《电力行业2023年上半年投资策略：用电需求有望提升上网电价市场化改革持续推进-20221121-东莞证券-29正式版.pdf》由会员分享，可在线阅读，更多相关《电力行业2023年上半年投资策略：用电需求有望提升上网电价市场化改革持续推进-20221121-东莞证券-29正式版.pdf（28页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。
1、 本报告的信息均来自已公开信息，关于信息的准确性与完整性，建议投资者谨慎判断，据此入市，风险自担。请务必阅读末页声明。公用事业行业公用事业行业 谨慎推荐（维持）用电需求有望提升，上网电价市场化改革持续推进用电需求有望提升，上网电价市场化改革持续推进 风险评级：中风险 电力行业 2023 年上半年投资策略 2022 年 11 月 21 日 分析师：刘兴文 SAC 执业证书编号：S0340522050001 电话：0769-22119416 邮箱： 研究助理：苏治彬 SAC 执业证书编号：S0340121070105 电话：0769-22110925 邮箱： 行业指数走势行业指数走势 数据来源：i
2、FinD，东莞证券研究所 相关报告相关报告 投资要点：投资要点：燃煤发燃煤发电行业电行业：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。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，将助力燃煤发电企业有序生产。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。风电运营风电运营行业行业：市场端，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
3、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。政策端，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，并迎来快速发展阶段。投资建议：投资建议：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
4、、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
5、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。标的方面，建议关注燃煤发电行业重点企业华能国际（华能国际（600011600011）、华电国际（）、华电国际（600027600027）、大唐发电（）、大唐发电（601991601991）；风电运营行业重点企业三峡能源（三峡能源（600905600905）、节能风电（）、节能风电（601016601016）。风险提示风险提示：政策推进不及预期；经济发展不及预期；上网
6、电价波动风险；原材料价格波动风险等。投资策略投资策略 行业研究行业研究 证券研究报告证券研究报告 电力行业 2023 年上半年投资策略 2 2 请务必阅读末页声明。目 录 1.申万电力指数跑赢大市，目前估值低于今年以来估值中枢.4 1.1 申万电力指数跑赢沪深 300 指数.4 1.2 目前估值低于今年以来估值中枢.5 2.全社会用电量稳步提升，上网电价市场化改革持续推进.6 2.1 我国全社会用电量稳步提升.6 2.2 上网电价市场化改革持续推进.7 3.燃煤发电行业：煤炭保供稳价政策有望助力企业生产经营.10 3.1 未来煤炭供应有望增加，助力企业有序生产.10 3.2 动力煤稳价政策持续
7、发力，有望助力企业降低燃料成本.12 4.风电运营行业：市场与政策共振，助力行业增效降本.14 4.1 多重因素驱动下，风电项目 LCOE 有望继续下降.14 4.2 地方政策有序推出，海上风电迎来快速发展阶段.19 4.3 欠补有望发放，助力风电运营企业回收账款.22 5.投资建议及重点公司分析.24 5.1 投资建议.24 5.2 重点公司分析.25 6.风险提示.27 插图目录 图 1：今年以来申万电力指数涨跌幅（%）.4 图 2：今年以来申万电力指数子板块涨跌幅（%）.5 图 3：2019-2021 年全社会用电量及同比增速.6 图 4：2019-2021 年全社会用电量、工业增加值及
8、 GDP 同比增速.6 图 5：2021 年月度用电量及同比增速.7 图 6：全国当周新增新冠肺炎确诊病例数.7 图 7：各地区燃煤发电标杆上网电价（元/千瓦时）.7 图 8：2019 年-2022 年前三季度市场交易电量及同比增速.9 图 9：2019 年-2022 年前三季度市场交易电量占全社会用电量比重.9 图 10：江苏电力集中竞价交易的月度成交电价（元/兆瓦时）.10 图 11：2021 年动力煤及炼焦煤消费量的占比.11 图 12：2021 年动力煤消费量（按应用领域分类）.11 图 13：2019-2021 年动力煤供应量及同比增速.11 图 14：2019-2021 年动力煤消
9、费量及同比增速.11 图 15：2019-2021 年煤炭产量及同比增速.12 图 16：2017-2021 年新增机组的单机平均容量（MW）.14 图 17：风电新签订单的单机平均容量（MW）.14 图 18：风机生产成本构成.15 图 19：我国风电机组月度投标均价（元/千瓦）.15 图 20：2021 年国内外整机企业海上风机销售单价（元/千瓦）.16 图 21：海上风电项目投资成本构成.16 图 22：陆上风电项目投资成本构成.16 图 23：海上风电项目加权平均 LCOE（美元/千瓦时）.17 图 24：2019-2021 年风电设备板块营收总额及同比增速.18 mNqNnQqOzR
