公用环保行业市场分析

公用环保行业市场分析预计2023年用电增速为4.6%，清洁持续挤压火电预计2022~2024年全国用电增速为3.9%/4.6%/4.5%。2022年M1-M10，全社会用电量71,760亿kWh，同比增长3.8%，10月国内用电同比增速下降使得1~10月累计增速较1~9月增速小幅回落0.2个百分点；10月单月用电量6,834亿kWh，同比上升2.2%，增速较单9月用电增速0.9%提升1.3个百分点，天气逐渐转冷带动居民用电需求提升使得用电需求增速出现小幅回升。月度环比来看，2022年10月用电量环比9月下降3.6%，且降幅较2005~2022年-2.8%的环比波动中值拉大0.8个百分点。高耗能地区2022年1~10月用电增速4.7%，10月单月增速4.0%，较上月增速下降1.0个百分点。沿海地区2022年1~10月用电增速2.3%，10月单月增速3.7%，较上月增速提升2.9个百分点，增速高于全国整体增速。其他地区2022年1~10月用电增速5.2%，10月单月增速-1.5%，较上月增速提升0.2个百分点。结合1~10月国内用电数据，我们采用宏观弹性预测法，预计2022~2024年全国用电量增速分别为3.9%/4.6%/4.5%。经济疲弱制约火电上浮区间，但用户侧涨价趋势已定火电盈利自底部进一步修复，经济疲弱制约电价区间进一步放开预计2023年动力煤现货价格和长协价格走势高度分化仍将延续。从中电联编制的5,500大卡CECI沿海电煤采购价格指数走势可以看出，侧重反映当期市场真实成交的成交价指数和和侧重反映综合加权价格的综合价指数，两者仍处于高度分化状态，目前实际成交价居高不下且最新成交价较综合价高出约600元。价格差异巨大反映煤炭企业的长协签约意愿和长协履约率意愿仍然较低。展望2023年，考虑全球能源供应危机仍未解除，在不出现经济大幅衰退情况下，我们预计现货煤价仍将高企，即CECI成交价指数和综合价指数，仍将呈现较大的分化。我们假设2023年下水煤电厂的长协比例均值提升至60%，对应5,500大卡动力煤的含税综合采购成本约为930元/吨。我们估计目前以下水煤为原料的电企中，严格执行长协价格的长协比例大概在30%~60%区间内，其中央企普遍位于该区间上沿，地方国企普遍位于该区间下沿。在政府推进长协煤执行力度相关措施不断加严、动力煤市场新增供给逐步释放等因素的助推下，我们假设2023年以下水煤为主的电企，严格执行长协价格的长协煤比例均值提升至60%，此外跟随现货的长协煤比例约20%，其余部分为现货价格采购。按照此比例测算，我们5,500大卡动力煤的含税综合采购成本约为930元/吨。预计2023年，以下水煤为原料的沿海电厂能够实现整体盈利。沿海地区火电标杆电价均值为0.40元/千瓦时，假设市场交易电价在基准基础上浮20%，对应扣税后销售电价为0.42元/千瓦时，按照上述930元/吨的综合采购煤价我们测算，对应火电度电利润0.01元/kWh，即沿海电厂基本能够实现整体盈利。对于能够签订更高长协比例、或者电价更高的电厂而言，其盈利有望进一步抬升。火电企业盈利仍在底部徘徊，但考虑到实体经济压力相对较大且火电已经度过成本压力峰值，预计2023年火电市场交易电价浮动区间进一步放开概率较低。从盈利情况看，A股火电板块2022Q1~3的ROE为1.4%，我们预计2022年全年ROE约为1.8%，相比2021年虽然回正但仍处于历史底部。结合我们上述下水煤电厂盈利能力的分析测算，预计2023年火电企业的盈利能力虽有一定修复，但修复后的A股火电板块ROE仍处在较低水平。在发改委于2021年下半年将火电市场交易电价浮动区间上限放宽至基准价格的1.2倍之后，2022年的火电企业盈利能力仍在底部徘徊，这意味着火电市场交易电价的浮动区间需要进一步放开以修复火电企业盈利能力。