公用環(huán)保行業(yè)2023年投資策略：電力系統(tǒng)新舊轉(zhuǎn)換期待協(xié)同迎接投資提速

證券研究報(bào)告請務(wù)必閱讀正文之后第24頁起的免責(zé)條款和聲明核心觀點(diǎn)核心觀點(diǎn)李想分析師S080002新型電力系統(tǒng)成本正向下游疏導(dǎo)，推動(dòng)用戶側(cè)電價(jià)步入上漲周期；光伏產(chǎn)業(yè)鏈上中游降價(jià)正從預(yù)期走向現(xiàn)實(shí)，集中式光伏有望引領(lǐng)2023年光伏裝機(jī)高增，綠電高增長+項(xiàng)目回報(bào)預(yù)期持續(xù)改善可期；新舊轉(zhuǎn)換期間需要傳統(tǒng)化石電源及綠電協(xié)同發(fā)展，電源建設(shè)提速可期，預(yù)計(jì)2023年國內(nèi)電源建設(shè)投資超8,000億元；數(shù)字化和新型電力系統(tǒng)融合日益加深，正催生功率預(yù)測及虛擬電廠等新需求及新模式。推薦三峽能源、龍?jiān)措娏?A&H)、國電電力、華能國際(A&H)、國投電力、南網(wǎng)儲(chǔ)能、信義能源、國網(wǎng)信通李想分析師S080002公用環(huán)保行業(yè)首席▍經(jīng)濟(jì)疲弱制約火電上浮區(qū)間，但用戶側(cè)漲價(jià)趨勢已定。發(fā)電側(cè)方面，預(yù)計(jì)火電行業(yè)盈利仍難修復(fù)到合理水平，但預(yù)計(jì)實(shí)體經(jīng)濟(jì)壓力較大使得2023年火電電價(jià)浮動(dòng)區(qū)間進(jìn)一步放開概率較低。用戶側(cè)方面，新型電力系統(tǒng)綜合成本達(dá)峰可能需要較長時(shí)間周期，用戶側(cè)方面正面臨成本上漲壓力引發(fā)的電價(jià)上漲，即分時(shí)電價(jià)、輔助服務(wù)向下游疏導(dǎo)、現(xiàn)貨市場建設(shè)等正在推動(dòng)用戶側(cè)電價(jià)步入價(jià)格上漲周期。▍光伏即將度過成本壓力高峰，綠電高質(zhì)高速成長可期。硅料上游產(chǎn)能大規(guī)模投產(chǎn)周期來臨以及海外需求拉動(dòng)力度的邊際減弱，光伏產(chǎn)業(yè)鏈上游及中游價(jià)格已經(jīng)開始全線松動(dòng)，光伏組件降價(jià)正在從預(yù)期走向現(xiàn)實(shí)。在組件價(jià)格正步入降價(jià)周期、各地十四五規(guī)劃陸續(xù)發(fā)布、大基地建設(shè)持續(xù)推進(jìn)等因素刺激下，我們預(yù)計(jì)2023年光伏裝機(jī)有望增至120GW，其中集中式光伏是裝機(jī)增長核心驅(qū)動(dòng)力。組件降價(jià)將有效刺激綠電項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性，國內(nèi)綠電運(yùn)營商再次回歸裝機(jī)高成長帶動(dòng)的業(yè)績高速成長以及綠電新項(xiàng)目投資回報(bào)預(yù)期不斷改善的良好環(huán)境。▍行業(yè)投資提速，預(yù)計(jì)2023年電源投資超8000億元。限電等電力系統(tǒng)安全性問題逐步暴露，傳統(tǒng)電源壓艙石地位重新得到再認(rèn)識，電力系統(tǒng)新舊轉(zhuǎn)換期間需要傳統(tǒng)電源和綠電互補(bǔ)協(xié)同發(fā)展，煤電投資重新提速，項(xiàng)目審批及建設(shè)節(jié)奏明顯加快。在火電新增裝機(jī)發(fā)展提速、風(fēng)光新能源駛?cè)敫咚侔l(fā)展車道、核電發(fā)展提速以及配套風(fēng)光消納的火電靈活性改造及抽蓄項(xiàng)目密集建設(shè)等一系列因素的共同推動(dòng)下，預(yù)計(jì)2023年國內(nèi)電源建設(shè)投資將增加至8200億元，同比增長超過30%。▍數(shù)字化及新型電力系統(tǒng)結(jié)合，催生新場景及新模式。中電聯(lián)統(tǒng)計(jì)2021年國內(nèi)電力信息化領(lǐng)域投資已近300億元，數(shù)字化正全面貫穿新型電力系統(tǒng)，傳統(tǒng)電力結(jié)構(gòu)、技術(shù)特征、運(yùn)行機(jī)制、發(fā)展模式均將迎來重大變化。電力體系新應(yīng)用場景和新商業(yè)模式正在不斷涌出，發(fā)電側(cè)的新能源功率預(yù)測技術(shù)與用戶側(cè)的虛擬電廠技術(shù)在提升電網(wǎng)安全性、提升需求側(cè)相應(yīng)能力、輔助客戶參與電力市場交易等方面表現(xiàn)優(yōu)秀，有望伴隨電網(wǎng)數(shù)字化加速與電力市場逐步完善實(shí)現(xiàn)快速成長。▍風(fēng)險(xiǎn)因素：用電需求增速大幅下滑；售電價(jià)格大幅下降；燃料成本大幅上升；新能源裝機(jī)增長不及預(yù)期；風(fēng)光造價(jià)大幅上行；電力數(shù)字化投資不及預(yù)期。▍投資策略。投資選擇四條主線，具有估值安全邊際且風(fēng)光成長潛力充沛的火電轉(zhuǎn)型標(biāo)的以及龍頭綠電運(yùn)營商；受益國內(nèi)新一輪大型水電裝機(jī)進(jìn)入投產(chǎn)釋放周期的優(yōu)質(zhì)水電；配套綠電大規(guī)模發(fā)展的發(fā)電及電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能標(biāo)的公司；以及受益數(shù)字和和新興電力系統(tǒng)相互融合的功率預(yù)測、虛擬電廠等標(biāo)的。推薦三峽能源、龍?jiān)措娏?A&H)、國電電力、華能國際(A&H)、國投電力、南網(wǎng)儲(chǔ)能、信義能源、國網(wǎng)信通、中國電力等，建議關(guān)注華潤電力、廣宇發(fā)展、大唐新能源等。