電力行業(yè)2023年上半年投資策略1、申萬電力指數(shù)跑贏大市，目前估值低于今年以來估值中樞1.1、申萬電力指數(shù)跑贏滬深300指數(shù)申萬電力指數(shù)涵蓋93家電力行業(yè)上市公司，包括火力發(fā)電（27家）、水力發(fā)電（10家）、光伏發(fā)電（12家）、風力發(fā)電（11家）、熱力服務(wù)（15家）、電能綜合服務(wù)（15家）、核力發(fā)電（2家）、其他能源發(fā)電（1家）八個子板塊，通常被用于衡量電力行業(yè)情況。截至2022年11月15日，申萬電力指數(shù)今年以來下跌15.49%，跑贏滬深300指數(shù)6.26個百分點。近期來看，7-10月，滬深300指數(shù)整體呈現(xiàn)下跌趨勢，主要受國內(nèi)疫情反復(fù)及第三季度部分地區(qū)限電、美聯(lián)儲加息等因素影響，中國經(jīng)濟發(fā)展不及預(yù)期，金融市場風險偏好減弱，申萬電力指數(shù)亦受市場情緒拖累。隨著穩(wěn)經(jīng)濟等政策舉措逐步落地，11月以來，市場信心有所回升，滬深300指數(shù)有所反彈，申萬電力指數(shù)亦有所回升。分板塊方面，由于核力發(fā)電指數(shù)、其他能源發(fā)電指數(shù)包含個股的數(shù)量較少，對應(yīng)數(shù)據(jù)的參考價值較低，我們主要分析其余六個子板塊的數(shù)據(jù)。在絕對收益方面，截至2022年11月15日，今年以來六個子板塊均錄得負收益，主要因為A股市場整體走勢較弱，帶動電力行業(yè)各板塊走弱。在相對收益方面，我們以滬深300指數(shù)作為參照，截至2022年11月15日，今年以來水力發(fā)電、火力發(fā)電、熱力服務(wù)板塊跑贏滬深300指數(shù)，分別跑贏14.64個百分點、13.02個百分點、8.53個百分點；電能綜合服務(wù)、風力發(fā)電、光伏發(fā)電板塊跑輸滬深300指數(shù)，分別跑輸滬深300指數(shù)0.84個百分點、3.07個百分點、4.34個百分點。截至2022年11月15日，今年以來申萬電力指數(shù)中約有21%個股錄得正收益，其中立新能源、ST龍凈、湖南發(fā)展三家公司的漲幅居前，漲幅分別達155.85%、82.56%和69.59%；

今年以來申萬電力指數(shù)中約有78%的個股錄得負收益，其中英科再生、清研環(huán)境、深水海納三家公司的跌幅居前，跌幅分別達56.40%、51.42%和43.28%。1.2、目前估值低于今年以來估值中樞截至2022年11月15日，申萬電力指數(shù)市盈率估值約為56.60倍，位于今年以來估值中樞（66.24倍）的下方。細分板塊中，火力發(fā)電板塊的市盈率估值為負數(shù)，主要因為原材料動力煤價格處于高位導(dǎo)致火電行業(yè)總體利潤為負數(shù)；水力發(fā)電、光伏發(fā)電、風力發(fā)電板塊的市盈率估值低于今年以來估值中樞，電能綜合服務(wù)、熱力服務(wù)板塊市盈率估值位于今年以來估值中樞的上方。2、全社會用電量穩(wěn)步提升，上網(wǎng)電價市場化改革持續(xù)推進2.1、中國全社會用電量穩(wěn)步提升2021年，中國全社會用電量為8.31萬億千瓦時，同比增長10.34%，2019-2021年年均復(fù)合增速為7.26%，隨著GDP和工業(yè)增加值增長，近年來中國全社會用電量穩(wěn)步提升。分年度來看，2020年受疫情影響，全社會用電量、GDP及工業(yè)增加值的同比增速均放緩；

