公用事业行业周报：2023年光伏风电合计新增装机超290GW 已投运新型储能累计装机规模超3000万千瓦

　　硅料价格继续上涨，硅片价格小幅反弹
　　根据中国有色金属工业协会硅业分会数据显示，本周N 型硅料成交价格区间为7.00-7.30 万元/吨，均价为7.09 万元/吨，环比上升1.87%；单晶致密料成交价格区间为5.50-6.40 万元/吨，均价为5.86 万元/吨，环比上升0.17%；N 型颗粒硅成交价格区间为5.90-6.30 万元/吨，均价为6.00 万元/吨，环比上升1.69%。本周N 型价格继续小幅上涨，主要是N 型供应趋于稳定，但年前备货需求增长较大。硅片方面，M10 单晶硅片（182 mm /150μm）成交均价涨至2.00 元/片，周环比涨幅0.5%；N 型单晶硅片（182 mm /130μm）成交均价涨至2.02元/片，周环比涨幅1%；G12 单晶硅片（210 mm/150μm）成交均价维持在2.89元/片，周环比持平。本周价格上涨的主要原因是部分春节期间开工的电池企业开始备货。电池端，P型M10 单晶PERC 电池成交价0.375 元/W，N 型Topcon 电池成交价0.46 元/W，N/P 价差维持在0.085 元/W。组件端，182mm 单晶单面PERC 组件成交均价维持在0.93 元/W。光伏电站投资成本中，组件成本占比较高，组件价格的下降将使得电站投资回报率提升，从而刺激下游装机需求，电站运营商有望受益于规模增加，回报率进一步提升，进而增厚业绩。
　　2023 光伏新增装机216.88GW， 风电新增装机75.9GW
　　1 月26 日，国家能源局发布2023 年全国电力工业统计数据。截至12 月底，全国累计发电装机容量约29.2 亿千瓦，同比增长13.9%。其中，太阳能发电装机容量约6.1 亿千瓦，同比增长55.2%；风电装机容量约4.4 亿千瓦，同比增长20.7%。根据国家能源局发布的2022 年全国电力工业统计数据来看，2023 年全年，光伏新增装机216.88GW，同比增长148%；风电全年新增75.9GW，同比增长105.36%。2023 年，光伏和风电均维持快速增长态势，根据国家能源局在2024 年全国能源工作会议上介绍，2024 年，国家将聚焦重点方向开展先行先试，探索建立适应新型电力系统的新模式新业态新机制。加快大型风电光伏基地第二批、第三批项目建设，有序推动项目建成投产，推动风电光伏高质量跃升发展。预计2024 年全国风电光伏新增装机将达到2 亿千瓦左右。
　　新型储能快速发展，已投运装机超3000 万千瓦1 月25 日，国家能源局2024 年一季度新闻发布会召开，会上介绍截至2023 年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达3139 万千瓦/6687 万千瓦时，平均储能时长2.1 小时。2023 年新增装机规模约2260 万千瓦/4870 万千瓦时，较2022 年底增长超过260%，近10 倍于“十三五”末装机规模。从投资规模来看，“十四五”以来，新增新型储能装机直接推动经济投资超1千亿元，带动产业链上下游进一步拓展，成为我国经济发展“新动能”。此外，11 省（区）装机规模超百万千瓦。截至2023 年底，新型储能累计装机规模排名前5 的省区分别是：山东398 万千瓦/802 万千瓦时、内蒙古354 万千瓦/710 万千瓦时、新疆309 万千瓦/952 万千瓦时、甘肃293 万千瓦/673 万千瓦时、湖南266 万千瓦/531 万千瓦时，装机规模均超过200 万千瓦，宁夏、贵州、广东、湖北、安徽、广西等6 省区装机规模超过100 万千瓦。分区域看，华北、西北地区新型储能发展较快，装机占比超过全国50%，其中西北地区占29%，华北地区占27%。
　　电力改革不断深入，2023 年全国电力市场交易量+7.9%
　　2023 年，全国电力市场交易电量5.7 万亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比例61.4%，比上年提高0.6 个百分点，市场化交易电量持续上升。在交易机构注册的主体数量达到70.8 万家，市场活力有效激发。从《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》发布以来，电力市场化改革不断深入，市场化交易电量占比从2016 年不到17%上升到2023年超过61%，市场机制已在资源配置中起到决定性作用。电力市场机制在保供应、促转型方面发挥积极作用。此外，在迎峰度夏、迎峰度冬电力保供关键时期，跨省跨区市场化交易机制对省间电力支援、互济保供发挥了积极作用。新能源逐步进入电力市场，市场化交易电量6845 亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%。电力辅助服务机制全年挖掘系统调节能力超1.17 亿千瓦，年均促进清洁能源增发电量超1200 亿千瓦时。