請務(wù)必閱讀正文之后的免責(zé)條款和聲明2重點(diǎn)公司盈利預(yù)測、估值及投資評級(元)5.SH龍?jiān)措娏?H)86.SH5.SH.0798際1.SH1.SH氣98港元，華潤燃?xì)庳?cái)務(wù)數(shù)據(jù)貨幣單位為港元請務(wù)必閱讀正文之后的免責(zé)條款和聲明3預(yù)計(jì)2023年用電增速為4.6%，清潔持續(xù)擠壓火電 5 經(jīng)濟(jì)疲弱制約火電上浮區(qū)間，但用戶側(cè)漲價(jià)趨勢已定 6火電盈利自底部進(jìn)一步修復(fù)，經(jīng)濟(jì)疲弱制約電價(jià)區(qū)間進(jìn)一步放開 6推進(jìn)分時(shí)電價(jià)和輔助服務(wù)成本疏導(dǎo)，終端用戶電價(jià)上漲趨勢明確 8光伏即將度過成本壓力高峰，綠電高質(zhì)高速成長可期 10海外拉動(dòng)力度減弱疊加上游供給釋放，綠電供需環(huán)境正變得有利 10光伏上中游產(chǎn)業(yè)鏈價(jià)格已全線松動(dòng)，降價(jià)正從預(yù)期走向現(xiàn)實(shí) 12回報(bào)及成長即將重新可以兼得，集中式光伏高速成長可期 13行業(yè)投資提速，預(yù)計(jì)2023年電源投資超8000億元 15預(yù)計(jì)2023~2025年火電新增裝機(jī)將達(dá)到80/80/75GW 15強(qiáng)化電力體系靈活性電帶動(dòng)抽蓄發(fā)展 16建設(shè)投資將增加至8200億元 16數(shù)字化及新型電力系統(tǒng)結(jié)合，催生新場景及新模式 17數(shù)字化全面貫徹新型電力系統(tǒng)，電力信息化投資近300億元 17新能源功率預(yù)測應(yīng)用場景不斷打開 18虛擬電廠方興未艾，市場空間近千億元 20 請務(wù)必閱讀正文之后的免責(zé)條款和聲明4插圖目錄圖1：2017~2022年全國單月發(fā)、用電量增速情況 5圖2：2016~2022年單月用電量情況及模擬(億KWh) 5圖3：2018~2022M10各類地區(qū)單月用電增速(%) 5圖4：2018年以來CECI5,500大卡沿海電煤成交價(jià)及綜合價(jià)走勢 70~2022年A股火電板塊凈資產(chǎn)收益率變動(dòng)趨勢 8圖6：2001-2020美國與加州全部門電價(jià)對比(美分/千瓦時(shí)) 9圖7：美國與加州居民及工業(yè)終端電價(jià)對比(美分/千瓦時(shí)) 9圖8：美國歷年非水可再生能源發(fā)電量占比(百萬兆瓦，%) 9圖9：加州歷年非水可再生能源發(fā)電量占比(百萬兆瓦，%) 9005-2020年德國可再生能源發(fā)電量及占比情況 10 0圖12：2012~2022年國內(nèi)太陽能電池出口金額及其變動(dòng)趨勢 11圖13：國內(nèi)太陽能電池月度出口金額及其同比變化 11圖14：國內(nèi)多晶硅產(chǎn)量及進(jìn)口量變動(dòng)趨勢(萬噸/月) 12圖15：部分硅料公司產(chǎn)能擴(kuò)張計(jì)劃統(tǒng)計(jì) 12圖16：國內(nèi)單晶硅片現(xiàn)貨均價(jià)(元/片) 12圖17：國內(nèi)多晶硅單晶用料價(jià)格(元/千克) 12圖18：2021年5月以來國內(nèi)單晶光伏組件月度價(jià)格趨勢(元/瓦) 13圖19：國內(nèi)單晶PERC182mm組件周度現(xiàn)貨均價(jià)(元/瓦) 13圖20：2016年以來國內(nèi)新增光伏裝機(jī)類型及分布式光伏在當(dāng)前新增光伏裝機(jī)中占比(萬千瓦) 14 圖22：2020年末各國靈活調(diào)節(jié)電源與風(fēng)光裝機(jī)規(guī)模占比情況 16圖23：2013~2025年國內(nèi)電源建設(shè)投資完成額及其增速 17國內(nèi)重點(diǎn)電力企業(yè)信息化領(lǐng)域投入情況 18圖25：2019~2025年國內(nèi)新能源發(fā)電功率預(yù)測產(chǎn)品市場規(guī)模及預(yù)測(億元) 19 表格目錄需求預(yù)測 6表2：采用下水煤的電廠燃料采購成本測算(元/噸) 7 表4：模擬光伏項(xiàng)目關(guān)鍵參數(shù)假設(shè) 13表5：模擬光伏項(xiàng)目回報(bào)對項(xiàng)目投資成本及利用小時(shí)的敏感性分析測算 14表6：2022年沿海省份出臺“十四五”能源規(guī)劃中涉及煤電部分內(nèi)容 15表7：我國不同區(qū)域“雙細(xì)則”的主要考核指標(biāo)和具體要求 18 表9：重點(diǎn)公用事業(yè)公司盈利預(yù)測及估值 23請務(wù)必閱讀正文之后的免責(zé)條款和聲明5MM2M MM2M M▍預(yù)計(jì)2023年用電增速為4.6%，清潔持續(xù)擠壓火電2022年M1-M10，全社會(huì)用電量71,760億kWh，同比增長3.8%，10月國內(nèi)用電同比增速下降使得1~10月累計(jì)增速較1~9月增速小幅回落0.2個(gè)百分點(diǎn)；10月單月用電量kWh月用電增速0.9%提升1.3個(gè)百分點(diǎn)，天氣逐漸轉(zhuǎn)冷帶動(dòng)居民用電需求提升使得用電需求增速出現(xiàn)小幅回升。月度環(huán)比來看，2022年10月用電量環(huán)比9月下降3.6%，且降幅較2005~2022年-2.8%的環(huán)比波動(dòng)中值拉大0.8個(gè)百分點(diǎn)。用電量增速情況全社會(huì)用電量全國發(fā)電量-10%-15%圖2：2016~2022年單月用電量情況及模擬(億KWh)模擬模擬差值(右軸)06,000000高耗能地區(qū)2022年1~10月用電增速4.7%，10月單月增速4.0%，較上月增速下降1.0個(gè)百分點(diǎn)。沿海地區(qū)2022年1~10月用電增速2.3%，10月單月增速3.7%，較上月10月單月增速-1.5%，較上月增速提升0.2個(gè)百分點(diǎn)。圖3：2018~2022M10各類地區(qū)單月用電增速(%)50-10-15高耗能沿海其他信證券研究部請務(wù)必閱讀正文之后的免責(zé)條款和聲明6結(jié)合1~10月國內(nèi)用電數(shù)據(jù)，我們采用宏觀彈性預(yù)測法，預(yù)計(jì)2022~2024年全國用電量增速分別為3.9%/4.6%/4.5%。 FAI)均值FAI增速FAI電力需求(%)(%)彈性億kWhA,999,999,999999A,026,026,026026A,591,591,591591AA038A036A281A538A905A5%AE.9.0.0446%5%▍經(jīng)濟(jì)疲弱制約火電上浮區(qū)間，但用戶側(cè)漲價(jià)趨勢已定預(yù)計(jì)2023年動(dòng)力煤現(xiàn)貨價(jià)格和長協(xié)價(jià)格走勢高度分化仍將延續(xù)。從中電聯(lián)編制的5,500大卡CECI沿海電煤采購價(jià)格指數(shù)走勢可以看出，側(cè)重反映當(dāng)期市場真實(shí)成交的成交價(jià)指數(shù)和和側(cè)重反映綜合加權(quán)價(jià)格的綜合價(jià)指數(shù)，兩者仍處于高度分化狀態(tài)，目前實(shí)際成交價(jià)居高不下且最新成交價(jià)較綜合價(jià)高出約600元。價(jià)格差異巨大反映煤炭企業(yè)的長協(xié)簽約意愿和長協(xié)履約率意愿仍然較低。展望2023年，考慮全球能源供應(yīng)危機(jī)仍未解除，在不出現(xiàn)經(jīng)濟(jì)大幅衰退情況下，我們預(yù)計(jì)現(xiàn)貨煤價(jià)仍將高企，即CECI成交價(jià)指數(shù)和綜合價(jià)指數(shù)，仍將呈現(xiàn)較大的分化。