回顾2022年，双碳背景下发电结构正不断变化，火电占比下降，绿电占比逐步提升。但年内用电的区域性、季节性矛盾越发显著，叠加极端高温干旱天气影响，电力供需紧张形势加剧，火电担起保供重任。此外，年内动力煤、光伏上游价格表现强势，临近年底，煤价有所下行，光伏上游大幅降价，或迎来机遇。展望2023年，动力煤、光伏上游供需有望继续改善，政策端如火电保供、电力市场化改革、电力辅助服务和容量电价补偿等政策有望加速推出，电力板块或将迎来业绩改善。
火电：业绩有望扭亏+建设投资加速，运营商及设备商迎来曙光。于运营商而言，用煤成本、光伏成本、电价三方面有望在2023年持续改善，支撑火电盈利修复，获得新生。于设备商而言，保供背景下，电力保障强化煤电保供地位，煤电核准节奏开始提速，截至22年12月24日，我国煤电新增核准73.3GW，开工54.8GW。22年1-11月火电投资同比增加38.3%，增速较2021年提升16.8pp，火电投资额拐点已现，也刺激相关主机设备需求增加，单机价值逐步走高，利好设备商。
光伏：关注上游降价给EPC和运营商带来的机遇。从光伏发电行业上游来看，12月以来，多晶硅料、硅片、电池片和组件价格均呈大幅下降趋势。光伏上游降价对EPC和运营商而言均有利：1）初始投资成本会下降，进而带来项目IRR及利润提升，利好运营商（项目IRR角度而言，在不考虑其他条件时，光伏组件价格每下降0.05元/W，项目IRR提高0.3%）；2）可开工的项目数量会增加，进而带来装机量的增加，利好EPC和运营商。
水电：增长空间仍存，重视抽水蓄能高规划。今年入夏长江上游地区持续高温干旱是导致水电汛期来水严重偏枯的主要原因。“十四五”时期抽水蓄能将进入快速发展赛道，截至22年8月底，“十四五”期间核准的抽水蓄能电站已达3050万千瓦，据各省报告，“十四五”基本具备核准条件的抽蓄工程共219项，总规模达2.7亿千瓦，2025年装机规模预计将达62.0GW，5年CAGR为14.2%。
风电：22年招标规模可观，关注23年装机规模释放。22年初以来风机招标容量已达117.6GW，相较2021全年增加117%，23年新增装机或大幅改观。24省/市已明确“十四五”时期新增风电装机目标，预计至2025年，风电装机将新增257GW（不包括未区分风光省份）。此外，风机大型化稳步推进，将驱动降本加速。
核电：积极有序发展正逐步落实，景气度有望改善。22年下半年核电投资额有所改善，累计同比增速逐渐提升，11月我国核电投资额累计值为533亿元，累计同比增加23.7%。22年核电审批速度加快，已核准10台机组，装机规模合计为12.3GW。此外，根据在建进度，“十四五”时期预计共13台机组投产，预计投产高峰在2025年。
重点关注个股：近期电力板块关注度持续提升，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：华能国际、华电国际、国电电力、内蒙华电、青达环保等；2）风光：广宇发展、三峡能源、林洋能源等；3）水电：长江电力等；4）核电：中国核电等。
风险提示：产业建设不及预期、煤价上升风险、组件价格不及预期、风光等绿电新增装机不及预期、来水不及预期、政策推进不及预期风险等。
2022Q3，火电板块归母净利同比实现扭亏为盈，水电营收和归母净利同比下滑。2022Q3，火电实现营收3367亿元（同比+31.0%），归母净利30.0亿元（同比+122.6%），电价上涨+长协低价煤覆盖比例稳步提升，火电盈利能力修复；2022Q3，水电实现营收433亿元（同比-2.8%），归母净利148亿元（同比-10.9%），三季度多流域来水同比偏枯，发电量大幅下降，盈利受损。
风电盈利能力在2022Q3显著提升，光伏发电业绩稳步增长。2022Q3，风电板块实现营收214亿元（同比+3.3%），归母净利32.3亿元（同比+683%），主要系风资源同比增加，利用小时数同比大幅提升+平均电价稳步提升。2022Q3，光伏发电板块实现营收128亿元（同比+31.2%），归母净利18.7亿元（同比+35.7%），主要系光资源处于正常水平+光伏装机规模持续增长。
2022年前三季度，核电营收和归母净利同比增速放缓。2022Q3，核电板块实现营收399亿元（同比+3.3%），归母净利54.8亿元（同比+3.6%）。
