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2023年一季 度电力行业基本面回顾:电力需求:3月用电量增速回升明显,居民生活用电拖累需求增速。1-3 月,全社会用电量同比增长3.6%,其中3 月用电同比增长5.9%。分行业来看,一、二、三产和居民生活用电2023Q1 同比分别增长9.7%、4.2%、4.1%和0.2%(其中3 月居民生活用电同比下滑5.76%),居民生活用电的低增长拖累一季度整体用电量的增速。暖冬对于居民生活用电影响较大,2 月下旬至3 月上旬,我国中东部地区气温明显升高,相比常年同期偏暖。
从电力消费弹性系数来看,2022 年度电力消费弹性系数达到1.2,而2023Q1电力消费弹性则下降至0.8。电力生产方面:新能源发电保持高增速,来水较差导致水电同比大幅下滑。1-3 月,全国累计发电量同比增长2.4%。分电源类型看,1-2 月火电发电量同比下降2.30%,而3 月火电发电量同比增长9.07%,增速大幅提升。1-2 月水电发电同比下降3.40%,3 月降幅进一步扩大至15.50%,来水较差情况持续。装机及投资情况:风光装机投资快速增长,火电装机投资稳中有升。截至3 月底,全国累计发电装机容量同比增长9.1%。其中,火电装机同比增加3%,水电5.4%,核电4.3%,风电装机同比增长11.7%,太阳能发电装机同比增长33.7%。火电投资在连续两年高速增长后增速稍有放缓,核电投资加速,光伏投资仍以高速度增长。电力市场化进一步推进,年度、月度交易电价持续高位。一季度市场化改革政策持续推进,市场化购售电规模有望进一步扩大。1-3 月市场化电量占比持续提高,省间电力交易活跃,现货市场分省试运行进展提速。电力价格方面,电力年度长协顶格上浮;月度电网代理购电价格同比明显上涨;现货交易电价方面,“零电价”“负电价”愈发频现。
2022 年度电力公司业绩:盈亏分化明显,边际趋势向好。五大电整体业绩:收入增长,业绩边际好转。2022 年主要受益于电价上涨,五大电力上市公司的营业收入均实现稳步增长;虽然盈亏分化明显,但归母净利润均实现向上修复。分电源类型看,受燃煤成本高位上行的影响,火电板块亏损严重,但同比普遍减亏;清洁能源成为净利润贡献的主力。传统能源板块:电价、煤价双双上涨,电煤长协实际覆盖率仍较低。收入端,2022 年五大电上网电价同比上涨明显,上浮幅度普遍在18%-20%,随着我国市场化电价机制的进一步完善,电价上浮空间未来有望逐步打开。成本端,2022 年煤价继续上涨,长协覆盖率有待提升。2023 年以来随着长协兑现率的提升,以及成本端进口煤价同比回落、现货煤价中枢回落,各大电力公司业绩有望实现明显的改善。新能源板块:装机进度有待加快,已成为净利润贡献的主力。从新能源发展进度来看,华能、大唐、国电三家电力上市公司规划十四五期间新增新能源装机量合计为10500 万千瓦时,截至2022 年底仅完成1536.7 万千瓦时(进度14.6%),进度明显滞后。
未来三年新能源装机规模及盈利贡献有望提速。
2023 年下半年展望:煤电周期上行在途,电改引领价值重估。电量展望:疫后复苏背景下电力消费高增速可期。中电联预计年内用电量增速或将达到6%;电力消费高增速的预期背景下,煤电电量有望达到3.6%的增速。风光电量仍将保持高速增长,渗透率有望年内达到16.1%,消纳压力或将逐渐显现。电价展望:电价随市场化改革推进持续高位,多角度实现上涨。电价有望从电能量、辅助服务和容量三部分实现多角度上涨。电能量方面,年度长协和月度代购电交易价格上涨明显。除此之外,部分地区电力政策也在为以煤炭为主的一次能源价格建立疏导机制。辅助服务方面,根据山西电力现货市场的经验,在新能源渗透率较高时,其辅助服务费用已经出现明显上涨。容量补偿机制方面,随着“十四五”期间新一批煤电机组的核准潮和开工潮,在煤电电量增长有限而装机容量增长较快的情况下,容量补偿机制有望适时建立推广。成本展望:持续强力煤炭保供,火电成本端压力有望缓解。2023 年国家继续保持较大力度的电煤保供政策,国内晋陕蒙煤矿产能利用率持续高位运行,同时海外进口量大幅增加。
展望年内,电煤长协的实际覆盖比例有望进一步提升,而现货煤价有望趋稳,海外回归基本面后进口煤价格中枢较2022 年有望下移,电煤的供需紧张程度有望实现相对缓解。煤电价值展望:电力供需矛盾或将再度激化,市场化推进重塑煤电价值。年内尖峰负荷有望持续高增长,最高需求有望接近13.5 亿千瓦。全国顶峰装机容量裕度或将首度紧缺,电力供需矛盾或将再度激化。煤电已现新增核准潮,火电投资额有望维持高位,但火电装机产能释放同样存在产能周期,无法在短期内缓解电力供需矛盾。“十四五”后期煤电新增核准潮将落地,火电顶峰与调节价值渐显,市场化机制推进有望助力重塑煤电价值。
投资建议:国内历经多轮电力供需紧缺之后,电力板块有望迎来盈利改善和价值重估。电力供需紧缺的态势下,煤电顶峰价值凸显;煤炭增产保供政策强力落实下,电煤长协覆盖率及履约率有望持续提高,火电成本端有望持续改善;电力市场化改革的持续推进下,电价趋势有望稳健中小幅上涨,电力现货市场和辅助服务市场机制有望持续推广,容量补偿电价等机制有望出台。双碳目标下的新型电力系统建设,将持续依赖系统调节手段的丰富和投入。投资主线:(1)受益于电煤保供政策落实和电力市场化改革推进,电力运营商有望迎来价值重估。受益标的:国电电力、粤电力A、华能国际、华电国际等。
(2)煤电新一轮建设周期启动,设备制造商有望迎来新增长。受益标的:东方电气。(3)高比例新能源渗透带动灵活性资源需求,灵活性改造技术有望受益。受益标的:龙源技术、青达环保、西子洁能等。
风险因素:宏观经济下滑导致用电量增速不及预期、电力市场化改革推进不及预期、电煤长协保供政策的执行力度不及预期等。
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