由于2020年基數(shù)較低以及2021年經(jīng)濟有所恢復(fù)，2021年全社會用電量實現(xiàn)同比高增長。2022年1-10月，中國全社會用電量累計7.18萬億千瓦時，同比增長3.8%。細分來看，第一季度全社會用電量為2.04萬億千瓦時，同比增長6.20%；第二季度全社會用電量為2.05萬億千瓦時，受全國疫情多點散發(fā)影響，全社會用電量同比增速下降到2.04%；第三季度全社會用電量為2.39萬億千瓦時，同比增速回升到7.28%；10月全社會用電量為0.68萬億千瓦時，同比增長2.20%。我們認為，今年6-10月，疫情相對可控，疫情緩解地區(qū)加快復(fù)工復(fù)產(chǎn)，11月確診病例數(shù)雖出現(xiàn)回升，但政治局常委會迅速采取行動，研究部署進一步優(yōu)化防控工作的二十條措施，有望最大限度減少疫情對經(jīng)濟社會發(fā)展的影響。同時，穩(wěn)經(jīng)濟政策持續(xù)發(fā)力，促消費、促就業(yè)、推動外貿(mào)、擴大有效投資相關(guān)的政策舉措有助于促進國內(nèi)經(jīng)濟和企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營狀況逐步改善，國際貨幣基金組織預(yù)計2022-2023年中國GDP同比增速分別為3.2%、4.4%。隨著國內(nèi)經(jīng)濟狀況逐步改善，用電需求有望增加，2022年7月電力規(guī)劃設(shè)計總院預(yù)計2022年全社會用電量為8.6-8.7萬億千瓦時，2023年全社會用電量為8.9-9.2萬億千瓦時，即2023年全社會用電量同比增速約為2%-7%，預(yù)計2023年國內(nèi)全社會用電量保持穩(wěn)步提升態(tài)勢。2.2、上網(wǎng)電價市場化改革持續(xù)推進上網(wǎng)電價是指發(fā)電企業(yè)將電力及電量接入主網(wǎng)架的計量價格，即發(fā)電企業(yè)將電力及電量賣給電網(wǎng)公司的價格。2004-2019年，為了規(guī)范政府定價行為、優(yōu)化電力行業(yè)投資、引導(dǎo)電力企業(yè)效率改善，中國逐步建立了燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價機制，該機制的特點是上網(wǎng)電價在一段時期內(nèi)保持不變，相對穩(wěn)定。標桿上網(wǎng)電價通常由政府按區(qū)域或省平均成本統(tǒng)一制定。由于煤炭資源豐富程度、運輸費用等差異，全國各地區(qū)燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價存在差異，其中，西藏、廣東、湖南等地區(qū)的燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價最高，新疆、寧夏及內(nèi)蒙西等地區(qū)的燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價最低。隨著外部環(huán)境不斷變化，相對穩(wěn)定的燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價機制逐漸無法有效反映電力市場供求變化、電力企業(yè)成本變化，從而影響到電力行業(yè)上下游產(chǎn)業(yè)發(fā)展，比如當發(fā)電成本大幅上升時，相對固定的上網(wǎng)電價導(dǎo)致發(fā)電企業(yè)無法向下游傳導(dǎo)成本。因此，近年來中國持續(xù)推進上網(wǎng)電價市場化改革。2018年，中國要求推進電力市場化交易，強調(diào)要充分調(diào)動發(fā)電企業(yè)、用戶以及售電企業(yè)等市場參與者的積極性，完善相關(guān)制度，提高市場化交易電量規(guī)模。其后，中國持續(xù)深化燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價機制改革，2019年中國提出2020年起燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制

