电力行业2023年中期策略：火电业绩持续优化，新能源蓄势待发

　四、新能源：风光装机加速，核电有望保持积极审批趋势

　　1、风光：消纳问题改善明显，全年装机有望维持高增速

　　风光消纳问题改善明显，平均弃风率整体回落。2017 年我国弃风率和其光率分别高达 12.1%和 6.0%。近年来随着可 再生能源发电消纳保障措施不断落地以及电力系统灵活性改造加速，弃风率、弃光率逐渐回落。自 2019 年以来，全 国弃风率维持在 4%以下，国家电网基本实现了将弃风率控制在 5%的目标。2023 年 3 月，全国风电利用率为 96.8%， 光伏发电利用率为 98.2%;1-3 月，全国风电利用率达 96.8%，上海、江苏、浙江、安徽、福建、重庆、四川等 12个省市风电利用率达 100%;光伏利用率达 98.0%，弃光率同比下降 0.8pct。

　　2023 年 3 月以来风电装机提速明显，“双碳”目标下有望维持高增速。抢装潮后，风电装机增速同比出现回落。2022 年，我国新增风电吊装容量 49.83GW，同比下降 10.9%;其中新增海上风电吊装容量 5.16GW，同比下降 64.36%。 2023 年第一季度，全国风电新增并网容量 1040 万千瓦，其中陆上风电 989 万千瓦，海上风电 51 万千瓦。根据中电 联数据，3 月，全国新增风电装机 456 万千瓦，同比+110.1%，4 月新增风电装机 380 万千瓦，同比+126.2%，装机 提速明显。从新增装机分布看，“三北”地区占全国新增装机的 67.7%。截至 2023 年一季度末，全国风电累计装机 达到 3.76 亿千瓦，同比增长 11.8%，其中陆上风电 3.45 亿千瓦，海上风电 3089 万千瓦。2023 年一季度，全国风电 发电量 2287 亿千瓦时，同比增长 24.5%。全国风电平均利用率 96.8%，与上年同期基本持平。风电投资完成约 249 亿元，同比增长 15.0%。“双碳”目标下，各省陆续发布了“十四五”风电装机规划，目前已规划装机容量超过 310GW， 其中海上风电规划装机量超过 60GW，未来 3 年风电装机有望快速增长。

　　硅料价格持续下降，新建产能规模庞大，有望推动光伏装机进一步增长。2022 年 12 月开始，随着硅料产能的逐步释 放，多晶硅和组件价格开始大幅回落。2023 年 2 月，硅料价格出现轻微反弹，主要系需求回暖+开工补库所致，目前 已重新进入下行通道。截至 2023 年 5 月 17 日，多晶硅(致密料)价格为 143 元/千克，相较 2022 年 11 月 30 日的 高点 295 元/千克下降 51.53%;单面单晶 PERC 组件价格(182mm)为 1.66 元/瓦，相较 2022 年 11 月 23 日的高 点 1.97 元/瓦下降 15.74%。硅业分会表示，2023 年国内多晶硅产量保守估计有 146 万吨，加上进口多晶硅可达 156 万吨，这些硅料已经足够 600GW 光伏装机，已远超 2023 年的全球光伏装机量需求，过剩的产能有望推动硅料和组 件价格进一步下行，提升运营商的装机意愿。

　　据 CPIA 预测，2023-2030 年我国光伏新增装机规模将持续提升。2022 年，国内光伏新增装机 87.41GW，同比增加 59.3%，其中，分布式光伏装机 51.11GW，占全部新增光伏发电装机的 58.5%。2022 年户用装机达 25.25GW，占 2022 年我国新增光伏装机的 28.9%。随着光伏发电全面进入平价时代，叠加“碳中和”目标的推动以及大基地的开 发模式，集中式光伏电站有可能迎来新一轮发展热潮。此外，随着光伏在建筑、交通等领域的融合发展，叠加整县推 进政策的推动，分布式项目仍将保持一定的市场份额，整体来看，光伏装机有望开启高斜率增长。

