（报告出品方/作者：东莞证券，刘兴文，苏治彬）
1.1、申万电力指数跑赢沪深300指数
申万电力指数涵盖 93 家电力行业上市公司，包括火力发电（27 家）、水力发电（10 家）、 光伏发电（12 家）、风力发电（11 家）、热力服务（15 家）、电能综合服务（15 家）、 核力发电（2 家）、其他能源发电（1 家）八个子板块，通常被用于衡量电力行业情况。 截至 2022 年 11 月 15 日，申万电力指数今年以来下跌 15.49%，跑赢沪深 300 指数 6.26 个百分点。近期来看，7-10 月，沪深 300 指数整体呈现下跌趋势，主要受国内疫情反复 及第三季度部分地区限电、美联储加息等因素影响，我国经济发展不及预期，金融市场 风险偏好减弱，申万电力指数亦受市场情绪拖累。随着稳经济等政策举措逐步落地，11 月以来，市场信心有所回升，沪深 300 指数有所反弹，申万电力指数亦有所回升。
分板块方面，由于核力发电指数、其他能源发电指数包含个股的数量较少，对应数据的 参考价值较低，我们主要分析其余六个子板块的数据。在绝对收益方面，截至 2022 年 11 月 15 日，今年以来六个子板块均录得负收益，主要因为 A 股市场整体走势较弱，带 动电力行业各板块走弱。在相对收益方面，我们以沪深 300 指数作为参照，截至 2022 年 11 月 15 日，今年以来水力发电、火力发电、热力服务板块跑赢沪深 300 指数，分别 跑赢 14.64 个百分点、13.02 个百分点、8.53 个百分点；电能综合服务、风力发电、光 伏发电板块跑输沪深 300 指数，分别跑输沪深 300 指数 0.84 个百分点、3.07 个百分点、 4.34 个百分点。
截至 2022 年 11 月 15 日，今年以来申万电力指数中约有 21%个股录得正收益，其中立新 能源、ST 龙净、湖南发展三家公司的涨幅居前，涨幅分别达 155.85%、82.56%和 69.59%； 今年以来申万电力指数中约有 78%的个股录得负收益，其中英科再生、清研环境、深水 海纳三家公司的跌幅居前，跌幅分别达 56.40%、51.42%和 43.28%。
1.2、目前估值低于今年以来估值中枢
截至 2022 年 11 月 15 日，申万电力指数市盈率估值约为 56.60 倍，位于今年以来估值 中枢（66.24 倍）的下方。细分板块中，火力发电板块的市盈率估值为负数，主要因为 原材料动力煤价格处于高位导致火电行业总体利润为负数；水力发电、光伏发电、风力 发电板块的市盈率估值低于今年以来估值中枢，电能综合服务、热力服务板块市盈率估 值位于今年以来估值中枢的上方。
2.1、我国全社会用电量稳步提升
2021年，我国全社会用电量为 8.31 万亿千瓦时，同比增长 10.34%，2019-2021 年年均 复合增速为7.26%，随着 GDP 和工业增加值增长，近年来我国全社会用电量稳步提升。 分年度来看，2020年受疫情影响，全社会用电量、GDP 及工业增加值的同比增速均放缓； 由于2020年基数较低以及 2021 年经济有所恢复，2021 年全社会用电量实现同比高增长。
2022 年 1-10 月，我国全社会用电量累计 7.18 万亿千瓦时，同比增长 3.8%。细分来看， 第一季度全社会用电量为 2.04 万亿千瓦时，同比增长 6.20%；第二季度全社会用电量为 2.05 万亿千瓦时，受全国疫情多点散发影响，全社会用电量同比增速下降到 2.04%；第 三季度全社会用电量为 2.39 万亿千瓦时，同比增速回升到 7.28%；10 月全社会用电量 为 0.68 万亿千瓦时，同比增长 2.20%。我们认为，今年 6-10 月，疫情相对可控，疫情 缓解地区加快复工复产，11 月确诊病例数虽出现回升，但政治局常委会迅速采取行动， 研究部署进一步优化防控工作的二十条措施，有望最大限度减少疫情对经济社会发展的影响。
