2023年电力行业投资策略 火电、绿电、水电投资分析

2023年电力行业投资策略火电、绿电、水电投资分析一、火电：变盘之下，拾级而上2022年火电板块走势曲折变化，呈现出一定的超额收益获取能力。尤其在三季度火电板块扭亏预期走强的背景下，板块（参照申万一级行业分类）涨幅显著。截至11月末，火电今年累计收益1.7%，实现超额收益25.81%。（一）旧机制引发诸多矛盾，22年电力企业踌躇前行基本面“忧患”，预期博弈“难解难分”。虽22年电力板块整体出现了一定的超额收益获取能力，但板块上涨的背后更多的是对盈利拐点出现的预期博弈，这一特征在三季度表现尤为显著，板块一度冲高。但随着实际业绩的披露，市场意识到火电板块扭亏仍有压力，后又有所回落。以主要火电运营商的毛利率变化来看，火电当前仍处在边际弱改善的过程中，华能、华电、大唐等大型电力运营商毛利率水平仍然较低，且有运营商22Q3环比22H1有所恶化。1、22年踌躇于煤价的难以控制长协履约率提升仍有阻力，市场煤价格居于高位。长协煤方面，虽长协煤监管措施不断出台，但对未履约的违规行为核查难度较大，致使央企及地方性运营商虽长协签约率较高但履约率仍然相对不及预期。市场煤价格方面，年初受进口煤受限的影响，煤价在一季度冲高至1600+元/吨的高位，后有所回落；三季度进入炎夏火电负荷加大，煤炭供需再次偏紧，煤价重新开始上行，整体来看22年市场煤煤价仍然偏高。进口煤方面：国际黑天鹅事件导致一季度进口煤煤价提升。目前我国进口煤来源于印尼、俄罗斯、澳洲等地，而印尼煤事件与俄乌冲突接连冲击进口煤的供给，成为Q1扰动国内动力煤煤价的重要因素。目前来看，12月广州港印尼煤及澳煤库提价有所回落，但仍然保持在1200+元/吨的较高水平。2、22年踌躇于电价难以向上突破1439号文打开电价上浮空间，电价归位，促进火电修复开启。2021年10月发改委出台《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号），进一步打开市场电浮动区间，允许价格上下浮20%，且用电多的高耗能行业市场电价不受上浮20%限制，使得燃煤发电上网电价改革进一步推进，此外1439号文还明确提出有序推动工商业用户都进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。电价涨价幅度仍然难以覆盖一次能源价格上升的成本，各类型工具受20%限制仍难发挥作用。虽然去年1439号文将电价的上浮空间打开，但当前电价提升幅度仍然难以全部覆盖煤炭价格的上升带来的成本变动影响，部分电力运营商在毛利率层面仍然难以转正。目前虽有容量电价等工具在电价上浮的基础上再给予火电一定补贴，但地方层面在制定相关政策时仍会考虑将整体电价控制在120%标杆电价范围内，“煤电顶牛”问题在电价端仍难解决。（二）新机制将至，虽或有波折但终将迎风而上1、电力交易机制“由0到1”，构筑火电盈利底线1）现货市场如约而至，带动火电盈利能力提高15年电力市场化改革催生电力现货发展，17年进一步发展，22年有望再次突破。2015年电改9号文正式拉开了我国电力市场化改革的序幕。在9号文的指导下，电力市场化建设取得较大进展，但我国的电力市场建设尚处于初级阶段，大多数省份的市场化交易仍停留在年度、月度等中长期时间跨度，且交易标的物以电量为主，电力系统调度仍保持着计划管理方式，市场价格难以有效反映电力供需的实时变化，与欧美开放成熟的电力市场仍有一段距离。为进一步推动电力市场体系的建设，2017年8月国家发改委、国家能源局发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等八个地区作为第一批电力现货市场改革试点。今年年底至明年年初，第一批重点展开现货试点的省份均有望进入长周期、稳定运行的阶段，为新型电力系统的转型提供机制支持。