請務(wù)必閱讀正文之后的免責(zé)條款和聲明78-01-03-05-07-098-01-03-05-07-09-01-03-05-07-09-01-03-05-07-09-01-03-05-07-09-01-03-05-07-09CECI沿海指數(shù):5500K綜合價(jià)CECI沿海指數(shù):5500K成交價(jià)00我們假設(shè)2023年下水煤電廠的長協(xié)比例均值提升至60%，對應(yīng)5,500大卡動(dòng)力煤的含稅綜合采購成本約為930元/噸。我們估計(jì)目前以下水煤為原料的電企中，嚴(yán)格執(zhí)行長協(xié)價(jià)格的長協(xié)比例大概在30%~60%區(qū)間內(nèi)，其中央企普遍位于該區(qū)間上沿，地方國企普遍位于該區(qū)間下沿。在政府推進(jìn)長協(xié)煤執(zhí)行力度相關(guān)措施不斷加嚴(yán)、動(dòng)力煤市場新增供給逐步釋放等因素的助推下，我們假設(shè)2023年以下水煤為主的電企，嚴(yán)格執(zhí)行長協(xié)價(jià)格的長協(xié)煤比例均值提升至60%，此外跟隨現(xiàn)貨的長協(xié)煤比例約20%，其余部分為現(xiàn)貨價(jià)格采購。按照此比例測算，我們5,500大卡動(dòng)力煤的含稅綜合采購成本約為930元/噸。預(yù)計(jì)2023年，以下水煤為原料的沿海電廠能夠?qū)崿F(xiàn)整體盈利。沿海地區(qū)火電標(biāo)桿電價(jià)均值為0.40元/千瓦時(shí)，假設(shè)市場交易電價(jià)在基準(zhǔn)基礎(chǔ)上浮20%，對應(yīng)扣稅后銷售電價(jià)測算，對應(yīng)火電度電利潤0.01元/kWh，即沿海電廠基本能夠?qū)崿F(xiàn)整體盈利。對于能夠簽訂更高長協(xié)比例、或者電價(jià)更高的電廠而言，其盈利有望進(jìn)一步抬升。料采購成本測算：貨長協(xié)價(jià)格購價(jià)格協(xié)煤比例%貨長協(xié)比例%比%究部測算023年下水煤電廠盈虧測算炭采購均價(jià)格費(fèi)用價(jià)電價(jià)在基準(zhǔn)基礎(chǔ)漲幅20.0%請務(wù)必閱讀正文之后的免責(zé)條款和聲明8023年下水煤電廠盈虧測算扣稅后上網(wǎng)電價(jià)潤火電企業(yè)盈利仍在底部徘徊，但考慮到實(shí)體經(jīng)濟(jì)壓力相對較大且火電已經(jīng)度過成本壓力峰值，預(yù)計(jì)2023年火電市場交易電價(jià)浮動(dòng)區(qū)間進(jìn)一步放開概率較低。從盈利情況看，A股火電板塊2022Q1~3的ROE為1.4%，我們預(yù)計(jì)2022年全年ROE約為1.8%，相比2021年雖然回正但仍處于歷史底部。結(jié)合我們上述下水煤電廠盈利能力的分析測算，預(yù)計(jì)2023年火電企業(yè)的盈利能力雖有一定修復(fù)，但修復(fù)后的A股火電板塊ROE仍處在較低水平。在發(fā)改委于2021年下半年將火電市場交易電價(jià)浮動(dòng)區(qū)間上限放寬至基準(zhǔn)價(jià)格的1.2倍之后，2022年的火電企業(yè)盈利能力仍在底部徘徊，這意味著火電市場交易電價(jià)的浮動(dòng)區(qū)間需要進(jìn)一步放開以修復(fù)火電企業(yè)盈利能力。但考慮到火電企業(yè)已經(jīng)普遍度過成本壓力峰值時(shí)刻，同時(shí)下游實(shí)體經(jīng)濟(jì)普遍壓力較大，因此2023年的火電市場交易電價(jià)進(jìn)一步放開概率較低。.0%0.0%9.3%77.1%5.9%3.5%3.5%4.2%1.4%4.8%3.4%2.5%-4.0%QWind證券研究部新能源發(fā)電具有間歇、波動(dòng)、反調(diào)峰等特點(diǎn)，因此增加了系統(tǒng)的負(fù)荷峰谷差與不穩(wěn)定性，對電力系統(tǒng)的調(diào)峰消納能力提出了更高的要求。這意味著系統(tǒng)內(nèi)不僅需要接入更多當(dāng)前尚未完全實(shí)現(xiàn)平價(jià)的新能源，還需要在電網(wǎng)側(cè)投入更多資本開支以應(yīng)對電力系統(tǒng)沖擊。在歐美國家，由于發(fā)電側(cè)與電網(wǎng)側(cè)的電價(jià)機(jī)制均鼓勵(lì)投資主體收回合理收益，額外的投資通常意味著電價(jià)提升。近年來加州地區(qū)電價(jià)增幅明顯，而美國全國平均電價(jià)僅為穩(wěn)中略升。2001-2020年美國全部門電價(jià)基本保持穩(wěn)定，從2001年的7.29美分/千瓦增長到2020年10.26美分/千瓦22美分/千瓦增長到2020年18.15美分/千瓦時(shí)，累計(jì)增長161.76%。具體到居民及工業(yè)部門的電價(jià)，也呈現(xiàn)出類似的現(xiàn)象，加州地區(qū)的居民和工業(yè)用電增幅明顯，而美國居民和工業(yè)用電增幅不明顯。請務(wù)必閱讀正文之后的免責(zé)條款和聲明9美國(全部門)加州(全部門)86420USEIA信證券研究部加州(居民)加州(工業(yè))美國(居民)美國(工業(yè))50USEIA信證券研究部加州地區(qū)非水可再生能源發(fā)電量占比顯著高于全國水平，與當(dāng)?shù)仉妰r(jià)上行呈現(xiàn)強(qiáng)相關(guān)。2001-2020年間美國總發(fā)電量基本保持在35至40億兆瓦之間，非水可再生能源發(fā)電量持年的11%到2020年的26%，可再生能源比例逐步提升。因此可以得出，加州地區(qū)電價(jià)的逐步攀升與當(dāng)?shù)夭粩嗵岣叩目稍偕茉窗l(fā)電占比具備較強(qiáng)的相關(guān)性。0-%USEIA信證券研究部-USEIA信證券研究部德國可再生能源發(fā)電量大幅提升，德國電價(jià)也出現(xiàn)明顯漲幅。德國是全球主要發(fā)達(dá)國家中電價(jià)最高的國家之一。根據(jù)德國能源和水業(yè)協(xié)會(huì)BDEW的數(shù)據(jù)，德國居民電價(jià)中包括電力供應(yīng)成本、電網(wǎng)費(fèi)(由聯(lián)邦網(wǎng)絡(luò)局規(guī)定使用的使用費(fèi)用7.09歐分/千瓦時(shí)，占比約25%)，可再生能源附加費(fèi)(向生產(chǎn)者支付可再生能源的國家保證價(jià)格6.41歐分/千瓦時(shí)，占比高達(dá)約20%)、銷售增值稅，電力稅等費(fèi)用。其中，電網(wǎng)費(fèi)與可再生能源附加費(fèi)合計(jì)占比接近終端電價(jià)的一半，是德國電價(jià)水平在全球偏高的主要原因。由于碳價(jià)走高、加速淘汰煤電與核電，德國不僅需要加快建設(shè)可再生能源以彌補(bǔ)電力供給，也需要對電網(wǎng)進(jìn)行相應(yīng)擴(kuò)建。與加州類似，這導(dǎo)致了近年來德國電價(jià)整體顯著上行。