但考虑到火电企业已经普遍度过成本压力峰值时刻，同时下游实体经济普遍压力较大，因此2023年的火电市场交易电价进一步放开概率较低。推进分时电价和辅助服务成本疏导，终端用户电价上涨趋势明确新能源发电具有间歇、波动、反调峰等特点，因此增加了系统的负荷峰谷差与不稳定性，对电力系统的调峰消纳能力提出了更高的要求。这意味着系统内不仅需要接入更多当前尚未完全实现平价的新能源，还需要在电网侧投入更多资本开支以应对电力系统冲击。在欧美国家，由于发电侧与电网侧的电价机制均鼓励投资主体收回合理收益，额外的投资通常意味着电价提升。近年来加州地区电价增幅明显，而美国全国平均电价仅为稳中略升。2001-2020年美国全部门电价基本保持稳定，从2001年的7.29美分/千瓦增长到2020年10.26美分/千瓦时，累计增长40.74%；相比之下，加州全部门电价从2011年11.22美分/千瓦增长到2020年18.15美分/千瓦时，累计增长161.76%。具体到居民及工业部门的电价，也呈现出类似的现象，加州地区的居民和工业用电增幅明显，而美国居民和工业用电增幅不明显。加州地区非水可再生能源发电量占比显著高于全国水平，与当地电价上行呈现强相关。2001-2020年间美国总发电量基本保持在35至40亿兆瓦之间，非水可再生能源发电量持续走高，从2001年的2%到2020年的10%，而加州的地区可再生能源占比更高，从2001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，加州地区电价的逐步攀升与当地不断提高的可再生能源发电占比具备较强的相关性。德国可再生能源发电量大幅提升，德国电价也出现明显涨幅。德国是全球主要发达国家中电价最高的国家之一。根据德国能源和水业协会BDEW的数据，德国居民电价中包括电力供应成本、电网费（由联邦网络局规定使用的使用费用7.09欧分/千瓦时，占比约25%），可再生能源附加费（向生产者支付可再生能源的国家保证价格6.41欧分/千瓦时，占比高达约20%）、销售增值税，电力税等费用。其中，电网费与可再生能源附加费合计占比接近终端电价的一半，是德国电价水平在全球偏高的主要原因。由于碳价走高、加速淘汰煤电与核电，德国不仅需要加快建设可再生能源以弥补电力供给，也需要对电网进行相应扩建。与加州类似，这导致了近年来德国电价整体显著上行。2015年至2020年，德国仅发电侧基荷上网电价就上行了约60%。尽管风电光伏的降本曲线显著，已经初步显现出平价状态，但对于电力系统整体而言，风光的冲击性带来的额外电网投资需求，通常完全抵消了风光自身在发电侧的降本效果，导致系统整体供电成本大幅上行。只有在电网为匹配以新能源为主体的新电力系统所开启的资本开支周期告一段落后，风光的后续降本方可真正带来电力系统整体成本的下行。我国在碳达峰、碳中和推动下，目前国内正处于风光装机快速增长的起步阶段，且国内装机高速成长将持续较长时间周期。而从德国及美国加州的经验看，在新能源装机大幅上升后，电力系统综合成本的达峰可能需要较长时间周期。这意味着对于国内终端用户而言，从中长期看面临新能源装机提升后的系统成本上升带来的电价上行压力，即通过分时电价、完善现货市场、将辅助服务成本向下游疏导等方式，将建设新型电力系统增加的成本逐步向下游转移。光伏即将度过成本压力高峰，绿电高质高速成长可期海外拉动力度减弱叠加上游供给释放，绿电供需环境正变得有利月度数据显示光伏组件出口增速近期已有明显放缓，出口拉动作用正在减弱。2022年年初迄今，俄乌冲突使得欧洲的能源向清洁化转型及能源保供的需求迫切，来自欧洲的光伏产品需求爆发式增长，带动国内整体光伏出口数据量价齐升。