全国视角来看，我国目前的电力现货市场形成了以两大区域性电力交易中心为主，各省电力交易中心为辅的发展格局。我国目前建立了北京、广州2个区域性电力交易中心，2022年7月南方区域电力市场启动试运行，包括电力中长期市场、现货市场和辅助服务市场。区域电力市场启动试运行后，现货交易将由广东拓展到云南、贵州、广西、海南，实现南方五省区的电力现货跨区跨省交易。省份视角来看，各省也分别建立了自身的现货电力交易体系，重点省份已实现了从短期试点运营到中长期试运行的平稳过渡，预计将不断有更多省份逐步进入成熟期。现货市场有效促进峰谷价差拉大，带动火电盈利能力提升。在现货市场交易机制的不断完善下，价格信号的传导作用将进一步凸显，由供需双方决定分时成交电价，逐渐摆脱计划属性。峰谷价差的拉大将促进提升火电在尖峰时刻的出力，从而带动火电机组盈利能力的改善。2）容量电价：为“充裕度”而生，给予火电补偿收入缺失会迫使一部分边际机组被“淘汰”，因此通过“容量电价”确保固定成本的收回可以解决这一问题。在无法突破价格帽的情境下，贴近于边际出清价格的机组有可能仅能收回可变成本，而固定成本、运维成本则难以收回，导致边际机组（多为火电机组）因回收不了全生命周期成本而被挤兑。同时后续将会因缺乏投资激励致使系统发电装机逐渐减少，进而系统充裕性降低。因此“容量电价”本质上是为保证电力系统的充裕度而对边际机组（火电）进行的固定成本补偿。3）辅助服务交易：为“灵活性”而生，确保前期投资收回“辅助容量”本质是为电力系统提供灵活性。调峰容量政策的出台本质上是在风光大发/低谷时火电机组通过自身负荷的升降实现“削峰填谷”的作用。而火电机组需前期进行一定程度的灵活性改造来满足机组负荷的升降。因此，以甘肃的辅助容量为例，通过辅助费的模式，促使其火电改造成本的收回。核心来看：能源转型下的新世界拉开序幕，我们认为更深远的意义在于新型电力系统背景下电价的后续推演。在边际定价体系下系统充裕性备受挑战，同时风光大比例并网导致系统灵活性调节需求日益增大，电价背后隐含的社会成本在当前的定价机制下均越来越无法满足新型电力系统的转变。因此，通过将电价解耦，并通过不同的市场回收相应成本将是未来双碳目标实现的必由之路。2、火电投资逻辑：长短期各有侧重，但新机制终将到来的趋势不可抵挡短期：混沌之中政策已经开始吹风，短期未出现业绩确定性拐点之前追求落袋为主。火电今年的修复一波三折，先有进口煤遭受冲击导致煤炭供给受限，后有长协履约监管错位致使用煤成本依然承压。成本端长协煤的具体履约率难以实时动态更新，即便公司本身也难以对下属电厂煤炭长协的兑现情况进行高频追踪，信息的滞后导致火电业绩修复缺乏明确指引，板块处于难以推测的“混沌”状态。因此，市场在基本面曲折变化的过程中即便看到国内煤炭产能的不断释放和供给稳中有升以及长协监管的不断升级，但对火电业绩的改善仍然存疑。我们认为在火电业绩未能出现明确扭亏之前，以政策催化为主的板块博弈将持续存在，仍不排除阶段性大幅回落的风险，在短期的“混沌”之中更多追求落袋为主。中长期：“一波三折”仍可能是常态，但终将回归理性。明确业绩拐点出现后长期价值重估将逐步兑现。火转绿公司的投资本质在于火风光一体化的协同优势（具有灵活性调节与资金两大核心优势）在新型电力系统发展背景下造就的极优的商业模式。但由于当前煤炭成本高企，火电亏损难以扭转，致使火电修复的博弈预期掩盖了火转绿企业的中长线投资价值。目前随着重点省份一次能源传导政策的出台，同时容量电价、辅助电价等一系列政策同样呼之欲出，我们认为火电扭亏的曙光已再次显现，电力运营商中长期的价值重估可期。（三）新旧切换仍不能操之过急，火电投资必要性进一步提升1、酷暑寒冬接踵而至，电力充裕性备受挑战酷暑来临，多地爆发限电。