电力新能源行业投资策略.docx

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1、电力新能源行业投资策略1复盘：新能源已成共识，公用大幅跑赢沪深300用电需求大幅反弹，新能源快速发展用电需求反弹明显，增长率回归疫情前序年份水平。自2023年四季度以来，中国疫情控制情况良好，经济复苏国内外需求提升背景下国内产能扩长，上游原材料、高耗能企业用能需求旺盛，加之电气化程度提升。在2023年上半年同比基数较低的情况下，全社会一季度单月用电量同比上升26%.19%和21%,疫情后用电量需求增速反弹效应明显。进入第二季度，用电同比增速下降至13%-14%,第三季度及10、11月份用电量同比增速下降至个位数。若排除受疫情影响的2023年份数据，相较2019年同期单月用电量数据来看，2023

2、年复合增长率维持在7%-9%的高位区间，已回归疫情前序年份用电量正常增长率水平，并略有提高。2023年1-11月共计完成发电量73826.7亿千瓦时，较去年同期增长9.2%o受南方受来水偏枯影响，前11个月水电发电量占比15.1%,同比下降19pct;风电、光伏由于去年装机潮新增大量装机，发电占比分别达到6.9%、2.3%,同比上升1.3pct、0.3pcto火电占比70.7%,提升0.26pct0装机方面，截至2023年11月末，中国共计发电装机23.2亿千瓦，全年同比增速保持在10%左右，风电、光伏装机分别达到3.05GW、2.87GWo从占比上来看，风电、光伏较去年占比增加明显，分别较去

3、年增加2pct,1.5pcto由于新能源招投标集中于第二季度，较短的建设周期决定了项目大多投产于年末，预计12月份风电、光伏装机量及占比将进一步提高。南方来水偏枯，东北风况欠佳，煤炭供需历史性紧张态势，地方性缺电情况频现。全社会用电需求高增背景下，2023年发电设备平均利用小时数同比明显提升，发电设备整体利用小时数明显提高。然而，今年上半年水电来水偏枯，影响云贵川外送两广的电量，云南、广东及广西部分地区出现有序用电情况；在东北地区，三季度末煤炭供需历史性紧张态势，加之受风电出力的影响,辽宁、吉林地区电力供应出现明显缺口，一度影响居民用电。整体来看，火电、核电利用小时数同比增速均在5%T0%左右

4、，提升更为明显。新能源整体消纳保持良好水平，利用小时相对平稳。参考至11月数据，预计2023年整体风电利用小时数可较去年提升IOO小时以上，达到约2190小时，光伏受阴雨等天气影响，利用小时数下降约IOO小时左右,达到1175小时。“双碳”背景下，供不应求刺激发电装机、电网加大投资，电力板块迎来发展机遇。从“十四五”开局之年来看，中国经济发展增速已基本摆脱疫情影响，回归平稳发展水平。由于电力需求与GDP增速存在强相关关系，同时电气化程度提升，预计未来用电量需求将保持稳定增长。今年局部缺电的情形将促进发电投资运营商进一步加大发电装机投资，同时新能源的大规模并网加大了特高压输送需求以及局部调峰调频

5、压力，加大了分布式电源及配网建设需求,将为发电运营商及电网、储能运营商带来新的发展机遇。2023年公用板块整体大幅跑赢，三季度实现大幅上涨截至2023年12月17日，申万公用事业板块2023年累计涨跌幅达到31.43%,较沪深300相对收益率高达37.37%,大幅跑赢市场平均水平。分阶段来看，2023年年初公用事业板块指数一路下行，最低时累计跌幅达到8.88%,开年走势较为不利；进入3月份以后局势反转，公用事业指数累计涨跌幅由负转正，而沪深300指数由正转负；3月份至7月末期间，公用事业指数累计收益率持续震荡，至7月末重新归零；进入8月份后,公用事业指数大幅上涨，迅速来开与沪深300的收益率差