　　2、核电：核准提速，成本仍有下行空间，估值修复预期强

　　2021 年国家首次提出“积极有序发展核电”。同年，我国新增 5 台核准机组;2022 年新核准 10 台机组，核电审批和 开工节奏明显提速。根据世界核协会，截至 2023 年 5 月，我国在运+在建机组总数达到 77 台，已经超过法国，仅次 于美国。预计在未来 5 年间，中国将进一步加快扩大装机规模，保持每年 6 至 8 台核电机组的核准开工节奏。

　　量：根据“十四五“规划，2025 年我国在运+在建核电装机容量将超过 100GW。“十四五”现代能源体系规划 提出，在确保安全的前提下，积极有序推动沿海核电项目的建设，保持平稳建设节奏，合理布局新增沿海核电项 目。开展核能综合利用示范，积极推动高温气冷堆、快堆、模块化小型堆、海上浮动堆等先进堆型示范工程，推 动核能在清洁供暖、工业供热、海水淡化等领域的综合利用。切实做好核电厂址资源保护。据中国核能协会及有 关机构预测，到 2025 年，我国核电在运装机规模将达到 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到 2 亿千瓦左右，发电量约占全国发电量的 10%左右。未来 15 年仍是我国核电发展的重要战略机遇期。

　　价：从“一厂一价”到标杆电价，再到市场化电价，核电企业盈利空间有望拓宽。核电发展初期，我国对其实行 分别定价，上网电价根据核电项目造价确定。2013 年，国家发改委发布通知，部署完善核电上网电价定价机制， 并核定全国核电标杆电价为 0.43 元/千瓦时，标志着我国核电结束了“一厂一价”的定价机制。2015 年新一轮 电力市场改革以来，核电电价逐渐引入双边协商定价和市场竞价机制，对核电的经济性提出了更高要求。2017 年，《核电保障消纳办法出台》，提出在市场条件允许情况下，省级政府电力主管部门按照国家规定的原则确定本 地区核电机组优先发电权计划。2020 年起，煤电价格联动机制取消，定价机制改为“基准价+上下浮动”的市场 化机制。2021 年以来煤价高企，发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，将上下浮 动的区间拓宽至 20%，进一步拓宽了核电企业的盈利空间。

　　国产化率的提升降低了核电站的建设成本，进而降低折旧费用，提高核电企业的盈利能力。大亚湾核电站是我国第一 座商用核电厂，主要依靠国外公司进行建设，投资成本约为 1.77 万元/千瓦;岭澳核电站一期国产化比例接近 30%， 投资成本约为 1.52 万元/千瓦，降幅 14%;批量建设后的红沿河、宁德、阳江核电厂投资成本进一步下降至 1.1 万元 /千瓦左右，降幅超过 35%。若考虑价格指数，完全国产化后批量建设的机组成本下降幅度将超过 60%。从三代核电 项目来看，美国 AP1000 和法国 EPR 的单位造价约为 1.84 万元/千瓦和 1.69 万元/千瓦，而华龙一号单位造价约为 1.56 万元/千瓦，成本大幅降低。随着核电主设备制造国产化率逐步提高、新技术规模化应用、优化设计、缩短建造 工期等，核电造价预计进一步下行，未来有望和二代机组的成本相当。

　　高盈利、高研发投入、现金流充裕，核电有望充分受益央国企价值重塑。核电和水电同样具有高盈利性和充裕的现金 流，并且研发费率远高于其他发电企业。目前我国核电机组正处于积极建设阶段，前期资本开支较大，后期完成折旧 后利润将实现大幅提升。参考大型水电站投产后的高分红，核电企业未来也具有较大的分红潜力。在中国特色估值体 系下，央国企的考核标准为“一利五率”。相比于其他发电企业，核电企业的盈利能力强、现金流状况良好、分红率 高、股权激励到位，有望率先受益实现价值重塑。

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　　报告来源：未来开云直营官方

　　报告出品方/作者：招商证券，宋盈盈