今年进入7月以来南方地域高温持续，我们统计了部分重点城市今夏的气温变化，重庆、江苏、上海的气温均显著较高，从火电的出力情况来看，火电发电量同比增速也显著出现增长。在这一背景下，多地均出现了不同程度的限电，尤其以四川为典型，省高温干旱天气持续，电力供需形势异常紧张，限电一度波及民生用电。寒冬将至，冬季用电负荷不输夏季。全国视角来看：整体上看冬季用电与夏季用电比近年来呈现不断抬升的趋势。我们通过构建“冬夏用电比”来衡量电力需求的季节性差异。以当年6-8月为夏季用电、当年12月及次年1-2月为冬季用电，按此计算出每年的冬季与夏季用电比值（即为“冬夏用电比”）。全国“冬夏用电比”由2016年的0.90上升至2021年的0.96，其中于2020年突破1，冬季用电超过夏季。持续增大的冬季电力需求也对今冬的电力保障提出了更大的挑战。省份视角来看，冬季用电量接近或高于夏季的省份占比在6-7成，与迎峰度夏南方省份压力较大不同，迎峰度冬的波及范围或将北移。我们通过构建各省份的“冬夏用电比”来衡量不同省份的电力季节性差异。（计算方法同上，以当年6-8月为夏季用电、当年12月及次年1-2月为冬季用电，按此计算出各省份的冬季与夏季用电比值）。从结果来看，该比值大于1（即冬季用电更高）的省份共有14个，该比值大于95%的省份共计20个，占全国所有省份的65%。2、修复预期演绎，不排除重演2021年限电潮各一级行业近三年的用电变动特征复盘：20年到来对用电冲击较大；21年好转各行业用电增速普涨，带动全社会用电量提升；22年反弹各行业用电量再次回落。1）整体趋势来看，从热力图的颜色变化来看，20年伊始各行业用电增速均出现明显下滑（对应深绿色分布较多）。随着21年好转各行业均迎来显著修复，2021年上半年多数行业用电增速增长强劲（对应深红色分布较多）。2）细分行业来看，我们将各行业按照用电量在全部行业当中的占比从左至右依次排序，制造业/批发零售业/房地产行业（占用电量比例分别为58.5%/4.1%/2.2%）在复苏时用电量提升较为明显，2021年前三月单月用电量增速均在20%以上。我们将各行业前的用电增速（16-19年三年复合增速）与现阶段（2022年1-7月）的用电同比增速进行比较，气泡大小代表该行业用电占所有行业用电的大小。3、气候异常叠加修复预期挑战系统充裕度，火电投资必要性加强火电投资在新能源大发展背景下呈现“此消彼长”，缺电大背景下稳定性电源投资的必要性进一步加强。从2017年至今，火电投资较高的年份（17/18/19年）新能源电源投资较低。20年双碳政策实施以来，新能源（风电）的投资迅速提升，火电投资大幅回落。造成这一现象的本质为电源开发的投资主体一般为运营商，在风光抢装的背景下很难形成对火电投资的兼顾。在抢装潮过后，风光投资将逐渐趋于稳健增长，火电投资或将呈现触底反弹趋势。在用电负荷的上行周期，新能源出力不稳定较难对系统负荷形成有效支撑，导致限电频发，后续稳定性电源（火电）投资的必要性也在这一背景下进一步增强。（四）火电投资发散：重视灵活性改造需求1、风光占比提升激发火电改造需求，政策、技术无忧但机制需理国内部分试点机组改造后已经达到国际先进水平。根据中电联发布的《煤电机组灵活性运行政策研究》数据显示，目前我国在运煤电机组一般最小出力为50%～60%，经过灵活性改造的试点纯凝机组最小技术出力可低至30%～35%额定容量，部分机组最低可至20%～25%，达到国际先进水平。热电联产机组灵活性改造手段较为丰富，主要通过改进热水蓄热调峰技术，固体电蓄热锅炉调峰技术，电极锅炉调峰技术等，改造后在供热期运行时通过热电解耦力争实现单日6h最小发电出力达到40%额定负荷的调峰能力，目前试点机组在灵活性改造后最小技术出力可达到40%～50%额定容量，且能够达到环保要求。