（基準價按當?shù)厝济喊l(fā)電標桿上網(wǎng)電價確定），2021年10月中國要求有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價，并將市場交易電價上下浮動范圍由上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，擴大為上下浮動原則上均不超過20%，進一步推進上網(wǎng)電價市場化改革。2022年，中國要求加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系。當前中國暫未有全國性的電力交易中心（有33家地區(qū)的電力交易中心），隨著全國統(tǒng)一市場體系的建立，電力資源有望在全國范圍內(nèi)得到進一步優(yōu)化配置。隨著上網(wǎng)電價市場化改革政策舉措逐步實施，中國市場化電力交易規(guī)模不斷擴大。2022年前三季度全國各家電力交易中心累計組織完成市場交易電量3.89萬億千瓦時，同比增長43.55%；市場交易電量占全社會用電量比重達到59.89%，同比提升15.95個百分點，市場化電力交易規(guī)模不斷擴大。同時，市場化電力交易將發(fā)揮市場在資源配置中的作用，市場化價格將更加充分有效反映市場真實供需變化、電力企業(yè)成本變化。對于發(fā)電企業(yè)而言，原材料價格上漲帶來的成本上漲將通過更高的電價傳導(dǎo)到下游，成本壓力有望得到緩解。以用電量較多且月度數(shù)據(jù)充分披露的江蘇電力交易中心為例，隨著2021年10月中國進一步深化上網(wǎng)電價市場化改革，2021年11月以來的成交電價明顯提高，發(fā)電企業(yè)順利向下游傳導(dǎo)部分發(fā)電成本。綜上所述，一方面，穩(wěn)經(jīng)濟政策持續(xù)發(fā)力，促消費、促就業(yè)、推動外貿(mào)、擴大有效投資相關(guān)的政策舉措有助于促進國內(nèi)經(jīng)濟和企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營狀況逐步改善，國際貨幣基金組織預(yù)計2022-2023年中國GDP同比增速分別為3.2%、4.4%。隨著國內(nèi)經(jīng)濟狀況逐步改善，用電需求有望增加，2022年7月電力規(guī)劃設(shè)計總院預(yù)計2022年全社會用電量為8.6-8.7萬億千瓦時，2023年全社會用電量為8.9-9.2萬億千瓦時，即2023年全社會用電量同比增速約為2%-7%，預(yù)計2023年國內(nèi)全社會用電量保持穩(wěn)步提升態(tài)勢。另一方面，隨著上網(wǎng)電價市場化改革政策舉措逐步實施，中國市場化電力交易規(guī)模不斷擴大。市場化電力交易將發(fā)揮市場在資源配置中的作用，市場化價格將更加充分有效反映市場真實供需變化、電力企業(yè)成本變化，助力發(fā)電企業(yè)向下游傳導(dǎo)發(fā)電成本。我們認為，未來用電需求有望提升、上網(wǎng)電價市場化改革持續(xù)推進，電力行業(yè)部分細分板塊將受益。3、燃煤發(fā)電行業(yè)：煤炭保供穩(wěn)價政策有望助力企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營3.1、未來煤炭供應(yīng)有望增加，助力企業(yè)有序生產(chǎn)根據(jù)煤炭的使用用途，煤炭主要包括煉焦煤和動力煤。