10、sPzQmNnRoQzQ8ObP7NnPpPnPmOkPrQnMfQnPtR7NnMtPvPpOrMuOsOqO 电力行业 2023 年上半年投资策略 3 3 请务必阅读末页声明。图 25：2019-2021 年风电设备板块研发支出总额及同比增速.18 图 26：中厚板与螺纹钢均价（元/吨）.18 图 27：2019-2021 年季度 GDP 累计同比.18 图 28：房地产开发投资完成额累计值及同比增速.19 图 29：钢铁行业 PMI（%）.19 图 30：陆上风电机组装机容量及同比增速.19 图 31：海上风电机组装机容量及同比增速.19 图 32：2021 年各区域全社会用电量及规模以
11、上电厂发电量情况.20 图 33：2021 年及 2025E 我国风电机组装机容量（万千瓦）.22 图 34：2019-2021 年可再生能源电价附加收入及同比增速.22 图 35：2019-2021 年各月风电与太阳能发电量累计值同比增速.22 图 36：2019 年末-2022 年 6 月末风电运营行业应收账款总额及同比增速.23 图 37：2019 年末-2022 年 6 月末风电运营行业应收账款总额与所有者权益总额的比例.23 表格目录 表 1：今年以来申万电力指数个股涨幅榜（%）.5 表 2：今年以来申万电力指数个股跌幅榜（%）.5 表 3：申万电力指数及子板块估值情况（截至 202
12、2 年 11 月 15 日）.6 表 4：上网电价市场化改革历程.8 表 5：地方政府新增煤炭产能规划.12 表 6：秦皇岛港下水煤和重点地区煤炭出矿价格合理区间（元/吨）.13 表 7：海上风电省级补贴政策内容.21 表 8：解决欠补问题的工作进程.24 表 9：重点公司盈利预测及投资评级（2022/11/18）.25 电力行业 2023 年上半年投资策略 4 4 请务必阅读末页声明。1 1.申申万电力指数跑赢大市，目前估值低于今年以来估值中枢万电力指数跑赢大市，目前估值低于今年以来估值中枢 1.11.1 申万电力指数跑赢沪深申万电力指数跑赢沪深 3 30000 指数指数 申万电力指数涵盖
13、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，1
14、1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。图 1：今年以来申万电力指数涨跌幅（%）数据来源：iFinD，东莞证券研究所 注：数据截至 2022 年 11 月 15 日。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
15、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。电力行业 2023 年上半年投资策略 5 5 请务必阅读末页声明。图 2：今年以来申万电力指数子板块涨跌幅（%）数据来源：iFinD，东莞证券研究所 注：数据截至 2022 年 11 月 15 日。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
16、 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%。表1：今年以来申万电力指数个股涨幅榜（%）表2：今年以来申万电力指数个股跌幅榜（%）代码代码 名称名称 涨幅涨幅 001258.SZ 立新能源 155.85 600388.SH ST 龙净 82.56 000722.SZ 湖南发展 69.59 600780.SH 通宝能源 57.60 000899.SZ 赣能股份 52.28 688156.SH 路德环境 52.21 000820.SZ 神
17、雾节能 40.41 600795.SH 国电电力 32.18 300203.SZ 聚光科技 31.63 001299.SZ 美能能源 30.60 代码代码 名称名称 涨幅涨幅 688087.SH 英科再生-56.40 301288.SZ 清研环境-51.42 300961.SZ 深水海纳-43.28 003039.SZ 顺控发展-42.53 000537.SZ 广宇发展-42.25 601778.SH 晶科科技-42.12 603693.SH 江苏新能-42.11 300614.SZ 百川畅银-41.90 300912.SZ 凯龙高科-39.56 300854.SZ 中兰环保-39.30 数据
18、来源：iFinD，东莞证券研究所 注：数据截至2022年11月15日。数据来源：iFinD，东莞证券研究所 注：数据截至2022年11月15日。1.1.2 2 目前估值低于今年以来估值中枢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。电力行业 2023
19、 年上半年投资策略 6 6 请务必阅读末页声明。表 3：申万电力指数及子板块估值情况（截至 2022 年 11 月 15 日）代码代码 板块名称板块名称 截止日估值截止日估值 今年以来估值中枢今年以来估值中枢 801161.SL 电力 56.60 66.24 851610.SL 电能综合服务 28.90 25.87 851611.SL 火力发电-14.18 -20.54 851612.SL 水力发电 18.62 20.63 851614.SL 热力服务 35.29 32.10 851616.SL 光伏发电 45.97 59.07 851617.SL 风力发电 27.32 30.90 数据来源：
20、iFinD，东莞证券研究所 2 2.全社会用电量稳步提升，上网电价市场化改革持续推进全社会用电量稳步提升，上网电价市场化改革持续推进 2 2.1 1 我国全社会用电量稳步提升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。图3：2019-2021年全社
21、会用电量及同比增速 图4：2019-2021年全社会用电量、工业增加值及GDP同比增速 数据来源：iFinD，东莞证券研究所 数据来源：iFinD，东莞证券研究所 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
