01
火电看好沿海电厂盈利能力修复
2022年来看，行业最主要的关注点，特别是火电和绿电的比较上来，大家更多去关注了火电的盈利修复。长协煤比例比较高的电厂和内陆电厂的盈利的确在行业当中得到了率先的修复。所以在2022年中，我们每次组织电话会议，大家经常会问到的首要问题是这个电厂今年签了多少的长协煤？长协煤的比例是多少？长协煤比例的履约率如何？所以这些其实是决定了火电企业在2022年的盈利的高低问题。我们可以看到整个电力板块当中的长协煤占比比较高的企业是优于现货煤占比高的企业。
2022年大家交易的是长协煤比例。沿海型的公司因为一是靠煤炭产地远，另一方面很多是省属平台，还有一些是民营企业公司，没有这么强的能力在2022年严峻的环境背景下拿到高比例的长协煤，都是优先保供五大电力集团。这种情况下它就有一个明显的劣势，所以这些公司2022年是被市场资金抛弃的资产标的。但是我们觉得今年要给予足够的重视，其实有一个大的背景逻辑，我们认为2023年煤炭价格将比2022年会有一个明显的走低。2022年其实不光有疫情影响，虽然我们煤炭产量增长，但是煤炭当时在运输环节出现了许多问题，特别是9月份时间窗口上。我们认为2023年疫情之后，物流、运输不会成为煤炭市场的一个瓶颈。
我们认为今年上半年需求不会这么快起来，而且未来趋势看，欧洲一些能源品价格还会继续稳中回落。我们觉得海外进口煤的价格还会有持续向下走的预期。尤其在欧洲，大家知道主要消费的能源品是石油、天然气，煤炭其实是清洁能源品价格高涨时候替代的角色。天然气的价格最近跌的也比较多。再往后去看，我们觉得主能源品价格是疲软走弱的趋势，其实替代品的价格很难走强。
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近期大家也关注到关于澳煤选择性、阶段性放开的新闻不断在市场进行发酵。我们觉得澳煤的放开也是一个迟早的，边际利好电力公司的信息。虽然澳煤目前的进口比例在国内动力煤中占比影响并不是那么大，它对于焦煤的影响会更大。但是我们认为这种边际性的变化总归会带来整个火电市场中煤炭供给的边际变化点，还是一定会用到我们的火力发电厂中。其实这样对于整个煤炭的采购量来说还是一个边际供给增加的趋势。所以往后去看，不管是国内需求的恢复情况，经济恢复的情况，还是海外一些进口煤的价格下跌趋势，我们觉得都是有利于2023年火电公司的盈利的修复，这是我们在推荐过程中选择沿海型电厂的主逻辑。
02
绿电上游进入降价通道 装机放量可期
绿电这块最近关注很多的是硅料价格的下跌。近期大家看到硅料、硅片的报价还在持续向下。目前来看，电池片的价格带动下跌把组件价格从原来2元多现在跌到了大概1.7元左右。其实市场现在也有预期，大概在1.5-1.6元会有批量的成交、批量的订单数据出来。
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对于集中式电站运营商，过去几年的确有很多项目因为组件价格高而延后开工甚至还未开工。有些项目比较着急于未来投产，是国家重点支持项目类或者国家大基地的项目。到了时间窗口，其实价格满足，我觉得这部分量肯定会快速启动。但是会不会把2023年的一些预计规划量在短的时间内或者春节之后激发出来？我觉得未必，因为大能源集团、电力公司除了历史的可能有些项目需要去建以外，在2023年新的规划一定是要等到集团的规划下来，一般时间窗口都是在每年差不多3月份前后。由集团公司做了全年的装机规划后下发到省公司或二级、三级总公司。所以它有一个时间点，它并不是现在价格跌下来，春节后就立刻开工。短期来看，至少从目前1、2月份感觉量还没有这么快。其实我们觉得价格并不一定跌到这个位置不跌，还有可能有更大的空间。