煉焦煤主要指用于生產(chǎn)焦炭的煤炭，2021年中國煉焦煤消費量為5.45億噸。動力煤主要指用于作為動力原料的煤炭，2021年中國動力煤消費量為36.63億噸，占二者消費量之和的比重達到87.04%，動力煤消費量較大。同時，2021年發(fā)電、供熱、建材、化工、冶金領(lǐng)域的動力煤消費量分別為22.54億噸、3.24億噸、3.13億噸、2.21億噸、1.69億噸，占比分別為61.55%、8.85%、8.55%、6.02%、4.63%，發(fā)電領(lǐng)域的動力煤消費量占比超過六成。2021年，中國煉焦煤供應(yīng)量為5.45億噸，同比下降2.32%；煉焦煤消費量為5.45億噸，同比下降2.20%，煉焦煤供需相對平衡。2021年，中國動力煤供應(yīng)量為33.58億噸，同比增長6.04%；動力煤消費量為36.63億噸，同比增長5.74%，在經(jīng)濟恢復(fù)帶動下持續(xù)增長。消費量與供應(yīng)量的差額為3.05億噸，動力煤市場存在供不應(yīng)求情況。根據(jù)2021煤炭行業(yè)發(fā)展年度報告，截至2021年底，全國在建千萬噸級煤礦24處左右、設(shè)計產(chǎn)能3.0億噸/年左右。2021年，中國煤炭產(chǎn)量41.30億噸，同比增長5.84%。2022年4月20日，國務(wù)院常務(wù)會議提出，發(fā)揮煤炭的主體能源作用，通力合作優(yōu)化煤炭企業(yè)生產(chǎn)、項目建設(shè)等核準審批政策，落實地方穩(wěn)產(chǎn)保供責任，充分釋放先進產(chǎn)能。通過核增產(chǎn)能、擴產(chǎn)、新投產(chǎn)等方式，2022年中國將新增煤炭產(chǎn)能3億噸。我們認為，2022年預(yù)計新增煤炭產(chǎn)能3億噸約占2021年煤炭產(chǎn)量（41.30億噸）的7%，其中部分新增產(chǎn)能將于2023年滿產(chǎn)達產(chǎn)，未來煤炭供應(yīng)有望增加。另外，政策強調(diào)發(fā)揮煤炭的能源作用，保供穩(wěn)價政策主要針對動力煤，結(jié)合中國動力煤供不應(yīng)求、煉焦煤供需相對平衡的背景，新增煤炭產(chǎn)能或?qū)⒁詣恿γ簽橹鳌Ｔ趪野l(fā)改委統(tǒng)一部署下，多個產(chǎn)煤大省均在加快煤炭優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能的釋放。山西計劃2022年大幅增加煤炭產(chǎn)量，從5月份至12月底，保障廣東、浙江、福建、江蘇、遼寧、廣西、海南、上海、山東等9省市電煤供應(yīng)任務(wù)；新疆新立煤礦采礦權(quán)3個及擴大生產(chǎn)規(guī)模煤礦3個，預(yù)計分別新增產(chǎn)能690萬噸/年、3200萬噸/年；陜西力爭2022年核增產(chǎn)能800萬噸以上、建成巴拉素等5個煤礦、煤炭產(chǎn)量7.2億噸；云南力爭2022年全省煤炭新增產(chǎn)能1000萬噸以上。我們認為，中國高度重視煤炭保供，地方積極通過核增產(chǎn)能、擴產(chǎn)等方式，推動煤炭先進產(chǎn)能釋放，將助力燃煤發(fā)電企業(yè)有序生產(chǎn)。3.2、動力煤穩(wěn)價政策持續(xù)發(fā)力，有望助力企業(yè)降低燃料成本2022年4月，國家發(fā)改委指出，哄抬價格行為被認為是煤炭（國產(chǎn)動力煤）價格非理性上漲的重要原因之一。動力煤作為關(guān)系國計民生的重要初級產(chǎn)品，穩(wěn)煤價對于穩(wěn)電價、穩(wěn)經(jīng)濟意義重大，電力供應(yīng)和安全事關(guān)經(jīng)濟社會發(fā)展全局。因此，中國高度重視穩(wěn)煤價，并主要通過以下兩方面政策舉措促進動力煤價格回歸理性。