6、距，10月份小幅回调，随后继续拉升。全年来看，公用事业板块实现超高相对收益率，达37.4%o煤价高企推动电力市场化改革。受进口煤限制及国产煤产量的下滑，中国今年煤价自5月以来持续高位运行，10月份动力煤期货价格一度飙升至1900元/吨，大幅增加了煤电企业的发电成本。从7月份开始，蒙西、宁夏、四川等省份相继发布市场电价可以上浮10%的政策，资本市场普遍认为打开电价上浮限制成为大势所趋，火电板块持续走高；到10月，中央印发了关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知，允许市场化交易电价上浮20%（高耗能产业用电电价不受上浮限制），为“涨电价”预期一锤定音。同时中央过煤炭增产保供、严查恶意炒作囤

7、积等一系列严厉手段，煤价较快回落。12月初，中央经济工作会议强调煤炭在中国能源中的基础性地位，推动煤炭和新能源优化组合，激发了火电板块的投资热情，同时更加有利于火电企业加速推进新能源转型，火电板块持续上涨。国家能源局6月发布关于2023年新能源上网电价政策有关事项的通知，中国陆上风电、光伏项目正式进入平价时代。后续绿色电力及电力市场化交易政策及试点不断推进。新能源装机确定性达成共识，绿电量价齐升预期逐步验证，新能源运营商下半年开始实现大幅上涨，超过公用事业整体涨幅。港股三个火电转型新能源公司在同期实现股价的大幅上升。同时新能源运营领域资本市场运作持续升温。2023年6月，三峡能源以纯正新能源公

8、司身份正式登陆A股平台，成为A股最大新能源公司。2023年12月龙源电力实现A+H上市落定。此外各类转型发展新能源公司增加，借助资本市场融资发展新能源。2投资展望一：新能源运营把握“三重确定性”机会量的确定性最基础和必然的确定性政策持续出台基本构建起“N+1”政策框架，为未来中长期快速健康发展奠定高度的确定性。2023年10月24日，中央国务院联合发布了关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见是党中央对碳达峰碳中和工作进行的系统谋划和总体部署，覆盖碳达峰、碳中和两个阶段，是管总管长远的顶层设计，发挥统领作为“1+N”中的“1”。2023年10月26日，国务院正式发布了2030年

9、前碳达峰行动方案聚焦碳达峰，提出了提高非化石能源消费比重、提升能源利用效率、降低二氧化碳排放水平等方面主要目标。提出将碳达峰贯穿于经济社会发展全过程和各方面，重点实施“碳达峰十大行动”。将作为“N”中为首的政策文件，外加各部门、各地方政策等。共同构成“1+N”政策体系。随着顶层规划明朗，后续政策出台有望加速。随着整体政策框架落地，各地方及部门分解任务指标。前期各企业提出的宏大装机目标，将得到各级政府及监管部门的配合，建设指标、开发、并网将实现高效对接。在高效率和低隐性成本环境下，实现装机规模的确定性增长。风机价格大幅下行，光伏组件价格预期下降，确保良好项目收益率，风光装机增速具备高确定性。新能

10、源发电成本持续下降。2010-2023年末，中国陆上风电及光伏发电成本不断下降，其中陆上风电平均装机成本由1500美元kW降至1264美元kW,下降15.7%,度电成本从0.071美元/kWh降至0.033美元/kWh,下降54%,风机材料价格下降及发电效率提升明显；光伏平均装机成本从3994美元/kWh降至651美元/kWh,下降83.7%,度电成本从0.305美元/kWh降至0.044美元/kWh,下降85.6%o近年来，大容量风机占比不断提升，大直径和大容量风机将不断提升发电效率从而降低度电成本；光伏则致力于不断提升电池转换效率。随着风机大型化，陆上单机发电功率达普遍可达4-5GW以上，

11、海上风电单机发电功率达普遍可达9GW以上。陆上风电风机成本降至约2000元，海上风电风机成本降至约4000元，同时大型化摊薄相关建设成本、土地成本、吊装成本。使得平价陆上项目具备良好收益率水平，平价海上项目已基本可以实现。光伏经历过硅料价格大幅上涨后，目前已有所回调。过去1-2光伏产业需求量大幅增加，带动产业链上下游的产能扩张，在硅片、电池片、组件企业的大幅扩产的同时，硅料产能增长相对较慢，导致硅料价格今年大幅上涨。根据PVinfO统计，2023年单晶致密块料主流价格从年初1月份每公斤85元快速上涨，6月份涨至每公斤206元人民币，半年间涨幅达到142虬之后能耗双控政策让Q3、Q3硅料价格进一

