粵電力A研究報告量價雙升+煤硅共振風(fēng)光火儲齊頭并進(jìn)

粵電力A研究報告-量價雙升+煤硅共振風(fēng)光火儲齊頭并進(jìn)一、廣東省電力龍頭企業(yè)，主業(yè)綜合優(yōu)勢顯著（一）廣東最大電力上市平臺，裝機(jī)規(guī)模優(yōu)勢突出廣東省電力龍頭企業(yè)，具備雄厚背景資源優(yōu)勢。公司是廣東省屬國資控股唯一資產(chǎn)過千億的上市公司，控股股東為廣東省能源集團(tuán)，截至2022年9月末直接持股67.39%，實際控制人為廣東省國資委。“十四五”期間，公司實施“1+2+3+X”戰(zhàn)略——建設(shè)國內(nèi)一流、具有國際競爭力的綠色低碳電力能源上市公司，統(tǒng)籌安全與發(fā)展，做優(yōu)做強(qiáng)煤電、氣電、生物質(zhì)發(fā)電業(yè)務(wù)，大力發(fā)展新能源、儲能、氫能、碳捕捉利用、土地園區(qū)開發(fā)等。2022年前三季度歸母凈利虧損17.2億元、全年預(yù)計虧損26~31億元，主要系煤價高企導(dǎo)致火電利潤大幅下滑。電力資產(chǎn)主要分布在廣東省內(nèi)，區(qū)位優(yōu)勢顯著。公司主要發(fā)電資產(chǎn)位于廣東省內(nèi)，截止2022年末，公司擁有可控裝機(jī)容量31.44GW，其中控股裝機(jī)29.70GW，參股權(quán)益裝機(jī)1.75GW?？毓裳b機(jī)中，燃煤裝機(jī)20.55GW（占比69.2%）、氣電裝機(jī)6.39GW

（占比21.52%）；風(fēng)電、水電、光伏、生物質(zhì)等可再生能源裝機(jī)2.75GW（占比9.27%）。此外，公司受托管理裝機(jī)容量8.85GW（火電6.65GW、水電2.20GW），以上可控、受托管理裝機(jī)合計39.90GW，為廣東省最大的電力上市公司。公司火電項目多為大比例持股，根據(jù)年報、募集說明書等公開信息統(tǒng)計，2022年公司控股部分的煤電權(quán)益裝機(jī)為14.38GW（占控股煤電的70.0%）、控股部分的氣電權(quán)益裝機(jī)為4.37GW（占控股氣電的68.4%），火電控股部分對應(yīng)權(quán)益裝機(jī)合計18.75GW，占控股火電裝機(jī)的69.6%。近兩年公司發(fā)電量穩(wěn)定在千億度以上，2022年完成發(fā)電量1141億千瓦時。2022年公司完成發(fā)電量1141億千瓦時（同比+3.0%）、上網(wǎng)電量1077億千瓦時（同比+2.6%）。2021年得益于收購沙角C等公司股權(quán)，加之珠海金灣、陽江沙扒等風(fēng)電項目投入運營、裝機(jī)規(guī)模提升，因而發(fā)電量與上網(wǎng)電量呈階梯式提升。考慮當(dāng)前公司在建擬建項目眾多，未來發(fā)電能力將進(jìn)一步提升。廣東省最大電力上市公司，裝機(jī)容量和發(fā)電體量顯著領(lǐng)先。公司發(fā)電裝機(jī)容量穩(wěn)居全省第一，且機(jī)組具備參數(shù)高、容量大、運行效率高、煤耗低等優(yōu)勢。2022年上半年，公司累計完成上網(wǎng)電量463.49億千瓦時，售電規(guī)模繼續(xù)穩(wěn)居全省第一，2022全年公司發(fā)電量占廣東地區(qū)發(fā)電量的19%，預(yù)計龍頭地位有望繼續(xù)保持。（二）燃煤價格高位運行，業(yè)績連續(xù)兩年承壓近兩年營收保持高增速，業(yè)績受制于高煤價連續(xù)兩年虧損。2021年以來燃料價格高居不下，2021年歸母凈利潤虧損31億元，2022年前三季度虧損17億元；此前公司發(fā)布業(yè)績預(yù)告，全年預(yù)計歸母凈利潤虧損26~31億元。2022年前三季度公司實現(xiàn)營業(yè)收入396億元（同比+20.4%），上網(wǎng)電價同比上漲保持背景下，預(yù)計2022全年營業(yè)收入保持高增速。參考2023年廣東省中長期交易電價同比仍有提升，預(yù)計2023年公司營收仍將保持較高增速。