一方面，中國加快推進煤炭中長期合同簽訂履行有關(guān)工作。合同簽訂方面，2020年12月，國家發(fā)改委提出2021年規(guī)模以上電力企業(yè)簽訂的中長期合同數(shù)量應(yīng)達到年度煤炭使用量的75%。但隨著2021年煤炭價格大幅波動對下游發(fā)電供熱企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營造成重大影響，2021年9月，國家發(fā)改委要求盡快組織協(xié)調(diào)煤源，補簽一批中長期合同，將發(fā)電供熱企業(yè)中長期合同占年度用煤量的比重提高到100%，煤炭中長期合同簽訂要求明顯提升。合同履行方面，2021年12月，國家發(fā)改委提出2022年中長期合同月度履約率應(yīng)不低于80%。2022年7月，國家發(fā)改委要求煤炭中長期合同相關(guān)工作要做到三個100%：發(fā)電供熱企業(yè)全年用煤量簽約100%，電煤中長期合同月度履約率100%，執(zhí)行國家電煤中長期合同價格政策100%，其中，煤炭中長期合同履約率要求進一步提升。另一方面，中國加大了市場監(jiān)管力度。2022年2月，國家發(fā)改委印發(fā)關(guān)于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知，要求引導(dǎo)煤價在合理區(qū)間運行。截至2022年11月15日，已有12個地區(qū)明確了煤炭出礦環(huán)節(jié)中長期和現(xiàn)貨交易價格合理區(qū)間，其中秦皇島港下水煤（5500千卡）中長期、現(xiàn)貨價格上限分別為770元、1155元/噸。另外，政府對煤價調(diào)控監(jiān)管政策進行了一系列解讀，其中包括對哄抬煤價的解讀，根據(jù)關(guān)于明確煤炭領(lǐng)域經(jīng)營者哄抬價格行為的公告,煤炭（國產(chǎn)動力煤）領(lǐng)域經(jīng)營者有下列行為之一的屬于哄抬價格：（1）捏造漲價信息；（2）散布漲價信息；（3）囤積居奇；（4）無正當理由大幅度或者變相大幅度提高價格。2022年8月，市場監(jiān)管總局公布，近期組織了3個調(diào)查組分別赴山西、內(nèi)蒙古、陜西開展電煤價格監(jiān)管調(diào)查，初步認定18家煤炭企業(yè)涉嫌哄抬煤炭價格，已對相關(guān)單位依法立案調(diào)查。根據(jù)價格違法行為行政處罰規(guī)定，經(jīng)營者存在哄抬價格行為的，有關(guān)部門可責令其改正，沒收違法所得，并處違法所得5倍以下的罰款；沒有違法所得的，處5萬元以上50萬元以下的罰款，情節(jié)較重的處50萬元以上300萬元以下的罰款；情節(jié)嚴重的，責令停業(yè)整頓或吊銷營業(yè)執(zhí)照。我們認為，相關(guān)部門加大監(jiān)管力度將對煤炭市場形成有力震懾，哄抬煤炭價格行為有望減少。2022年10月，國家發(fā)改委印發(fā)2023年電煤中長期合同簽訂履約工作方案，確定2023年電煤中長期合同下水煤（5500千卡）合同基準價為每噸675元，較2022年的基準價下降25元，下調(diào)電煤基準價有助于燃煤發(fā)電企業(yè)降低燃料成本。綜上所述，隨著煤炭先進產(chǎn)能逐步釋放，動力煤市場供不應(yīng)求情況有望緩解。同時，中國加快推進煤炭中長期合同簽訂履行有關(guān)工作以及加強市場監(jiān)管，有望促進煤炭價格回歸理性，助力燃煤發(fā)電企業(yè)降低燃料成本。4、風電運營行業(yè)：市場與政策共振，助力行業(yè)增效降本4.1、多重因素驅(qū)動下，風電項目LCOE有望繼續(xù)下降平準化度電成本（LevelizedCostofEnergy，簡稱“LCOE”）為對項目生命周期內(nèi)的成本和發(fā)電量進行平準化后計算得到的度電成本。