力保障强化煤电保供地位，煤电核准节奏开始提速，压实电力保供基本盘缓解电力供需矛盾。从2011年-2020年的近10年间，煤电关注度逐渐降低，年均新增装机由“十二五”时期的48GW下降至“十三五”时期的36GW。但近两年随着新能源大比例接入电网，给电网带来了平衡挑战的同时全社会用电需求持续增加，供需矛盾突出，多地电力供需缺口大。国家出台多项电力供应保障政策，煤电兜底保供价值凸显，责任重大，2022年实际核准装机70+GW，核准节奏明显开始提速。目前我国煤电机组平均服役年限12年，“十二五”时期投产的大量机组或将于“十四五”时期开始逐渐淘汰，煤电新增装机或有望提升。
22年1-11月火电投资同比增加38.3%，增速较2021年提升16.8pp，火电投资额拐点已现。“十三五”期间火电年均投资813亿元，较“十二五”有所下滑，2021年火电投资快速增加，投资额达672亿元，同比增加21.5%，2022年1-11月火电投资额达736亿元，同比增加38.3%，增速较2021年提升16.8pp，火电投资额拐点已现。
按照21-22年火电投资额平均增速测算，预计22-24年全国主要发电企业有望完成火电投资额约3482亿元。一方面火电灵活性改造作为未来火电盈利转向的方向之一，2022年频出相关政策促进火电灵活性改造；另一方面火电保供价值凸显，核准开始提速。在存量改造及增量建设双重驱动下有助于推动火电投资需求，预计未来3年火电投资额也将保持较高增速。21年和22年火电投资额同比增速平均为29.9%，假设按此增速，测算2022/2023/2024年火电投资额分别为873/1134/1474亿元，合计投资额3482亿元。
截至22年12月24日，我国煤电新增核准/开工规模分别为73.3/54.8GW，下半年煤电投资积极性明显提高。按月份看，22年8月开始，我国煤电核准、开工规模提速，9月为高峰期，新增核准/开工规模均达到22年历史月份最高水平，分别为13.3/12.4GW。按季度，/Q2/Q3/Q4的煤电新
增 核 准 规 模 分 别 为 9.3/9.8/24.7/29.4GW ， Q1/Q2/Q3/Q4 的 煤 电 新 增 开 工 规 模 分 别 为5.7/12.5/18.6/17.9GW。四季度整体维持在较高水平，其中，12月以来煤电项目核准10.7GW，开工6.6GW。保供之下煤电投资积极性明显提高，建设进度维持高位。
设备购置费用是火电投资的主要部分，其中三大主机设备费用占比一半以上。根据电规总院2020 年发布的《火电工程限额设计参考造价指标》，在2x660MW和2x1000MW机组中，设备购置费用占比分别为41.8%、42.2%，占比最大；机组设备费用支出包括锅炉、汽轮机、汽轮发电机和其他，其中主机设备占比过半，分别为51.5%、59.0%。 假设设备购置费用占比40%，主机设备占比平均为55%，按照前述22-24年火电投资额预测值3482亿元测算，可粗略估算22-24年新增火电投资或将带动约766亿元的主机设备投资，火电设备商将显著收益。
火电投资仍在高峰，刺激相关主机设备需求增加，单机价值逐步走高，火电设备商迎来曙光。 锅炉：22年锅炉价格整体走高，尤其11月中旬以来，锅炉单GW价格整体较为平稳的抬升。12月27日，锅炉单GW价格达6.48亿元，较21年均价3.58亿元提升81%，较11月均价6.23亿元提升4.0%，受火电行业景气度攀升影响，锅炉价格显著增加。
汽轮机和发电机：自2021年中旬以来汽轮机和发电机价格波动性较小，总体稳步增加。12月27日汽轮机和发电机单GW价格达4.42亿元，较21年中旬价格3.36亿元提升31.5%，较11月均价4.12亿元提升7.3%，汽轮机和发电机价值稳步提升。
国内灵活性电源装机占比较低，提升空间较大。据中电联发布的《煤电机组灵活性运行政策研究》中数据显示，美国/西班牙/德国占比分别为49%/34%/18%，而我国的灵活性电源（火电灵活性改造、抽水蓄能和燃气发电等）占比为6%，相比于欧美等国的灵活性电源调节能力明显偏低。据《 “十四五”现代能源体系规划》中显示，预计2025年我国灵活调节电源占比达到24%左右，未来的提升空间较大。
火电灵活性改造规模超百亿，发展空间较大。分别按照增加的调峰容量和灵活性改造容量对火电灵活性改造规模进行测算。假设增加的系统调节能力为35GW的中性情形下，规模可达175-350亿元；假设按照灵活性改造容量2亿千瓦测算，预计规模为120-360亿元。两种测算方式下，火电灵活性改造未来市场规模均超过百亿，火电灵活性改造发展潜力较大。
火电灵活性改造会导致机组容量利用率下降，增加火电运行成本。在双碳背景下，我国正加快构建以新能源为主体的新型电力结构，但是以光伏和风能为代表的新能源发电出力不稳定，灵活性不足，火电地位转变，灵活性造成为火电发展新方向。这将造成火电机组容量利用率下降，22年3月以来火电利用小时数均有所下降，叠加技术改造成本，火电运行成本将增加。 各地已陆续出台容量补偿政策，或为火电企业开辟第二增收途经。山东、内蒙古、甘肃、云南、安徽等地已出台电力辅助服务或容量补偿政策。