同时，稳经济政策持续发力，促消费、促就业、推动外贸、扩大有效投资相关的 政策举措有助于促进国内经济和企业生产经营状况逐步改善，国际货币基金组织预计 2022-2023 年中国 GDP 同比增速分别为 3.2%、4.4%。随着国内经济状况逐步改善，用电 需求有望增加，2022 年 7 月电力规划设计总院预计 2022 年全社会用电量为 8.6-8.7 万 亿千瓦时，2023 年全社会用电量为 8.9-9.2 万亿千瓦时，即 2023 年全社会用电量同比 增速约为 2%-7%，预计 2023 年国内全社会用电量保持稳步提升态势。
2.2、上网电价市场化改革持续推进
上网电价是指发电企业将电力及电量接入主网架的计量价格，即发电企业将电力及电量 卖给电网公司的价格。2004-2019 年，为了规范政府定价行为、优化电力行业投资、引 导电力企业效率改善，我国逐步建立了燃煤发电标杆上网电价机制，该机制的特点是上 网电价在一段时期内保持不变，相对稳定。标杆上网电价通常由政府按区域或省平均成 本统一制定。由于煤炭资源丰富程度、运输费用等差异，全国各地区燃煤发电标杆上网 电价存在差异，其中，西藏、广东、湖南等地区的燃煤发电标杆上网电价最高，新疆、 宁夏及内蒙西等地区的燃煤发电标杆上网电价最低。
随着外部环境不断变化，相对稳定的燃煤发电标杆上网电价机制逐渐无法有效反映电力 市场供求变化、电力企业成本变化，从而影响到电力行业上下游产业发展，比如当发电 成本大幅上升时，相对固定的上网电价导致发电企业无法向下游传导成本。因此，近年 来我国持续推进上网电价市场化改革。2018 年，我国要求推进电力市场化交易，强调要 充分调动发电企业、用户以及售电企业等市场参与者的积极性，完善相关制度，提高市 场化交易电量规模。
其后，我国持续深化燃煤发电标杆上网电价机制改革，2019 年我国 提出 2020 年起燃煤发电标杆上网电价机制改为基准价+上下浮动的市场化价格机制 （基准价按当地燃煤发电标杆上网电价确定），2021 年 10 月我国要求有序放开全部燃 煤发电电量上网电价，并将市场交易电价上下浮动范围由上浮不超过 10%、下浮原则上 不超过 15%，扩大为上下浮动原则上均不超过 20%，进一步推进上网电价市场化改革。 2022 年，我国要求加快建设全国统一电力市场体系。当前我国暂未有全国性的电力交易 中心（有 33 家地区的电力交易中心），随着全国统一市场体系的建立，电力资源有望 在全国范围内得到进一步优化配置。
随着上网电价市场化改革政策举措逐步实施，我国市场化电力交易规模不断扩大。2022 年前三季度全国各家电力交易中心累计组织完成市场交易电量 3.89 万亿千瓦时，同比 增长 43.55%；市场交易电量占全社会用电量比重达到 59.89%，同比提升 15.95 个百分 点，市场化电力交易规模不断扩大。同时，市场化电力交易将发挥市场在资源配置中的 作用，市场化价格将更加充分有效反映市场真实供需变化、电力企业成本变化。对于发 电企业而言，原材料价格上涨带来的成本上涨将通过更高的电价传导到下游，成本压力 有望得到缓解。以用电量较多且月度数据充分披露的江苏电力交易中心为例，随着 2021 年 10 月我国进一步深化上网电价市场化改革，2021 年 11 月以来的成交电价明显提高， 发电企业顺利向下游传导部分发电成本。
综上所述，一方面，稳经济政策持续发力，促消费、促就业、推动外贸、扩大有效投资 相关的政策举措有助于促进国内经济和企业生产经营状况逐步改善，国际货币基金组织 预计 2022-2023 年中国 GDP 同比增速分别为 3.2%、4.4%。
随着国内经济状况逐步改善，用电需求有望增加，2022 年 7 月电力规划设计总院预计 2022 年全社会用电量为8.6-8.7万亿千瓦时，2023 年全社会用电量为 8.9-9.2 万亿千瓦时，即 2023 年全社会用电量同比增速约为 2%-7%，预计 2023 年国内全社会用电量保持稳步提升态势。另一方面，随着上网电价市场化改革政策举措逐步实施，我国市场化电力交易规模不断扩大。市场化电力交易将发挥市场在资源配置中的作用，市场化价格将更加充分有效反映市场真实供需变化、电力企业成本变化，助力发电企业向下游传导发电成本。我们认为，未来用电需求有望提升、上网电价市场化改革持续推进，电力行业部分细分板块将受益。
