电力行业市场分析.docx

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1、电力行业市场分析装机进展：“十四五”后半程提速，“五大六小”追赶规划目标“十四五”后半程绿电装机投产有望提速预计2023-2025年风电、光伏年均新增装机分别抬升至71GW、183GWo截止2023年6月末，国内风电/光伏装机容量达到389/471GW,较2023年末分另IJ增力口24/78GW；我们预计2023年末风光装机有望达到430/543GW,合计973GW（高于中电联预测的960GW）,全年新增65/150GW。假设20232025年全社会用电CAGR为5.4%、考虑到双碳目标下火电从基荷向兼顾调节转变、水电与核电增量有限，新增用电需求主要由风光电满足，我们测算2023-2025年风

2、电/光伏年均新增装机抬升至71/183GW,较2023-2023年的42/70GW大幅提高，2025年风光合计装机占比将达到43%（2023年为30%）,发电量占比将达到22%（2023年为14%）o各省“十四五”规划隐含风光装机增量618GW。梳理国内各个省/自治区/直辖市“十四五”能源规划，我们统计规划中对应的2023-2025年风光新增装机合计618GW（若以2023年6月末为起点，新增装机合计517GW）,和前文预测基本一致。其中，内蒙古/云南/甘肃规划增量引领全国，2023-2025年风光装机分别新增73/71/46GW。借助于优良的风光资源禀赋，新能源发电已成为内陆省份重要的投资方

3、向。风电受益于上游大幅降价，新增装机预期较为稳定风电运营行业集中度呈缓慢下行趋势，央企领先优势明显。从2016-2023年装机变化趋势来看，国内风电运营市场CR3由23.4%降至19.2%,CR5由31.6%降至27.8%,CR10由43.4%降至41.1%；风电运营行业集中度呈缓慢下行趋势，主要原因是国家双碳”目标提出以后，众多央国企加大了风电开发和收购力度。风电项目开发周期长、投资金额大、运维要求高，央企运营商在风电领域具备更强的竞争优势。截至2023年6月末风电装机排名前10的公司全部为央企，前25的公司中地方国企和民企数量分别仅有4家和3家。图表3:风电运营行业集中度呈缓慢下行趋势(%

4、)风机价格下行推升新项目收益率，但资源储备是主要制约因素。在风机价格大幅走低的背景下，新投产的风电项目全投资收益率有望持续向好，部分项目因发电效率提升，实际收益率或超过原补贴项目。对于陆上风电而言，资源稀缺性是最大的制约因素，看好陆上风电头部运营商，存量风电项目规模大，储备项目充足。对于海上风电而言，2023年以来各省陆续启动“十四五”海上风电招标，2023年为平价次年、新投产项目规模有望较2023年增长，而20242025年有望呈现加速投产的态势。“以大代小”政策正式落地，头部运营商更加受益。2023年6月，国家能源局发布风电场改造升级和退役管理办法，鼓励并网运行超过15年或单台机组容量小于

5、1.5MW的风电场开展改造升级。改造升级原并网容量不占用新增消纳空间，鼓励新增并网容量通过市场化方式并网。风电场改造升级项目补贴电量的上网电价按改造前项目电价政策执行，其他电量的上网电价执行项目核准变更当年的电价政策。目前陆上风机单机容量主流为4MW以上、改造后增幅超1.7倍，先进机型容量达到7MW以上、增幅超3.7倍。7-8米/秒风速下，早期风电场平均利用小时数普遍在2,000小时/年左右，而目前主流陆上风机在7米/秒的风资源下即可实现3,500小时以上，小时数提升约为75%。假设23年开始启动增容改造，我们预计2325年可带来额外的风电装机容量不低于6.7/8.2/12.0GW（4MW场景

