火电企业全面扭亏，四川省调整分时电价政策

投资要点 23年4月煤电项目核准/开工规模为10.4/13.3GW，秦皇岛动力煤价及印尼煤价稳定。23年1-4月累计新增核准/开工/建成投产规模分别约30.0/26.0/14.6GW，其中4月新增核准规模10.4GW，开工规模为13.3GW，新增投产规模为6.7GW。截至本周5月5日，秦皇岛Q5500动力煤价格为1010元/吨，与上周持平；进口煤价防城港印尼煤Q5500场地价为1120元/吨，与上周持平。3月防城港印尼煤进口195万吨，同比增长159%。展望后市，预计短期内煤价震荡下跌，长期来看，煤价承压运行趋势不改。 上周多硅片价格下跌，三峡水库水位同比偏低。上周182mm/150um单晶硅片成交均价下跌1.9%，成交均价为6.26元/片，本周多晶硅料平稳运行，周五均价182元/千克，展望后市，多晶硅料或将持续延续价格下跌的趋势。5日三峡水库入库流量8500立方米/秒，较21/22年同比下降22.7%/33.6%；出库流量7556立方米/秒，较21/22年同比下降0.9%/7.1%；水库水位157米，较21/22年同比下降0.9%/7.1%，本周三峡水库水位均值为157米。 火电企业业绩大面积改善，23Q1共有77.8%企业实现盈利。根据火电发电运营指数（长江）27家标的企业披露的数据显示，23Q1共有21家企业实现盈利，盈利企业占比77.8%，较21/22Q1提升48.2/18.5pp。其中，扭亏为盈/同比减亏/同向上升企业有7/4/10家，占比25.9%/14.8%/37.0%，在扭亏为盈企业中，赣能股份/华能国际/穗恒运A变动幅度最大，为647%/335%/241%。 23Q1亏损企业占比为22.2%，较21/22Q1下降48.2/18.5pp。 投资策略与重点关注个股：本周煤价稳定，长期来看，煤价承压运行趋势不改，建议重点关注高弹性火电及补贴占比较高的优质绿电企业：1）火电：华电国际、国电电力、华能国际、内蒙华电等；2）风光：三峡能源、广宇发展、林洋能源等；3）水核：长江电力、中国核电等；4）其他：青达环保、协鑫能科等。 风险提示：产业建设不及预期、政策落实不及预期风险等。 1火电企业全面扭亏，四川省调整分时电价政策 23年4月煤电项目核准规模为10.4GW，开工规模为13.3GW，项目多集中于缺电省份和风光大基地。据电力圈和北极星电力网等数据显示，我国23年1-4月累计新增核准、开工和建成投产规模分别30.0GW、26.0GW和14.6GW，其中4月新增核准规模10.4GW，开工规模为13.3GW，新增投产规模为6.7GW。本周（5.1-5.7）新增1个建成投产项目。 分省份看，新建机组主要集中在缺电省份（广东、安徽、新疆、江苏、江西、湖北等）和风光大基地（山西、内蒙古等）。分运营商看，有煤炭资产的央企集团的新建机组项目占比较高，其中国家能源集团以57.6GW遥遥领先，占比高达20.1%，头部效应显著。 表1：22年初至今煤电项目梳理 图1：23年初至今煤电新增核准规模约30.0GW 图2：23年初至今煤电新增开工规模约26.0GW 本周煤炭价格稳定，年初以来秦皇岛动力煤价格跌幅为16.0%。2月份秦皇岛Q5500动力煤价格波动较大，2月14日，秦皇岛Q5500动力煤市场价已跌破1000元/吨，为989元/吨，较2月初降幅达16.5%；2月28日秦皇岛Q5500动力煤价格为1236元/吨，为2023年最高价，较2月14日最低价上涨247元/吨，增幅达25.0%，3月以来，煤价呈阶段性下跌趋势，4月24日，秦皇岛Q5500动力煤市场价再次跌破1000元/吨，为990元/吨。本周煤价稳定，截至本周5月5日，秦皇岛Q5500动力煤价格为1010元/吨，与上周持平。展望后市，预计短期内煤价会震荡下跌，长期来看，煤价承压运行趋势不改。 图3：2023.1.1以来秦皇岛动力煤价格跌幅为16.0% 上周182mm/150μm单晶硅片价格下调1.9%，本周硅料价格平稳运行。