3.1、未来煤炭供应有望增加，助力企业有序生产
根据煤炭的使用用途，煤炭主要包括炼焦煤和动力煤。炼焦煤主要指用于生产焦炭的煤 炭，2021 年我国炼焦煤消费量为 5.45 亿吨。动力煤主要指用于作为动力原料的煤炭， 2021 年我国动力煤消费量为 36.63 亿吨，占二者消费量之和的比重达到 87.04%，动力 煤消费量较大。同时，2021 年发电、供热、建材、化工、冶金领域的动力煤消费量分别 为 22.54 亿吨、3.24 亿吨、3.13 亿吨、2.21 亿吨、1.69 亿吨，占比分别为 61.55%、8.85%、 8.55%、6.02%、4.63%，发电领域的动力煤消费量占比超过六成。
2021 年，我国炼焦煤供应量为 5.45 亿吨，同比下降 2.32%；炼焦煤消费量为 5.45 亿吨， 同比下降 2.20%，炼焦煤供需相对平衡。2021 年，我国动力煤供应量为 33.58 亿吨，同 比增长 6.04%；动力煤消费量为 36.63 亿吨，同比增长 5.74%，在经济恢复带动下持续 增长。消费量与供应量的差额为 3.05 亿吨，动力煤市场存在供不应求情况。
根据《2021 煤炭行业发展年度报告》，截至 2021 年底，全国在建千万吨级煤矿 24 处左 右、设计产能 3.0 亿吨/年左右。2021 年，我国煤炭产量 41.30 亿吨，同比增长 5.84%。 2022 年 4 月 20 日，国务院常务会议提出，发挥煤炭的主体能源作用，通力合作优化煤 炭企业生产、项目建设等核准审批政策，落实地方稳产保供责任，充分释放先进产能。 通过核增产能、扩产、新投产等方式，2022 年我国将新增煤炭产能 3 亿吨。我们认为， 2022 年预计新增煤炭产能 3 亿吨约占 2021 年煤炭产量（41.30 亿吨）的 7%，其中部分 新增产能将于 2023 年满产达产，未来煤炭供应有望增加。另外，政策强调发挥煤炭的 能源作用，保供稳价政策主要针对动力煤，结合我国动力煤供不应求、炼焦煤供需相对 平衡的背景，新增煤炭产能或将以动力煤为主。
在国家发改委统一部署下，多个产煤大省均在加快煤炭优质产能的释放。山西计划 2022 年大幅增加煤炭产量，从 5 月份至 12 月底，保障广东、浙江、福建、江苏、辽宁、广 西、海南、上海、山东等 9 省市电煤供应任务；新疆新立煤矿采矿权 3 个及扩大生产规 模煤矿 3 个，预计分别新增产能 690 万吨/年、3200 万吨/年；陕西力争 2022 年核增产 能 800 万吨以上、建成巴拉素等 5 个煤矿、煤炭产量 7.2 亿吨；云南力争 2022 年全省 煤炭新增产能 1000 万吨以上。我们认为，我国高度重视煤炭保供，地方积极通过核增 产能、扩产等方式，推动煤炭先进产能释放，将助力燃煤发电企业有序生产。
3.2、动力煤稳价政策持续发力，有望助力企业降低燃料成本
2022 年 4 月，国家发改委指出，哄抬价格行为被认为是煤炭（国产动力煤）价格非理性 上涨的重要原因之一。动力煤作为关系国计民生的重要初级产品，稳煤价对于稳电价、 稳经济意义重大，电力供应和安全事关经济社会发展全局。因此，我国高度重视稳煤价， 并主要通过以下两方面政策举措促进动力煤价格回归理性。
一方面，我国加快推进煤炭中长期合同签订履行有关工作。合同签订方面，2020 年 12 月，国家发改委提出 2021 年规模以上电力企业签订的中长期合同数量应达到年度煤炭 使用量的 75%。但随着 2021 年煤炭价格大幅波动对下游发电供热企业生产经营造成重大 影响，2021 年 9 月，国家发改委要求尽快组织协调煤源，补签一批中长期合同，将发电 供热企业中长期合同占年度用煤量的比重提高到 100%，煤炭中长期合同签订要求明显提 升。合同履行方面，2021 年 12 月，国家发改委提出 2022 年中长期合同月度履约率应不 低于 80%。2022 年 7 月，国家发改委要求煤炭中长期合同相关工作要做到三个 100%：发 电供热企业全年用煤量签约 100%，电煤中长期合同月度履约率 100%，执行国家电煤中 长期合同价格政策 100%，其中，煤炭中长期合同履约率要求进一步提升。