6、）或14.8/18.0/26.4GW（7MW场景），风电全行业额外电量增幅不低于3%3%4%（4MW场景）或6%7%8%（7MW场景）。光伏运营市场趋于集中，央企份额显著上升国内光伏运营行业有望在“十四五”重新趋于集中。从2016-2023年装机变化趋势来看，光伏发电运营市场集中度经历了先降后升的过程，其中CR3由9.4%回升至9.5%,CR5由12.5%回升至13.5%,CR1o由17.9%回升至20.3%,主要原因是由于可再生能源补贴回收期大幅延长，“十三五”末期民企光伏运营商陆续放慢扩张节奏，电站资产陆续由民企向央企/国企转让，行业进入格局重塑阶段。我们预计大型电力央企将成为“十四五”光

7、伏发电扩张主力，这也将推动光伏发电运营重新趋于集中,2025年CR3/CR5有望分别达到15.7%22.8%0截至2023年6月末光伏装机排名前10的公司中仅有1家民企，前25的公司中地方国企和民企数量分别仅有3家和5家。图表14：2023年7月以来单晶PERC电池片价格走势(元/W)单晶PERC电池片(210mm,22.8%+)0.4-0.2-0.080%，Zozrz9。/建W1ZcoecoeZ0/COZ，105e,d，二QZ,O1Ne，6。Ne，8Oae,1o1zego3zONZs，1OHZ，Z1/1Z，二/1Z01/工,6。/工，8。/RZonZ成本端下行，2023年光伏新增装机有望超预

8、期。根据PVInfOIink统计，2023年至2023年10月，光伏中上游各环节（硅料、硅片、电池片、组件）价格整体呈上升趋势，尤其是最上游硅料价格居高不下，压制产业链整体利润率；而2023年11月以来，硅料和硅片产能逐步释放，降价趋势形成并逐步向下游组件环节传导。截至2023年9月第两周，单面单晶PERC组件价格已回落至1.24元/瓦，较2023/2023年高点分别下降40%37%光伏组件价格下行，推升光伏项目投资经济性，我们预计2023年国内光伏新增装机有望达到150GW超过中国光伏行业协会（CPIA）的预测（120-140GW）。“五大六小”发电集团规划已完成28%,期待后续加速投产“五

9、大六小”是十四五”绿电装机增长主力，但进度有所滞后。根据国内“五大六小”发电集团“十四五”规划统计，2023-2025年11家集团绿电装机将合计新增约560GW,相当于国内新增装机的57%。截至2023年末，11家集团绿电装机合计已达到398GW,占国内装机的52%,其中20232023年累计新增223GW,占国内累计新增的64%o截至2023年6月末，11家集团累计已完成规划目标的28%以上（华泰预估），后续或将加速投产。国家电投集团规划完成率已过半，绿电上市公司普遍仍低于50%o从发电集团视角看，截至2023年6月末，国家电投集团的绿电规划完成率已超过52%、处于行业领先地位，而国家能源集

10、团（不低于35%）、中核集团（不低于33%）紧随其后。从上市公司视角看，截至2023年6月末，三峡能源的绿电规划完成率已达到48%,其次是中国核电（33%）、龙源电力（33%）。电价变化：市场化木已成舟，交易溢价体现消纳成本和环境价值绿电市场化趋势不改，短期电价保持稳定绿电参与市场化交易比例上升，但折价幅度相比往年大幅缩小。2023年1月18日，国家能源局印发2023年能源监管工作要点，文件要求加快推进全国统一电力市场体系建设，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，有效反映电力资源时空价值，不断扩大新能源参与市场化交易规模。以三家风电运营商（龙源电力、三峡能源、节能风电）为例,2023年以及2

11、023年1-6月参与市场化交易的比例较2023/2023年均有所上升；但三家公司2023年平均上网电价并未因市场化交易扩大而大幅下降，得益于电力交易价格整体上行；但2023年16月随着火电交易价格见顶、平价绿电项目占比上升，三家公司的平均上网电价均有所回落。电网消纳能力提升或储能配置增加后有助于稳定风光市场电溢价。目前风光电参与市场化交易主要有三类情况：1）发电小时数超过电网保障收纳的部分，通常为折价参与交易；2）各省电网公司强制某一比例参与，通常折价幅度较小；3）因电网消纳能力受限而运营商为避免限电而参与，通常折价幅度较大。对于前两种情况而言，绿电运营商受益于整体市场化交易价格的上涨，折价幅