22、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 电力行业 2023 年上半年投资策略 7 7 请务必阅读末页声明。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-
23、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。图5：2021年月度用电量及同比增速 图6：全国当周新增新冠肺炎确诊病例数 数据来源：国家能源局，东莞证券研究所 数据来源：iFinD，东莞证券研究所 注：数据截至2022年11月13日。2.22.2 上网电价市场化改革上网电价市场化改革持续推进持续推进 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
24、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。图 7：各地区燃煤发电标杆上网电价（元/千瓦时）数据来源：政府公告，东莞证券研究所 电力行业 2023 年上半年投资策略 8 8 请务必阅读末页声明。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
25、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
26、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。表 4：上网电价市场化改革历程 时间时间 单位单位 通知通知 内容内容 2018 国家发改委、国家能源局 关于积极推进电力市场化交易 进一步完善交易机制的通知 要求提高市场化交易电量规模，推进各类发电企业进入市场，放开符合条件的用户进入市场，积极培育售电市场主体，完善市场主体注册、公示、承诺、备案制度，
27、规范市场主体交易行为，完善市场化交易电量价格形成机制等。2019 国家发改委 关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见 将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。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%。本指导意见自 2020 年 1 月 1 日起实施。2020 国家发改委、国家能源局 关于印发的通知 为规范电力中长期交易，依法维护电力市场主体的合法权益，推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设，制定电力中长期交易基本规则。2021 国家发改委 关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知 有序放开全
28、部燃煤发电电量上网电价。燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。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%，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制。各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。目前尚未进入市场的用户，10 千伏及以上的用户要全部进入，其他用户也要尽快进入。2021 国家发改委 关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知 建立电网企业代理购电机制，保障机制平稳运行，是进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革提出的明确要求，
29、对有序平稳实现工商业用户全部进入电力市场、促进电力市场加快建设发展具有重要意义。取消工商业目录销售电价后，10 千伏及以上用户原则上要直接参与市场交易，暂无法直接参与市场交易的可由电网企业代理购电；鼓励其他工商业用户直 电力行业 2023 年上半年投资策略 9 9 请务必阅读末页声明。接参与市场交易，未直接参与市场交易的由电网企业代理购电。已直接参与市场交易又退出的用户，可暂由电网企业代理购电。2022 国家发改委、国家能源局 关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见 到 2025 年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体
30、化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到 2030 年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。资料来源：政府官网，国家电网，东莞证券研究所 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
31、%，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。图8：2019年-2022年前三季度市场交易电量及同比增速 图9：2019年-2022年前三季度市场交易电量占全社会用电量比重 数
32、据来源：中电联，东莞证券研究所 数据来源：中电联，东莞证券研究所 电力行业 2023 年上半年投资策略 1010 请务必阅读末页声明。图 10：江苏电力集中竞价交易的月度成交电价（元/兆瓦时）数据来源：江苏电力交易中心，东莞证券研究所 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
33、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。3.3.燃煤发电行业：煤炭保供稳价政策有望助力企业生产经营燃煤发电行业：煤炭保供稳价政策有望助力企业生产经营 3 3.1