2022年受益于電價上浮，但煤價仍然較高，因而公司盈利承壓，前三季度毛利率、凈利率分別為-0.2%、-4.4%，加權(quán)ROE為-7.7%，但在此之前公司盈利能力已呈不斷提升趨勢。預(yù)計2023年市場煤價下行、長協(xié)履約提升等多方影響下，公司綜合用煤成本有望下降、火電業(yè)務(wù)大幅減虧或恢復(fù)盈利，綠電及投資收益增厚下實現(xiàn)ROE的回正。電力業(yè)務(wù)貢獻(xiàn)98%營業(yè)收入，其中煤電營收占76%。2022年上半年公司電力業(yè)務(wù)實現(xiàn)營收222.64億元（同比+10.1%），其中煤電營收為171.70億元（同比+12.6%）、氣電營收34.61億元（同比-16.6%）、風(fēng)電營收13.94億元（同比+145.9%）。參考同期公司煤電發(fā)電量同比減少5.84%，預(yù)計煤電營收增長主要受益于電價上浮。2021年公司電力營收同比大幅增長31.9%，主要為收購大股東所持的沙角C51%股權(quán)、云河公司90%股權(quán)及粵華發(fā)電51%股權(quán)（投產(chǎn)裝機(jī)共4.44GW），體量大幅提升所致。2022年前三季度平均上網(wǎng)電價同比+18.3%，電價上浮尚未充分體現(xiàn)。電價方面，公司前三季度平均上網(wǎng)電價為543元/兆瓦時（含稅），同比增長18.3%，而同業(yè)普遍上漲20%以上，主要系2022年度廣東省中長期交易電價較標(biāo)桿僅上浮7.34%影響；

回顧過去，公司歷年上網(wǎng)電價穩(wěn)定在450~460元/兆瓦時。煤價方面，2021年公司標(biāo)煤單價達(dá)1249元/噸，同比大幅增長60.6%；2022Q1為1353元/噸，預(yù)計2022全年煤價同比仍有增長，燃料成本持續(xù)提升致主業(yè)連續(xù)兩年虧損。煤價高位運行背景下，2023年度廣東省中長期交易電價上浮19.63%，預(yù)計公司電價仍有提升空間。2022H1公司電力業(yè)務(wù)毛利率為-3.1%、其中煤電為-9.1%。受制于高煤價，公司電力業(yè)務(wù)連續(xù)兩年虧損，2021及2022H1電力業(yè)務(wù)毛利潤分別虧損32.64（對應(yīng)毛利率為-7.5%，下同）、-6.81（-3.1%）億元；其中煤電分別虧損41.76（-11.8%）、15.61

（-9.1%）億元，氣電盈利2.90（+4.6%）、0.25（+0.7%）億元，預(yù)計伴隨市場煤價下降與長協(xié)比例提升、以及國際天然氣價格的迅速回落，公司火電盈利有望恢復(fù)。此外，受益于2021年末并網(wǎng)海風(fēng)出力，2022H1風(fēng)電毛利率升至59.0%。分季度來看，2022年第一、二、三季度公司歸母凈利潤分別虧損4.5、9.3、3.4億元，結(jié)合此前發(fā)布的業(yè)績預(yù)告，預(yù)計2022全年虧損26~31億元，則第四季度虧損8.8~13.8億元，四季度虧損環(huán)比擴(kuò)大考慮主要系10月煤價再次攀高影響。裝機(jī)方面，二、三季度花都天然氣熱電兩臺460MW機(jī)組分別投產(chǎn)，四季度新增風(fēng)電374.6MW、新增光伏176.4MW（含部分并網(wǎng)投產(chǎn)的104.2MW），全年新增控股裝機(jī)1.47GW。電量方面，歷經(jīng)三季度火電超發(fā)保供、四季度受疫情影響用電需求偏弱，四季度公司煤電上網(wǎng)電量降至216億千瓦時，環(huán)比下降25.6%、同比下降33.2%。（三）融資成本持續(xù)下降，投資收益穩(wěn)定支撐業(yè)績公司聯(lián)營、合營企業(yè)眾多，投資收益有效增厚業(yè)績。公司長期股權(quán)投資占比較大