12、度收窄较为明显；而对于第三种情况而言，随着电网消纳能力的提升或者项目储能配置增加，客观因素导致的限电现象有望减少，大幅折价的现象也有望减少。绿电交易供给瓶颈解除，需求潜力仍待释放绿电补贴项目放行,供给瓶颈解除o2023年风光整体发电量合计1.19万亿度（同比+21%）,而绿电交易电量206亿度（同比+135%）、占比仅1.7%,因只有新投产的平价项目参与交易。2023年2月15日，国家发改委、财政部、国家能源局下发关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知。新政策允许带补贴的绿电项目参与绿电交易，当绿电交易结算电量占比超过50%且不低于当地平均水平时，项目可优先获得绿电补贴。我们

13、测算2023年所有补贴项目发电量约为9000亿度左右，远大于2023年绿电交易量。我们判断，政策将引导带补贴项目参与绿电交易，供给端瓶颈已然破除。图表24:高耗能企业或是绿电交易最大的需求方类：1）作出绿色电力承诺的跨国企业；2）有明确绿电需求的出口企业；3）受能源消费总量控制的高耗能企业。国家统计局数据显示，2023年全社会用电量为8.64万亿度（同比+4%）,其中工业用电量5.6万亿度（同比+2%）、而四大高耗能制造业（化工、建材黑色、有色）用电量2.29万亿度（同比+1%）o2023年7月中央全面深化改革委员会审议通过关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见，明确实施“以碳强度控制为主、

14、碳排放总量控制为辅”的制度。我们判断，高耗能企业或是绿电交易最大的需求方，在交易供给大幅扩张以后，绿电购买力有望充分释放。绿电参与交易实现的溢价体现消纳成本和环境价值供需时间与空间错配，交易溢价仍有变数。2023年首批绿电交易溢价有限，国网经营区度电溢价35分、南方区域则为2.7分；2023年由于电力交易价格整体上涨，部分区域绿电交易的溢价接近煤电电价涨幅。我们认为新政策落地以后，短期来看绿电交易溢价或出现区域性差异，主要是省间交易壁垒未破、三北地区大量的绿电项目难以有效对接需求方；中长期来看，绿电交易溢价将回归到合理水平，其中一部分反映绿电的环境价值、一部分则隐含系统消纳成本。碳价决定绿电的

15、环境价值，预计2023/2025年增收18/142亿元。我们认为绿电交易机制最大意义之一，在于区分风光发电的环境属性和将低碳价值显性化。未来绿电交易价格是否溢价以及溢价幅度将取决于碳配额和绿证的价值，碳价或成为绿电溢价的重要参考指标。相比煤电，风光减碳量约为912克/千瓦时。以全国平均的风光发电指导价均值0.3669元/千瓦时为基准，10%20%的绿电溢价对应碳价约为40/80元/吨。假设绿电溢价20%、绿电交易比例5%15%,我们预计2023/2025年平价风光项目溢价收入合计18/142亿元。由于溢价收入无需重复计算折旧与费用，仅需支付部分与交易相关的支出和税费，绿电交易带来的溢价将享受较

16、高的净利率水平。交易缓解消纳矛盾，预计2023/2025年回补34/84亿元。绿电交易鼓励签订510年购电长协，顺序优先于计划发电和市场电交易，我们认为此举将丰富市场化消纳手段。绿电交易对手方需求稳定，有助于缓和弃电率上升的矛盾。2023年全国弃风/光率为2.4%1.2%（全国新能源消纳监测预警中心），风光发电潜在损失电量合计239亿千瓦时；假设弃风/光率保持不变，我们预计2023/2025年潜在损失电量或将达到294/430亿千瓦时，平价风光项目对应93/229亿千瓦时。平价项目参与绿电交易完全消纳后，不考虑溢价，2023/2025年有望回补的电量收入分别为34/84亿元。应收补贴：压制绿电板块估值，潜在减值风险仍待出清绿电补贴回收短暂加快，但核查风险仍待出清绿电补贴拖延，导致绿电运营商应收账款增速超过收入增速。绿电运营商收入保持较快增长