INVESTMENT PERSPECTIVE
投研视角
煤炭价格中枢的下行是大概率事件
大部分火电转型绿电的企业目前仍旧以火力发电为主,动力煤价格的波动是影响其中短期盈利的核心因素。在经历全球大通胀后,目前动力煤价格回落至1250元/吨左右,受疫情、春节影响,库存显著上行(预计在元宵节后,工业用电需求将回暖)。
展望2023,预计是全球衰退、中澳关系修复、国内经济复苏的宏观环境,煤炭价格中枢的下行是大概率事件。
新能源装机的成本大幅下降
自22年12月以来,硅料供需关系逆转,目前价格已大幅回落至150-180元/kg的区间,参考木垒县某电站项目的最新招标情况,组件报价已回落至1.6元/w的历史相对低位。
对于光伏而言,在疯狂扩产、需求增速下滑的背景下,未来两年,硅料价格有望去往60-70元/kg的历史底部。此外,依赖新技术所带来的持续降本,未来组件价格有望达到1.3-1.4元/w的水平,即使考虑20%的电化学配储,未来发电企业的IRR也有望来到8-10%的水平。
陆风目前考虑配储,项目IRR基本可以保持在8%以上,海风则在5%-6%(项目体量大,运营商对于盈利能力要求有所降低),未来在风机大型化、原材料降价、海上施工供给释放的背景下,IRR有望进一步提升。
电力运营商可能迎来价值重估的拐点
风光发电与火电的商业模式有着本质的区别,火电的商业模式是烧煤发电,盈利能力取决于电价和煤价,但电力由于是公共事业,涉及到民生,价格相对稳定,而煤价的波动大,难以向下游传导,这些因素致使火电是一个周期性极强的行业,估值常年处于极低的水平。
风光发电则完全不同,其本质上没有原材料成本且不存在水电的枯与丰,供应相对稳定,如果能通过自身配储解决消纳问题,估值水平可以逐渐向水电看齐。
另一个值得关注的变化是电价的限制正在逐渐放松,绿电交易、电力现货交易等正在从多维度保障发电企业的合理收益。此外,火电的灵活性调峰近期被多个省市明确可直接作为配储,此举将显著降低电力企业的配储投资,从而降低发电成本。
随着电力企业的短中长期逻辑在不断理顺,目前板块正处于一个价值重估的拐点位置,值得关注。