公用事业及环保产业行业2023年度策略:重塑能源结构中的大机会-20221221-国金证券-33正式版.ppt
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1、2022 年年 12 月月 21 日日公用事公用事业业及及环环保保产产业业行行业业研研究究买买入(入(维维持持评级评级)行行业业中期年度中期年度报告报告证券研究报告石油化工组分析师:许隽逸(执业S1130519040001)2023 年度策略:重塑能源年度策略:重塑能源结结构中的大机会构中的大机会行行业观业观点点低碳化、去依附驱动中国能源转型,电力系统成为主战场。“双碳”目标+2022 年全球能源危机再次凸显能源结构转型之紧迫性。而重塑能源结构聚焦电力系统,要靠负荷侧电能替代和电源侧可再生渗透率提高共同实现,但也导致源、荷不确定性齐增,对电力系统的安全运行提出挑战。新型电力系统“保供”的系统成
2、本增加,亟需深化电力体制改革、建立合理的电价形成机制。“限电”凸显火电调节功能重要性+电力市场化改革加速,运营商和设备商迎来机遇窗口。能源结构转型之初遭遇两次“限电”,归因于火电缺位和能源资源和负荷的区域性错配。新型电力系统的安全运行有赖于增加火电装机冗余度(上备用)和灵活性改造(下备用)。2023年运营商和设备商的主要逻辑分别为:设备商:1)火电与核电合计装机规模应与尖峰负荷基本匹配。预计到 25年,火电理论装机量需达 14.8 亿千瓦,对应煤电装机增量最高可达 3 亿千瓦,超出“十四五”原规划。2)火电灵活性改造技术路线已较为成熟、改造周期较短。随着各地现货市场试点+容量补偿政策推出,需求
3、有望在短期内快速释放。运营商:1)增量:“十四五”电力供需紧平衡,火电有望“增容不减量”。2)降本:11M22 煤价在供暖季罕见大幅下行说明供应偏松,23年煤价中枢有望进一步回落。3)提价:现货市场试点范围扩大,交易价格由供需主导且不受 20%涨幅上限限制,提供电价进一步上涨空间。但参与现货市场带来的电价上涨空间不足以弥补燃煤机组利用小时数下降对净利润所造成的影响,考虑电企合理收益诉求,展望容量市场相关政策全国推广。2023 年新能源装机增量有望踏上新台阶,电网和大储投资空前。鼓励适度超期投资+组件降价+有序放开,电源清洁化有望提速,预计 23-25年风、光新增装机合计分别为 175、195、
4、200GW。据测算,未来 3年每少投产 1条特高压将影响 12-15GW 新能源装机并网,特高压核准开工提速大势所趋。“十四五”主、配网投资需求双高,预计电网侧投资共计约 2.5-3 万亿元:国网实际投资额约 2.3-2.5 万亿、规划投资额年均增速超 10%;南网规划投资约 6700 亿,较“十三五”规划投资额增长 33%。此外,新能源装机扩大利好有强配要求的国内大储,电源侧仍是增量装机的主要来源,21-25年国内三侧储能合计装机 CAGR 100%。投投资资建建议议 2023 年电力现货市场铺开给予涨电价空间,推荐煤炭煤电新能源联营的国电电力、华能国际、华电国际,及区域性龙头;新能源关注背
5、靠综合能源集团的三峡能源、龙源电力。关注火电装机或超预期+灵活性调节资源发展带来的设备端及运营端投资机会。关注因电网投资增加带来的电网特高压板块投资机会,新能源装机加速带来的大储放量。风险风险提示提示新增装机容量不及预期;下游需求景气度不高、用电需求降低导致利用小时数不及预期;电力市场化进度不及预期;煤价维持高位影响火电企业盈利;补贴退坡与核查影响新能源发电企业盈利等。环境治理政策释放不及预期等。敬请参阅最后一页特别声明1用使箱邮共公司公限有理管金基商招供仅告报此每日免每日免费获费获取取报告报告1、每日微信群内分享7+最新重磅报告;2、每日分享当日华华尔尔街日街日报报、金融时报;3、每周分享经
6、济经济学人学人4、行研报告均为公开版,权利归原作者所有,起点财经仅分发做内部学习。扫一扫二维码关注公号回复:研究报告加入“起点财经”微信群。行业中期年度报告内容目录一、全球能源危机阴影下,低碳化、去依附驱动中国重塑能源结构.51.1 对外依附导致化石能源价格居高难下,重塑能源结构意义重大.51.2 能源结构转型聚焦电力,系统安全运行面临挑战.6二、理顺电力供需矛盾,把握市场化、互联互通两大主线.112.1 火电:市场化+保供+灵活性改造,运营商及设备制造商迎来机遇窗口.112.1.1 增量:“十四五”电力供需持续偏紧,保供要求下装机与电量齐增.112.1.2 降本:11M22煤价下行说明供应偏
