硅料价格反弹，7月风光装机维持高增

投资要点 23年8月煤电项目核准/开工规模为8/6.9GW，秦皇岛动力煤价及印尼煤价均下跌。23年初至今累计新增核准/开工/建成投产规模分别约54.4/51.6/45.8GW，其中8月新增核准规模8GW，开工规模为6.9GW，新增投产规模为2.1GW。截至本周8月18日，秦皇岛Q5500动力煤价格为805元/吨，较上周五835元/吨下跌30元/吨，跌幅为3.6%；进口煤价防城港印尼煤Q5500场地价为905元/吨，周环比下跌1.1%。秦皇岛港和CCTD北方港口最新库存分别为520/3300万吨。产地供应充足，进口煤优势明显，随着气温下降用电需求减少，预计下周继续保持弱势运行。N/P型尺寸间的错配、限电影响、甚至预期四季度石英坩埚短缺等因素导致硅片供应紧俏，上游硅料的涨价与下游电池的饱满利润牵引下，短期内硅片涨势起到支撑作用。 本周硅片价格上涨，多晶硅料价格小幅回调，三峡水库水位同比略高。本周182mm/150μm单晶硅片价格区间为3.10-3.15元/片，成交均价3.15元，周环比不变，硅片尺寸与P/N型切换影响实际产出外叠加目前四川乐山、内蒙古包头地区限电影响，硅片供应相对紧俏，上游硅料的涨价与下游电池的高昂利润，使硅片价格起到支撑作用；多晶硅料价格继续抬升，周五均价为71元/千克，展望后市，下半年组件排产乐观增长的情景下，硅料价格仍有反弹空间。18日三峡水库入库流量15000立方米/秒，较21/22年同比下降12.8%/上升33.9%； 出库流量18500立方米/秒，较21/22年同比下降8.9%/上升77.9%；水库水位159米，较21/22年同比上升8.6%/8.0%，本周三峡水库水位均值为159米。 CCER交易开户功能重启，《云南调频辅助服务市场运营规则（2023年征求意见稿）》发布，湖南新型储能调峰度竞争日趋激烈。北京绿色交易所公告称，即日起可以向全国温室气体自愿减排交易系统管理机构提交登记账户和交易账户开立申请材料；云南能源监管办发布通知，独立储能电站可作为第三方独立主体参与市场，包含储能装置、储能电站等第三方辅助服务提供者也可作为市场主体；湖南2023H1新型储能有效深度调峰电量1.32亿千瓦时，获得辅助服务收益1873万元，新型储能调峰度电收益仅为0.142元/千瓦时，较2022年下降42.7%。 7月下旬至8月上旬，我国高温、暴雨天气频发；7月发电量同比上升3.6%，风光发电维持高增。“七下八上”期间（7月16日至8月15日）全国平均降水量123.2毫米，较常年同期偏多4.9%，华北降水极端性强；全国平均气温23.2℃，较常年同期偏高1.0℃，为1961年以来历史同期第二高，仅次于2022年（23.3℃）；7月发电量风电、光伏分别增加25%/6.4%，维持高增，水电同比下降17.5%；从装机量看，火/风/光分别同比增加50%/147%/200%。 投资策略与重点关注个股：本周煤价继续下跌，预计后续延续振荡下行趋势，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：国电电力、华电国际、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硅料价格反弹，7月风光装机维持高增 23年8月煤电项目核准规模为8GW，开工规模为6.9GW，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1-8月累计新增核准、开工和建成投产规模分别54.4GW、51.6GW和45.8GW，其中8月新增核准规模8GW，开工规模为6.9GW，新增投产规模为2.1GW。本周新增核准项目4GW，新增开工项目2GW，新增建成投产项目0.95GW。分省份看，新建机组主要集中在缺电省份（广东、江西、四川等）和风光大基地（山西、内蒙古、甘肃等）。