另一方面，我国加大了市场监管力度。2022 年 2 月，国家发改委印发《关于进一步完善 煤炭市场价格形成机制的通知》，要求引导煤价在合理区间运行。截至 2022 年 11 月 15 日，已有 12 个地区明确了煤炭出矿环节中长期和现货交易价格合理区间，其中秦皇岛 港下水煤（5500 千卡）中长期、现货价格上限分别为 770 元、1155 元/吨。
另外，政府 对煤价调控监管政策进行了一系列解读，其中包括对哄抬煤价的解读，根据《关于明确 煤炭领域经营者哄抬价格行为的公告》，煤炭（国产动力煤）领域经营者有下列行为之 一的属于哄抬价格：（1）捏造涨价信息；（2）散布涨价信息；（3）囤积居奇；（4） 无正当理由大幅度或者变相大幅度提高价格。2022 年 8 月，市场监管总局公布，近期组 织了 3 个调查组分别赴山西、内蒙古、陕西开展电煤价格监管调查，初步认定 18 家煤 炭企业涉嫌哄抬煤炭价格，已对相关单位依法立案调查。
根据《价格违法行为行政处罚规定》，经营者存在哄抬价格行为的，有关部门可责令其改正，没收违法所得，并处违法所得5倍以下的罚款；没有违法所得的，处 5 万元以上 50 万元以下的罚款，情节较重的处 50 万元以上 300 万元以下的罚款；情节严重的，责令停业整顿或吊销营业执照。我们认为，相关部门加大监管力度将对煤炭市场形成有力震慑，哄抬煤炭价格行为有望减少。2022 年 10 月，国家发改委印发《2023 年电煤中长期合同签订履约工作方案》，确定 2023 年电煤中长期合同下水煤（5500 千卡）合同基准价为每吨 675 元，较 2022 年的基准价下降 25 元，下调电煤基准价有助于燃煤发电企业降低燃料成本。
综上所述，随着煤炭先进产能逐步释放，动力煤市场供不应求情况有望缓解。同时，我 国加快推进煤炭中长期合同签订履行有关工作以及加强市场监管，有望促进煤炭价格回 归理性，助力燃煤发电企业降低燃料成本。
4.1、多重因素驱动下，风电项目LCOE有望继续下降
平准化度电成本（Levelized Cost of Energy，简称LCOE）为对项目生命周期内的 成本和发电量进行平准化后计算得到的度电成本。风电项目生命周期内的成本通常包括 设备购置成本、设计成本、工程建设成本等前期投资成本，以及项目建成后的运营维护 成本等。
通常在额定功率固定的条件下，叶片长度越长，则风机的额定风速越低，从而风机在低 风速情况下获得的功率越高，年发电量也越高。为了促进风电项目增效降本，风电行业 持续推进风机大型化创新，根据 IRENA 报告，2021 年我国叶轮平均直径较 2010 年增长 了 91%，叶片长度明显增加。并且，我国陆上风电、海上风电新增并网机组的单机平均 容量分别从 2017 年的 2.1MW、3.7MW 提高到 2021 年的 3.1MW、5.6MW，其中从 2019 年开 始，单个机组平均装机容量加快提升，主要因为 2019 年我国提出，自 2021 年起不再补 贴新核准的陆上风电项目，导致风电行业增效降本需求提升，从而促进了风电行业的技 术升级，风机大型化趋势加速。
根据咨询公司 Wood Mackenzie，我国陆上风电、海上风 电新签订单的单机平均容量分别从 2020 年的 3.5MW、5.7MW 扩大到 2022 年上半年的 5.4MW、8.9MW，未来在行业增效降本需求的推动下，风机技术继续迭代升级，风机大型 化趋势仍将持续推进。