請務(wù)必閱讀正文之后的免責(zé)條款和聲明102015年至2020年，德國僅發(fā)電側(cè)基荷上網(wǎng)電價(jià)就上行了約60%。德國可再生能源發(fā)電量GWh占比(%)0000-50經(jīng)濟(jì)與能源部，中信證券研究部00-04-08-04-08-04-08-04-08-04-08-04-08Bloomberg研究部盡管風(fēng)電光伏的降本曲線顯著，已經(jīng)初步顯現(xiàn)出平價(jià)狀態(tài)，但對于電力系統(tǒng)整體而言，風(fēng)光的沖擊性帶來的額外電網(wǎng)投資需求，通常完全抵消了風(fēng)光自身在發(fā)電側(cè)的降本效果，導(dǎo)致系統(tǒng)整體供電成本大幅上行。只有在電網(wǎng)為匹配以新能源為主體的新電力系統(tǒng)所開啟的資本開支周期告一段落后，風(fēng)光的后續(xù)降本方可真正帶來電力系統(tǒng)整體成本的下行。我國在碳達(dá)峰、碳中和推動(dòng)下，目前國內(nèi)正處于風(fēng)光裝機(jī)快速增長的起步階段，且國內(nèi)裝機(jī)高速成長將持續(xù)較長時(shí)間周期。而從德國及美國加州的經(jīng)驗(yàn)看，在新能源裝機(jī)大幅上升后，電力系統(tǒng)綜合成本的達(dá)峰可能需要較長時(shí)間周期。這意味著對于國內(nèi)終端用戶而言，從中長期看面臨新能源裝機(jī)提升后的系統(tǒng)成本上升帶來的電價(jià)上行壓力，即通過分時(shí)電價(jià)、完善現(xiàn)貨市場、將輔助服務(wù)成本向下游疏導(dǎo)等方式，將建設(shè)新型電力系統(tǒng)增加的成本逐步向下游轉(zhuǎn)移。▍光伏即將度過成本壓力高峰，綠電高質(zhì)高速成長可期海外拉動(dòng)力度減弱疊加上游供給釋放，綠電供需環(huán)境正變得有利月度數(shù)據(jù)顯示光伏組件出口增速近期已有明顯放緩，出口拉動(dòng)作用正在減弱。2022年年初迄今，俄烏沖突使得歐洲的能源向清潔化轉(zhuǎn)型及能源保供的需求迫切，來自歐洲的光伏產(chǎn)品需求爆發(fā)式增長，帶動(dòng)國內(nèi)整體光伏出口數(shù)據(jù)量價(jià)齊升。2022年1~10月，國內(nèi)光伏組件出口規(guī)模達(dá)到132GW，同比增長61%；2022年1~11月，國內(nèi)太陽能電池出口金額高達(dá)433億美元，同比增長70%，全年出口金額及其增速均有望創(chuàng)下自2012年有數(shù)月的月度出口金額數(shù)據(jù)看，在經(jīng)歷前期接近100%的爆發(fā)式增長后，國內(nèi)光伏出口增速在7月達(dá)到峰值并自9月以來已經(jīng)明顯下降，其中11月出口金額同比增速已經(jīng)回落至23%。勞動(dòng)力短缺使得安裝人員無法滿足過快增長的訂單量，同時(shí)前期大量進(jìn)口使得歐洲累計(jì)了一定的庫存量，相應(yīng)導(dǎo)致海外需求強(qiáng)度對國內(nèi)光伏出口的拉動(dòng)力度明顯減弱。請務(wù)必閱讀正文之后的免責(zé)條款和聲明11-01-05-01-05-09-01-05-09-01-05-09-01-05-09-01-05-09-01-05-09我們預(yù)計(jì)2023年國內(nèi)光伏組件出口將延續(xù)高增，但增速或?qū)⒔抵?0%附近。展望全年，我們預(yù)計(jì)2022年國內(nèi)光伏組件出口規(guī)模約155GW，同比增長約60%；2023年的海外需求將受制于高基數(shù)及歐洲安裝人員短缺等制約因素，預(yù)計(jì)2023年國內(nèi)光伏組件出口規(guī)模約為220GW，同比增長約40%。000433285192198128102123129113113136%%%.0.0.0.0.0.0.0.0 %%%%%%%%%合盛硅業(yè)、東方希望、四川永祥、上機(jī)數(shù)控、特變電工等硅料廠商共計(jì)發(fā)布約200萬噸的硅料擴(kuò)產(chǎn)計(jì)劃。按照硅料常見的1~2年投產(chǎn)周期，按照各家企業(yè)投產(chǎn)計(jì)劃估計(jì)，預(yù)計(jì)2023年國內(nèi)有約25萬噸產(chǎn)能投放，2024年約有80萬噸產(chǎn)能投放。我們按照國內(nèi)各家企業(yè)的硅料計(jì)劃投產(chǎn)產(chǎn)能推算，遠(yuǎn)期國內(nèi)硅料產(chǎn)能足以支撐每年新能1,000G光伏裝機(jī)的裝機(jī)目標(biāo)，遠(yuǎn)超當(dāng)前全球光伏約200GW的實(shí)際新增裝機(jī)。隨著上游硅料產(chǎn)能的逐步釋放，硅料市場供需格局有望逐步從嚴(yán)重短缺走向市場平衡并邁入過剩階段。按照硅料產(chǎn)能投放進(jìn)度，結(jié)合近期的價(jià)格下行態(tài)勢，我們硅料價(jià)格新一輪下行周期已經(jīng)到來。硅料價(jià)格拐點(diǎn)出現(xiàn)有望帶動(dòng)組件價(jià)格重新回歸下行通道，提升終端光伏電站回報(bào)并有效刺激綠電運(yùn)營商裝機(jī)積極性。請務(wù)必閱讀正文之后的免責(zé)條款和聲明12MMMMMM1MMMMMM1MMMMM-07-08MMMMMM1MMMMMM1MMMMM-07-08-09-01-02-03-04-05-062-07-08-091-05-06-07-08-09-01-02-03-04-05-06-07-08-092021AE股份能源科技能源圖14：國內(nèi)多晶硅產(chǎn)量及進(jìn)口量變動(dòng)趨勢(萬噸/月)圖15：部分硅料公司產(chǎn)能擴(kuò)張計(jì)劃統(tǒng)計(jì)000000000000000000等公司公告(含計(jì)劃)，中信證券研究部實(shí)近期，光伏產(chǎn)業(yè)鏈上游及中游價(jià)格已經(jīng)開始全線松動(dòng)。硅料方面，單晶用料價(jià)格已經(jīng)重新回歸300元/千克之下，部分產(chǎn)品最新報(bào)價(jià)已經(jīng)降至250元/噸左右；硅片價(jià)格呈現(xiàn)斷崖式下跌，2022年12月中旬的182mm及210mm單晶硅片已經(jīng)跌至6.2元/片及8.10元/片，相比10月份的近期價(jià)格高點(diǎn)已經(jīng)下跌約20%，且價(jià)格進(jìn)一步明顯下跌的概率較高。價(jià)(元/片)圖17：國內(nèi)多晶硅單晶用料價(jià)格(元/千克)mmpm多晶硅:單晶用料價(jià)格元/千克8.06.04.02.0 現(xiàn)貨價(jià)平均價(jià):單晶硅片(182mm,165pm)0Wind資料來源：CEIC，中信證券研究部2022年年初以來，硅料價(jià)格上漲帶來的成本壓力以及海外組件出口需求強(qiáng)勁增長刺激，推動(dòng)組件價(jià)格持續(xù)上漲，推動(dòng)光伏電站的組件招標(biāo)價(jià)格上漲至約2元/瓦的水平。