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63.3GW遥遥领先，占比高达19.0%，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54.4GW 图2：23年初至今煤电新增开工规模约51.6GW 本周煤炭价格下跌3.6%，煤价继续保持弱势运行。本周以来动力煤市场价格小幅下跌，煤价继续保持振荡运行。截止本周8月18日，秦皇岛Q5500动力煤价格为805元/吨，较上周835元/吨下跌30元/吨，跌幅为3.6%，较6月初反弹1.3%。自2023年以来，保供政策的持续叠加进口煤的不断涌入，国内煤炭市场整体供应较为宽松。目前产地供应充足，进口煤优势明显，电厂库存降幅不太，随着气温逐步下降，用电需求减少，煤炭价格支撑不足，预计下周继续保持弱势运行。 图3：2023.6.1以来秦皇岛动力煤价格涨跌幅为1.3% 本周182mm/150μm单晶硅片价格上涨，多晶硅料价格继续小幅回调走势。8月17日，lnfoLink Consulting发布硅片价格，182mm/150μm单晶硅片价格区间为3.10-3.15元/片，成交均价为3.15元/片，较上周上涨6.8%；210mm/150μm单晶硅片价格区间在4.18-4.20元/片，成交均价为4.20元/片，较上周上涨7.1%。目前N型产能陆续释放，NP型/尺寸间的错配、限电影响、甚至预期四季度石英坩埚短缺等因素导致硅片供应紧俏，上游硅料的涨价与下游电池的饱满利润牵引下，短期内硅片涨势起到支撑作用。根据百川盈孚数据，多晶硅料价格较上周上涨1元/千克，周五均价为71元/千克。下半年组件排产乐观增长的情景下，硅料价格仍有反弹空间。 图4：本周硅片价格上涨 图5：2023.01.01-2023.08.18多晶硅料价格走势 本周电池片价格维持稳定，单面单玻组件价格持续下探。根据InfoLink Consulting发布价格信息，本周182mm/23%+单晶PERC电池片价格区间为0.74-0.76元/片，均价为0.75元/片，周价格维持稳定；210mm/23%+单晶PERC电池片价格区间为0.70-0.74元/片，均价为0.73元/片，周价格维持不变。当前售价对于外采电池片的组件厂家来说已难拥有盈利空间，迭加组件辅材料如玻璃等价格也在上行，预期当前电池片价格已濒临相对顶点，下周走势维稳看待。单面单玻182mm单晶PERC组件价格区间在1.20-1.38元/片，均价为1.25元/片，周价格价下跌0.8%；210mm单晶PERC组件价格区间在1.20-1.38元/片，均价为1.26元/片，周价格下跌0.8%。组件持续酝酿涨价动力，但库存部分区域仍较高，短期涨价成功落地机率有限，预计下周价格维稳看待。 图6：本周电池片价格维持稳定 图7：本周单面单玻组件价格小幅下跌 7月下旬至8月上旬期间，我国高温、暴雨极端天气频发。“七下八上”期间（7月16日至8月15日），全国平均降水量123.2毫米，较常年同期偏多4.9%，华北降水极端性强，其中北京降水量为1961年以来历史同期第三多；全国平均气温23.2℃，较常年同期偏高1.0℃，为1961年以来历史同期第二高，仅次于2022年（23.3℃），西北大部、华北等地气温较常年同期偏高1～4℃，全国其余大部地区基本接近常年。 图8：全国平均气温23.2℃，较往年偏高 图9：全国平均降水量123.2毫米，较常年同期偏多4.9% 2023年8月14日，北极星电力网发布湖南省2023上半年新型储能调峰度电收益统计数据。近年来，湖南新型储能发展较快。截至2022年底湖南累计投运新型储能62万千瓦/124万千瓦时，2023H1湖南省湖南新增储能装机200万千瓦/400万千瓦时，新增规模居全国第一位，占全国新增装机水平的四分之一。湖南电力调峰辅助服务市场自2021年起开始正式运行，赋予新型储能独立市场主体地位，通过市场手段为新型储能发展提供支持。