（2022Q3占總資產(chǎn)7.06%），參股企業(yè)涉及燃料貿(mào)易（工業(yè)燃料，公司參股50%）、火力發(fā)電（臺山發(fā)電，公司參股20%、神華持股80%）、采礦發(fā)電（粵電能源，公司參股40%）、運輸（粵電航運，公司參股35%）等諸多領(lǐng)域，同時參股40%集團(tuán)財務(wù)投資平臺、近年收益穩(wěn)定提升。2020、2021及2022上半年公司長期股權(quán)投資收益分別為2.89、7.42、4.99億元，2020、2021及2022年前三季度投資收益分別為3.55、8.34、5.90億元。回顧過去，2019、2020年長期股權(quán)投資收益大幅下滑，主要系聯(lián)營公司粵電航運受全球經(jīng)濟(jì)低迷及航運業(yè)競爭激烈等影響，公司投資分別損失4.76、2.03億元。2021年投資收益大幅提升，主要系粵電能源資產(chǎn)、利潤大幅提升，公司投資收益達(dá)4.80億元?；涬娔茉醋鳛榇蠊蓶|在山西地區(qū)的窗口、煤炭項目的投資平臺，預(yù)計未來仍將高速發(fā)展，公司參股40%有望充分收益。2020年公司減值計提金額較大，主要為火電上大壓小容量指標(biāo)未批復(fù)及水電經(jīng)營不善影響。2019~2021年公司計提減值損失分別為1.15、5.02、0.51億元，其中資產(chǎn)減值損失分別為1.62、5.02、0.29億元。公司歷年較大金額減值主要來自：（1）沙角A電廠（火電，5臺機(jī)組合計1.29GW），1號機(jī)已于2018年11月關(guān)停，2、3號機(jī)已于2019年12月關(guān)停。（2）臨滄能源（水電，132.8MW），因經(jīng)營不善連續(xù)多年虧損；（3）博賀能源，2013年3月向連州電廠購入520MW關(guān)停機(jī)組容量指標(biāo)（擬用于新建2×1000MW火電機(jī)組的核準(zhǔn)）未取得核準(zhǔn)批復(fù)；（4）紅海灣、靖海、虎門在建工程項目停滯等。參考廣東省發(fā)改委《關(guān)于印發(fā)推進(jìn)沙角電廠退役及替代電源建設(shè)工作方案的函》，2023年關(guān)停退役沙角A電廠4、5號機(jī)，2025年關(guān)停退役沙角C電廠3臺機(jī)組（共計1.98GW），公司已對沙角A電廠1-5號機(jī)組進(jìn)行加速折舊，但不排除未來繼續(xù)計提減值的可能性。總資產(chǎn)達(dá)千億規(guī)模，2017-2021年CAGR達(dá)12.63%。截至2022年9月末，公司總資產(chǎn)為1248億元（同比+30.2%），是廣東省屬國資控股唯一資產(chǎn)過千億的上市公司。從資產(chǎn)結(jié)構(gòu)來看，2022Q3公司固定資產(chǎn)、在建工程、長期股權(quán)投資分別為609、64.6、88.1億元，占比分別為48.8%、5.2%、7.1%。近年公司負(fù)債規(guī)模不斷擴(kuò)大、2017-2021年CAGR達(dá)18.53%，資產(chǎn)負(fù)債率已升至70%以上。截至2022年9月末公司總負(fù)債達(dá)943億元（同比+54.1%），其中長期借款、短期借款分別為380、154億元，占總負(fù)債比例分別為40.3%、16.3%；債務(wù)規(guī)模大幅攀升下，2022Q3公司資產(chǎn)負(fù)債率已升至75.5%。但受益于融資成本的下降（計算債務(wù)融資成本已降至3%以下），近年公司財務(wù)費率持續(xù)降低。燃煤成本上漲導(dǎo)致公司盈利及經(jīng)營獲現(xiàn)能力均有所下降。2021年燃煤成本上漲導(dǎo)致公司經(jīng)營活動凈現(xiàn)金流呈微幅凈流出態(tài)勢（2022年前三季度已回正至25.69億元），對風(fēng)電和氣電等項目的建設(shè)使得投資活動繼續(xù)保持較大規(guī)模，經(jīng)營活動凈現(xiàn)金流不能覆蓋投資支出，使得籌資活動大幅流入?？紤]公司十四五期間在建、擬建發(fā)電項目眾多，測算火電恢復(fù)盈利下公司2023~2024年經(jīng)營現(xiàn)金流凈額合計為218億元。