四、新能源：風光裝機加速，核電有望保持積極審批趨勢

　　1、風光：消納問題改善明顯，全年裝機有望維持高增速

　　風光消納問題改善明顯，平均棄風率整體回落。2017 年我國棄風率和其光率分別高達 12.1%和 6.0%。近年來隨著可 再生能源發電消納保障措施不斷落地以及電力系統靈活性改造加速，棄風率、棄光率逐漸回落。自 2019 年以來，全 國棄風率維持在 4%以下，國家電網基本實現了將棄風率控制在 5%的目標。2023 年 3 月，全國風電利用率為 96.8%， 光伏發電利用率為 98.2%;1-3 月，全國風電利用率達 96.8%，上海、江蘇、浙江、安徽、福建、重慶、四川等 12個省市風電利用率達 100%;光伏利用率達 98.0%，棄光率同比下降 0.8pct。

　　2023 年 3 月以來風電裝機提速明顯，“雙碳”目標下有望維持高增速。搶裝潮后，風電裝機增速同比出現回落。2022 年，我國新增風電吊裝容量 49.83GW，同比下降 10.9%;其中新增海上風電吊裝容量 5.16GW，同比下降 64.36%。 2023 年第一季度，全國風電新增并網容量 1040 萬千瓦，其中陸上風電 989 萬千瓦，海上風電 51 萬千瓦。根據中電 聯數據，3 月，全國新增風電裝機 456 萬千瓦，同比+110.1%，4 月新增風電裝機 380 萬千瓦，同比+126.2%，裝機 提速明顯。從新增裝機分布看，“三北”地區占全國新增裝機的 67.7%。截至 2023 年一季度末，全國風電累計裝機 達到 3.76 億千瓦，同比增長 11.8%，其中陸上風電 3.45 億千瓦，海上風電 3089 萬千瓦。2023 年一季度，全國風電 發電量 2287 億千瓦時，同比增長 24.5%。全國風電平均利用率 96.8%，與上年同期基本持平。風電投資完成約 249 億元，同比增長 15.0%。“雙碳”目標下，各省陸續發布了“十四五”風電裝機規劃，目前已規劃裝機容量超過 310GW， 其中海上風電規劃裝機量超過 60GW，未來 3 年風電裝機有望快速增長。

　　硅料價格持續下降，新建產能規模龐大，有望推動光伏裝機進一步增長。2022 年 12 月開始，隨著硅料產能的逐步釋 放，多晶硅和組件價格開始大幅回落。2023 年 2 月，硅料價格出現輕微反彈，主要系需求回暖+開工補庫所致，目前 已重新進入下行通道。截至 2023 年 5 月 17 日，多晶硅(致密料)價格為 143 元/千克，相較 2022 年 11 月 30 日的 高點 295 元/千克下降 51.53%;單面單晶 PERC 組件價格(182mm)為 1.66 元/瓦，相較 2022 年 11 月 23 日的高 點 1.97 元/瓦下降 15.74%。硅業分會表示，2023 年國內多晶硅產量保守估計有 146 萬噸，加上進口多晶硅可達 156 萬噸，這些硅料已經足夠 600GW 光伏裝機，已遠超 2023 年的全球光伏裝機量需求，過剩的產能有望推動硅料和組 件價格進一步下行，提升運營商的裝機意愿。

　　據 CPIA 預測，2023-2030 年我國光伏新增裝機規模將持續提升。2022 年，國內光伏新增裝機 87.41GW，同比增加 59.3%，其中，分布式光伏裝機 51.11GW，占全部新增光伏發電裝機的 58.5%。2022 年戶用裝機達 25.25GW，占 2022 年我國新增光伏裝機的 28.9%。隨著光伏發電全面進入平價時代，疊加“碳中和”目標的推動以及大基地的開 發模式，集中式光伏電站有可能迎來新一輪發展熱潮。此外，隨著光伏在建筑、交通等領域的融合發展，疊加整縣推 進政策的推動，分布式項目仍將保持一定的市場份額，整體來看，光伏裝機有望開啟高斜率增長。