風電項目生命周期內(nèi)的成本通常包括設(shè)備購置成本、設(shè)計成本、工程建設(shè)成本等前期投資成本，以及項目建成后的運營維護成本等。通常在額定功率固定的條件下，葉片長度越長，則風機的額定風速越低，從而風機在低風速情況下獲得的功率越高，年發(fā)電量也越高。為了促進風電項目增效降本，風電行業(yè)持續(xù)推進風機大型化創(chuàng)新，根據(jù)IRENA報告，2021年中國葉輪平均直徑較2010年增長了91%，葉片長度明顯增加。并且，中國陸上風電、海上風電新增并網(wǎng)機組的單機平均容量分別從2017年的2.1MW、3.7MW提高到2021年的3.1MW、5.6MW，其中從2019年開始，單個機組平均裝機容量加快提升，主要因為2019年中國提出，自2021年起不再補貼新核準的陸上風電項目，導(dǎo)致風電行業(yè)增效降本需求提升，從而促進了風電行業(yè)的技術(shù)升級，風機大型化趨勢加速。根據(jù)咨詢公司W(wǎng)oodMackenzie，中國陸上風電、海上風電新簽訂單的單機平均容量分別從2020年的3.5MW、5.7MW擴大到2022年上半年的5.4MW、8.9MW，未來在行業(yè)增效降本需求的推動下，風機技術(shù)繼續(xù)迭代升級，風機大型化趨勢仍將持續(xù)推進。風機的零部件包括風塔、葉片、齒輪箱、發(fā)電機等，根據(jù)中商產(chǎn)業(yè)研究院數(shù)據(jù)，風塔成本在風機生產(chǎn)成本中的占比最高，達到29%。隨著單個機組平均裝機容量的提升，單位裝機容量對應(yīng)的風塔使用量會有所下降，根據(jù)上市公司海力風電數(shù)據(jù)，每MW裝機容量對應(yīng)的風塔量從2018年0.41套下降到2019年0.30套。由于風塔成本在風機生產(chǎn)成本中的占比高，因此風機大型化升級有助于降低每單位裝機容量對應(yīng)的風機生產(chǎn)成本。同時，風機生產(chǎn)成本改善有望向風電運營行業(yè)傳導(dǎo)，根據(jù)金風科技，2020年12月，中國2.5MW、3MW級別風電機組投標均價分別為3271元/千瓦、3098元/千瓦，單機容量更高的3MW級別風機的投標均價低于2.5MW級別風機，隨著風機大型化升級逐步推進，風電項目每單位裝機容量的風機采購成本有望下降。近年來中國積極推進核心風電設(shè)備國產(chǎn)化，2021年中國海裝首次實現(xiàn)海上風電機組一級部件100%國產(chǎn)、所有元器件級零件國產(chǎn)化率超過95%，國內(nèi)風電設(shè)備生產(chǎn)技術(shù)不斷提升。當前國產(chǎn)化程度較低的零部件主要為主軸軸承。據(jù)洛陽LYC軸承有限公司總經(jīng)理介紹，國內(nèi)主軸軸承從設(shè)計到生產(chǎn)制造，和國外產(chǎn)品的差距在縮小。以洛軸為代表的國內(nèi)主要軸承制造企業(yè)，主流機型所用的3-6.25MW主軸軸承已大批量裝機使用，10MW以下的海上風電機組主軸軸承也進入研發(fā)、樣機試用階段。預(yù)計2022年，主軸軸承（陸上）國產(chǎn)化率可提高到40%，核心風電設(shè)備國產(chǎn)化有望進一步推進。與國外風電設(shè)備相比，國產(chǎn)風電設(shè)備具備價格優(yōu)勢，我們梳理了2021年國內(nèi)外風電整機企業(yè)海上風機的銷售單價，西門子歌美颯、維斯塔斯等國外企業(yè)的銷售單價明顯高于國內(nèi)企業(yè)，核心風電設(shè)備國產(chǎn)化有助于帶動國內(nèi)風電設(shè)備生產(chǎn)能力提升和風機采購成本下降。