12、步上升，11月涨至每公斤269元人民币，相比1月的涨幅高达216%,该价格水平已经涨至2011年以来的最高价位。相应一定程度抑制了2023年新增光伏装机规模。近期随着硅料扩产的预期，硅料价格近期出现下调，带动电池片及组件价格回落。预计组件价格平稳在2元/W内，运营商便可以基本满足收益率要求,持续回落至1.9元/W以内，对应EPC成本降至约4.0-4.3元/W以内，开发和建设动力动力将逐渐增强。在国内强大产业链支撑下，成本的稳定，终端装机收益率得到保障，风光装机主动性提升，增速更具备高确定性。今年以来，国家发改委、国家能源局确定了第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目，总规模约

13、100GW,主要分布在内蒙古、青海、甘肃、宁夏等地，利用优质风光资源，正按照“成熟一个、开工一个”的原则积极开工。据统计截至11月24日，第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目开工数量达到21个，在建规模超55GWo此外能源局发布组织拟纳入国家第二批以沙漠、戈壁地区为重点的大型风电光伏基地项目的通知，要求已核准（备案）且能够在2023年开工建设，原则上能在2023年内建成并网，后续也将持续推进落地。此外，据风芒能源统计，今年以来各省风电共计完成竞配56.I1GW,光伏103.8GW。价的确定性预期的确定性实现绿电：同质电力外的绿色价值在实现从消费终端来看，由于电力不论发电来源

14、均为同质商品，所有电力在市场化条件下本应获得相同定价。化石能源发电成本侧需要多支付对应污染成本（对应绿电的绿色价值），绿电则需要多支付维持出力稳定的辅助服务成本（对应火电等的稳定价值）。随着污染成本将持续提升，对应绿电绿色价值提升，而辅助服务成本随着储能、抽蓄等发展将不断弥补和降低。绿电交易及碳市场的推进将更有利于绿电价值实现。绿色价值在市场认知和政策引导下逐步从逻辑合理走向客观现实，从过去具有一定象征意义和代表性的绿电交易，仅有国内少量新能源运营商参与，到组织试点，再到如今正在从试点走向常态。电力市场化还原电力商品属性，绿电理应获得更高价值。自9月7日，绿色电力交易试点启动。首批绿色电力交易

15、共17个省份259家市场主体参与，交易电量79.35亿千瓦时。其中，国家电网公司经营区域成交电量68.98亿千瓦时，南方电网公司经营区域成交电量10.37亿千瓦时（均价提高2.7分/千瓦时）。绿色电力成交价格较当地电力中长期交易价格增加0030.05元/千瓦时。本次交易预计将减少标煤燃烧243.60万吨，减排二氧化碳607.18万吨。随着全国绿色电力交易试点范围扩大，江西电力交易中心于2023年9月30日至10月15日开展2023年10-12月江西电力市场绿色电力交易，按照平稳起步的原则，本次绿色电力交易价格设置上限价格为0.4643元/千瓦时；下限价格为0.4243元/千瓦时，高于江西煤电基

16、准电价（0.4143元/千瓦时）0.01-0.05元。绿电交易有望与火电电价“同台PK,随行就市”2023年10月11日发布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。主要提出，燃煤发电电量原则上全部进入市场（7096至100%）将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%,下浮原则上不超过15%,扩大为上下浮动原则上均不超过20%,高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。电力现货价格不受上述幅度限制。前多省展开市场交易，电价基本实现基准价20%上浮。在此背景下，绿电常态化交易增加，已实现与火电享受相近上浮电价的趋势。11月浙江交易中心促成大唐新能源与浙江银泰百货3000万千瓦时的绿电交易，在当地煤电基准价的基础上溢价约6.1分/千瓦时，溢价比例达到15%o这是浙江自9月份成功完成全国首批绿电交易试点以来，开启绿电交易“日常模式”。江苏已经实现发