根據(jù)統(tǒng)計，公司在建及核準(zhǔn)火電項目總投資額達(dá)536億元，若對應(yīng)30%資本金投入則需161億元。綠電方面，公司規(guī)劃十四五期間新增新能源裝機(jī)14GW，其中新增陸風(fēng)1.60GW，新增海風(fēng)2.80GW，新增光伏9.60GW。參考CPIA十四五期間光伏造價預(yù)測值，假設(shè)公司9.60GW光伏裝機(jī)對應(yīng)造價為3600元/千瓦，考慮資本金比例30%時（下同），對應(yīng)所需資金為104億元；參考BNEF對陸風(fēng)、海風(fēng)造價預(yù)測值，假設(shè)公司1.60GW陸風(fēng)裝機(jī)對應(yīng)造價為5000元/千瓦、所需資本金為24億元，2.80GW海風(fēng)裝機(jī)對應(yīng)造價為17000元/千瓦，所需資本金為143億元；三者合計所需資本金為270億元，且當(dāng)前風(fēng)光項目造價暫未考慮配儲成本，因而預(yù)計公司十四五期間需進(jìn)行對外融資滿足目標(biāo)規(guī)劃建設(shè)。二、火電裝機(jī)有望高增，煤價、電價改善雙管齊下（一）裝機(jī)：項目儲備豐富，十四五擬新增火電16GW公司火電項目儲備豐富，十四五擬新增煤電6GW、氣電10GW。截至2022年3月末，公司在建項目主要以氣電及新能源為主。此外，公司已核準(zhǔn)項目計劃裝機(jī)容量共計7.79GW，其中火電6.65GW（占85%）。根據(jù)公司《“十四五”發(fā)展規(guī)劃綱要》，十四五力爭新增煤電裝機(jī)6GW、新增氣電裝機(jī)10GW。根據(jù)公司核準(zhǔn)公告統(tǒng)計，當(dāng)前公司在建火電裝機(jī)3.43GW（均為燃?xì)獍l(fā)電）、核準(zhǔn)火電裝機(jī)12.26GW（其中氣電4.26GW、煤電8GW）。截至2022年末公司火電控股裝機(jī)為27GW，考慮沙角A電廠2臺330MW機(jī)組于2023年停產(chǎn)、沙角C電廠3臺660MW機(jī)組于2025年停產(chǎn)情況下，在建+核準(zhǔn)項目全部投產(chǎn)較2022年末提升48.5%，裝機(jī)有望保持高成長。廣東省發(fā)電裝機(jī)以火電、核電為主，2021年二者發(fā)電量占比超95%。2021年廣東省發(fā)電裝機(jī)容量158.56GW，其中火電98.42GW（占總裝機(jī)62.1%，下同），水電9.46GW

（占5.7%），核電16.14GW（占10.2%），并網(wǎng)風(fēng)電12.24GW（占7.7%），并網(wǎng)光伏10.04GW（占6.3%），另有生物質(zhì)發(fā)電等其他電源裝機(jī)12.27GW（占7.7%）。2021年全省完成發(fā)電量6115億千瓦時，其中火電+核電發(fā)電量占比達(dá)95.4%（裝機(jī)占比為72.3%）。經(jīng)濟(jì)持續(xù)恢復(fù)下，2021年廣東省用電量增速高出全國3.3pct，用電需求持續(xù)高增。2021年廣東地區(qū)生產(chǎn)總值達(dá)12.44萬億，同比增長8.0%，兩年平均增長5.1%；同期用電量達(dá)7867億千瓦時，同比增長13.6%，高出全年用電量增速3.3pct。根據(jù)《廣東省“十四五”能源發(fā)展專項規(guī)劃》，預(yù)計2025年廣東全省用電量將達(dá)8800億千瓦時，“十四五”期間年均增長約4.9%，保持增長態(tài)勢。廣東為電力輸入省，火電新增核準(zhǔn)裝機(jī)年內(nèi)全國第一。廣東作為我國“西電東送”

