6-4.1元/W时,光伏装机成本 每下降5分/W,项目资本金IRR将提升0.35-0.44%。
收益机制完善有望提升配储经济性。当前配储对新能源电站仍是成本项。根据我们测算,不考虑储能带来的收益,配置2h/10%的电化学 储能或将影响项目资本金IRR 2pct以上。但当前全国已取消独立储能承担的输配电价和政府性基金及附加;同时部分省份已出台对新型 储能的容量补偿政策,或明确容量租赁费用,配储经济性有望提升。 ✓ 我国第一批可再生能源补贴核查的合规清单已于2022年10月底披露,项目数量占目前国内集中式补贴项目比重达到63%。2022年3月以 来,国家已下发多次可再生能源补贴。今年新增3858亿元中央级财政预算的背景下,可再生能源欠补问题有望逐步解决
绿电交易量价齐升,有望保障绿电运营商收益率。价格方面,2023年江苏可再生能源年度成交价较常规电源成交价溢价1.9厘/KWh,广 东的环境溢价均价则为21.21厘/KWh;而2022年部分地区已对高耗能企业绿电用电比例提出了明确的约束,叠加绿电与碳市场联动机制 的逐渐健全,绿电交易量有望继续提升。
水电:来水有望修复,市场化交易叠加外送机制完善提升电价。电量方面,目前各流域来水情况基本改善,白鹤滩、锦屏一级等水电 站已蓄至正常蓄水位。据国家气候中心,2023年5-10月满足厄尔尼诺现象判定标准,预计南方降水将有所修复。电价方面,主要水电 公司市场化电价与电量占比齐升,锦官电源组送苏电价机制完善为“基准落地电价+浮动电价”,上网电价提升至0.3195元/KWh,水 电外送电价打开增长空间。中期来看,长江电力等大型水电公司积极布局抽蓄,后续有望贡献业绩增量。随水电开发步入中后期,大 型电站资源稀缺性更加突出,联合调度能力强、资源资金实力雄厚的水电龙头企业优势将更加显著
核电:市场化电价上浮提振收益,机组审批加速保障长期成长。价:电力紧张背景下,2023年江苏、广东的电力年度交易均价较当地 燃煤基准价涨幅均接近20%。而核电同样也可享受电价上浮区间扩大的红利。量:2022年我国共核准10台核电机组,核准数量创2009 年以来新高,远高于2019-2021年的4-5台/年。电力紧张背景下,核电和火电或将共同成为增量基荷的重要来源。随着三代和四代核电 技术的逐步成熟,以及安全性的提高,核电发展趋势确定性强。
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