但是，從周度高頻數(shù)據(jù)看，隨著上游產(chǎn)能大規(guī)模投產(chǎn)預(yù)期的不斷強(qiáng)化以及需求拉動(dòng)力度的邊際減弱，國內(nèi)組件價(jià)格已經(jīng)掉頭向下，12月中的組件價(jià)格已經(jīng)回落至1.90元/瓦的水平，相比近期價(jià)格高點(diǎn)已經(jīng)回落了5%左右。請務(wù)必閱讀正文之后的免責(zé)條款和聲明131111-07-08-09-01-02-03-04-05-06-07-08-09光伏組件:210單晶組件元/瓦現(xiàn)貨平均價(jià):單面單晶PERC組件(182mm)元/瓦0000000000CEIC資料來源：Wind，中信證券研究部及成長即將重新可以兼得，集中式光伏高速成長可期2022年年初以來，對組件價(jià)格接受能力更強(qiáng)的歐洲需求大幅爆發(fā)，將組件價(jià)格接受能力弱于歐洲的國內(nèi)綠電運(yùn)營企業(yè)推向不利地位，高組件環(huán)境將國內(nèi)綠電運(yùn)營企業(yè)陷入保成長還是保股東回報(bào)的兩難境地，大量集中式光伏項(xiàng)目在組件價(jià)格上漲環(huán)境下已經(jīng)不能滿足企業(yè)的收益率標(biāo)準(zhǔn)要求。我們模擬假設(shè)了一個(gè)光伏項(xiàng)目，按照1.95元/瓦的組件采購價(jià)格、4.28元/瓦的單位投資成本、1400小時(shí)的利用小時(shí)假設(shè)以及0.35元/千瓦時(shí)的含稅上網(wǎng)電價(jià)等關(guān)鍵參數(shù)假設(shè)，我們測算得到該項(xiàng)目的權(quán)益IRR為5.9%。從該項(xiàng)目的回報(bào)測算可以看出，今年有大量光伏項(xiàng)目(如項(xiàng)目所在地區(qū)標(biāo)桿電價(jià)較低、儲(chǔ)能配置需求要求較高、市場化相對激進(jìn)等)的投資回報(bào)不能滿足企業(yè)的底線投資回報(bào)標(biāo)準(zhǔn)，進(jìn)而導(dǎo)致大量集中式光伏項(xiàng)目無法按照原定投資計(jì)劃順利投產(chǎn)。價(jià)格h.28桿上網(wǎng)電價(jià)資%%%%比例%率%%.0%y限y7本金償還金額3稅率%數(shù)人%費(fèi)%~1.0%率%%/資產(chǎn)原值%研究部假設(shè)請務(wù)必閱讀正文之后的免責(zé)條款和聲明14從2022年1~11月并網(wǎng)數(shù)據(jù)看國內(nèi)光伏裝機(jī)增長迅速，1~11月國內(nèi)光伏發(fā)電新增裝機(jī)容量高達(dá)6,571萬千瓦，相比上年同期增加3,088萬千瓦。在高組件對集中式電站投資意愿構(gòu)成明顯壓制情況下，光伏并網(wǎng)增長仍能迅速增長，背后的原因是工商業(yè)及戶用分布式光伏電站出現(xiàn)爆發(fā)式增長，填補(bǔ)了集中式光伏電站增長乏力的缺口。和集中式光伏電站對標(biāo)項(xiàng)目所在省火電標(biāo)桿電價(jià)不同，分布式光伏項(xiàng)目對標(biāo)電價(jià)為價(jià)格較高的終端用戶電價(jià)，隨著新型電力系統(tǒng)建設(shè)的不斷推進(jìn)以及市場化改革的持續(xù)加深，終端工商業(yè)用戶電價(jià)上漲明顯，明顯提振工商業(yè)企業(yè)投資分布式光伏電站的積極性。2022年前三季度，戶用及工商業(yè)分布式光伏在光伏裝機(jī)中的占比高達(dá)65%，分布式光伏在光伏新增裝機(jī)中占比創(chuàng)下歷史新高。裝機(jī)中占比(萬千瓦)00000布式占比0%201720182019仍以上述模擬光伏項(xiàng)目為例，從敏感性分析測試結(jié)果看，如果組件價(jià)格回落0.2元/瓦，在其他邊界條件不變的情況下，組件降價(jià)帶動(dòng)該模擬項(xiàng)目的權(quán)益回報(bào)提升至7.1%；如果組件降價(jià)回報(bào)0.4元/千瓦時(shí)，該項(xiàng)目的權(quán)益回報(bào)將進(jìn)一步增加至8.5%。.08.0%單位成本4.289%.488%.68.7%.88.6%研究部測算請務(wù)必閱讀正文之后的免責(zé)條款和聲明15我們預(yù)計(jì)2022年國內(nèi)光伏并網(wǎng)規(guī)模約為8,500萬千瓦，相比2021年的5,493萬千瓦增長約3,000萬千瓦。在組件價(jià)格步入降價(jià)周期、各地十四五規(guī)劃陸續(xù)發(fā)布、大基地建設(shè)持續(xù)推進(jìn)等因素刺激下，我們預(yù)計(jì)2023年光伏裝機(jī)有望增至120GW，其中集中式光伏是裝機(jī)增長核心驅(qū)動(dòng)力。▍行業(yè)投資提速，預(yù)計(jì)2023年電源投資超8000億元隨著局部性缺電頻發(fā)等問題的暴露，傳統(tǒng)火電在電力系統(tǒng)的保供壓艙石地位得到重新審視；與此同時(shí)，煤電在經(jīng)過靈活性改造后通過較低出力參與電力系統(tǒng)調(diào)峰，可以緩解我國新能源裝機(jī)增長與靈活調(diào)節(jié)電源建設(shè)不同步的矛盾。經(jīng)濟(jì)增速下行壓力較大帶動(dòng)地方政穩(wěn)增長壓力，地方政府現(xiàn)階段也希望將火電作為重大基礎(chǔ)設(shè)施項(xiàng)目建設(shè)投資以發(fā)揮其在穩(wěn)增長中的積極作用。在上述多種因素合力推動(dòng)下，從2022年沿海省份出臺的“十四五”能源規(guī)劃和后續(xù)的項(xiàng)目審批情況看，廣東、浙江、福建均將煤電新增或擴(kuò)建作為能源規(guī)劃重要構(gòu)成，并在2022年下半年明顯加快煤電項(xiàng)目審批節(jié)奏。煤電規(guī)劃相關(guān)內(nèi)容/4/18《廣東省能源發(fā)展產(chǎn)河源電廠二期、江門新會(huì)雙水熱電聯(lián)產(chǎn)擴(kuò)建、華潤西江電廠、華電豐盛汕頭/5/19《浙江省能源發(fā)展電廠三期、六橫電廠二期、舟山電廠三期和沿海優(yōu)選場址等項(xiàng)目，新增煤電/6/1《福建省“十四五”神華羅源灣電廠、華電可門三期、泉惠熱電建設(shè)，加快泉惠熱電第二臺機(jī)組、古2022年1~10月，國內(nèi)火電行業(yè)投資規(guī)模已經(jīng)達(dá)到640億元，同比增長43%，已經(jīng)明顯超出同期19%的電源整體建設(shè)投資增速。綜合考慮火電在保供、保障新能源消納、拉動(dòng)地方經(jīng)濟(jì)等方面的積極作用，預(yù)計(jì)火電新增裝機(jī)在2022年后將迎來較快發(fā)展，具體而言，我們預(yù)計(jì)2022~2025年火電新增裝規(guī)模為4,500/8,000/8,500/7,500萬千瓦?