风机的零部件包括风塔、叶片、齿轮箱、发电机等，根据中商产业研究院数据，风塔成 本在风机生产成本中的占比最高，达到 29%。随着单个机组平均装机容量的提升，单位 装机容量对应的风塔使用量会有所下降，根据上市公司海力风电数据，每 MW 装机容量 对应的风塔量从 2018 年 0.41 套下降到 2019 年 0.30 套。由于风塔成本在风机生产成本 中的占比高，因此风机大型化升级有助于降低每单位装机容量对应的风机生产成本。同 时，风机生产成本改善有望向风电运营行业传导，根据金风科技，2020 年 12 月，我国 2.5MW、3MW 级别风电机组投标均价分别为 3271 元/千瓦、3098 元/千瓦，单机容量更高 的 3MW 级别风机的投标均价低于 2.5MW 级别风机，随着风机大型化升级逐步推进，风电 项目每单位装机容量的风机采购成本有望下降。
近年来我国积极推进核心风电设备国产化，2021 年中国海装首次实现海上风电机组一级 部件 100%国产、所有元器件级零件国产化率超过 95%，国内风电设备生产技术不断提升。 当前国产化程度较低的零部件主要为主轴轴承。据洛阳 LYC 轴承有限公司总经理介绍， 国内主轴轴承从设计到生产制造，和国外产品的差距在缩小。
以洛轴为代表的国内主要 轴承制造企业，主流机型所用的 3-6.25MW 主轴轴承已大批量装机使用，10MW 以下的海 上风电机组主轴轴承也进入研发、样机试用阶段。预计 2022 年，主轴轴承（陆上）国 产化率可提高到 40%，核心风电设备国产化有望进一步推进。与国外风电设备相比，国 产风电设备具备价格优势，我们梳理了 2021 年国内外风电整机企业海上风机的销售单 价，西门子歌美飒、维斯塔斯等国外企业的销售单价明显高于国内企业，核心风电设备 国产化有助于带动国内风电设备生产能力提升和风机采购成本下降。
根据水电水利规划设计总院，海上风电项目投资成本中约 45%为风机购置安装费用， 20%-25%为基础建设费，其他费用包括塔筒、海上升压站、用海（地）费用、海缆费用、 陆上集控中心和基本预备费等。风机购置安装费用在海上风电项目成本中占比较高，风 机采购成本变动对海上风电项目成本影响较大。
由于陆上风电不需要建设海上升压站以 及铺设海缆等，发电设备成本在项目成本中占比更高，根据上市公司运达股份披露数据， 发电设备购置费占陆上风电项目投资成本的比例为 68%，风机采购成本变动对陆上风电 项目成本影响更为明显。综合来看，风机大型化、核心风电设备国产化有助于促进我国 风机采购成本下降，从而推动风电项目 LCOE 下降，我国海上风电项目加权平均 LCOE 从 2017 年的 0.114 美元/千瓦时下降到 2021 年的 0.079 美元/千瓦时，下降了 31%，其中， 随着 2019 年风机大型化趋势加速，当年海上风电项目加权平均 LCOE 降至 0.093 美元/ 千瓦时，同比大幅下降 16%。
随着风电进入平价上网时代，风电运营行业将成本压力向上游转移，风电设备生产企业 快速推进研发项目以提升市场竞争力。以重点公司为例，2020 年，上市公司明阳智能发 行可转债募集资金，投入到 MySE10MW 级海上风电整机及关键部件研制等项目。今年 8 月，上市公司金风科技温州深远海海上风电零碳总部基地项目正式开工，基地总投资达 430 亿元，具体包括深远海漂浮式研发总部、海上风电大容量风机制造和出口基地等。
研发支出方面，我们梳理了申万风电设备板块 25 家企业数据，2021 年研发支出总额占 营收总额的比例为 4.2%，同比提升 0.4 个百分点，近三年该比例稳定在 4%左右；营收 总额为 2006.69 亿元，同比增长 5.17%，2021 年营收增速回落主要因为 2020 年陆上风 电抢装、设备需求大幅提升，导致 2020 年营收大幅增长；研发支出总额为 85.00 亿元， 同比增长 15.17%，2019-2021 年年均复合增速为 32.22%，在风电设备行业总体营收增长 的过程中，行业内企业整体的研发投入也在不断增加。研发成果方面，2022 年 5 月，上 市公司运达股份自主研发的 YD110 海上叶片顺利下线，该叶片长达 110 米，为当时国内 最长海上风电叶片。