22年夏季气温创历史新高，全社会用电量增长加大负荷压力。22年夏季(6月1日至8月31日)，全国平均气温22.3℃，较常年同期偏高1℃，
为1961年以来历史同期最高。高温天气导致全社会用电量明显增长 ，8月全社会用电量达8520亿千瓦时，同比增长12.0%，用电负荷大
增。
全国平均降水量为1961年以来同期第二少。今年夏季全国平均降水量290.6毫米，较常年同期(331.5毫米)减少12.3%，水力发电受到挑战，逐渐显现出电力供应不足问题。
今年入夏长江上游地区持续高温干旱是导致水电汛期来水严重偏枯的主要原因。22年夏三峡水库水位、入库出库流量下降明显。
水位：2022年三峡水库水位下降明显。22年1-11月三峡水库水位均值为158.1米，相较21年1-11月同比下降3.2米，且22年6月12日，三峡水库水位达到了近两年的最低值145.13米。
入库出库流量：2022年三峡水库入库出库流量较前两年明显降低。22年6月28日三峡水库入库流量达到峰值34000立方米/秒，相较21年峰值54000立方米/秒和20年峰值75000立方米/秒分别下降20000立方米/秒和41000立方米/秒。22年6月29日三峡水库出库流量达到峰值31700立方米/秒，相较21年峰值33300立方米/秒和2020年峰值49200立方米/秒分别下降1600立方米/秒和17500立方米/秒。
22年夏季水电当月发电量同比增速呈快速下降态势，由增转降。22年6月/7月/8月水电发电量分别为1481/1463/1227亿千瓦时，同比+29.7%/+2.9%/-10.5%。6月来水同比大幅偏丰带动水电发电量同比大增，8月受高温干旱天气影响水电发电量同比大幅减少。
22年1-11月我国水电平均利用小时数为3217小时，同比减少210小时。
“十四五”初期我国水电新增装机有所提速，截至22年11月，水电新增装机累计已达41.4GW。“十一五”“十二五”时期我国水电新增装机较为集中，分别为95.1GW、108GW，“十三五”期间常规水电开工目标大幅下调，水电新增装机为50.8GW，仅为“十一五”“十二五”时期的一半
左右。进入“十四五”，截至22年11月，我国水电装机累计410GW，累计同比增速5.7%，水电新增装机累计已达41.4GW，其中22年1-11月新增装机20.6GW。
中国水力发电工程学会表示，与发达国家的水电开发程度相比，我国水电至少还有一倍以上的增长空间。水电规划总院数据显示，目前我国水电技术可开发量为6.87亿千瓦，其中，西南地区水电技术可开发量占全国的69.3%，达4.76亿千瓦。未来我国水电开发的“主战场”将转移至高边坡、高海拔、大温差等高山深谷复杂区域，重点地区在川、滇、藏。
抽水蓄能成为水电装机增长新方向，2021年装机规模已达36.4GW。由于风、光等新能源具有随机性、波动性等特点，为了新能源规模化、高比例发展，电力系统将迫切需要调节电源。从经济性、可靠性等多因素综合分析，当前及未来一段时间内，电力系统发展的调节电源主要是抽水蓄能。截至2021年底，我国已建抽水蓄能装机规模达36.4GW，主要集中在广东、浙江、安徽、江苏等地。
“十四五”时期，抽水蓄能将进入快速发展赛道，2025年装机规模将达62.0GW，5年CAGR为14.2%。2021年9月17日，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，《规划》要求加快抽水蓄能电站核准建设，提出到2025年，抽水蓄能投产总规模达62.0GW以上；到2030年，投产总规模达120GW左右。
截至22年8月底，“十四五”期间核准的抽水蓄能电站已达3050万千瓦。据各省报告，“十四五”基本具备准条件的抽蓄工程共219项，总规
模达2.7亿千瓦。截至22年8月31日，“十四五”已核准23座抽水蓄能电站，总装机规模3050万千瓦，项目投资规模超2000亿元。其中，2021年核准电站11个，装机规模合计1380万千瓦，投资金额约900亿元；2022年初至8月底已核准电站12个，装机规模合计1670万千瓦，投资金额超1100亿元。
国家能源局表示，据汇总的各省2022年核准的工作计划清单显示，今年计划核准抽蓄项目52个、6400万千瓦，涉及19个省。
