深度 | 公用事业2023年度策略

正文
1. 火电：看好沿海电厂盈利能力修复

1.1. 煤价&火电盈利性复盘

从2022年来看，长协煤比例高的电厂和内陆电厂盈利能力率先修复。

一方面，长协煤占比高的企业盈利能力优于现货煤占比高的企业。国电电力为例，公司长协煤比例较高，上半年入炉标煤仅为968.22元/吨，煤电板块已实现归母净利2.56亿元。

另一方面，内陆电厂盈利能力修复优于沿海电厂。以粤电力和建投能源对比可见，前三季度粤电力净利率同比下滑5.5pct，建投能源同比提升12.4pct。

2022年火电板块个股主升浪基本都与长协煤比例有关：

国电电力在2021年年报中披露，公司年度长协合同覆盖率达到100%；三季度开始，煤价管控政策进一步加严，7月1日，国家发改委提出要严格落实三个100%（签约率、履约率、价格政策执行），华电国际三季度ROE提升至3.8%。

沿海电厂股价涨幅与板块指数基本一致，部分公司的股价涨幅仍低于板块指数。

1.2. 2023年火电主线逻辑：看好市场煤占比高/沿海电厂盈利能力修复

今年11月，国家发改委提出“963”新规。相较于与10月底发布的《2023年电煤中长期合同签约履约工作方案通知》，一是将之前确定的26亿吨煤炭保供资源增加到了29亿吨；二是选取了国家能源集团、中煤集团、晋能控股等7家贸易商，针对中小煤矿和中小电厂做代理；三是提出要将秦皇岛5500大卡煤价控制在规定的570—770元/吨的价格区间。

煤价管控政策频出，叠加煤炭供给仍在持续增加，我们认为2023年煤价中枢或将进一步下行，此前市场煤占比较高以及沿海电厂占比高的公司盈利能力有望持续修复且弹性较大。

2. 绿电：上游进入降价通道，装机放量可期

2.1. 硅料产能释放带动产业链价格下跌，组件价格进入下降通道

硅料产能释放带动产业链价格下跌，组件价格进入下降通道。

截至2022年12月14日，多晶硅致密料周均价降至277元/kg，环比下降3.8%，相比于10月末降幅为8.6%；

单晶166、182、210硅片周均价降至5.60、6.15、8.10元/片，环比分别下降6.35%、11.51%、10.60%，相比于10月末降幅分别为10.54%、18.22%、18.26%；

单晶182、210组件周均价降至1.93、1.95元/W，环比分别下降1.5%、1.5%，相比于10月末降幅分别为2.5%、1.5%。

通威强势进军组件板块，2022年8月以1.942元/瓦预中标华润电力3GW大单，主动掀起价格战。华润电力公示第五批光伏项目光伏组件设备集中采购中标候选人（3GW组件招标仅选择一家组件供应商），通威以1.942元/W成为第一中标候选人。第二、第三候选人分别为亿晶光电、隆基，投标价分别为1.995、2.020元/W。

通威布局组件板块力度不减，或将带动组件赛道价格竞争加剧。

中标组件项目：通威自预中标华润电力3GW组件后，在9月份开始频繁亮相各大组件竞标名单。根据北极星电力网统计，在2022M1-9可统计的组件项目中，通威共中标13次，中标次数位居第二，占可统计中标项目的16.88%。

产能建设：2022年9月22日通威股份公告拟在盐城经开区投建“年产25GW高效光伏组件制造基地项目”。根据SOLARZOOM光储亿家公众号，通威股份目前组件产能已有6GW，而加上25GW盐城项目之外，还有安徽滁州尚未官宣的30GW高效组件产能。综合以上信息，通威股份的组件产能规划或已接近60GW。

为压降组件采购成本，绿电运营商主动加大组件集采规模、提出限价政策。

加大组件集采规模：我们以华润电力为例，2022年以来华润电力先后启动3批次光伏组件招标，规模分别为3GW、5.1GW、3GW，规模总计11.1GW。三次招标对比来看，华润电力单一标段招标规模呈现显著抬升的节奏，以加剧组件企业竞争、压降组件采购成本。