2022年7月，上市公司电气风电自主研发的S112超长海上风电叶片顺利下线，该叶片长达112米，接替YD110成为国内最长海上风电叶片。2022年9月，明阳智能推出了OceanX双转子漂浮式海上风力发电机，容量为16.6MW，是全球容量最 大、单位千瓦重量最轻的漂浮式风机组。我们认为，随着风电设备生产企业快速推进研 发项目、持续加大研发投入，核心风电设备国产化率不断提升，风机叶片长度、单机容 量连续刷新，风机技术将持续进步。
风机的主要原材料为钢材。受美联储加息、国内疫情多点散发压制需求等因素影响，今 年第三季度中厚板均价为 4358.52 元/吨，同比下降 24.03%；螺纹钢均价为 4178.72 元/ 吨，同比下降 22.40%，钢材价格高位回落有利于风机生产成本的下降，也有利于为风机 采购成本下降提供空间。中期来看，美联储在今年 11 月初宣布加息 75 个基点，为年内 连续第四次加息 75 个基点，根据美联储的声明，未来不排除继续加息的可能性。美联 储的连续加息，使得全球资本市场流动性呈现进一步收紧趋势。国内经济方面，受疫情 反复及第三季度国内部分地区限电等因素影响，2022 年前三季度，我国 GDP 增长 3.0%， 增速较 2021 年前三季度的 9.8%下降了 6.8 个百分点。国际货币基金组织预计今年中国 GDP 同比增速为 3.2%，较 2021 年国内 GDP 增速 8.1%有所下降，今年国内经济增速将放 缓。
根据中物联钢铁物流专业委员会，2022 年 10 月钢铁行业 PMI 为 44.3%，环比下降 2.3 个百分点，反映 10 月钢铁市场景气度较 9 月份进一步放缓。2022 年 1-10 月，我国房地 产开发投资为 11.39 万亿元，同比下降 8.8%；10 月房地产开发景气指数为 94.70，创全 年新低。受房地产支撑作用减弱等因素影响，10 月钢铁需求端呈现偏弱态势，钢铁行业 新订单指数为 43.4%，环比下降 1.9 个百分点。同时，受需求端下滑和政策端环保限产影响，钢铁生产整体有所下降，10 月生产指数为 38.8%，环比下降 9.1 个百分点。
进入 11 月，北方部分地区由于气温突然下降，户外作业将趋于停工，预计钢市需求将受到影 响。钢铁供给端，部分地区在落实稳经济大盘、推进基础原材料和初级产品保供稳价的 进程中表现出保产、增产意愿，同时钢企年末冲刺产量、争夺市场份额的行动仍将持续， 预计 11 月钢厂生产整体平稳推进。需求端受到影响，供给端整体平稳推进，后期供需 矛盾将继续压制钢材价格。
综上所述，随着风电设备生产企业快速推进研发项目、持续加大研发投入，核心风电设 备国产化率不断提升，风机叶片长度、单机容量连续刷新，风机技术将持续进步。并且， 在美联储加息收紧资本市场流动性以及我国经济增速放缓、气温下降压制钢材需求的情 况下，钢材价格有望出现震荡下行，从而支撑风机生产成本及采购成本下降。在风机技 术进步、风机采购成本下降等因素驱动下，未来我国风电项目 LCOE 有望继续下降，从 而推动风电运营行业发展。
4.2、地方政策有序推出，海上风电迎来快速发展阶段
截至2022年9月末，我国风电机组装机容量为3.48亿千瓦，较2021年9月末增长16.95%， 其中陆上风电为3.20亿千瓦，较2021年 9 月末增长 12.79%；海上风电为 0.27 亿千瓦， 较2021年9月末增长106.67%。目前我国海上风电装机规模相对较小，但增速相对较快。我国领海由渤海（内海）和黄海、东海、南海三大边海组成，东部和南部大陆海岸线长 度为 1.8万多公里，海域总面积约为 473 万平方公里。我国海岸线长、海域辽阔，蕴含 着丰富的海上风能资源。根据国家发改委能源研究所发布的《中国风电发展路线图 2050》 （简称《路线图 2050》），在水深不超过 50 米、高度 100 米情况下，我国近海区 域 3 级及以上等级风能资源的覆盖面积为 39.4 万平方公里，可满足的风电装机需求约 达 5 亿千瓦。