；痣娦略鲅b機(jī)萬千瓦8,5008,0009,008,0007,5008,0005,4625,3385,16155,4625,3385,1615,2164,6884,5003,7635,003,763000002016201720182019202020212022E2023E2024E2025E請務(wù)必閱讀正文之后的免責(zé)條款和聲明16信證券研究部預(yù)測化電力體系靈活性電帶動(dòng)抽蓄發(fā)展對比中國靈活性電源(氣電、抽水蓄能)在整體電源中的裝機(jī)占比可以看出，202014.0%/30.4%/38.3%/39.4%，靈活調(diào)節(jié)電源與風(fēng)光裝機(jī)比值僅為0.24，低于法國(0.65)與西班牙(0.67)同期水平，國內(nèi)靈活調(diào)節(jié)資源明顯不足。考慮到抽水蓄能項(xiàng)目的建設(shè)通常需要5~10年，在“十四五”期間難以大規(guī)模投產(chǎn)；天然氣資源不足疊加國家LNG價(jià)格暴漲下，氣電不能作為主力調(diào)峰電源；新型儲(chǔ)能尚不具備普遍商業(yè)化的條件，“十四五”期間煤電靈活性改造有望成為補(bǔ)充靈活調(diào)節(jié)資源，以保障新能源大規(guī)模接入的主要途徑。國家發(fā)改委、能源局在2021年發(fā)布的《關(guān)于開展全國煤電機(jī)組改造升級的通知》中預(yù)計(jì)“十四五”期間我國將完成煤電靈活性改造2.0億千瓦、煤電靈活性制造1.5億千瓦。靈活性改造有望進(jìn)一步強(qiáng)化煤電在我國電力系統(tǒng)中的地位，加速推進(jìn)容量電價(jià)機(jī)制與輔助服務(wù)分?jǐn)倷C(jī)制改善煤電盈利模式。.0%%45.6%%%美國英國西班牙法國中國電源建設(shè)投資提速明顯，我們預(yù)計(jì)2023年增加32%至8,200億元。在火電新增裝機(jī)發(fā)展提速、風(fēng)光新能源駛?cè)敫咚侔l(fā)展車道、核電發(fā)展提速以及配套風(fēng)光消納的火電靈活性改造及抽蓄項(xiàng)目密集建設(shè)等一系列因素的共同推動(dòng)下，我們預(yù)計(jì)2023年國內(nèi)電源建設(shè)投資將增加至8200億元，同比增長超過30%，并在2025年增至1.1萬億元。請務(wù)必閱讀正文之后的免責(zé)條款和聲明17 %增長11,00060%9,7008,200 %8,000 03,7173,6863,9363,4085,2444,0602,7002,7216,2005,530 00 -30%201520162017201820192020▍數(shù)字化及新型電力系統(tǒng)結(jié)合，催生新場景及新模式在新型電力系統(tǒng)的構(gòu)建過程中，傳統(tǒng)電力結(jié)構(gòu)、技術(shù)特征、運(yùn)行機(jī)制、發(fā)展模式等將發(fā)生革命性的變化，將催生大量新技術(shù)、新模式、新業(yè)態(tài)。實(shí)現(xiàn)新型電力系統(tǒng)下源網(wǎng)荷儲(chǔ)全環(huán)節(jié)的智能互動(dòng)、精準(zhǔn)控制，亟待運(yùn)用數(shù)字技術(shù)，具備融“采集感知+算力算法+運(yùn)行控制+智慧運(yùn)營”于一體的能力，加快推動(dòng)電力企業(yè)數(shù)字化轉(zhuǎn)型升級。根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計(jì)，2021年，國內(nèi)在電力信息化領(lǐng)域的投入規(guī)模為283億元。電網(wǎng)領(lǐng)域，2021年信息化投入達(dá)154億元，其中國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)、內(nèi)蒙古電力的投入分別1年信息化投入達(dá)112億元，其中規(guī)模較大的有中國華能、中國三峽集團(tuán)14億元。電建領(lǐng)域，2021年信息化投入16億元。請務(wù)必閱讀正文之后的免責(zé)條款和聲明18團(tuán)集團(tuán)團(tuán)能源源團(tuán)集團(tuán)團(tuán)能源源2021年重點(diǎn)電力企業(yè)信息化投入億元97.753.228.015.814.714.353.228.015.814.714.33.42.41.91.50.70.5.0信證券研究部隨著新型電力系統(tǒng)數(shù)字化技術(shù)的應(yīng)用實(shí)踐持續(xù)推進(jìn)，數(shù)字化技術(shù)有望全面應(yīng)用于新型電力系統(tǒng)中發(fā)電、輸電、變電、配電、用電等各個(gè)環(huán)節(jié)，提升電力系統(tǒng)的智能化、自動(dòng)化、數(shù)字化程度，推動(dòng)傳統(tǒng)電網(wǎng)加速向能源互聯(lián)網(wǎng)升級。其中，發(fā)電側(cè)的新能源功率預(yù)測技術(shù)與用戶側(cè)的虛擬電廠技術(shù)在提升電網(wǎng)安全性、輔助客戶參與電力市場交易方面表現(xiàn)優(yōu)秀，有望伴隨電網(wǎng)數(shù)字化加速與電力市場逐步完善實(shí)現(xiàn)快速成長，市場規(guī)模增長前景廣闊。新能源功率預(yù)測應(yīng)用場景不斷打開在新能源占比日益增多情況下，強(qiáng)化新能源發(fā)電功率預(yù)測是電網(wǎng)端進(jìn)行電力調(diào)控和電力管理的必要前提。和自帶調(diào)節(jié)能力的火電及水電等傳統(tǒng)電源不同，風(fēng)光新能源出力具有間歇性、波動(dòng)性、隨機(jī)性等典型特征，其大規(guī)模接入會(huì)提高電力系統(tǒng)的調(diào)峰調(diào)頻壓力，加大頻率穩(wěn)定、電壓穩(wěn)定等方面的潛在安全隱患。為降低新能源大規(guī)模接入對電力系統(tǒng)的沖擊，電網(wǎng)端相應(yīng)需求為可視化新能源發(fā)電曲線，及時(shí)掌握新能源出力情況，并據(jù)此做出及時(shí)、合理的發(fā)電規(guī)劃，實(shí)現(xiàn)發(fā)電端和用電端的實(shí)時(shí)平衡，維持電網(wǎng)穩(wěn)定，新能源功率預(yù)測需求相應(yīng)誕生。國家發(fā)改委及能源局等主管部門正持續(xù)加強(qiáng)對新能源功率預(yù)測的考核。2018年以來，國家能源局區(qū)域監(jiān)管局紛紛更新所轄區(qū)域《發(fā)電廠并網(wǎng)運(yùn)行管理實(shí)施細(xì)則》和《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理實(shí)施細(xì)則》(以下簡稱“兩個(gè)細(xì)則”)，要求新能源電站對發(fā)電功率進(jìn)行預(yù)測，并對上傳率、準(zhǔn)確率、合格率等指標(biāo)進(jìn)行偏差考核，推動(dòng)發(fā)電功率預(yù)測類軟硬件產(chǎn)品的市場需求顯著提升。