提出限价政策：为避免组件价格水涨船高抬高项目投资成本，部分企业在集采时启动限价机制，例如南网能源2022年第二批1.05GW晶体硅光伏组件招标项目，540W及以上双面组件限价2元/W，400W及以上单面组件限价1.8元/W。

运营商压降组件采购成本的策略效果显著。从22年9月至11月初公布的中标结果（中标候选人）投标价格来看，低于1.9元/W报价的项目及标段共5个，一线企业4家，二三线企业1家。根据和讯新闻，在近期开标的央企采购中，已经有企业报出1.8元/W出头的组件价格。

在“2022年光伏产业链供应论坛”上，三峡能源总工程师王忠亮、大唐集团投资发展部新能源项目处处长王海生等表示，按照正常的项目收益率，不同地区的项目，能承受的组件价格大概在1.65~1.85元/W之间。

展望未来，光伏上游进入降价通道，同时伴随运营商主动加大集采规模、提出限价政策以压降组件采购成本，光伏装机有望放量，并带动新能源运营商规模快速扩张。

各省份提出明确配储要求，新能源投资成本项增加。

多个省（区）的能源主管部门要求新能源企业配置一定比例的储能。从各省发布的规划、风光开发建设方案等文件来看，新能源配置储能比例大多在5%-20%之间；配置小时大多在2小时，部分省份要求1小时或者4小时。新能源场站配储要求直接导致其投资成本支出项增加。

我们依据当前国内光伏电站运营情况给予核心数据假设。

在不配置储能的情况下，组件价格每下降0.05元/W，资本金IRR提高0.3%-0.5%；配置储能后光伏电站资本金IRR改善幅度受到抑制，组件价格每下降0.05元/W，资本金IRR提高0.3%-0.4%；

两种配储模式比较，在不考虑储能收益的情况下，容量租赁相比于自建储能具有一定优势；综合来看，当组件价格跌至1.7元/W以下时，能够逐渐对配储所带来的成本压力产生较为明显的抵消作用。

政策催化下，绿电交易量有望增长。

2021年9月，我国启动绿色电力交易试点，当日共有17个省份259家市场主体参与，当日达成交易电量79.35亿千瓦时，其中68.98亿千瓦时在北京电力交易中心完成，10.37亿千瓦时交易量在广州电力交易中心完成。

2022年1-10月，我国绿色电力市场交易电量达200.1亿千瓦时。

绿电环境溢价有助于增厚业绩。绿色电力价格由电能量价格和环境溢价两部分组成，通过交易的绿色电力价格，市场电价会有所上浮。

2021年首次绿色电力交易试点启动时，绿色电力价格相比各省燃煤标杆电价具有3-5分/千瓦时的平均溢价。2022年，江苏省绿色电力成交均价为462.88元/兆瓦时，较当地燃煤基准价上浮18.4%，广东省绿色电力成交均价为513.89元/兆瓦时，较当地燃煤基准价上浮13.4%。

装机量方面，光伏上游进入降价通道，同时伴随运营商主动加大集采规模、提出限价政策以压降组件采购成本，光伏装机有望放量，并带动新能源运营商规模快速扩张。

收益率方面，经测算，当组件价格跌至1.7元/W以下时，能够逐渐对配储所带来的成本压力产生较为明显的抵消作用。此外，平价项目增多下绿电供给量快速提升，叠加政策催化下，绿电交易有望量价齐升，或将增厚新能源运营商业绩。

综合来看，展望明年，我们认为，新能源装机有望快速扩张，新项目的收益率水平仍需要验证，如果能维持目前项目的收益率水平，新能源运营商的估值有望有所抬升。

3. 水电：22年来水极端偏枯业绩普遍承压，23年有望业绩修复

3.1. 长江电力历史股价与来水关系复盘

2022年全国主要流域来水情况出现大幅波动，上半年普遍偏丰但是汛期极端偏枯。其中三峡水库H1来水较上年同期偏丰27.5%，Q3较上年同期来水偏枯54.4%；澜沧江流域上半年来水同比偏丰2-3成，但第三季度主汛期（7-9月）来水同比偏枯3-4成。我们以长江电力为例，复盘2016年初向家坝和溪洛渡电站注入之后近7年的来水情况和股价走势的关系，从长期和短期两个维度分析来水情况的变化会如何影响水电公司的股价走势。