南部通道的接收省份之一，主要接收貴州、廣西、云南三省區(qū)的水電資源以及云南、貴州兩省的火電資源，其中以云南的水電貢獻(xiàn)居首。2021年廣東省輸入電量為1825億千瓦時，云南送廣東電力達(dá)1244億千瓦時，占廣東輸入電量的84.5%、占廣東用電量的15.8%，廣東省內(nèi)電源供應(yīng)能力有待挖掘。根據(jù)全國各省市區(qū)發(fā)改委披露數(shù)據(jù)統(tǒng)計，2022年初至今廣東省新增核準(zhǔn)火電裝機(jī)全國第一，公司2022年初至今已新增核準(zhǔn)8GW煤電、2.1GW氣電（2021年另有新核準(zhǔn)氣電2.2GW），預(yù)計在省內(nèi)亟需電源補(bǔ)充下、“十四五”投產(chǎn)落地性強(qiáng)。（二）電價：2023年度廣東電價頂格上浮，度電提升6分錢廣東2023年度電價達(dá)554厘/千瓦時，較基準(zhǔn)價格上浮19.63%。2022年12月22日，廣東電力交易中心發(fā)布《關(guān)于廣東電力市場2023年度交易及可再生能源年度交易結(jié)果》，其中2023年度雙邊協(xié)商交易成交電量2426.50億千瓦時，成交均價553.88厘/千瓦時，較基準(zhǔn)價463厘/千瓦時上浮90.88厘/千瓦時，上浮比例達(dá)19.63%（2022年度僅為7.34%）。綠電交易方面，2023年度綠電成交均價達(dá)529.94厘/千瓦時，實現(xiàn)環(huán)境溢價21.21厘/千瓦時。此外，江蘇、陜西、海南等地2023年度交易電價亦為頂格上浮，但考慮到2022年度廣東省僅上浮7.34%，相較大多數(shù)省份2022年度已經(jīng)頂格上浮，2023年度廣東省電價仍存提升空間。預(yù)計2022年公司火電上網(wǎng)電價同比增長有限，期待2023年繼續(xù)提升。2019、2020、2021年公司火電上網(wǎng)電價分別為460、442、459元/兆瓦時（含稅，下同），2021年同比增速相較同業(yè)處于較低水平。2022年上半年公司平均上網(wǎng)電價同比增速較高，預(yù)計主要為2021年末并網(wǎng)海風(fēng)放量、高電價提升加權(quán)平均值影響。廣東市場化交易電價增設(shè)聯(lián)動+浮動品類，明確燃料價格傳導(dǎo)機(jī)制。廣東省能源局、南方能監(jiān)局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于2023年電力市場交易有關(guān)事項的通知》，通知指出：按照“固定價格+聯(lián)動價格+浮動費用”的模式，開展零售合同簽訂，其中零售合同中應(yīng)不少于10%實際用電量比例的部分采用市場價格聯(lián)動方式，浮動費用上限為0.02元/千瓦時，下限為0元/千瓦時；此外還提到要明確燃料價格傳導(dǎo)機(jī)制，當(dāng)綜合煤價或天然氣到廠價高于一定值時，按照一定比例對年度或月度等電量進(jìn)行補(bǔ)償，相關(guān)費用由全部工商業(yè)用戶分?jǐn)?。整體來看，電價成本波動各類要素的覆蓋效果大幅增強(qiáng)，市場化進(jìn)程加速。公司市場化交易比例快速提升，2022Q1已達(dá)94.1%。2019、2020、2021及2022Q1公司市場化交易電量分別為463、587、828、221億千瓦時，占上網(wǎng)電量比例分別為65.1%、84.0%、78.9%、94.1%。隨著電力體制改革的不斷推進(jìn)，電力市場價格傳導(dǎo)機(jī)制逐步完善，公司市場化交易電量規(guī)模不斷擴(kuò)大。預(yù)計伴隨我國電力現(xiàn)貨及中長期交易市場的愈發(fā)完善，電力的商品屬性有望被還原、實現(xiàn)準(zhǔn)確定價。（三）電煤：價格下行疊加長協(xié)提升，看好綜合用煤成本下降海外煤價繼續(xù)下行，煤炭進(jìn)口量已連續(xù)5個月保持高位。春節(jié)假期后市場煤價持續(xù)回落，2月19日秦皇島動力煤價降至1020元/噸，動力煤印尼煙煤價格持續(xù)回落、最新價已降至1013元/噸。2022年我國動力煤進(jìn)口量為2.18億噸，同比降低15.7%，伴隨進(jìn)口煤逐步恢復(fù)以及電煤管控加強(qiáng)，我們繼續(xù)看好2023年進(jìn)口動力煤的持續(xù)恢復(fù)，將有望帶來第一、二季度的同比大幅提升，持續(xù)改善國內(nèi)動力煤供需關(guān)系，帶動長協(xié)比例提升從而促進(jìn)綜合用煤成本下降。