2022年1~10月，国内光伏组件出口规模达到132GW，同比增长61%；2022年1~11月，国内太阳能电池出口金额高达433亿美元，同比增长70%，全年出口金额及其增速均有望创下自2012年有数据统计以来的新高。从2022年1~11月的月度出口金额数据看，在经历前期接近100%的爆发式增长后，国内光伏出口增速在7月达到峰值并自9月以来已经明显下降，其中11月出口金额同比增速已经回落至23%。劳动力短缺使得安装人员无法满足过快增长的订单量，同时前期大量进口使得欧洲累计了一定的库存量，相应导致海外需求强度对国内光伏出口的拉动力度明显减弱。我们预计2023年国内光伏组件出口将延续高增，但增速或将降至40%附近。展望全年，我们预计2022年国内光伏组件出口规模约155GW，同比增长约60%；2023年的海外需求将受制于高基数及欧洲安装人员短缺等制约因素，预计2023年国内光伏组件出口规模约为220GW，同比增长约40%。在持续上涨的高硅料价格刺激下，多晶硅企业纷纷扩产。2022年上半年，大全能源、合盛硅业、东方希望、四川永祥、上机数控、特变电工等硅料厂商共计发布约200万吨的硅料扩产计划。按照硅料常见的1~2年投产周期，按照各家企业投产计划估计，预计2023年国内有约25万吨产能投放，2024年约有80万吨产能投放。我们按照国内各家企业的硅料计划投产产能推算，远期国内硅料产能足以支撑每年新能1,000G光伏装机的装机目标，远超当前全球光伏约200GW的实际新增装机。随着上游硅料产能的逐步释放，硅料市场供需格局有望逐步从严重短缺走向市场平衡并迈入过剩阶段。按照硅料产能投放进度，结合近期的价格下行态势，我们硅料价格新一轮下行周期已经到来。硅料价格拐点出现有望带动组件价格重新回归下行通道，提升终端光伏电站回报并有效刺激绿电运营商装机积极性。光伏上中游产业链价格已全线松动，降价正从预期走向现实近期，光伏产业链上游及中游价格已经开始全线松动。硅料方面，单晶用料价格已经重新回归300元/千克之下，部分产品最新报价已经降至250元/吨左右；硅片价格呈现断崖式下跌，2022年12月中旬的182mm及210mm单晶硅片已经跌至6.2元/片及8.10元/片，相比10月份的近期价格高点已经下跌约20%，且价格进一步明显下跌的概率较高。2022年年初以来，硅料价格上涨带来的成本压力以及海外组件出口需求强劲增长刺激，推动组件价格持续上涨，推动光伏电站的组件招标价格上涨至约2元/瓦的水平。但是，从周度高频数据看，随着上游产能大规模投产预期的不断强化以及需求拉动力度的边际减弱，国内组件价格已经掉头向下，12月中的组件价格已经回落至1.90元/瓦的水平，相比近期价格高点已经回落了5%左右。回报及成长即将重新可以兼得，集中式光伏高速成长可期2022年年初以来，对组件价格接受能力更强的欧洲需求大幅爆发，将组件价格接受能力弱于欧洲的国内绿电运营企业推向不利地位，高组件环境将国内绿电运营企业陷入保成长还是保股东回报的两难境地，大量集中式光伏项目在组件价格上涨环境下已经不能满足企业的收益率标准要求。我们模拟假设了一个光伏项目，按照1.95元/瓦的组件采购价格、4.28元/瓦的单位投资成本、1400小时的利用小时假设以及0.35元/千瓦时的含税上网电价等关键参数假设，我们测算得到该项目的权益IRR为5.9%。从该项目的回报测算可以看出，今年有大量光伏项目（如项目所在地区标杆电价较低、储能配置需求要求较高、市场化相对激进等）的投资回报不能满足企业的底线投资回报标准，进而导致大量集中式光伏项目无法按照原定投资计划顺利投产。从2022年1~11月并网数据看国内光伏装机增长迅速，1~11月国内光伏发电新增装机容量高达6,571万千瓦，相比上年同期增加3,088万千瓦。