多年维度看，来水会呈现丰水期和枯水期的周期性波动，但公司的长期股价表现与多年内的来水波动关联度不高。

一年的维度看，来水的波动性会影响股价的波动，但是股价涨跌幅与来水不存在直接联系。

来水波动性影响年内股价的波动：比较2016-2022来水的标准差与当年长电股价的标准差，剔除2017年股价的异常波动和2022年来水的异常波动，我们发现股价在年内的波动往往与来水波动呈正相关，年内来水波动情况越大，当年股价的波动往往也会较大。

来水的好坏与股价的表现没有必然的联系：比较2016-2022年年内丰水期来水量的均值与长电股价年初和年末的涨幅，我们发现当年股价涨幅与年内来水的好坏没有必然联系。2017年年初与年末相比，股价涨幅达到23%，但是丰水期来水略低于16-22年的均值；2020年丰水期来水量大幅高于均值水平，但是当年股价的涨幅仅4%。

蓄水不足叠加22年H1高基数，23年H1发电量增速或承压：今年汛期来水偏枯导致长江电力三峡水库，华能水电小湾水库的蓄水位较低（截至2022年11月8日，三峡水库蓄水位为159.6米，较2019-2021年平均的174.3米低约14.7米）。秋季蓄水位偏低对明年春季发电量有一定负面影响。同时，今年上半年来水普遍偏丰，导致发电量基数较高（长江电力同比+33.3%；华能水电同比+8.97%），蓄水不足叠加22年H1发电量高基数，23年H1发电量增速或承压。

23年Q3发电量有望恢复可观增速：今年汛期来水偏枯导致Q3发电量没有显著增长（22年前三季度华能水电同期持平，长江电力同比下滑34.2%）。23年汛期来水再次出现极端偏枯的可能性不大，汛期来水量的同比恢复叠加今年Q3较低的发电量基数，23年Q3发电量有望恢复可观增速。

水电电价上涨想象空间被打开：①今年8月，雅砻江锦官电源组送江苏落地电价形成机制完善为“基准落地电价+浮动电价”，上网电价由0.2811元/千瓦时提升至0.3195元/千瓦时。②云南省发布《云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）》，指出试行期内水电全年分月电量电价加权平均电价在前3年年度市场均价上下浮动10%区间内形成。

市场供需偏紧，云南市场化电价有望持续上行。2022年云南省月度市场化交易电价同比维持上涨趋势，并且涨幅扩大，汛期6-10月平均涨幅超过2.75分/千瓦时。今年汛期来水偏枯导致电站水库蓄水不足，将严重影响今冬明春电力供应，省内高耗能企业陆续进入限电模式。我们预计在电力供需偏紧的大背景下，明年云南省市场化交易电价有望持续上行。

4. 核电：核准重新加速，把握“高质量发展”政策基调下的投资机会

4.1.“十四五”现代能源规划重提积极发展核电

政策定调“积极安全有序发展核电”。2021年，《“十四五”规划和2035年远景目标》和《2021年政府工作报告》先后提出“积极有序发展核电”。《二十大报告》中再次指出，要推动能源清洁低碳高效利用，推进工业、建筑、交通等领域清洁低碳转型，积极安全有序发展核电，加强能源产供储销体系建设，确保能源安全。

2022年中国核准10台核电机组，达2009年以来最高峰。我们认为本次核电核准体现国内能源转型对稳定能源需求的急迫性，是中国火电重启加速的一体两面，再度印证核电的基荷能源属性。

预计“十四五”期间中国年均核准8-10台自主三代核电机组。截至2022年10月底，中国商用核电装机5559.47万千瓦，已核准及在建装机约2539万千瓦。根据中国核能行业协会及有关机构的研究成果，到2025年中国核电在运装机容量预计达7000万千瓦左右，在建装机规模接近4000万千瓦；到2035年，我国核电在运和在建装机容量将达2亿千瓦左右，发电量约占全国发电量的10%左右。考虑到核电建设周期较长，我们预计“十四五”将为核电密集核准期，年均核准8-10台核电机组。