22年1-11月风电新增装机容量为22.5GW，同比减少8.8%，全年新增装机或略不及预期。2021年风电新增装机容量为47.0GW，相较2021年，2022年1-11月风电新增装机容量不到2021年的一半，全年新增装机或略不及预期。我们认为主要系2022年各地疫情反复，尤其内蒙古、新疆等陆上风电主要省份在9月底以来疫情持续反弹，抑制了风电项目的建设进度，对风电装机产生较大影响。 22年初以来风机招标容量已达117.6GW，相较2021全年增加117%，23年新增装机或大幅改观。
22年1-11月风机招标容量97.4GW已超过2019年的历史最高水平65.2GW，创历史新高。加上12月以来（12.5-12.23）新增的招标容量20.2GW，22年初以来招标总量已达117.6GW，相较2021全年增加117%，23年新增装机或将大幅提升。
24省/市已明确“十四五”时期新增风电装机目标，预计至2025年，风电装机将新增257GW（不包括未区分风光省份）。22年1月国家发改委发布《“十四五”现代能源体系规划》，明确我国新阶段能源发展目标、能源发展布局和战略体系。各省积极响应并出台了相关能源体系建设规划，明确风光设备装机目标，为风光发电打开新格局。根据已知24省/市的风电装机规划，预计至2025年，
风电装机共新增257GW（不包括未区分风光省份），其中内蒙古以51.2GW的装机目标排在首位。
22年1-10月全国风电弃风率为3.3%，维持在较低水平，风电消纳利用水平整体较高。自2016年以来出台了一系列推动新能源消纳的政策后，我国弃风率便呈逐步下降趋势，由2016年的17.0%一路下降到2019年的4.0%，2020年至今一直维持在3.0%-3.5%区间，风电消纳利用水平整体较高。
对风电消纳问题的担忧是影响风电装机的因素之一，如今弃风率维持在较低水平，未来风电装机持续性增强。
22年下半年核电投资额有所改善，累计同比增速逐渐提升。22年5月，我国核电投资额累计值为161亿元，累计同比减少5.7%，6月核电投资额累计值为230亿元，累计同比增加1.9%，同比由负转正，此后一直保持缓慢提升趋势，11月我国核电投资额累计值为533亿元，累计同比增加23.7%。
核电开启积极有序发展新阶段，22年已核准10台机组，装机规模合计为12.3GW。2022年核电审批速度加快，4月国常会核准山东海阳、浙江三门、广东陆丰3个核电新建项目，共计6台机组；9月核准广东廉江一期、福建漳州二期2个核电新建项目，共计4台机组。22年我国新核准核电机组数已达10台，装机规模合计为12.3GW，积极有序发展政策正逐步落实。
“十四五”时期在建机组预计投产高峰在2025年。受2011年福岛核事故影响，我国乃至全球都重新审视了核安全问题，对核电发展慎之又慎，我国2016-2017年未审批新核电机组，新一轮审批2018年底才重启。根据在建进度，2021年我国投产3台核电机组，2022年投产2台，2023年预计投产1台，2024年预计投产1台，2025年预计为在建机组投产高峰，或将投产6台。
聪萌财经
发布于2023-01-05 13:07
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重庆
东方电气集团自主设计制造的全国首个油气开采伴生地热发电项目成功投运
12月30日，由东方电气集团自主设计制造的全国首个油气开采伴生地热发电项目在中石油西南油气田分公司川中气矿X210井成功投运，源源不断将地热资源转化为绿色电能，标志着东方电气在地热发电领域取得新突破。
中石油西南油气田分公司川中气矿X210井日均产气田水600方，井底温度140℃，是中国最强气田排水井。此次新建地热有机工质朗肯循环发电机组基于东方电气有机工质朗肯循环技术进行设计开发，装机规模80千瓦，是全国首个油气开采伴生地热资源发电项目，投运后全年可发电40万千瓦时，减少碳排放超过340吨。
该机组采用沸点低的有机工质，实现地热低温水热能高效利用;采用电磁轴承透平一体机结构，结构紧凑;采用双层整体撬装设计，实现整体运输、高效安装。
东方电气自2018年启动有机工质朗肯循环技术研究，致力解决装备制造企业如何对大量低品位余热进行有效利用的难题，经过多年的发展，现已具备80千瓦-20000千瓦各种功率等级有机工质朗肯循环机组设计制造能力和发电装置成套设计能力，用途覆盖地热、化工余热、烟气余热、水泥窑余热、燃机余热、太阳能光热等多个领域，能实现中低温余热(特别是100℃以下余热)的有效利用，为用户提供优秀的地热发电成套装备及地热发电厂一揽子解决方案及磁悬浮全封闭一体化透平发电机组、一键启停/无人值守控制功能等全新的体验。
据了解，加快推进地热资源勘探利用和产业发展，将利于缓解传统化石能源紧缺局面，强化能源供应保障，助力“双碳”目标尽早实现