7、松,2023年煤价有望继续回落.122.1.3 提价:现货市场推广赋予涨价空间,容量电价政策出台“以价补量”.132.1.4 新增装机或超预期+灵活性改造积极性提升,为设备商带来机会.172.2 资源与负荷区域性错配使电网投资需求空前,“十四五”重点关注特高压.192.2.1 新型电力系统“源荷分离”,跨区域输电工程重要性凸显.192.2.2“十四五”主、配网投资需求双高,其中重点关注特高压.202.3 配套新能源建设,储能百花齐放.222.3.1 强配政策+组件降价让出成本空间,关注大储放量.222.3.2 收益保障政策刺激下,抽蓄开工、拟建规模扩大.25三、选股策略.263.1 火电:资产
8、区位和能源资源优势为王.263.2 绿电:项目资源获取能力是核心竞争力.273.3 储能:需求放量、业绩弹性较大.283.3.1 电化学储能:关注核心环节及独储运营新业态.283.3.2 抽水蓄能:关注多储能路线布局的龙头标的.30四、投资建议.31五、风险提示.31图表目录图表 1:国内动力煤日均进口量与增速(万吨、%).5图表 2:2019M1-2022M10国内原煤日产量(万吨/天).5图表 3:国内主要城市动力煤坑口价(元/吨).5图表 4:广州港动力煤库提价(元/万吨).5图表 5:世界原油价格与美国通胀情况(美元/桶,%).6图表 6:中国新能源与煤电、天然气 LCOE比较($/k
9、Wh).6图表 7:2030碳达峰目标要求单位产值碳排大幅下降.7图表 8:2020年能源供应端碳排放结构.7图表 9:2020年能源消费端碳排放结构.7图表 10:2016-2025E分部门用电量结构(亿千瓦时,%).7图表 11:2016-2021年全国替代电量情况(亿千瓦时,%).7图表 12:预计“十四五”期间电力弹性系数先高后低.8图表 13:“十四五”分电源发电结构预测(%).8敬请参阅最后一页特别声明2行业中期年度报告图表 14:“十四五”分电源装机结构预测(亿千瓦,%).8图表 15:电力运行特点示意图.9图表 16:2021年内蒙古 VS北京三产 GDP比较(亿元).9图表
10、17:蒙西用电曲线(2021年某工作日).9图表 18:北京用电曲线(2021年某工作日).9图表 19:3-4Q21东北缺电主因煤价高企.10图表 20:东北地区煤电电量占比较高.10图表 21:2010-2021年四川省电力结构示意图(亿千瓦时、%).10图表 22:2019-2022年 7、8月三峡入库流量对比(立方米/秒).10图表 23:起、经四川的跨省跨区输电线路.10图表 24:火电调峰示意图.11图表 25:2011-2021年全国火电发电设备平均利用小时数情况(小时).11图表 26:2016-2021年全国火电装机、电力消费量增幅情况(%).11图表 27:1H11-1H2
11、2火电投资完成额情况(亿元,%).12图表 28:火电发电量和占比情况(亿千瓦时、%).12图表 29:水、风、光发电设备利用小时数变动对燃煤机组利用小时数的影响(小时,%).12图表 30:1M18-11M22秦皇岛山西 5500大卡动力煤月均平仓价(元/吨).13图表 31:3M20-11M22月度原煤产量与火电发电量增速情况(%).13图表 32:2018-2022年前三季度火电行业营收及同比增速(亿元、%).13图表 33:2018-2022年前三季度火电行业归母净利润及同比增速(亿元、%).13图表 34:“十四五”火电发电、装机预测(亿千瓦、%).14图表 35:燃煤机组上网电价机
12、制沿革.15图表 36:以华能国际为例,利用小时数变动对容量电价的要求测算.15图表 37:甘肃容量补偿规则下各主体分摊费用计算公式.16图表 38:甘肃容量补偿规则下火电灵活性改造容量补偿标准.16图表 39:甘肃容量补偿规则下火电灵活性改造机组(60万千瓦机组)收益计算.16图表 40:多省份已出台依火电灵活性改造规模配置新能源开发指标的政策.17图表 41:河南省火电灵活性改造对应配置新能源规模分布情况.17图表 42:火电灵活性改造相关环节及标的.18图表 43:“十四五”期间灵活性改造总投资及全负荷脱硝市场空间预测.18图表 44:沿海省份本地普遍依赖外送电.19图表 45:“十四五