2023年初至今北方港口存煤量創(chuàng)新高，廣州港口存煤量有所回升。2022年11月起北方部分港口煤炭場存量開始攀升，2023年初秦皇島港、曹妃甸港、國投京唐港、黃驊港煤炭場存合計創(chuàng)近年新高，2月20日合計為1538萬噸、同比增長近50%；2023年春節(jié)節(jié)后廣州港煤炭場存量亦開始回升。“963新規(guī)”出爐，發(fā)改委再次研究部署2023年長協(xié)煤供應(yīng)。根據(jù)國際煤炭網(wǎng)新聞報道，2022年11月17日，國家發(fā)改委召開會議，基于10月31日印發(fā)的《2023年電煤中長期合同簽約履約工作方案通知》、提出“963”新規(guī)，即“9條措施、6個優(yōu)先、3個掛鉤”。具體來看，新規(guī)將電煤中長期合同簽約量由26億增至29億噸，并且提出電煤和供熱用煤要嚴(yán)格執(zhí)行“303號”文件和各省出臺的限價要求，同時對電煤中長協(xié)給予鐵路運力、專項資金、核準(zhǔn)產(chǎn)能等6方面優(yōu)先支持，提出電煤中長期合同要與電力中長期合同、頂峰發(fā)電、三改聯(lián)動掛鉤。我們認(rèn)為，2022年10月末發(fā)布的2023年電煤中長期合同，較歷年已給予更全面清晰的指引、更嚴(yán)厲的懲戒措施，新規(guī)的提出繼續(xù)夯實長協(xié)煤執(zhí)行履約基礎(chǔ)、看好明年煤炭長協(xié)煤的供應(yīng)及履約情況。電價同比仍有提升+燃料成本改善下，測算煤電邊際利潤有望大幅改善。參考?xì)v史數(shù)據(jù)，計算2019~2021年公司煤電度電毛利潤分別為0.053、0.067、-0.046元/千瓦時，假設(shè)公司火電利用小時數(shù)在4500小時左右、煤耗同比持平：

（1）上網(wǎng)電價&標(biāo)煤價格敏感性測算：當(dāng)上網(wǎng)電價為0.554元/千瓦時（2023年度廣東省中長期交易電價）、標(biāo)煤價格為1190元/噸（Q7000）時，對應(yīng)度電毛利潤中樞約0.045元/千瓦時；

（2）長協(xié)煤比例&現(xiàn)貨煤價敏感性測算：考慮將情形（1）中標(biāo)煤單價進(jìn)一步拆分為長協(xié)煤與市場煤（上網(wǎng)電價保持0.554元/千瓦時不變），假設(shè)長協(xié)煤價格為800元/噸（Q5500，考慮運費），則當(dāng)長協(xié)煤比例60%、現(xiàn)貨煤價格為1138元/噸（Q5500）時，對應(yīng)度電毛利潤中樞約0.045元/千瓦時；

預(yù)計伴隨煤價的回落或電價的進(jìn)一步提升，公司煤電度電利潤邊際改善顯著。三、積極探索“兩個一體化”，全力發(fā)展新能源（一）裝機(jī)：十四五擬新增風(fēng)光14GW，綠色低碳轉(zhuǎn)型加速風(fēng)光裝機(jī)占比接近30%，電力延續(xù)綠色低碳轉(zhuǎn)型趨勢。截至2022年末，我國發(fā)電總裝機(jī)已達(dá)2564GW，火電、水電、風(fēng)電、光伏及核電裝機(jī)分別為1332、414、365、393、56GW，占總裝機(jī)比例分別為52.0%、16.1%、14.3%、15.3%、2.2%，風(fēng)光裝機(jī)合計占比已升至29.6%。根據(jù)中電聯(lián)《2023年度全國電力供需形勢分析預(yù)測報告》，預(yù)計2023年并網(wǎng)風(fēng)電將達(dá)4.3億千瓦（430GW）、并網(wǎng)光伏將達(dá)4.9億千瓦