4月26日，lnfoLink Consulting发布硅片价格，182mm/150μm单晶硅片价格区间为6.17-6.38元/片，成交均价为6.26元/片，由于182mm规格生产厂家数量较多，竞争较为激烈，本周硅片价格延续跌势，跌幅为1.9%；210mm/150μm单晶硅片价格区间在7.96-8.05元/片，成交均价为8.01元/片，下跌0.5%。根据百川盈孚数据，本周五硅料均价为182元/千克，与上周持平，2023年1月1日以来，多晶硅料价格跌幅为19.1%，展望后市，多晶硅料或将持续延续价格下跌的趋势。 图4：上周硅片价格下降 图5：2023.01.01-2023.05.05多晶硅料价格走势 上周电池片与单面单玻组件价格平稳运行。根据InfoLink Consulting发布价格信息，本周电池片维持上周，182mm/23%+单晶PERC电池片价格区间为1.06-1.09元/片，均价为1.07元/片，周价格稳定；210mm/23%+单晶PERC电池片价格为1.12-1.14元/片，均价为1.13元/片，周价格稳定。单面单玻182mm单晶PERC组件价格区间在1.63-1.75元/片，均价为1.70元/片，与上周持平；210mm单晶PERC组件价格区间在1.64-1.75元/片，均价为1.71元/片，与上周持平。尽管近期价格电池片价格以平稳为主，展望后市，预计在上游硅片价格缓跌的过程中，电池片价格将陆续松动。 图6：上周电池片价格稳定 图7：上周单面单玻组件价格稳定 火电企业业绩大面积改善，23Q1共有25.9%企业实现扭亏为盈。根据火电发电运营指数（长江）27家标的企业披露的数据显示，23Q1共有21家企业实现盈利，盈利企业占比为77.8%，较2021年提升48.2pp，较22Q1提升18.5pp。其中，扭亏为盈/同比减亏/同向上升企业分别有7/4/10家，占比为25.9%/14.8%/37.0%，在扭亏为盈企业中，赣能股份/华能国际/穗恒运A变动幅度最大，分别为647%/335%/241%；在同比减亏企业中，*ST金山/深南电A/豫能控股变动幅度分别为47.0%/19.8%/9.4%；在同向上升企业中，宝新能源/申能股份/上海电力变动幅度分别为586%/264%/231%。亏损企业占比由2021年的70.4%下降至2023Q1的22.2%，下降幅度高达48.2pp，其中，较22Q1同比下降18.5pp。 图8：23Q1火电发电运营企业盈利能力提升 图9：23Q1火电发电运营企业归母净利润变化 煤价有望持续下降，利好火电企业。自2022年2月以来，秦皇岛Q5500动力煤价格降幅较大，根据百川盈孚数据显示，2023年1月1日-3月31日期间，秦皇岛动力煤价格跌幅为9.4%。根据部分火电企业发布的一季报及发电量完成情况，华能国际/国电电力/华电国际/浙能电力/大唐发电23Q1度电利润分别为0.021/0.010/0.022/0.033/0.003元/千瓦时，预计在保供政策的推动下，火电压舱石作用凸显，火电企业原料成本或将持续降低，叠加2022年电价市场化改革稳步推进，度电利润有望进一步提高。 表2：2023Q1部分火电企业度电利润 电力系统稳定工作征求意见，积极推进新型储能建设。4月24日，国家能源局对外发布《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见（征求意见稿）》。意见提到按需建设储能，形成多时间尺度、多应用场景的电力调节能力，更好保障电力系统安全稳定灵活运行，改善新能源出力特性和负荷特性，支撑高比例新能源外送；有序建设具备调相功能的抽水蓄能； 积极推进新型储能建设，提升电力系统安全保障水平和系统综合效率。科学安排储能建设为保证新能源消纳和电网安全稳定运行创造条件。 表3：《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见（征求意见稿）》部分内容 四川省调整分时电价政策，有利于进一步引导用户削峰填谷。