隨著電力輔助服務(wù)補(bǔ)償機(jī)制的不斷完善，新能源發(fā)電功率預(yù)測考核以及并網(wǎng)智能控制考核等考核獎(jiǎng)懲制度也相應(yīng)明確，且考核要求也更為嚴(yán)格，新能源電站承擔(dān)的功率預(yù)測考核成本也顯著增加，功率預(yù)測準(zhǔn)確性成為影響電站盈利能力的重要因素，催生了功率預(yù)測需求并帶動(dòng)功率預(yù)測產(chǎn)品出現(xiàn)。區(qū)域相關(guān)細(xì)則主要考核指標(biāo)具體考核要求北“兩個(gè)細(xì)則”準(zhǔn)確率請務(wù)必閱讀正文之后的免責(zé)條款和聲明19區(qū)域相關(guān)細(xì)則主要考核指標(biāo)具體考核要求域2019版華北“兩個(gè)細(xì)則”準(zhǔn)確率2020版東北“兩個(gè)細(xì)則”域2019版華東“兩個(gè)細(xì)則”準(zhǔn)確率域2020版華中“兩個(gè)細(xì)則”%。2020版南網(wǎng)“兩個(gè)細(xì)則”準(zhǔn)確率應(yīng)≥85%，超短期功率預(yù)測準(zhǔn)確率應(yīng)≥90%。局各區(qū)域監(jiān)管局官網(wǎng)，國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)官網(wǎng)，國能日新公司公告，中信證券研究部新能源發(fā)電功率預(yù)測產(chǎn)品將在電源側(cè)的運(yùn)維管理與電網(wǎng)側(cè)的電力調(diào)控方面發(fā)揮關(guān)鍵作用，在風(fēng)光裝機(jī)規(guī)?？焖偬嵘F(xiàn)貨市場加速推進(jìn)等因素催化下，預(yù)計(jì)“十四五”期間我國功率預(yù)測產(chǎn)品市場空間及持續(xù)擴(kuò)大。根據(jù)國能日新公司招股說明書披露的2019年公司市占率及收入情況，我們推測當(dāng)年全國風(fēng)光功率預(yù)測產(chǎn)品市場規(guī)模約5.6億元?？紤]到“十四五”新增投產(chǎn)裝機(jī)推動(dòng)下游需求增長，以及現(xiàn)貨市場建設(shè)推進(jìn)帶動(dòng)功率預(yù)測產(chǎn)品滲透率提升，我們預(yù)計(jì)到2025年國內(nèi)新能源發(fā)電功率預(yù)測產(chǎn)品市場規(guī)模將達(dá)到19.5億元，對應(yīng)“十四五”期間年均復(fù)合增速為20.0%。元)%合計(jì)增速 20 %8.92 0%EEEE2023E2024E公司招股說明書，中信證券研究部預(yù)測請務(wù)必閱讀正文之后的免責(zé)條款和聲明20虛擬電廠方興未艾，市場空間近千億元虛擬電廠是一種運(yùn)用信息通信技術(shù)與軟件系統(tǒng)，統(tǒng)一協(xié)調(diào)控制分布式電源、可控負(fù)荷、電動(dòng)汽車、儲(chǔ)能系統(tǒng)等分布式能源資源(DistributedEnergyResource，以下簡稱DER)并整合形成特殊電廠，基于新型需求側(cè)響應(yīng)技術(shù)參與電力市場與電網(wǎng)調(diào)度的協(xié)調(diào)管理系統(tǒng)。在新型電力系統(tǒng)中，虛擬電廠既能作為發(fā)電與售電企業(yè)參與電力中長期交易與現(xiàn)貨交易，又能作為輔助服務(wù)提供商進(jìn)行調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務(wù)。作為一種新型電力商業(yè)模式，虛擬電廠可基于能源互聯(lián)網(wǎng)的智能技術(shù)，感知不同用戶的用電需求彈性差異，并據(jù)此優(yōu)化調(diào)配電量；參與者兼具發(fā)電與用電屬性，改變了傳統(tǒng)電網(wǎng)單向逐級流動(dòng)的模式。虛擬電廠在電力系統(tǒng)中的價(jià)值主要體現(xiàn)在三個(gè)方面：聚集資源：虛擬電廠能夠解決海量用戶側(cè)異構(gòu)資源地理位置分散、單體容量小、調(diào)控難度大的特征，將小型分布式電源整合并網(wǎng)運(yùn)行，結(jié)合儲(chǔ)能系統(tǒng)、可控負(fù)荷、電動(dòng)汽車等，通過數(shù)字化手段降低新能源間歇性與波動(dòng)性對電網(wǎng)的沖擊；削峰填谷：聚合源網(wǎng)荷儲(chǔ)后，虛擬電廠可根據(jù)用戶需求情況，結(jié)合電力供需與綜合電價(jià)來調(diào)度電力，實(shí)現(xiàn)自適應(yīng)、去中心化能源調(diào)度，大幅提升調(diào)度效率。虛擬電廠可參與電力中長期與現(xiàn)貨市場以及輔助服務(wù)市場，發(fā)揮削峰填谷作用并平滑用電曲線，在滿足用電需求與用電安全的基礎(chǔ)上實(shí)現(xiàn)用能成本最小化；提高效率：虛擬電廠在改變分布式電源并網(wǎng)方式的基礎(chǔ)上，對廠內(nèi)源網(wǎng)荷儲(chǔ)協(xié)調(diào)優(yōu)化，以數(shù)據(jù)賦能提升電網(wǎng)運(yùn)行效率與電能利用效率。初期以算法指導(dǎo)發(fā)電、用電、儲(chǔ)能與電力交易，后續(xù)通過持續(xù)積累數(shù)據(jù)進(jìn)一步優(yōu)化能源網(wǎng)絡(luò)協(xié)調(diào)機(jī)制，最大程度平抑新能源間歇性與波動(dòng)性，提高電能利用率并提高市場化交易收益。請務(wù)必閱讀正文之后的免責(zé)條款和聲明21等《虛擬電廠通信網(wǎng)絡(luò)架構(gòu)及關(guān)鍵技術(shù)研究展望》，中信證券研究部近年來國家發(fā)改委、能源局在推動(dòng)電力市場建設(shè)、鼓勵(lì)源網(wǎng)荷儲(chǔ)與新型儲(chǔ)能發(fā)展的政策中多次提到鼓勵(lì)探索虛擬電廠商業(yè)模式與加大虛擬電廠投資力度。作為一種能夠有效聚合海量DER的需求側(cè)響應(yīng)技術(shù)手段，虛擬電廠在我國新型電力系統(tǒng)中將扮演重要角色，作為靈活調(diào)節(jié)資源通過現(xiàn)貨市場套利、輔助服務(wù)交易、需求側(cè)響應(yīng)容量補(bǔ)貼、能效優(yōu)化服務(wù)等途徑實(shí)現(xiàn)盈利。根據(jù)全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織預(yù)測，2025/2030年我國最大負(fù)荷將達(dá)到15.7/18.2億千瓦，按照最大負(fù)荷5%/6%的可調(diào)節(jié)負(fù)荷資源庫建設(shè)比例，我們預(yù)計(jì)虛擬電廠市場空間將達(dá)到785/1,092億元，增長空間廣闊。