在高组件对集中式电站投资意愿构成明显压制情况下，光伏并网增长仍能迅速增长，背后的原因是工商业及户用分布式光伏电站出现爆发式增长，填补了集中式光伏电站增长乏力的缺口。和集中式光伏电站对标项目所在省火电标杆电价不同，分布式光伏项目对标电价为价格较高的终端用户电价，随着新型电力系统建设的不断推进以及市场化改革的持续加深，终端工商业用户电价上涨明显，明显提振工商业企业投资分布式光伏电站的积极性。2022年前三季度，户用及工商业分布式光伏在光伏装机中的占比高达65%，分布式光伏在光伏新增装机中占比创下历史新高。仍以上述模拟光伏项目为例，从敏感性分析测试结果看，如果组件价格回落0.2元/瓦，在其他边界条件不变的情况下，组件降价带动该模拟项目的权益回报提升至7.1%；如果组件降价回报0.4元/千瓦时，该项目的权益回报将进一步增加至8.5%。我们预计2022年国内光伏并网规模约为8,500万千瓦，相比2021年的5,493万千瓦增长约3,000万千瓦。在组件价格步入降价周期、各地十四五规划陆续发布、大基地建设持续推进等因素刺激下，我们预计2023年光伏装机有望增至120GW，其中集中式光伏是装机增长核心驱动力。行业投资提速，预计2023年电源投资超8000亿元预计2023~2025年火电新增装机将达到80/80/75GW随着局部性缺电频发等问题的暴露，传统火电在电力系统的保供压舱石地位得到重新审视；与此同时，煤电在经过灵活性改造后通过较低出力参与电力系统调峰，可以缓解我国新能源装机增长与灵活调节电源建设不同步的矛盾。经济增速下行压力较大带动地方政稳增长压力，地方政府现阶段也希望将火电作为重大基础设施项目建设投资以发挥其在稳增长中的积极作用。在上述多种因素合力推动下，从2022年沿海省份出台的“十四五”能源规划和后续的项目审批情况看，广东、浙江、福建均将煤电新增或扩建作为能源规划重要构成，并在2022年下半年明显加快煤电项目审批节奏。2022年1~10月，国内火电行业投资规模已经达到640亿元，同比增长43%，已经明显超出同期19%的电源整体建设投资增速。综合考虑火电在保供、保障新能源消纳、拉动地方经济等方面的积极作用，预计火电新增装机在2022年后将迎来较快发展，具体而言，我们预计2022~2025年火电新增装规模为4,500/8,000/8,500/7,500万千瓦。强化电力体系灵活性电带动抽蓄发展对比中国灵活性电源（气电、抽水蓄能）在整体电源中的装机占比可以看出，2020年末我国灵活调节电源占比仅为5.9%，远低于法国/西班牙/英国/美国的14.0%/30.4%/38.3%/39.4%，灵活调节电源与风光装机比值仅为0.24，低于法国（0.65）与西班牙（0.67）同期水平，国内灵活调节资源明显不足。考虑到抽水蓄能项目的建设通常需要5~10年，在“十四五”期间难以大规模投产；天然气资源不足叠加国家LNG价格暴涨下，气电不能作为主力调峰电源；新型储能尚不具备普遍商业化的条件，“十四五”期间煤电灵活性改造有望成为补充灵活调节资源，以保障新能源大规模接入的主要途径。国家发改委、能源局在2021年发布的《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》中预计“十四五”期间我国将完成煤电灵活性改造2.0亿千瓦、煤电灵活性制造1.5亿千瓦。灵活性改造有望进一步强化煤电在我国电力系统中的地位，加速推进容量电价机制与辅助服务分摊机制改善煤电盈利模式。预计2023年国内电源建设投资将增加至8200亿元电源建设投资提速明显，我们预计2023年增加32%至8,200亿元。