13、”期间重点发展九大清洁能源基地、五大海上风电基地.19图表 46:“十四五”期间大基地风、光装机合计贡献 350GW以上.20图表 47:内蒙、吉林、陕西、甘肃、青海、新疆弃风弃光率突破 5%红线.20图表 48:推动存量通道满送合计将提升 4200万千瓦输电能力.20图表 49:“十四五”期间建成及开工“三交十三直”.20图表 50:2023-2025年新能源新增电量对应特高压需求至少“十四直”.21图表 51:新能源装机量对风、光利用率和火电灵活性改造的敏感性测算.21图表 52:“大电源”、“大电网”与分布式电力系统互联示意图.22图表 53:2011A-110M22电网投资完成情况(亿
14、元、%).22图表 54:中性假设,21-25年电化学储能 CAGR 100%.22敬请参阅最后一页特别声明3行业中期年度报告图表 55:源网侧占比超 9成(23年预测值).22图表 56:电源侧电化学储能装机增量预测.23图表 57:电网侧电化学储能装机增量预测.23图表 58:用户侧电化学储能装机增量预测.24图表 59:集中式光伏全投资 IRR对系统成本、利用小时数的敏感性分析.24图表 60:集中式光伏全投资 IRR对系统成本、储能成本的敏感性分析(储能作为纯成本项).24图表 61:集中式光伏全投资 IRR对系统成本、储能成本的敏感性分析(储能获取电能量补偿).24图表 62:202
15、0-2030年各年度实际装机容量及增速与预计装机容量(左轴)及增速(右轴).25图表 63:“十四五”应开工项目中近一半已有进展.25图表 64:各省市区新增拟建项目数量.26图表 65:各省市区征求意见稿口径项目布局与最新项目布局.26图表 66:2021年各火电上市企业燃料成本占火电营业成本比重(%).27图表 67:火电行业历史估值情况.27图表 68:新能源电力行业历史估值情况.28图表 69:新型储能产业链标的梳理.29图表 70:储能温控环节标的比较.29图表 71:抽水蓄能相关环节及标的.31图表 72:相关标的估值情况.31敬请参阅最后一页特别声明4行业中期年度报告一、全球能源
16、危机阴影下,低碳化、去依附驱动中国重塑能源结构2022 年是能源安全载入史册的一年。一方面俄乌冲突后,西方各国纷纷对俄制裁,其中包括对俄罗斯能源实施禁运,致使该国作为全球第一大天然气出口国、第二大石油出口国被部分市场除名,引发全球能源结构性供需失衡、价格高涨;另一方面 2022 年的能源危机也使得能源结构转型的重要性更加凸显。不仅出于实现“双碳”目标的需要,更出于能源去依附的紧迫性。能源结构转型聚焦电力系统,需要靠负荷侧电能替代和电源侧可再生能源渗透率提高共同实现,但也导致源、荷不确定性齐增,对电力系统的安全运行提出挑战。1.1 对外依附导致化石能源价格居高难下,重塑能源结构意义重大 2022
17、 年 1-10 月广义动力煤进口量下降近 4 成+国内增产压力较大,供需持续偏紧支撑煤价高位运行。2021 年下半年以来的高气价催生电力领域气转煤需求,带动国际煤价上涨;为保国内供应,印尼于 1M22 实施为期一个月的煤炭出口禁令;2M22 俄乌冲突后,多国对俄煤实施禁运,海运煤市场短期再平衡需要价差拉动,致使进口煤与内贸煤价差大幅缩窄乃至倒挂。1-10 月,我国进口广义动力煤约 7553 万吨,同比下降 37.5%。基于 2022全年广义动力煤进口量分别下降 10%、30%、50%、70%的假设,对应国内原煤日产量需达 1222、1232、1242、1252 万吨/天。结合煤价走势,我们判断
18、 3月、6月、9月的原煤日产量存疑,即日产量维持在 1230万吨/天以上存在困难。动力煤供需持续偏紧,导致 2022年煤价整体保持高位。图表1:国内动力煤日均进口量与增速(万吨、%)图表2:2019M1-2022M10国内原煤日产量(万吨/天)3530252015105日均进口量(万吨)YoY(%)100%80%60%40%20%0%20192020202120222022年意欲增产3亿吨,折合日产量约1200万吨/天1300125012001150110010501000950-20%-40%-60%0900850800M12 M3 M4 M5 M6 M7 M8 M9 M10 M11 M12
19、来源:Wind,国金证券研究所来源:Wind,国金证券研究所图表3:国内主要城市动力煤坑口价(元/吨)图表4:广州港动力煤库提价(元/万吨)大同5500滕州5500榆林5500彬县5500哈密6000印尼5500山西优混55003000250020001500100050020001500100050000来源:Wind,国金证券研究所来源:Wind,国金证券研究所能源价格上涨影响通胀,进而影响国民经济发展。回溯历史,20 世纪三次石油危机引发国际原油价格飙升,严重打乱美国的经济发展步调,同时催生通胀加速;2022年俄乌冲突导致欧洲天然气短缺,严重影响化工行业。1973 年 10 月,第四次中
