2024年度港股电力行业策略：煤电盈利趋稳，绿电装机提速

煤电盈利趋稳，绿电装机提速 ——2024年度港股电力行业策略 研究部 姓名：杨义琼 SFC：AXU943 电话：0755-21516065 Email:yangyq@gyzq.com.hk 请务必阅读投资评级定义和免责条款 细分行业推荐顺序为：煤电》风电运营商》光伏发电 煤电：预期2024年动力煤整体供需平衡，价格整体维稳，在电煤中长协履约保供严管政策下，燃煤成本将有效控制在合理区间；而长协电价相对稳定，特别是煤电容量电价政策的出台，加上未来辅助服务市场扩容以及现货交易市场的完善，更加稳定了煤电机组的盈利预期，有利电力多维价值实现。 绿电：受益光伏组件价格/风机价格持续下行，光伏/风电终端装机需求有望迎来快速增长。同时，期待可再生能源补贴欠款利好兑现改善电站运营商现金流，CCER重启提升绿电项目收益率，行业整体估值修复可期。风电和光伏项目相比较来看，光伏受低谷电价政策影响较大，而风电机组大型化后发电效率提升，银行利率也处于历史低位，项目回报率明显提升，目前是最经济的可再生能源，项目收益率的稳定性要优于光伏发电。 投资建议 1）首推煤电以及火电转绿电公司，可以享有电力行业所有政策红利，业绩稳定性好：分别是华能国际（902HK）、华润电力（0836HK）和中国电力（2380HK）。 2）中长期推荐优质老牌风电运营商，尽享“以大带小”风电技改政策红利，估值优势明显：分别是龙源电力（0916HK）和大唐新能源（1798HK）。 一、用电需求持续增长，电力多维价值显现 二、长协煤保供+容量电价，利好火电盈利趋稳三、辅助服务+现货交易，改善火电盈利预期四、风光度电成本持续下行，绿电装机提速 五、投资策略及重点公司推荐 《中国电力》2023年第3期刊发《新形势下“十四五”后三年中国电力需求形势研判》显示： 1）2023年中国经济运行有望整体明显好转，预计GDP增速为5.0%~7.0%。2024、2025年，预计中国GDP分别增长4.5%~6.5%、4.0%~6.2%。 2）用电量仍有较大增长空间，技术进步、能源转型、电力市场、气候气温等因素对用电增长影响将增强，预计2023、2024、2025年，中国全社会用电量分别为9.1万亿~9.3万亿、9.4万亿~9.7万亿、9.7万亿~10.1万亿kWh，“十四五”后三年年均增速为3.9%~5.3%，“十四五”年均增速为5.2%~6.0%。 3）最大负荷受产业结构调整、空调与电采暖设备推广、气候气温等影响将更为突出，增速将高于用电增速。预计2023、2024、2025年，中国全社会最大负荷分别为14.3亿~14.7亿、14.9亿~15.7亿、15.4亿~16.6亿kW，“十四五”年均增速为5.7%~7.2%，高于用电量年均增速0.5~1.2个百分点。 电力规划设计总院预计，2024年至2025年，全国电力供应保障压力仍然较大。极端气候显著推高电力负荷，结合当前电源、电网工程投产进度，预计2024年，迎峰度冬期间华北、东北区域电力供需基本平衡；华东、华中、西北、南方区域电力持续供需偏紧。 表：2023-2025年用电量预测表：2023-2025年最大负荷预测 基准情景 加速发展情景 风险情景 2023年用电量/(万亿Kwh) 9.2 9.2 9.1 2024年用电量/(万亿Kwh) 9.6 9.7 9.4 2025年用电量/(万亿Kwh) 9.8 10.1 9.7 2023-2025年平均增速 4.5% 5.3% 3.9% “十四五”期间平均增速 5.5% 6.0% 5.2% 基准情景 加速发展情景 风险情景 2023年最大负荷/亿kW 14.5 14.7 14.3 2024年最大负荷/亿kW 15.3 15.7 14.9 2025年最大负荷/亿kW 16.1 16.6 15.4 2023-2025年平均增速 5.9% 7.0% 4.3% “十四五”期间平均增速 6.6% 7.2% 5.7% 资料来源：电规总院、《中国电力》2023年第3期，国元证券经纪（香港）整理 2023年5月15日，国家发改委正式印发了《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号），这是我国发布的第三监管周期省级电网输配电价，新的电价政策已于今年6月1日起执行。