根據(jù)水電水利規(guī)劃設(shè)計總院，海上風電項目投資成本中約45%為風機購置安裝費用，20%-25%為基礎(chǔ)建設(shè)費，其他費用包括塔筒、海上升壓站、用海（地）費用、海纜費用、陸上集控中心和基本預(yù)備費等。風機購置安裝費用在海上風電項目成本中占比較高，風機采購成本變動對海上風電項目成本影響較大。由于陸上風電不需要建設(shè)海上升壓站以及鋪設(shè)海纜等，發(fā)電設(shè)備成本在項目成本中占比更高，根據(jù)上市公司運達股份披露數(shù)據(jù)，發(fā)電設(shè)備購置費占陸上風電項目投資成本的比例為68%，風機采購成本變動對陸上風電項目成本影響更為明顯。綜合來看，風機大型化、核心風電設(shè)備國產(chǎn)化有助于促進中國風機采購成本下降，從而推動風電項目LCOE下降，中國海上風電項目加權(quán)平均LCOE從2017年的0.114美元/千瓦時下降到2021年的0.079美元/千瓦時，下降了31%，其中，隨著2019年風機大型化趨勢加速，當年海上風電項目加權(quán)平均LCOE降至0.093美元/千瓦時，同比大幅下降16%。隨著風電進入平價上網(wǎng)時代，風電運營行業(yè)將成本壓力向上游轉(zhuǎn)移，風電設(shè)備生產(chǎn)企業(yè)快速推進研發(fā)項目以提升市場競爭力。以重點公司為例，2020年，上市公司明陽智能發(fā)行可轉(zhuǎn)債募集資金，投入到MySE10MW級海上風電整機及關(guān)鍵部件研制等項目。今年8月，上市公司金風科技溫州深遠海海上風電零碳總部基地項目正式開工，基地總投資達430億元，具體包括深遠海漂浮式研發(fā)總部、海上風電大容量風機制造和出口基地等。研發(fā)支出方面，我們梳理了申萬風電設(shè)備板塊25家企業(yè)數(shù)據(jù)，2021年研發(fā)支出總額占營收總額的比例為4.2%，同比提升0.4個百分點，近三年該比例穩(wěn)定在4%左右；營收總額為2006.69億元，同比增長5.17%，2021年營收增速回落主要因為2020年陸上風電搶裝、設(shè)備需求大幅提升，導(dǎo)致2020年營收大幅增長；研發(fā)支出總額為85.00億元，同比增長15.17%，2019-2021年年均復(fù)合增速為32.22%，在風電設(shè)備行業(yè)總體營收增長的過程中，行業(yè)內(nèi)企業(yè)整體的研發(fā)投入也在不斷增加。研發(fā)成果方面，2022年5月，上市公司運達股份自主研發(fā)的YD110海上葉片順利下線，該葉片長達110米，為當時國內(nèi)最長海上風電葉片。2022年7月，上市公司電氣風電自主研發(fā)的S112超長海上風電葉片順利下線，該葉片長達112米，接替YD110成為國內(nèi)最長海上風電葉片。2022年9月，明陽智能推出了OceanX雙轉(zhuǎn)子漂浮式海上風力發(fā)電機，容量為16.6MW，是全球容量最大、單位千瓦重量最輕的漂浮式風機組。我們認為，隨著風電設(shè)備生產(chǎn)企業(yè)快速推進研發(fā)項目、持續(xù)加大研發(fā)投入，核心風電設(shè)備國產(chǎn)化率不斷提升，風機葉片長度、單機容量連續(xù)刷新，風機技術(shù)將持續(xù)進步。風機的主要原材料為鋼材。受美聯(lián)儲加息、國內(nèi)疫情多點散發(fā)壓制需求等因素影響，今年第三季度中厚板均價為4358.52元/噸，同比下降24.03%；螺紋鋼均價為4178.72元/噸，同比下降22.40%，鋼材價格高位回落有利于風機生產(chǎn)成本的下降，也有利于為風機采購成本下降提供空間。中期來看，美聯(lián)儲在今年11月初宣布加息75個基點，為年內(nèi)連續(xù)第四次加息75個基點，根據(jù)美聯(lián)儲的聲明，未來不排除繼續(xù)加息的可能性。美聯(lián)