/02/05《關(guān)于推進(jìn)電力源網(wǎng)體化和多能互的指導(dǎo)意見》統(tǒng)提供調(diào)節(jié)支撐、儲(chǔ)能、虛擬電廠參與市場機(jī)制。/07/23《關(guān)于加快推動(dòng)新型據(jù)、發(fā)展的指導(dǎo)意虛擬/01/28《關(guān)于加快建設(shè)全國力市場體系的，見》能、虛擬電廠等調(diào)節(jié)電源的投資建設(shè)。/02/10《關(guān)于完善能源綠色型體制機(jī)制和措施的意見》求場交易和系統(tǒng)運(yùn)行/03/22劃》汽車VG以多能互補(bǔ)的清潔能源等新模式新業(yè)態(tài)?！峨娏ΜF(xiàn)貨市場基本規(guī)則(征求意見稿)》網(wǎng)等新興市場主體參，國家能源局，中信證券研究部用電需求增速大幅下滑：我們按照全社會(huì)用電需求及雙碳目標(biāo)下能源結(jié)構(gòu)變化對全國各類電源裝機(jī)增速進(jìn)行預(yù)測。若未來全社會(huì)用電需求低于預(yù)期，可能導(dǎo)致建成的風(fēng)電、光伏項(xiàng)目棄風(fēng)棄光率上升，或火電利用小時(shí)數(shù)減少，導(dǎo)致火電、新能源業(yè)績低于預(yù)期；售電價(jià)格大幅下降：售電價(jià)格直接影響電力企業(yè)的營收，若電價(jià)低于預(yù)期，則可能導(dǎo)致行業(yè)內(nèi)各公司營收與利潤不及預(yù)期，影響各公司業(yè)績與現(xiàn)金流；燃料成本大幅上升：燃料成本在火電成本中占比接近60%~70%，對煤電盈利有較大影響。目前動(dòng)力煤價(jià)格已從高位有所回落，但若煤價(jià)再次大幅上行，則可能導(dǎo)致火電企業(yè)盈利受到極大沖擊；新能源裝機(jī)增長不及預(yù)期：風(fēng)電、光伏項(xiàng)目建設(shè)中，土地審批、設(shè)備招投標(biāo)、工程施工等環(huán)節(jié)影響項(xiàng)目進(jìn)度，若新能源運(yùn)營商建設(shè)項(xiàng)目受上述因素影響，可能導(dǎo)致裝機(jī)增速低請務(wù)必閱讀正文之后的免責(zé)條款和聲明22于預(yù)期，進(jìn)而影響發(fā)電量及上網(wǎng)電量增速，導(dǎo)致可再生能源板塊業(yè)績成長速度低于預(yù)期；風(fēng)光造價(jià)大幅上行：雖然我們預(yù)計(jì)在未來中長期，風(fēng)光運(yùn)營商有望通過新能源設(shè)備造價(jià)下行攫取行業(yè)技術(shù)進(jìn)步紅利，但短期原材料價(jià)格波動(dòng)等因素可能導(dǎo)致風(fēng)電、光伏造價(jià)波形反彈，此外市場利率波動(dòng)可能影響運(yùn)營商成本。新能源項(xiàng)目初期投資規(guī)模較大，項(xiàng)目投資回報(bào)率對造價(jià)較為敏感，若上游設(shè)備、組件等原料造價(jià)上行或融資成本上行，可能影響新能源投資規(guī)模，導(dǎo)致裝機(jī)增速不及預(yù)期或項(xiàng)目回報(bào)率不及預(yù)期；電力數(shù)字化投資不及預(yù)期：新型電力系統(tǒng)建設(shè)催生數(shù)字化需求，我們預(yù)計(jì)發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)公司、電力用戶等市場主體將在“十四五”期間加大數(shù)字化與信息化投資力度，推動(dòng)新能源功率預(yù)測、虛擬電廠等能源新技術(shù)與新場景商業(yè)模式落地。若電力數(shù)字化投資規(guī)模與進(jìn)度不及預(yù)期，則可能導(dǎo)致相關(guān)新興技術(shù)需求低于預(yù)期。下游承受成立較弱制約發(fā)電側(cè)的火電市場交易電價(jià)上浮空間的進(jìn)一步打開，但在用戶側(cè)，向新型電力系統(tǒng)升級的系統(tǒng)成本壓力已經(jīng)無法在中游發(fā)電及電網(wǎng)環(huán)節(jié)內(nèi)化，分時(shí)電價(jià)、輔助服務(wù)向下游疏導(dǎo)、現(xiàn)貨市場建設(shè)推進(jìn)等正在推動(dòng)用戶側(cè)電價(jià)步入上漲周期，為電力行業(yè)較好發(fā)展創(chuàng)造良好市場環(huán)境。在火電新增裝機(jī)發(fā)展提速、風(fēng)光新能源駛?cè)敫咚侔l(fā)展車道、核電發(fā)展提速以及配套風(fēng)光消納的火電靈活性改造及抽蓄項(xiàng)目密集建設(shè)等一系列因素的共同推動(dòng)下，我們預(yù)計(jì)2023年國內(nèi)電源建設(shè)投資將增至8200億元，同比增長超過30%，并在2025年增至1.1萬億元。光伏產(chǎn)業(yè)鏈上中游價(jià)格全面松動(dòng)帶來綠電裝機(jī)提速格外需要關(guān)注，我們預(yù)計(jì)2023年光伏裝機(jī)有望增至120GW，其中集中式光伏重新成為裝機(jī)增長核心驅(qū)動(dòng)力，國內(nèi)綠電運(yùn)營商重新回歸裝機(jī)高成長帶動(dòng)的盈利業(yè)績高速成長以及綠電新項(xiàng)目投資回報(bào)預(yù)期不斷改善的良好環(huán)境。隨著新型電力系統(tǒng)數(shù)字化技術(shù)的應(yīng)用實(shí)踐持續(xù)推進(jìn)，數(shù)字化技術(shù)有望全面應(yīng)用于新型電力系統(tǒng)各個(gè)環(huán)節(jié)，推動(dòng)傳統(tǒng)電網(wǎng)加速向能源互聯(lián)網(wǎng)升級。新型電力系統(tǒng)中的信息化應(yīng)用正帶動(dòng)電力領(lǐng)域新場景、新商業(yè)模式等不斷爆發(fā)，其中發(fā)電側(cè)的新能源功率預(yù)測技術(shù)與用戶側(cè)的虛擬電廠技術(shù)正方興未艾。投資選擇四條主線，具有估值安全邊際且風(fēng)光成長潛力充沛的火電轉(zhuǎn)型標(biāo)的以及龍頭綠電運(yùn)營商；受益國內(nèi)新一輪大型水電裝機(jī)進(jìn)入投產(chǎn)釋放周期的優(yōu)質(zhì)水電；配套綠電大規(guī)模發(fā)展的發(fā)電及電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能標(biāo)的；以及受益數(shù)字和和新興電力系統(tǒng)相互融合的功率預(yù)測、虛擬電廠等標(biāo)的。推薦三峽能源、龍?jiān)措娏?A&H)、國電電力、華能國際(A&H)、國投電力、南網(wǎng)儲(chǔ)能、信義能源、國網(wǎng)信通、中國電力等，建議關(guān)注華潤電力、廣宇發(fā)展、大唐新能源等。請務(wù)必閱讀正文之后的免責(zé)條款和聲明