过去由于技术、成本等方面的原因，东部沿海地区的风能资源并未得到充分利用。另外， 东部区域存在电力供不应求的问题，2021 年，东部区域的全社会用电量为 4.19 万亿千 瓦时，规模以上电厂发电量为 3.25 万亿千瓦时，存在电量供需缺口。我们认为，东部 沿海地区作为耗电重点区域，若大力发展海上风电，电力供不应求的难题有望得到解决， 同时电力就近消纳也将降低输电过程中的损耗。
为了促进海上风电发展，广东、山东、浙江等沿海地方政府有序推出省级财政补贴。广 东和山东出台的省补均按项目装机容量进行一次性补贴，补贴效果有望较快显现。浙江 则采取对发电量进行补贴的方式，2022 年补贴标准为 0.03 元/千瓦时，相比浙江燃煤发 电标杆上网电价 0.4153 元/千瓦时，海上风电上网电价约提升 7%。我们认为，三省的补 贴政策均规划了补贴退坡，既可在当前助力提升海上风电项目的经济效益，又能持续刺 激产业链各环节进一步增效降本，推动海上风电早日实现平价。另外，广东阳江、汕尾、 江苏南通等地相继引进多家海上风电设备生产企业和大型电力央企，规划打造集研发、 试验、制造和开发于一体的海上风电产业集群。我们认为，海上风电产业集群有望降低 海缆、海上变电站等基础设施重复建设，实现产业链整体增效降本。
综上所述，为充分利用丰富的海上风能资源、解决电力供需矛盾，东部沿海地区通过提 供补贴、引导产业集群等方式，支持海上风电发展，同时风电行业技术进步有望进一步 推动风电项目 LCOE 下降，未来海上风电有望逐步实现全面平价。目前地方政府中广东 省给出了海上风电平价时间指引，根据广东省的规划，到 2025 年底，全省海上风电累 计建成投产装机容量力争达到 1800 万千瓦，在全国率先实现平价并网。企业端对平价 时间的看法相对乐观，2021 年 600 多家风电企业共同启动风电伙伴行动计划，提出 力争在 2024 年全面实现海上风电平价。
海上风电逐步向平价过渡，将提升海上风电项目的经济性，支撑海上风电装机容量提升。 根据克拉克森研究公司的报告，十四五末，我国海上风电投运规模有望达约 6000 万千瓦。2021 年我国海上风电装机容量为 2639 万千瓦，假设 2025 年末我国实现 6000 万千瓦海上风电装机容量，则 2021-2025 年年均复合增速将达 23%，海上风电装机容量 将实现快速增长。风电总体装机方面，根据 2020 年四百余家风能企业代表联合发布的 《风能北京宣言》，十四五期间须保证风电年均新增装机 5000 万千瓦以上，即 2025 年我国风电机组装机容量有望达到 53153 万千瓦，2021-2025 年年均复合增速约为 13%。
据此测算，2025 年我国陆上风电机组装机容量约为 47153 万千瓦，2021-2025 年年均复 合增速约为 12%。十四五期间，海上风电的装机容量年均复合增速将超过陆上风电， 迎来快速发展阶段。同时，风电运营企业将把握海上风电快速发展机遇，抢占风能资源 丰富海域，从而提升自身市场份额以及核心竞争力。
4.3、欠补有望发放，助力风电运营企业回收账款
为了发展可再生能源，我国设立可再生能源发展基金，对可再生能源发电进行电价补贴。 2011 年，财政部印发《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》，明确可再生能源 发展基金包括两部分，一是国家财政公共预算安排的专项资金；二是依法向电力用户征 收的可再生能源电价附加收入，该部分附加收入主要与用电需求相关。随着近年来我国 用电量稳步提升，可再生能源电价附加收入实现稳步增长，2021 年可再生能源电价附加 收入为 963.58 亿元，同比增长 7.98%，2019-2021 年年均复合增速为 5.36%。