其实我们算了一下，组件价格只要跌到1.7元之后，对配储的成本会产生明显抵消作用。就是说组件从2元价格开始往下跌，2元作为一个起点开始算跌，跌到1.7元的时候这些价格足够去配置10%的储能。其实再往下继续跌的收益率，再考虑光伏电站上网电价不变的情况，这些利润就会归到光伏电站身上，这是我们测算出来的数据值。
我们觉得下一步，2023年随着下半年经济逐步修复，绿电交易量和国家给予绿电的交易政策也会进入一个常态化的过程。我们往后去看，绿电交易的量会逐步放出来，国家层面对于一些高耗能产业会进行要求使用绿电比例的一些强制性要求，这样会刺激绿电交易量增长。平价项目在绿电交易量增长情况下，会得到一个额外所谓的绿电交易收益，绿电所谓的环境溢价是有利于增厚业绩。随着后期量逐步上升，我们国内的绿电交易定价也会与国际、欧洲进行接轨。
03
高质量发展下核电投资具备较高性价比
核电其实在2022年我们核准了10台，这个数据其实市场是有一定预期的，从最开始的6台到8台，上升到10台的预期，也是我们2009年以来的一个高峰。其实我们本次核电核准的数据来看，体现我们国内对于稳定能源需求的急迫性。对于2023年的核准数据，我觉得在10台基础上再继续增加应该问题不大。其实核电有一个特点，建设周期非常长，大概要60个月左右，差不多5-6年。根据中国核能行业协会和有关机构的研究成果，到2025年中国核电预计在运装机预期大概是7000万千瓦，在建规模大概4000万千瓦左右。到2035年，核电在运和在建大概接近2亿千瓦装机量，发电量能够占到全国发电量10%左右，所以会有一个比较大的后期增量。
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我们的四代核电技术的商业运行，其实高温气冷堆技术完全是由我们国内的技术团队做出来的四代核电技术。这个技术现在如果单纯用作发电成本还是偏高，但是它如果用作石化产业的耦合，高温制蒸汽、制氢等等，这样的产业链来说还是非常经济的。霞浦钠冷快堆也是我们四代核电的技术，钠冷快堆的技术应该有新的项目在2023年会建成投产，也会带来相应产业链上的一些投资机会。
我们觉得核电在高质量发展政策下，是非常符合现在国家所提到的高质量发展的投资价值。因为核电跟水电设备去比较，国产化的时间要稍微晚一些，相对它的管理的环节和细节也比水电要多。但是这两种资产在资产报表的结构和资产盈利模式是非常相像的。其实都是一个重资产、高投资、长回报周期。未来去看，它是靠折旧和财务费用。其实大家也知道二十报告当中特别强调高质量发展，我们觉得在2023年两会中，会针对高质量发展提出一些更加具体的政策和要求。如何演绎高质量发展？比如火电要高质量发展，但是其实它的煤价和电价都是缺乏掌控力。其实能够去讲高质量发展就是水电和核电满足这样的条件。但是水电的ROE已经比较高了，想让它再继续提升还是有难度的。核电的资产ROE也是蛮高的，但是它其实依然还是有一定提升的空间。可以通过更多的一些后期维护或者新建电站的资本造价成本端的下降都可以再进一步去提高。如果我们板块在高质量发展下去推一些标的公司，沿着这个思路去找标的，我觉得核电是最为适合的一类资产。
我们也对比了一下现在各电源类型ROE的情况。火电其实是不太可控的，水电还是非常不错，核电会比水电略低一点，绿电相对有点波动。火电资产盈利修复取决于煤炭采购成本，绿电盈利取决于组件与配储的成本博弈，水电盈利受来水波动影响较大，而核电资产经营稳定，ROE弹性主要取决于内部管理效率。在高质量发展的政策基调下，我们判断伴随相应配套政策、规划的出台，核电资产的盈利修复可能性更大。