《通知》明确工商业用户终端电价由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成，其中系统运行费用包括辅助服务费用和容量电费等，上网环节线损费用按实际购电上网电价和综合线损率计算。 图：第三轮监管周期工商业用户终端销售电价构成 资料来源：国家发改委，国元证券经纪（香港）整理 安全保供和绿色转型形势下，电力多维价值显现 中电联发布《适应新型电力系统的电价机制研究报告》显示，为了保证系统安全稳定和持续推进能源转型，系统对于电力的需求，将从以电量价值为主向多维价值转变，电价的构成也应逐步体现电力的多维价值。发电公司上网电价的合理构成应包括四个部分，即电能量价格﹢容量价格﹢辅助服务费用 ﹢绿色环境价格。 通过绿电交易市场体现，以市场机制实现绿色价值的外部属性内部化，推动能源电力低碳转型。我国双碳目标要求，更加凸显了新能源的绿色环境价值，提高了市场对绿电的需求。 上网电价 合理构成 通过辅助服务市场体现，反映系统灵活调节能力，保障电网安全稳定运行。新能源的随机性和波动性，大幅增加了电力系统对调频调峰资源的需求。 通过电能量市场体现，反映电能量的生产成本，以往市场电力商品的主要属性，随意着新能源的发展和占比的提升，生产成本出现下降，系统总成本增加，电能量价格占比降低。 通过容量市场体现，反应系统容量充裕度和调节充裕度，引导各类电源协调发展。新能源大规模发展和支撑性电源不足的矛盾，高峰时段电力供应不足与低谷时段消纳困难频出，提升对电力可靠性需求。 资料来源：中电联、北京电力交易中心，国元证券经纪（香港）整理 广东省和江苏省2024年长协电价有望维持较好水平 2023年12月7日，国家发改委、国家能源局发布《关于做好2024年电力中长期合同签订履约工作的通知》。通知提出，持续推进电力市场化改革，规范有序做好电力中长期合同签订履约工作，充分发挥电力中长期交易压舱石、稳定器作用，保障电力安全平稳运行。各地政府主管部门原则上应于12月20日前完成2024年年度电力中长期合同签订工作。文件提出，要坚持电力中长期合同高比例签约，并明确了发电侧签约比例、用电侧签约比例。用电侧：2024年各地市场化电力用户(含电网代理购电，下同)年度电力中长期合同签约电量应不低于上一年度用电量的80%，并通过后续季度、月度、月内合同签订，保障全年电力中长期合同签约电量不低于上一年度用电量的90%。 2023年11月21日，广东省能源局、国家能源局南方监管局，发布《关于2024年电力市场交易有关事项的通知》。通知中提出，2024年广东电力市场规模约为6000亿千瓦时，包括直接参与市场交易电量和电网企业代理购电电量，较上一年度增加500亿千瓦时。1）年度交易规模：2024年，按照目前用户侧市场注册情况，并考虑年用电量500万千瓦时及以上的电网代购用户直接参与市场，安排年度交易规模上限3200亿千瓦时，成交电量达到3200亿千瓦时结束年度交易。2）交易价格：按照“基准价+上下浮动”的原则，根据燃煤基准价0.453元/千瓦时上下浮动20%形成年度交易成交均价上下限。2024年，市场参考价为0.463元/千瓦时，年度交易成交均价上限暂定为0.554元/千瓦时，下限暂定为0.372元/千瓦时。 江苏电力交易中心发布《2024年电力市场年度交易公告》，对2024年电力市场年度交易相关事项进行公告。在发电量方面，《公告》规定省内燃煤机组年度交易电量原则上为其2023年上网电量的80%左右；在交易价格方面，煤电电量电价仍按照“基准价+20%上下浮动”形成（312.8~469.2元/兆瓦时），容量电价按照国家和省有关规定执行。