在政策支 持、技术变革和补贴激励下，我国可再生能源行业快速发展，2021 年风电发电量、太阳 能发电量分别同比大增 36.69%、29.25%，2019-2021 年年均复合增速分别为 25.86%、 25.18%。近年来新能源发电量快速增长，导致电价补贴需求快速提升，增长相对平稳的 可再生能源电价附加收入逐渐无法覆盖补贴需求，可再生能源补贴产生缺口。根据风能 专委会测算，2021 年底补贴拖欠累计在 4000 亿元左右。
由于可再生能源补贴拖欠问题，风电运营企业无法按时收到电价补贴。以典型风电运营 企业为例，截至 2022 年 6 月末，上市公司三峡能源的应收账款中新能源补贴款组合的 账面价值为 246.79 亿元，占应收账款的比重为 92.53%；上市公司江苏新能应收可再生能源电价附加补助的账面价值为 21.87 亿元，占应收账款的比重达 94.36%，两家上市公 司的应收补贴款在应收账款中的占比均超过九成。并且，近年来风电运营企业应收账款 总额快速增长，我们梳理了剔除广宇发展后申万风力发电板块 10 家公司的应收账款及 所有者权益数据，截至 2022 年 6 月末，10 家公司的应收账款总额为 822.15 亿元，同比 大增 32.90%，应收账款总额逐年增加；应收账款总额与所有者权益总额的比例从 2018 年末的 19.86%大幅提升到 2022 年 6 月末的 35.32%。可再生能源补贴拖欠问题明显影响 了风电运营企业款项回收。
近期解决欠补问题的工作持续推进。3 月，国家发改委等三部委联合印发《关于开展可 再生能源发电补贴自查工作的通知》，决定在全国范围内开展可再生能源发电补贴核查 工作，自查范围主要为风电、集中式光伏电站以及生物质发电项目。同期，财政部发布 《2022 年中央本级政府性基金支出预算表》，支出项目有所调整，可再生能源电价附 加收入安排的支出等 7 个项目不再列示。其他政府性基金支出项目 2021 年的预 算数为 4.54 亿元，2022 年的预算数为 4528.52 亿元。我们认为，不再列示的 7 个项目 可能合并到其他政府性基金支出项目中，导致其预算增加幅度较大。
另外，2021 年， 可再生能源电价附加收入安排的支出项目预算数为 836.03 亿元，其余 6 个项目预 算数之和为 62.97 亿元，差距较大，我们预期 2022 年其他政府性基金支出项目预 算增加部分主要用于可再生能源电价附加收入安排的支出项目。总体来看，3 月， 我国开展补贴自查工作；5-6 月，财政部拨付补贴；7 月，国家电网转付补助资金；8 月， 两大电网公司分别成立结算服务有限公司；10 月，信用中国公示第一批可再生能源发电 补贴核查确认的合规项目清单，总体来看，近期我国持续推进解决欠补难题的举措，可 再生能源拖欠补贴有望发放，将助力风电运营企业改善应收账款状况。
用电需求方面，稳经济政策持续发力，促消费、促就业、推动外贸、扩大有效投资相关 的政策举措有助于促进国内经济和企业生产经营状况逐步改善，国际货币基金组织预计 2022-2023 年中国 GDP 同比增速分别为 3.2%、4.4%。随着国内经济状况逐步改善，用电 需求有望增加，2022 年 7 月电力规划设计总院预计 2022 年全社会用电量为 8.6-8.7 万 亿千瓦时，2023 年全社会用电量为 8.9-9.2 万亿千瓦时，即 2023 年全社会用电量同比 增速约为 2%-7%，预计 2023 年国内全社会用电量保持稳步提升态势。
上网电价方面，随 着上网电价市场化改革政策举措逐步实施，我国市场化电力交易规模不断扩大。市场化 电力交易将发挥市场在资源配置中的作用，市场化价格将更加充分有效反映市场真实供 需变化、电力企业成本变化，助力发电企业向下游传导发电成本。我们认为，未来用电 需求有望提升、上网电价市场化改革持续推进，电力行业部分细分板块将受益。建议关注有望受益于煤炭保供稳价政策的燃煤发电行业和项目 LCOE 持续下降的风电运营行业。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
精选报告来源：【未来智库】