22年四川省遭遇最高气温、最少来水、最高用电负荷、缺电时间历史最长的“四最”极端情况，继印发《2023年四川省电力需求侧市场化响应实施方案》及发布特急文件——《关于四川电网试行需求侧市场化响应电价政策有关事项的通知》后，4月24日，四川省发展和改革委员会发布《关于调整我省分时电价机制的通知》，与21年12月四川省发展和改革委员会发布发布的《关于进一步完善我省分时电价机制的通知》相比，有以下几点变化：1）调整峰平谷时段划分：在全省峰平谷各时段划分总体不变的基础下，将原早/晚高峰1/7小时，优化调整为早/晚高峰2/6小时。2）调整尖峰电价机制：将尖峰电价执行月份从2个月调整为4个月，引导用户在夏冬两季负荷高峰时段主动错避峰用电。3）大型商业用户夏冬两季负荷高峰时期取消执行综合平均电价。该通知将于6月1日起执行，有利于进一步引导用户削峰填谷，促进负荷高峰时段全省电力供需平衡。 表4：《关于调整我省分时电价机制的通知》主要变化 4月风电整机采购开标总计约14.9GW，招标规模6.4GW。4月3日-4月28日，共计61个风电项目约 14927M W风机采购开标，获得风电机组订单的整机厂商共计11家。陆上含塔筒项目共计15个 ， 合计规模约4155MW， 最高/最低/平均中标单价分别为2218/1330/1897元/kW。陆上不含塔筒项目共计42个，总规模约为9672MW，最高/最低/平均中标单价分别为2374/1494/1741元/kW。海上风电项目共4个，总规模为1100MW，最高/最低/平均中标单价分别为3527/3200/3404元/kW。在风机招标市场方面，4月3日-4月28日，共计48个项目约6375MW进行招标采购，与2023年3月（3月6日-3月31日）3385MW的招标采购规模相比，增加88.3%。 图10：4月3日-4月28日风电开发商开标规模 图11：4月3日-4月28日风机开发商招标规模 4月光伏EPC中标规模7.2GW，招标规模11.1GW。4月（4月3日-4月28日），共计122个光伏EPC中标项目，中标规模合计约7274MW，比3月减少4074MW。在中标均价方面，4月第1周/第2周/第3周/第4周集中式大EPC均价分别为3.92/3.52/3.11/3.59元/W；分布式大EPC均价分别为3.79/3.95/3.89/3.92元/W。在中标规模方面，分布式大EPC项目共计65个，合计规模约1229MW；分布式小EPC项目共计28个，合计规模约334MW；集中式大EPC项目共计16个，规模合计约3486MW；集中式小EPC项目共计13个，规模合计约2225MW。4月（4月3日-4月28日），共计193个光伏EPC招标项目，招标规模合计约11115MW，比3月增加1324MW。其中，分布式大EPC项目共计108个，规模合计1443MW；分布式小EPC项目共计40个，规模合计1096MW；集中式大EPC项目共20个，合计规模3657MW；集中式小EPC项目共计25个，规模合计4918MW。 图12：4月3日-4月28日光伏EPC中标项目容量 图13：4月3日-4月28日光伏EPC招标项目容量 2行业高频数据跟踪 2.1装机数据跟踪 全国电力投资持续增长，光伏装机增速依旧表现亮眼。据国家能源局数据显示，23年3月我国电力总装机量达到了2623GW，1-3月累计新增总装机近59GW，新增装机规模中，水电2.7GW、火电8.1GW、风电10.4GW、太阳能发电33.7GW，从电力投资完成情况看，23年1-3月，全国主要发电企业电源工程完成投资1264亿元，同比增长55.2%。全国电网工程完成投资668亿元，同比增长7.5%。 利用小时数方面，23年1-3月全国发电设备累计平均利用小时868小时，同比降低31小时。分类型看，1-3月火/水/风/光/核电平均利用小时分别为1097/544/615/303/1864小时，同比变化分别为-18/-92/+61/+3/+17小时。