34、1 未来煤炭供应有望增加，助力企业有序生产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
35、消费量占比超过六成。电力行业 2023 年上半年投资策略 1111 请务必阅读末页声明。图11：2021年动力煤及炼焦煤消费量的占比 图12：2021年动力煤消费量（按应用领域分类）数据来源：iFinD，东莞证券研究所 数据来源：iFinD，东莞证券研究所 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，
36、动力煤市场存在供不应求情况。图13：2019-2021年动力煤供应量及同比增速 图14：2019-2021年动力煤消费量及同比增速 数据来源：iFinD，东莞证券研究所 数据来源：iFinD，东莞证券研究所 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
37、，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。电力行业 2023 年上半年投资策略 1212 请务必阅读末页声明。图15：2019-2021年煤炭产量及同比增速 数据来源：国家统计局，东莞证券研究所 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
38、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。表 5：地方政府新增煤炭产能规划 区域区域 规划规划 山西 2022 年，山西计划大幅增加煤
39、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 1.截至 2022 年 4 月底，挂牌煤矿空白区 20 个，面积 37.84 平方千米；延续煤矿采矿权14 个，面积 422.09 平方千米；新立煤矿采矿权 3 个，面积 109.29 平方千米，预计新增产能 690 万吨/年；扩大生产规模煤矿 3 个，预计新增产能 3200 万吨/年。2.“十四五”时期将全面加快推进国家给予新疆“十四五”新增产能 1.6 亿吨/年煤矿项目建设，充分释放煤炭产能。陕西 加快煤炭优质产能释放，力争 2022 年全年核增产能 800 万吨以上
40、、建成巴拉素等 5 个煤矿、煤炭产量 7.2 亿吨。云南 力争 2022 年全年全省煤炭新增产能 1000 万吨以上。数据来源：政府公告，东莞证券研究所 3 3.2 2 动力煤稳价政策持续发力，有望助力企业动力煤稳价政策持续发力，有望助力企业降低降低燃料成本燃料成本 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。电力行业 2023 年上半年投资策略 1
41、313 请务必阅读末页声明。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
42、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
43、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
44、 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。表 6：
45、秦皇岛港下水煤和重点地区煤炭出矿价格合理区间（元/吨）地区地区 热值热值 中长期交易价格合理区间中长期交易价格合理区间 现货交易价格合理区间上限现货交易价格合理区间上限 秦皇岛港 5500 千卡 570770 1155 山西 5500 千卡 370570 855 陕西 5500 千卡 320520 780 蒙西 5500 千卡 260460 690 蒙东 3500 千卡 200300 450 河北 5500 千卡 480680 1020 电力行业 2023 年上半年投资策略 1414 请务必阅读末页声明。黑龙江 5500 千卡 545745 1118 山东 5500 千卡 555755 113
46、3 安徽 5000 千卡 545745 1118 辽宁 5500 千卡 590790 1185 贵州 5000 千卡 350500 750 四川 4000 千卡 445595 892.5 资料来源：发改委，东莞证券研究所 4.4.风电运营行业：市场与政策共振，助力行业增效降本风电运营行业：市场与政策共振，助力行业增效降本 4 4.1 1 多重因素驱动下，风电项目多重因素驱动下，风电项目 L LCOECOE 有望有望继续继续下降下降 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
47、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 201
48、9 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。图16：2017-2021年新增机组的单机平均容量（MW）图17：风电新签订单的单机平均容量（MW）数据来源：CWEA，智研咨询，东莞证券研究所 数据来源：Wood Mackenzie
49、Ltd，东莞证券研究所 电力行业 2023 年上半年投资策略 1515 请务必阅读末页声明。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2.5
50、MW、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。图18：风机生产成本构成 图19：我国风电机组月度投标均价（元/千瓦）数据来源：中商产业研究院，东莞证券研究所 数据来源：金风科技公告，东莞证券研究所 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 L