政策支持愈发明晰，“十四五”期间规划完成2亿千瓦，灵活性改造市场前景广阔。此前国家发改委、国家能源局印发《全国煤电机组改造升级实施方案》，指出“十四五”期间完成灵活性改造2亿千瓦，增加系统调节能力3000-4000万千瓦，实现煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦。火电机组改造后单位千瓦调峰容量成本低于其他消纳手段。火电机组改造的不变成本包括对汽轮机、锅炉等主机设备的改造以及对控制系统、脱硝系统、冷凝水系统等辅助设备的改造。由于不同机组的特征、技术要求和改造目标等存在差异，导致热电机组和纯凝机组的改造范围也存在一定差异，同一机组的改造也存在多种可能的方案，机组改造成本以“一厂一策”的方式进行单独测算。而改造完成后的目的是进行深度调峰，可变成本部分包括因调峰增加的燃料成本、用电费用、机组维护费用以及长时间深度调峰和出力水平大幅度变动带来的机组寿命减少。深度调峰导致机组频繁启动及大范围负荷变动，承受大幅度的温度变化，带来关键零部件疲劳损伤，在这种工况下，机组寿命损耗、燃料损耗同步增多，直接影响机组运行的安全性和经济性。此外，参与深度调峰的机组所损失的正常条件下的发电收益也应当计入可变机会成本之中。根据中电联统计，煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本约在500元～1500元之间，低于抽水蓄能、气电、储能电站等其他系统调节手段。2、机制尚需理顺，展望十年峥嵘火电灵活性改造是发电企业主动适应由电量主体向容量主体转变的过程，本质核心是收益模式的变化。目前火电机组调峰收益补偿机制仍在部分重点省份展开，未普及至全国，因此也成为部分地域火电灵活性改造发展的主要制约因素。随着发电量计划的放开、燃料和上网电价的双侧波动以及中长期电力交易的拓展，同时叠加各省份辅助交易的渐次展开，火电机组的收益方式将呈现差异化的发展模式，寻求灵活性突破，获取灵活性收益将成为火电机组的主动选择。火电存量机组灵活性改造是未来十年电力消纳的主力军。风力光伏发电搭配电化学储能、氢能等清洁消纳手段是未来能源体系的发展方向。但在现有技术条件和资源禀赋的约束下，火电仍是电力系统灵活性的核心组成部分。国内巨大的火电机组基数决定了其灵活性改造的广阔前景，在2030年之前，我国电力消纳灵活性资源的释放核心之一即来自火电机组的灵活性改造。在完全退出之前，火电仍将作为调峰调频等电力辅助服务的主力军，维护新型电力系统稳定，为我国清洁电力系统转型保驾护航。二、绿电：在“遗忘”中失落，于“拐点”中反击（一）失落2022：“利空”频发2022年绿电略有“失落”。从绿电超额收益的获取情况来看，二季度跑输沪深300指数，近期有所回升。其中风电板块二季度略跑输沪深300指数，截至11月底，2022年风力发电板块实现收益-23%，板块实现超额收益0.7%（相对沪深300）；2022年光伏发电板块实现收益-26%，板块实现超额收益-1.9%（相对沪深300）。1、难证伪的利空引发的“错误式”阶段性回调绿电三季度大幅回调的背后是市场对其收益率的担忧，核心表现为“利空”引发的不合理线性外推。其一为福建海风的低价竞价，中标项目电价低至2毛。福建“十四五”第一批海风竞价的低电价中标项目引发市场对后续风电收益率的担忧。此轮1GW项目由华能+福建投资集团中标70万千瓦项目，电价约为0.19元/千瓦时；国家能源集团+万华中标30万千瓦项目，电价约为0.2元/千瓦时。后续华能已弃标该项目，后续福建海风电价或将回归正常水平。其二为山西绿电市场化交易电量折价成交，市场一度将福建的情况线性外推至全国，但本质为山西现货交易初期阶段机制不完善导致的电价失衡，后续电价水平已有所回升。