根据统计数据显示，2022年全年，新型储能有效深度调峰电量5648万千瓦时，获得辅助服务收益1400万元，调峰度电收益0.248元/千瓦时。2023H1新型储能有效深度调峰电量1.32亿千瓦时，获得辅助服务收益1873万元，新型储能调峰度电收益仅为0.142元/千瓦时，较2022年下降42.7%。湖南近期来水偏少，调峰辅助服务总体需求有所减少，叠加新型储能装机规模快速发展，导致参与调峰辅助服务竞争日趋激烈。 图10：2022-2023H1湖南省累计投运新型储能装机量 图11：2022-2023H1湖南省调峰电量及度电受益情况 2023年8月16日，云南能源监管办发布关于公开征求《云南调频辅助服务市场运营规则（2023年征求意见稿）》有关意见建议的通知。独立储能电站可作为第三方独立主体参与市场，包含储能装置、储能电站等第三方辅助服务提供者也可作为市场主体。其中明确独立储能电站仅包括电化学储能电站。市场主体包括云南电网统一调频控制区内的发电侧市场主体、省级以上电力调度机构监管的独立第三方辅助服务提供者（独立第三方），以及调频控制区内的市场化电力用户。独立第三方主体需要满足一定的准入条件，可以以独立储能电站或直控型可调节负荷形式参与交易。其中，直控型可调节负荷必须满足一系列要求，包括容量不低于30MW、最大上下调节能力不少于10MW，以及调节能力持续响应时间不低于1小时。此外，调频市场补偿标准也在稿件中得到明确规定。调频里程的申报上、下限为8元/兆瓦和3元/兆瓦，为市场参与者提供了具体的经济激励。该政策出台，有望促进能源市场的多元化，提高电力系统的稳定性和灵活性，为云南乃至全国能源体系的发展带来新的活力。 表2：云南调频市场参数表 2023年8月17日，北京绿色交易所公告称，即日起可以向全国温室气体自愿减排交易系统管理机构提交登记账户和交易账户开立申请材料。接受市场参与主体对登记账户和交易账户的开户申请，交易功能开通时间另行通知，登记开户分为三种情况，允许四种类型用户开户。我国CCER交易市场于2012年6月开始起步，2017年3月，国家发展改革委发布通知，指出由于“温室气体自愿减排交易量小、个别项目不够规范等问题”暂缓受理CCER申请，新项目不再审批，但老项目仍可继续运行。重启CCER交易市场扩大了参与碳市场的主体范围，是全国碳市场的有益补充和有机组成。通过CCER的制度设计，可引导高耗能企业深度减排，并通过将资源向低碳高减排效率企业转移的方式引导能源结构、工业结构甚至整体经济结构的绿色转型，这不仅能缓解当前CCER供应紧张局面，提高市场流动性，盘活碳资产，还可以推动更多资金流向绿色低碳领域。 表3：CCER交易重启允许登记开户类型 2行业高频数据跟踪 2.1发用电量数据跟踪 23年7月电力生产增速加快，整体电力供需紧平衡态势仍将持续。近日国家统计局和国家能源局陆续发布了2023年7月的全国能源生产情况及全国电力工业统计数据。电力生产方面，23年7月我国电力生产增速较快。7月全国发电量8462亿千瓦时，同比增长3.6%，增速环比上升0.8pp，日均发电约273亿千瓦时；2023年1-7月，累计发电量为5.0万亿千瓦时，同比增长3.8%；从用电量看，23年7月全社会用电量8888亿千瓦时，同比增加6.5%。 23年7月我国用电量累计增速高出发电量累计增速2.8pp，电力供需持续紧张。 图12：单月发电量同比+3.6% 图13：单月火电发电量同比+7.2% 火电同比上升，水电降幅扩大，风光继续保持高增。23年1-7月我国火力发电量累计值为3.5万亿千瓦时，累计同比上升7.5%；1-7月水电发电量累计值为5717亿千瓦时，累计同比下跌21.8%，单月同比下降17.5%。风电和光伏发电量继续维持高增，2023年1-7月我国风力发电累计值为4836亿千瓦时，累计同比增长16.8%；光伏发电累计值为1604亿千瓦时，累计同比增长7.9%。 图14：单月水电发电量同比-17.5% 图15：单月风电发电量同比+25%