　　煤价继续维稳，节前煤市或相对平稳
　　截至1 月26 日，秦皇岛动力末煤（Q5500）平仓价为910 元/吨，环比上周不变。截止1 月26 日，沿海六个港口合计库存1606.0 万吨，环比上周减少74.9 万吨。本周，动力煤价格维稳，主要寒潮、暴雪，叠加大风预警，南方多地气温创今冬以来新低，沿海电厂日耗维持高位水平，刺激部分存煤偏少的终端释放少量采购需求。但是寒潮并未给中东部带来大范围的持续低温天气，25-26 日，华东、华南地区气温普遍会回升到常年同期正常水平，叠加制造业、建筑业等工业行业陆续放假，工业用电需求减弱，日耗面临见顶回落。由于库存水平尚可，加上煤价相比进口煤仍无明显的价格优势，以及春节渐近对电煤消费的抑制也在发酵，导致寒潮对煤价提振不明显。短期来看，随着春节临近，陆续还有煤矿放假或将带动产地供应收紧，但用电负荷和工业生产强度也会逐渐减弱，有的电厂日耗下降过快，或被动垒库。供需双弱下，节前煤炭市场或将平稳运行。
　　国产LNG 价格宽幅下行，美国天然气价格先涨后跌
　　截止到1 月18 日，国产LNG 市场周均价为5141 元/吨，较上周周均价5620 元/吨下调479 元/吨，跌幅8.52%。周内前期，1 月第三周西北原料气竞拍成交价下调加大液价下调空间，液价在周末开始连跌，此外，进口液价持续走跌，国产辐射范围进一步收缩液厂出货范围缩小套利空间收紧，对液价进一步利空，液价直线下行。周内后期，跌势仍在延续，受雨雪天气影响陕西至山东一带部分高速限行，交通运输能力下降，跨省长距离运输受阻，货源多周边消耗为主但下游用量有限，液价疲态难止。整体来看，本周国产气市场受成本端、需求端及供应端多维度利空下，液价下行趋势明显。
　　截至1 月16 日，美国亨利港天然气（NG）期货结算价格为2.9 美元/百万英热，环比上周期（01.09）下调0.29 美元/百万英热，跌幅为9.09%；荷兰天然气（TTF）期货价格为9.474美元/百万英热，环比上周期（01.09）下调0.315 美元/百万英热，跌幅为3.21%。美国方面，美国亨利港（NG）期货价格周内呈涨后回落趋势，本周美国大多数地区遭遇北极寒流侵袭，天然气取暖需求提升。同时自由港LNG 出口终端更是受到寒冷天气影响，周内部分时间暂停了船只出入境活动，后期恢复正常运行，导致美国天然气价格先涨后跌。
　　投资建议
　　随着我国对节能减排行动的不断深入，节能减排产业链也受益于其绿色低碳的核心发展迅速，并且带动相关产业设备发展。
　　其中压滤机等过滤成套装备在新能源领域的应用包括用于锂电池、光伏、核能、生物质能源等领域的压滤机。推荐关注巩固矿物及加工领域，同时积极开拓新能源、新材料等领域市场，在锂电池行业建立了领先优势的【景津装备】，受益标的包括【洪城环境】、【天源环保】。
　　在新型电力系统转型背景下，稳定的电力输出，叠加安全性、经济性显著提升的核电装机投建加速，核电运营商充分受益于规模提升带来的电量增长，贡献业绩增量。受益标的包括【中国广核】、【中国核电】。此外，整体出力预期转好，与火电形成互补的水电同样受益，受益标的包括【国投电力】、【川投能源】、【国电电力】、【长江电力】、【华能水电】。
　　2023Q3，火电企业业绩相较于2023Q1/Q2 在持续修复，行业基本面向好得到进一步验证。当前的煤炭市场呈现阶段性的供应偏紧，煤价在传统淡季表现不淡。即使火电企业业绩在持续修复，但当前成本端的压力仍在，我们判断后续电价上浮政策有望延续，叠加容量电价政策出台，火电企业盈利能力将进一步提升。推荐关注火电龙头【华能国际】，受益标的包括【浙能电力】、【江苏国信】、【皖能电力】。
　　风险提示
　　1）碳中和相关政策推行不及预期；
　　2）动力煤、天然气需求季节性下降；
　　3）电力政策出现较大变动。
【免责声明】本文仅代表第三方观点，不代表和讯网立场。投资者据此操作，风险请自担。

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