（490GW），風(fēng)光裝機(jī)規(guī)模均將在2023年首次超過水電裝機(jī)規(guī)模。2022年新能源累計裝機(jī)已超750GW，繼續(xù)保持快速增長。2022年風(fēng)電裝機(jī)累計達(dá)365GW，同比增長11.3%；光伏裝機(jī)累計達(dá)393GW，同比增長28.1%，風(fēng)光裝機(jī)合計達(dá)758GW，同比增長19.4%。我們預(yù)計在當(dāng)前硅料價格迅速回落，火電調(diào)峰、儲能等調(diào)節(jié)手段逐步被重視情況下，2023年風(fēng)光新增裝機(jī)有望提速。公司未來三年新能源裝機(jī)CAGR達(dá)80%，其中光伏規(guī)劃裝機(jī)彈性高。根據(jù)公司《“十四五”發(fā)展規(guī)劃綱要》，十四五期間，力爭新增新能源裝機(jī)14GW，則對應(yīng)2025年新能源裝機(jī)為14.6GW；其中新增陸上風(fēng)電項目裝機(jī)規(guī)模約1.60GW，新增海上風(fēng)電項目裝機(jī)規(guī)模約2.80GW，新增光伏發(fā)電項目裝機(jī)規(guī)模約9.60GW。參考2022年末公司新能源裝機(jī)為2.52GW，則未來三年裝機(jī)CAGR達(dá)79.7%。2022年新增風(fēng)光裝機(jī)0.55GW，公司在手資源豐富、期待后續(xù)加速落地。2022年公司新增新能源裝機(jī)0.55GW，其中風(fēng)電0.37GW、光伏0.18GW，主要受疫情管控等因素影響，項目建設(shè)進(jìn)度有所滯后。截至2022年末，公司共計擁有風(fēng)電、光伏等新能源裝機(jī)2.52GW，其中海上風(fēng)電1.20GW、陸上風(fēng)電1.14GW、光伏0.18GW；在建陽江青洲一、二海上風(fēng)電項目、新疆瀚海光伏項目等合計裝機(jī)容量3.32GW；已核準(zhǔn)備案的新能源項目規(guī)模約10GW，全國范圍內(nèi)重點開發(fā)廣東、新疆、青海、貴州4省

（區(qū)）的新能源項目。（二）利潤：成本向下、收益向上，期待裝機(jī)加速釋放業(yè)績預(yù)計光伏產(chǎn)業(yè)鏈供給過剩，全年價格趨勢仍呈現(xiàn)明顯下降。根據(jù)PVinfoLink數(shù)據(jù)，組件出口量連續(xù)三月衰退，此前由于需求不景氣帶動多晶硅、硅片價格均出現(xiàn)高位回落，近期有所調(diào)整，2月15日182mm單晶組件現(xiàn)貨價格升至1.77元/片，環(huán)比上周+1.14%。根據(jù)PVinfoLink《2023光伏市況更新》觀點，雖廠商調(diào)整開工率有可能造成短期價格波動，但受到供給過剩影響，全年價格趨勢仍呈現(xiàn)明顯下降。展望未來，我們認(rèn)為伴隨組件價格的下降以及儲能成本陸續(xù)清晰，需求釋放或可期。硅料價格下降可提升項目盈利能力，預(yù)計將有效加快新增裝機(jī)投產(chǎn)節(jié)奏。根據(jù)光伏行業(yè)協(xié)會，2021年集中式光伏項目初始全投資成本約4.15元/W，其中組件價格約占投資成本的46%（1.91元/W）。根據(jù)EnergyTrend數(shù)據(jù)，2022年單晶硅片平均價格相比2021年提升約25%，假設(shè)組件價格提升同等比例，則將增加光伏投資成本約0.48元/W。測算不同投資水平下光伏項目的IRR水平，主要假設(shè)：（1）光伏系統(tǒng)效率首年衰減2.5%，首年以后每年衰減0.6%；（2）運營期25年，折舊年限25年；（3）年利用小時數(shù)1300小時（無棄光），上網(wǎng)電價0.4元/千瓦時（含稅）；（4）貸款利率4.5%，貸款年限15年。根據(jù)以上假設(shè)，當(dāng)光伏單位投資為4.6元/W時，項目資本金IRR為7.0%，若單位投資降低0.5元/W至4.1元/W，IRR提升2.6pct至9.6%。若硅料價格見頂后回落，IRR將進(jìn)一步改善。但同時，配儲也將大幅提高光伏項目投資成本，進(jìn)而影響項目盈利水平。假設(shè)配儲比例15%，配儲時長2小時，儲能電池容量單價1.7元/Wh，折算功率單價5.1元/W，項目生命周期內(nèi)更換一次儲能、成本折現(xiàn)后1.11元/W，則配置儲能將提升光伏項目20%-30%左右單位投資成本。