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受益弃风限电持续改善,预计风电利用小时数在2021年之前将小幅抬升。
光伏电站主要分为集中式光伏电站和分布式光伏电站两种。集中式光伏长期为国内光伏装机主力,分布式光伏装机2017年开始爆发。截至2016年年底,国内集中式光伏电站装机达6710万kW,分布式光伏装机为1032万kW,集中式光伏电站为国内光伏装机主力。分布式光伏成本持续下降,用户侧经济性凸显。
2016年,火电利用小时创新低,煤电装机过剩亟待缓解。16部委联合发文,“十三五”期间停建和缓建煤电1.5亿kW,淘汰落后产能0.2亿kW以上。电力“十三五”规划指出,到2020年力争煤电装机控制在11亿kW之内,占比降至55%。
考虑煤电供给侧改革进展,预计2017-2020年煤电装机增速显著回落,每年新增容量约为0.25亿-0.3亿kW,截至2020年,煤电装机总量控制在10.56亿kW,实现规划目标。
再考虑部分“十三五”期间停建、缓建项目被推迟到“十四五”投产,我们判断2021年、2022年投产迎来小高峰,之后几年新增容量将稳定在0.3亿kW。
“十三五”规划2020年燃气发电装机达到1.1亿kW,预测气电装机年均增速为10%-11%;2025年气电装机达到1.77亿kW。
火电主力电源地位不变,受益用电需求回暖发电量稳步增长。“十三五”期间火电发电量年均增速约6%,2020年,火电发电量预计达到55000亿kWh。“十四五”期间火电发电量年均增速约5.2%, 2025年,火电发电量将超过70000亿kWh。
发电量增长装机增速放缓,火电利用小时逐年抬升。预计2018-2020年每年火电利用小时数年均增加超过100小时,“十四五”利用小时数增速放缓,但仍保持上升势头,2025年,火电利用小时数重回4800小时以上。
火电成本仍具优势
2016年,煤电平均标杆电价0.3644元/度。煤电平均标杆电价与水电基本相当,略低于核电,比气电、风电、光伏发电等具有明显价格优势。
大火电机组燃煤效率高,具备成本低、效率高、稳定性强等多重优势。
参考煤电联动公式,测算全国煤电电价上调幅度在0.73-2.29分/度。
预计煤电联动带来的上网电价上涨不传导至终端销售电价,煤电电价上调部分或由中间环节消化。
发改委发布“关于全面深化价格机制改革的意见”中,提出将健全煤电联动机制;当前的煤电联动机制只考虑了煤炭和电力之间的联动关系。有效的长效机制有利于解决电力企业长期盈利稳定性的问题,这可能建立在电力供给侧改革、煤电一体化、电力市场化改革等一系列改革基础上。
假设燃料成本占火电发电成本的64%,估算不同煤价及供电煤耗情景下的煤电发电成本区间约0.26-0.33元/度。五大发电等上市公司60万kW以上燃煤机组占比超过50%,具备成本竞争优势。
神华集团与国电集团重组为国家能源投资集团,其煤炭、电力资产均占全国总产量的15%,煤电联营有望稳定集团内部火电资产盈利能力。
水电、核电高分红维持类债特性
长期看,水电企业新增在建工程规模减小,预计资本金支出减少,进入现金回流期,有望维持高比例分红。
随着市场电占比的提升,水电平均上网电价呈下降趋势;下半年火电电价上行预期将为水电电价提供较强支撑。
水电标的推荐:长江电力、湖北能源、桂冠电力、华能水电。
中国核电在运营17台机组装机容量1434万kW,在建8台机组合计装机容量928.8万kW;“十三五”期间资产规模64%增长空间,年均约20%业绩增速。
新能源设备、运营双增长
风电、光伏装机大幅增长。1-9月,全国新增风电并网容量970万kW,累计容量同比增长13%;新增光伏装机容量3800万kW,较2016年年末新增46%,其中分布式电站增长400%。
2017年前三季度弃风弃光大幅缓解,弃风率同比下降6.7个百分点;弃光率同比下降3.8个百分点;11月,国家能源局印发《解决弃水弃风弃光问题实施方案》,推动解决风光消纳。
从新增装机布局看,光伏由西北地区向中东部地区转移的趋势更加明显,分布式光伏就地消纳,盈利能力有望进一步增强。
申万宏源 刘晓宁 叶旭晨 王璐/文
作者为2017年卖方分析师评选水晶球奖电力公用行业第一名
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