在火电新增装机发展提速、风光新能源驶入高速发展车道、核电发展提速以及配套风光消纳的火电灵活性改造及抽蓄项目密集建设等一系列因素的共同推动下，我们预计2023年国内电源建设投资将增加至8200亿元，同比增长超过30%，并在2025年增至1.1万亿元。数字化及新型电力系统结合，催生新场景及新模式数字化全面贯彻新型电力系统，电力信息化投资近300亿元在新型电力系统的构建过程中，传统电力结构、技术特征、运行机制、发展模式等将发生革命性的变化，将催生大量新技术、新模式、新业态。实现新型电力系统下源网荷储全环节的智能互动、精准控制，亟待运用数字技术，具备融“采集感知+算力算法+运行控制+智慧运营”于一体的能力，加快推动电力企业数字化转型升级。根据中电联统计，2021年，国内在电力信息化领域的投入规模为283亿元。电网领域，2021年信息化投入达154亿元，其中国家电网、南方电网、内蒙古电力的投入分别为97/53/3亿元。电源领域，2021年信息化投入达112亿元，其中规模较大的有中国华能13.4亿元、国家能源集团28亿元、国家电投14亿元、中国三峡集团14亿元。电建领域，2021年信息化投入16亿元。随着新型电力系统数字化技术的应用实践持续推进，数字化技术有望全面应用于新型电力系统中发电、输电、变电、配电、用电等各个环节，提升电力系统的智能化、自动化、数字化程度，推动传统电网加速向能源互联网升级。其中，发电侧的新能源功率预测技术与用户侧的虚拟电厂技术在提升电网安全性、辅助客户参与电力市场交易方面表现优秀，有望伴随电网数字化加速与电力市场逐步完善实现快速成长，市场规模增长前景广阔。新能源功率预测应用场景不断打开在新能源占比日益增多情况下，强化新能源发电功率预测是电网端进行电力调控和电力管理的必要前提。和自带调节能力的火电及水电等传统电源不同，风光新能源出力具有间歇性、波动性、随机性等典型特征，其大规模接入会提高电力系统的调峰调频压力，加大频率稳定、电压稳定等方面的潜在安全隐患。为降低新能源大规模接入对电力系统的冲击，电网端相应需求为可视化新能源发电曲线，及时掌握新能源出力情况，并据此做出及时、合理的发电规划，实现发电端和用电端的实时平衡，维持电网稳定，新能源功率预测需求相应诞生。国家发改委及能源局等主管部门正持续加强对新能源功率预测的考核。2018年以来，国家能源局区域监管局纷纷更新所辖区域《发电厂并网运行管理实施细则》和《并网发电厂辅助服务管理实施细则》，要求新能源电站对发电功率进行预测，并对上传率、准确率、合格率等指标进行偏差考核，推动发电功率预测类软硬件产品的市场需求显著提升。随着电力辅助服务补偿机制的不断完善，新能源发电功率预测考核以及并网智能控制考核等考核奖惩制度也相应明确，且考核要求也更为严格，新能源电站承担的功率预测考核成本也显著增加，功率预测准确性成为影响电站盈利能力的重要因素，催生了功率预测需求并带动功率预测产品出现。新能源发电功率预测产品将在电源侧的运维管理与电网侧的电力调控方面发挥关键作用，在风光装机规模快速提升、现货市场加速推进等因素催化下，预计“十四五”期间我国功率预测产品市场空间及持续扩大。根据国能日新公司招股说明书披露的2019年公司市占率及收入情况，我们推测当年全国风光功率预测产品市场规模约5.6亿元。考虑到“十四五”新增投产装机推动下游需求增长，以及现货市场建设推进带动功率预测产品渗透率提升，我们预计到2025年国内新能源发电功率预测产品市场规模将达到19.5亿元，对应“十四五”期间年均复合增速为20.0%。虚拟电厂方兴未艾，市场空间近千亿元虚拟电厂是一种运用信息通信技术与软件系统，统一协调控制分布式电源、可控负荷、电动汽车、储能系统等分布式能源资源（DistributedEnergyResource，以下简称DER）并整合形成特殊电厂，基于新型