站在时间发生时点，由于所谓“利空”难以被证伪，导致市场情绪波折，但最终结果来看，更多带来的是“错误式”阶段性回调。2、组件价格高企装机受阻，成长性被压制22年组件价格仍然高居不下，运营商装机进度普遍有所放缓。从装机实力较强的央企来看，22年上半年风光装机进度依然较慢，以华能公布的40GW“十四五“目标（年化8GW）进度来看，受光伏组件价格压制，华能/三峡22年上半年光伏新增装机分别为1.17/1.3GW，推进进度不及预期。（二）反击2023：拐点将至1、对绿电电价的核心观点：恐难涨，但更不看空绿电电价大幅折价本质上是对于“双碳”推进的挑战。在上部分提到的“利空”事件中，市场更多会聚焦于电价的边际变化。我们认为绿电在当前经济承压背景下其环境属性在电价中的定价或存在阻力，即提价有一定压力。但在“双碳”政策未出现转向的前提下，大概率不会出现风光电价大幅折价的情形。“双碳”发展的初期阶段电力运营商需通过一定的盈利进行原始的资本累积，从而有足够的资本开支兑现未来的风光装机。如果风光大幅折价，运营商盈利骤降将严重拖累未来风光的推进进度，其核心在于挑战“双碳”的底线，我们认为目前政策仍在稳步推进“碳中和”的目标，绿电电价虽恐难涨，但更不看空。2、硅片价格下降已现端倪，补贴忧隐不必过于悲观组件价格下降已现端倪。根据TCL中环披露的月度硅片价格变化来看，10月底出现近期的首次调降。不同类型的硅片价格变化基本一致，以P型218.2微米单晶硅片价格变化来看，10月底价格为10.51元/片，环比上月调降0.35元/片，环比降幅3.22%；11月底价格再次下探至10.04元/片，环比10月底调降0.47元/片，环比降幅4.47%。随着后续硅料产能的不断释放，组件价格拐点将逐步来临。补贴忧隐不必过于悲观，补贴收回叠加成本下降有望形成共振推动装机增长。随着补贴核查的不断推进，市场对新能源补贴核查进展较为担忧，认为存量项目补贴最终较难收回。当前对于违规骗补的核查更多集中在倒卖路条、未批先建、违规扩建、擅自变更投资建设主体等方面，央企、国企从前期项目的申报、核准到实际建设流程普遍较民企更为规范。此外，核查更多集中于补贴额度较高的光伏侧，目前处于第一梯队央企的存量项目风电高于光伏，因此我们认为后续补贴核查对央企的影响程度不必过于悲观。补贴收回将极大缓解新能源运营商的现金流状况，在当前成本下降的背景下将对装机的增长起到较大的促进作用。3、珍惜绿电发展红利期，后续装机弹性大有可为空间足，弹性高。目前仍处于双碳发展的初期阶段，电力运营商风光装机水平仍然不高，第一梯队电力运营商十四五装机规划普遍在30-40GW的水平，后续成本下降将不断刺激运营商的装机提升，可带来较高的弹性空间，在“价”稳“量”升的背景下，业绩可期。（三）风光提速背景下消纳问题不可忽视，重视特高压建设风光装机提升背景下消纳问题凸显，重视特高压投资机会。解决空间错配问题需要电网建设的支持，中国电力负荷中心位于经济发达、人口稠密的东南沿海地区，而风电、光伏主要分布在西北、华北等地区，产电、用电反地域特征明显，为解决电力的地域性供需匹配问题，需要进行电力的跨区输送。从电网投资表现来看，近两年电网的实际投资超过计划投资，反映出了当前电网建设的需求较为迫切。电网投资重新进入上行周期将有效带动特高压板块投资的增长。特高压建设周期性较强，未来两年或将迎来新一轮建设高潮。一方面在于特高压建设周期性较强，从2016年至今的国网特高压投资占其总投资的比例来看，2008年占比触及低位（占比仅为4.3%），后续有所回升，呈现出了一定的周期性。21年特高压投资占比同样将至4.4%的低点，后续有望有所提升。另一方面在于风光上量速度不断加快，第一批百GW风光大基地以及第二批450GW大基地项目的本地消纳能力有限，外送需求较大，将显著催生特高压的建设需求。三、水电：静待转寰（一）不同寻常的2022：来水反常22