　　2、核電：核準提速，成本仍有下行空間，估值修復預期強

　　2021 年國家首次提出“積極有序發展核電”。同年，我國新增 5 臺核準機組;2022 年新核準 10 臺機組，核電審批和 開工節奏明顯提速。根據世界核協會，截至 2023 年 5 月，我國在運+在建機組總數達到 77 臺，已經超過法國，僅次 于美國。預計在未來 5 年間，中國將進一步加快擴大裝機規模，保持每年 6 至 8 臺核電機組的核準開工節奏。

　　量：根據“十四五“規劃，2025 年我國在運+在建核電裝機容量將超過 100GW。“十四五”現代能源體系規劃 提出，在確保安全的前提下，積極有序推動沿海核電項目的建設，保持平穩建設節奏，合理布局新增沿海核電項 目。開展核能綜合利用示范，積極推動高溫氣冷堆、快堆、模塊化小型堆、海上浮動堆等先進堆型示范工程，推 動核能在清潔供暖、工業供熱、海水淡化等領域的綜合利用。切實做好核電廠址資源保護。據中國核能協會及有 關機構預測，到 2025 年，我國核電在運裝機規模將達到 7000 萬千瓦左右，在建裝機規模接近 4000 萬千瓦; 到 2035 年，我國核電在運和在建裝機容量將達到 2 億千瓦左右，發電量約占全國發電量的 10%左右。未來 15 年仍是我國核電發展的重要戰略機遇期。

　　價：從“一廠一價”到標桿電價，再到市場化電價，核電企業盈利空間有望拓寬。核電發展初期，我國對其實行 分別定價，上網電價根據核電項目造價確定。2013 年，國家發改委發布通知，部署完善核電上網電價定價機制， 并核定全國核電標桿電價為 0.43 元/千瓦時，標志著我國核電結束了“一廠一價”的定價機制。2015 年新一輪 電力市場改革以來，核電電價逐漸引入雙邊協商定價和市場競價機制，對核電的經濟性提出了更高要求。2017 年，《核電保障消納辦法出臺》，提出在市場條件允許情況下，省級政府電力主管部門按照國家規定的原則確定本 地區核電機組優先發電權計劃。2020 年起，煤電價格聯動機制取消，定價機制改為“基準價+上下浮動”的市場 化機制。2021 年以來煤價高企，發改委發布《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，將上下浮 動的區間拓寬至 20%，進一步拓寬了核電企業的盈利空間。

　　國產化率的提升降低了核電站的建設成本，進而降低折舊費用，提高核電企業的盈利能力。大亞灣核電站是我國第一 座商用核電廠，主要依靠國外公司進行建設，投資成本約為 1.77 萬元/千瓦;嶺澳核電站一期國產化比例接近 30%， 投資成本約為 1.52 萬元/千瓦，降幅 14%;批量建設后的紅沿河、寧德、陽江核電廠投資成本進一步下降至 1.1 萬元 /千瓦左右，降幅超過 35%。若考慮價格指數，完全國產化后批量建設的機組成本下降幅度將超過 60%。從三代核電 項目來看，美國 AP1000 和法國 EPR 的單位造價約為 1.84 萬元/千瓦和 1.69 萬元/千瓦，而華龍一號單位造價約為 1.56 萬元/千瓦，成本大幅降低。隨著核電主設備制造國產化率逐步提高、新技術規模化應用、優化設計、縮短建造 工期等，核電造價預計進一步下行，未來有望和二代機組的成本相當。

　　高盈利、高研發投入、現金流充裕，核電有望充分受益央國企價值重塑。核電和水電同樣具有高盈利性和充裕的現金 流，并且研發費率遠高于其他發電企業。目前我國核電機組正處于積極建設階段，前期資本開支較大，后期完成折舊 后利潤將實現大幅提升。參考大型水電站投產后的高分紅，核電企業未來也具有較大的分紅潛力。在中國特色估值體 系下，央國企的考核標準為“一利五率”。相比于其他發電企業，核電企業的盈利能力強、現金流狀況良好、分紅率 高、股權激勵到位，有望率先受益實現價值重塑。

　　(本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。)

　　報告來源：未來智庫

　　報告出品方/作者：招商證券，宋盈盈