20、东战争爆发,阿拉伯国家为打击以色列及其支持国,宣布敬请参阅最后一页特别声明5行业中期年度报告禁止石油运输并减产;1978 年底,伊朗爆发伊斯兰革命,至 1979 年 3 月初暂停石油输出;1980 年,两伊战争爆发,两大石油输出国产量锐减;1990 年,第一次海湾战争爆发,欧美国家对伊拉克实施制裁,对伊拉克实施石油禁运。图表5:世界原油价格与美国通胀情况(美元/桶,%)伊朗伊斯兰革命、两伊战争第四次中东战争原油价格美国通胀率2014年页岩油革命,定价中心120100806040200161412108第一次海湾战争6420-2来源:Wind,国金证券研究所新能源经济性进一步凸显,能源结构转型具
21、有内生动力。煤电:当前煤炭发电成本 800-1000 元/吨,度电耗煤 300 克,折合度电总成本0.34-0.4元(0.049-0.057美元)。陆风、光伏与之平价。天然气:当前天然气发电成本 8-16美元/mmbtu,度电消耗 0.2方气,折合度电总成本 0.078-0.142美元。已超过海风度电成本(假设 1mmbtu=25标方)。图表6:中国新能源与煤电、天然气 LCOE比较($/kWh)来源:IRENA,国金证券研究所1.2 能源结构转型聚焦电力,系统安全运行面临挑战碳达峰目标下,重塑能源结构是必然选择。一次能源资源禀赋决定了中国以煤为主的用能结构,用能终端电气化+电力系统低碳化是能
22、源结构转型的必要路径。2030 年前碳排放达峰并控制在 105 亿吨以内,要求单位国内生产总值二氧化碳排放强度从 2020年的 1.6大幅降至 1。我国以煤为主的化石能源利用结构导致在 2020年数据统计下,能源供应端煤炭碳排贡献占 77%;体现在消费端即为电力碳排贡献占 41%,用能结构转变的重要性明确。敬请参阅最后一页特别声明6行业中期年度报告图表7:2030 碳达峰目标要求单位产值碳排大幅下降碳排放总量(亿吨)碳排放强度(吨CO2/万元,2005年价)1201008060402004碳达峰点约105亿吨2.932102.41.91.61.31.0200520102015202020252
23、030来源:中电联,国金证券研究所图表8:2020年能源供应端碳排放结构图表9:2020年能源消费端碳排放结构天然气,6%交通,10%建筑,10%电力,41%石油,17%工业,39%煤炭,77%来源:中电联,国金证券研究所来源:中电联,国金证券研究所预计“十四五”期间电力消费 5 年 CAGR 为 6.2%,对应“十四五”GDP 年均增速5.0%-5.5%的目标,电力弹性系数大于 1。主因:为实现能源结构转型,用能终端电气化水平需加速提高。根据中电联数据,2019-2021 年,全国电能替代电量分别为 2066、2252、1891 亿千瓦时,分别占当年全社会用电增量的 54.3%、78.9%、
24、23.6%。疫情扰动下,一则 2020年基数较低,二则单位产值用电量最高的第二产业 GDP增加值构成占比回升。受疫情影响较大的 2020、2022年,投资对 GDP增长的贡献率显著高于常规,主因三产受疫情冲击较大、国家在经济承压时倾向于通过增加基建投资来稳定经济大盘。有序放开后,消费对 GDP 增长的贡献率有望回升,预计到“十四五”末,年度电力弹性系数将逐步回落至 1以下。图表10:2016-2025E分部门用电量结构(亿千瓦时,%)图表11:2016-2021年全国替代电量情况(亿千瓦时,%)第一产业第三产业YoY-全社会用电量(%)第二产业居民全国替代电量(亿千瓦时)占全社会用电增量比(%
25、)90%250020001500100050012000010000080000600004000020000012%10%8%80%70%60%50%40%30%20%10%0%6%4%2%0%0201620172018201920202021来源:Wind,中国能源统计年鉴,中电联,国金证券研究所来源:中电联,国金证券研究所敬请参阅最后一页特别声明7行业中期年度报告图表12:预计“十四五”期间电力弹性系数先高后低12%YoY-全社会用电量(%)YoY-国内生产总值(%)10%8%6%4%2%0%20182019202020212022E2023E2024E2025E来源:Wind,中国统计
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