此外，江苏省2023年12月电力集中竞价交易结果近期发布，成交价格为469.2元/兆瓦时，较基准电价顶格上浮。 一、用电需求持续增长，电力多维价值显现 二、长协煤保供+容量电价，利好火电盈利趋稳三、辅助服务+现货交易，改善火电盈利预期四、风光度电成本持续下行，绿电装机提速 五、投资策略及重点公司推荐 2023年，国内煤炭产量供应稳定增长以及进口煤大增的情况下，动力煤供需整体平衡，中长协价格相对稳定在国家发改委规定的价格区间。预计2023年电煤中长协供应量提升到26亿吨，覆盖面超过85%。山西电煤中长期合同履约率达91.3%，签约量超额完成。最新环渤海动力煤价格指数稳定在731元/吨，市场动力煤现货报价为954元/吨。 基于发电耗煤持续增长的考虑，2023年要求电力企业长协全覆盖甚至105%覆盖（即发电耗煤在2022年基础上增加5%），2024版本签约比率恢复至80%-100%，对耗煤增量的限制相对放松，签约弹性较2023年增加。2024年火电发电量预计有3%-5%的增加，所以即便长协签约比率下降，电煤合同量或并不会有明显减少，长协量整体保持稳定，有利煤电盈利持续改 善。图：环渤海动力煤（Q5500K）价格指数和现货参考价对比（元/吨） 1,080.00 990.00 900.00 810.00 720.00 630.00 540.00 450.00 360.00 综合平均价格指数:环渤海动力煤(Q5500K)现货参考价:环渤海动力煤(Q5500K) 资料来源：Wind，国元证券经纪（香港）整理 2023年11月10日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》。自2024年1月1日起执行煤电两部制电价，并明确煤电机组固定成本、各省补偿比例以及分摊方式。 煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素，2024~2025年，多数地方通过容量电价回收固定成本的比例为30%左右即每年每千瓦100元，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些；2026年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%,即每年每千瓦165元。 该调整是为了适应煤电从主力电源向基础保障性和系统调节性电源转型的需要。煤电容量电价机制的建立，是将现行单一制电量电价调整为“电量电价+容量电价”的两部制电价，其中，电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况；容量电价则是为保障用户侧用电充裕度（与用电可靠性密切相关）而向提供有效容量的主体支付的费用，专门为回收煤电机组固定成本而设，体现了煤电可靠发电容量的价值。 煤电机组通过灵活性改造，用于深度调峰的成本是最经济的。据测算，以煤电灵活性改造成本1000元/kW，年调峰时长1000小时（25%的调峰空间），寿命20年计算，煤电调峰的度电成本只有0.05元，远远低于抽水蓄能的0.23元、锂电池储能的0.25-0.3元。有了容量电价的“托底”，煤电灵活性改造的积极性就有了，按10亿千瓦装机的保守基数算，容量补偿相当于每年给煤电增厚1000-1500亿元。 资料来源：国家发改委、国家能源局，国元证券经纪（香港）整理 容量电价出台，有利稳定煤电盈利预期 建立煤电容量电价机制，有利稳定煤电行业预期、保障电力系统安全运行、促进新能源加快发展。 根据测算结果显示，容量电价对火电厂的投资积极性有所增加。在现有的电量电价水平上，全国平均容量电价相当于每千瓦时3分钱左右，对于火电厂的盈利可能会有大约7%~8%的增长。因此，建立煤电容量电价机制主要是电价结构的调整，煤电总体价格水平是基本稳定的。 图：2024-2025年各省测算度电容量电价（分/千瓦时，含税） 5.50 4.55 4.204.06 4.00 3.82 3.46 3.03 2.94 2.91 2.76 2.71 2