四代核电大规模商运渐行渐近。

1）高温气冷堆不限于发电，开始与产业耦合。2022年10月中国核电公告拟与东华能源共同出资设立茂名绿能，作为“高温气冷堆+石化产业耦合”的样板工程项目，未来五年内预计投资超千亿元，通过对高温蒸汽的梯次利用，保障“东华茂名轻烃产业园”蒸汽、电力、制冷乃至氢能的清洁化供应。

2）霞浦钠冷快堆预计于2023年建成投产。快中子反应堆作为四代核电主力堆型，可将天然铀资源利用率从目前的约1%提高至60%以上。目前霞浦示范快堆工程采用单机容量60万千瓦的快中子反应堆，1号机组于2017年底实现开工建设目标，2023年建成投产；2号机组计划于2020年开工建设，2026年建成投产。

二十大报告定调“高质量发展是全面建设社会主义现代化国家的首要任务”。10月25日习近平总书记在党的二十大报告中强调，高质量发展是全面建设社会主义现代化国家的首要任务。深化国资国企改革，加快国有经济布局优化和结构调整，推动国有资本和国有企业做强做优做大，提升企业核心竞争力。

在“高质量发展”政策基调下，核电资产的投资具备较高性价比。

2）对比水电资产，核电资产PB倍数较低，安全边际高、性价比高。核电、水电资产均属于现金流稳定的运营资产，且在政策引导下盈利修复可能性均较大。但从市净率对比来看，核电资产PB倍数显著低于水电，性价比存在较大优势。

5. 天然气：22年国际天然气市场巨变，23年国内需求有望恢复

5.1. 国际天然气市场复盘：俄罗斯对欧减供，欧洲气价大幅攀升

22年全球天然气供需格局发生巨变，我们从供需角度梳理影响国际天然气价格变动因素。

欧洲供给端变化1：俄罗斯管道气进口量大幅减少。我们认为俄罗斯对于欧洲的减供是推高TTF价格上涨的主要原因。2021年，欧盟+英国从俄罗斯进口管道气1534亿立方米，约占总进口气量的36.2%。22年1-12月初，欧盟+英国进口俄罗斯管道气仅656亿立方米，相较于21年全年下降57.2%。根据Bruegel数据，亚马尔和北溪1号管道已经分别于22年第20周和第36周完全停止供气。

欧洲供给端变化2：LNG进口量大幅提升以弥补俄罗斯管道气缺口。截止2022年12月4日，今年欧盟+英国进口LNG总量1388.4亿立方米左右，相较于去年同期增加588.8亿立方米。

美国LNG出口：美国LNG出口量从16年的52.1亿方增至21年的1008亿方，CAGR81%。截至2022年9月，由于对欧出口量的拉动，美国1-9月的LNG出口量已达824.5亿方，同比+11.5%。美国LNG主要出口至东北亚及欧洲地区。22年1-9月对欧盟和英国的出口量大幅提升至523.6亿立方米，是去年同期的2.8倍，是今年同期对东北亚出口量的3.4倍。

美国国内需求：今年1-9月美国国内天然气消费量6793.6亿方，同比+5%。

Henry Hub价格：在出口拉升以及国内需求的带动下，美国天然气价格从年初3.65美元/百万英热最高涨至8月22日的9.68美元/百万英热，涨幅高达165%。

22年冬天欧洲储气库回建良好，11月15日欧洲整体库存已升至95.45%，其中德国的储气率提升至99.94%。

①供给端，俄罗斯上半年对欧供气量相对充足，达到502亿方左右，对今年夏季欧洲的补库形成有力支撑；

②LNG进口增量的大幅提升，截止2022年12月4日，今年欧盟+英国进口LNG总量1388.4亿立方米左右，相较于去年同期增加588.8亿立方米，弥补了下半年俄罗斯供应减少之后的部分缺口。