在常規(guī)光伏項目單位投資4.1元/W時，考慮儲能后資本金IRR為5.2%（假設(shè)儲能業(yè)務(wù)不產(chǎn)生額外盈利），相比無儲能時降低4.4pct。儲能對光伏項目IRR確存在影響，但伴隨各省陸續(xù)出臺儲能容量電價并納入輔助服務(wù)市場，儲能自身盈利模式日益清晰下，預(yù)計對光伏系統(tǒng)將不完全成為負(fù)擔(dān)，光伏+儲能模式在解決棄光的同時也能帶來一定收益，在盈利模型明確后，后續(xù)綠電裝機(jī)成長仍值得期待。廣東省靠近東部沿海風(fēng)能富集區(qū)，發(fā)展海上風(fēng)電具備先天優(yōu)勢。風(fēng)電方面，廣東沿海地區(qū)海上風(fēng)能資源豐富，等效滿負(fù)荷小時數(shù)可達(dá)到2500~3800小時，具備發(fā)展海上風(fēng)電的優(yōu)越區(qū)位條件。此外，廣東省明確2022-2024年并網(wǎng)海風(fēng)項目享受地方補(bǔ)貼。2021年6月，廣東省人民政府發(fā)布《促進(jìn)海上風(fēng)電有序開發(fā)和相關(guān)產(chǎn)業(yè)可持續(xù)發(fā)展的實施方案》，明確對2018年底前已完成核準(zhǔn)、在2022年至2024年全容量并網(wǎng)的省管海域項目，每千瓦分別補(bǔ)貼1500元、1000元、500元。以陽江青洲一400MW海上風(fēng)電項目為例，預(yù)計項目2023年實現(xiàn)投產(chǎn)（假設(shè)全容量并網(wǎng)），則對應(yīng)年均補(bǔ)貼為4億元。收入端，預(yù)計上網(wǎng)電價為0.453元/千瓦時（廣東省燃煤標(biāo)桿電價），利用小時數(shù)為3662小時；成本端，根據(jù)動態(tài)投資總額68.27億元，對應(yīng)單位投資成本為17068元/千瓦，折舊年限為20年，采用年限平均法折舊。同時考慮資本金為20%，風(fēng)力發(fā)電增值稅50%返還以及所得稅1-3年免征、4-6年減半情形。測算得出，陽江青洲一海風(fēng)項目投產(chǎn)年均可貢獻(xiàn)凈利潤3億元左右。根據(jù)公司規(guī)劃，陽江青洲二600MW海風(fēng)項目預(yù)計2024年投產(chǎn)（假設(shè)全容量并網(wǎng)），則對應(yīng)年均補(bǔ)貼3億元。項目動態(tài)投資額102.80億元，利用小時數(shù)3554小時，其余參數(shù)保持上述假設(shè)不變情況下，測算得出，陽江青洲二海風(fēng)項目投產(chǎn)年均可貢獻(xiàn)凈利潤2億元左右。（三）消納：加快布局儲能項目，積極探索“兩個一體化”新能源裝機(jī)快速增長下消納問題凸顯。2022年風(fēng)電、光伏裝機(jī)同比分別增長11.3%、28.1%，但風(fēng)電、光伏發(fā)電量同比分別增長12.3%、14.3%。光伏發(fā)電量增速相對裝機(jī)增速提升幅度有限，考慮一方面資源不同影響，另一方面或為新能源裝機(jī)快速并網(wǎng)下消納壓力逐步凸顯。根據(jù)公司十四五發(fā)展規(guī)劃，開展儲能應(yīng)用場景可行性和經(jīng)濟(jì)性研究。研究在屬下電廠建設(shè)一體化項目配套儲能電站，同時積極推動電源側(cè)、用戶側(cè)獨立儲能電站建設(shè)。加強(qiáng)與國內(nèi)儲能產(chǎn)業(yè)頭部企業(yè)和科研院所合作，探索開展熔鹽、壓縮空氣等多種新型儲能關(guān)鍵技術(shù)研究及應(yīng)用。此外，積極探索“兩個一體化”項目試點。根據(jù)新疆區(qū)域電源、電網(wǎng)、用電負(fù)荷特點，充分挖掘新能源+儲能的靈活性調(diào)節(jié)能力和需求側(cè)負(fù)荷響應(yīng)水平，積極尋找優(yōu)質(zhì)負(fù)荷側(cè)用戶端，探索開展“源網(wǎng)荷儲一體化”項目，促進(jìn)可再生能源開發(fā)利用和就