③需求疲软：在高价的抑制下，2022年1-9月欧盟27国天然气消费量2616.9亿方，同比下滑10.2%。

需求端：受天气以及经济复苏的不确定性影响，2022年1—10月，全国天然气表观消费量2999.3亿立方米，同比下降1.1%。其中10月消费量305.3亿立方米，同比增长1.8%。除1-2月采暖季天然气消费回升，7月全国疫情缓解驱动消费回弹以及10月的同比回升外，其余时间段内全国天然气消费同比都是下降趋势，5月的降幅甚至高达5.2%。据中国石油石化公众号文章预测，2022年中国天然气市场需求量预计将达到3530亿方，同比减少47亿方，降幅1.3%，成为历史上首次同比下降的年份。

供给端：受到国际LNG价格高企的影响，国内LNG进口量下滑明显。根据海关总署最新数据，2022年1-10月LNG进口总量达到5051万吨，相较去年1-10月同期下降22.8%。

中游贸易商：今年国际LNG现货与长协之间形成可观价差，部分拥有LNG长协的国内贸易商进行国际转售赚取高价差，贸易利润高速增长。今年1-9月，新奥股份直销气在销气量小幅增加5.2%的条件下，依托于部分国际转售，直销气毛利大幅增加100.7%。此外，九丰能源与广汇能源等今年业绩也有较大弹性。我们预估由于国际LNG市场供需紧张等原因，中游国际转售业务仍将有较大利润空间。

下游城燃：今年受到国际高气价、经济复苏等各类原因，全国天然气表观消费量出现同比下滑。城燃企业的零售气量亦受较大负面影响。以新奥能源为例，前三季度公司零售气增速仅4.4%，而前三年均有10%以上增速。我们认为2023年随着经济的复苏，国内天然气需求量有望回升，城燃企业销气量增速有望回升至正常水平，带来业绩的修复。

火电方面，看好市场煤占比高/沿海电厂盈利能力修复，建议关注【宝新能源】【粤电力】【华润电力】【上海电力】【浙能电力】。绿电方面，上游进入降价通道，装机放量可期，建议关注【龙源电力H】、【三峡能源】、【金开新能】。水电方面，23年水电发电量有望修复，水电价值有望持续凸显，建议关注【长江电力】【华能水电】。核电方面，高质量发展政策引领，核电资产盈利修复可能性更大、投资性价比较高，建议关注双寡头【中国核电】【中国广核】。燃气方面，23年国内外气价大概率高位运行，中游贸易商国际转售利润犹存；23年国内天然气表观消费量有望恢复，城燃企业业绩修复可期，建议关注【新奥股份】【九丰能源】【新奥能源】等。

政策推行不及预期：碳中和背景下国家大力发展新能源产业，相关利好政策为行业提供了发展动力，若政策推进较慢，企业项目拓展将受到一定影响。

电价下调风险：电力是各公司主要销售产品，若电价大幅下调，在同样的电力销售情况下，营收会受其影响而大幅下降。

煤炭价格波动的风险：若煤炭供给出现较大收缩，则可能导致煤炭价格大幅上涨，火电业务盈利能力将出现较大幅度的下滑。

行业技术进步放缓：技术提升可进一步驱动风电、光伏发电成本下降，若技术进步放缓，企业盈利能力将受到一定影响。

行业竞争加剧：碳中和背景下行业景气有望保持，预计会有越来越多的企业进入光伏、风电发电领域，行业竞争可能加剧。

核电核准不及预期：若核电核准规模不及预期，则核电公司未来成长性将受到较大影响。

天然气价格波动加剧：天然气市场化价格受国内供需及国际气价共同影响，具有较强的波动性。由于国内供需及国际气价均有极多的影响因素，具有相当程度的不可预测性，其大幅波动将影响燃气标的毛差或盈利水平。

天然气下游需求不及预期：若天然气下游需求较弱，天然气运营商业务将受到不利影响。

来水量低于预期：若来水低于预期，水电机组发电量将会出现较明显的波动，进而对水电业务产生不利影响。