儲的連續(xù)加息，使得全球資本市場流動性呈現(xiàn)進一步收緊趨勢。國內(nèi)經(jīng)濟方面，受疫情反復(fù)及第三季度國內(nèi)部分地區(qū)限電等因素影響，2022年前三季度，中國GDP增長3.0%，增速較2021年前三季度的9.8%下降了6.8個百分點。國際貨幣基金組織預(yù)計今年中國GDP同比增速為3.2%，較2021年國內(nèi)GDP增速8.1%有所下降，今年國內(nèi)經(jīng)濟增速將放緩。根據(jù)中物聯(lián)鋼鐵物流專業(yè)委員會，2022年10月鋼鐵行業(yè)PMI為44.3%，環(huán)比下降2.3個百分點，反映10月鋼鐵市場景氣度較9月份進一步放緩。2022年1-10月，中國房地產(chǎn)開發(fā)投資為11.39萬億元，同比下降8.8%；10月房地產(chǎn)開發(fā)景氣指數(shù)為94.70，創(chuàng)全年新低。受房地產(chǎn)支撐作用減弱等因素影響，10月鋼鐵需求端呈現(xiàn)偏弱態(tài)勢，鋼鐵行業(yè)新訂單指數(shù)為43.4%，環(huán)比下降1.9個百分點。同時，受需求端下滑和政策端環(huán)保限產(chǎn)影響，鋼鐵生產(chǎn)整體有所下降，10月生產(chǎn)指數(shù)為38.8%，環(huán)比下降9.1個百分點。進入11月，北方部分地區(qū)由于氣溫突然下降，戶外作業(yè)將趨于停工，預(yù)計鋼市需求將受到影響。鋼鐵供給端，部分地區(qū)在落實穩(wěn)經(jīng)濟大盤、推進基礎(chǔ)原材料和初級產(chǎn)品保供穩(wěn)價的進程中表現(xiàn)出保產(chǎn)、增產(chǎn)意愿，同時鋼企年末沖刺產(chǎn)量、爭奪市場份額的行動仍將持續(xù)，預(yù)計11月鋼廠生產(chǎn)整體平穩(wěn)推進。需求端受到影響，供給端整體平穩(wěn)推進，后期供需矛盾將繼續(xù)壓制鋼材價格。綜上所述，隨著風電設(shè)備生產(chǎn)企業(yè)快速推進研發(fā)項目、持續(xù)加大研發(fā)投入，核心風電設(shè)備國產(chǎn)化率不斷提升，風機葉片長度、單機容量連續(xù)刷新，風機技術(shù)將持續(xù)進步。并且，在美聯(lián)儲加息收緊資本市場流動性以及中國經(jīng)濟增速放緩、氣溫下降壓制鋼材需求的情況下，鋼材價格有望出現(xiàn)震蕩下行，從而支撐風機生產(chǎn)成本及采購成本下降。在風機技術(shù)進步、風機采購成本下降等因素驅(qū)動下，未來中國風電項目LCOE有望繼續(xù)下降，從而推動風電運營行業(yè)發(fā)展。4.2、地方政策有序推出，海上風電迎來快速發(fā)展階段截至2022年9月末，中國風電機組裝機容量為3.48億千瓦，較2021年9月末增長16.95%，其中陸上風電為3.20億千瓦，較2021年9月末增長12.79%；海上風電為0.27億千瓦，較2021年9月末增長106.67%。目前中國海上風電裝機規(guī)模相對較小，但增速相對較快。中國領(lǐng)海由渤海（內(nèi)海）和黃海、東海、南海三大邊海組成，東部和南部大陸海岸線長度為1.8萬多公里，海域總面積約為473萬平方公里。中國海岸線長、海域遼闊，蘊含著豐富的海上風能資源。根據(jù)國家發(fā)改委能源研究所發(fā)布的中國風電發(fā)展路線圖2050（簡稱“路線圖2050”），在水深不超過50米、高度100米情況下，中國近海區(qū)域3級及以上等級風能資源的覆蓋面積為39.4萬平方公里，可滿足的風電裝機需求約達5億千瓦。過去由于技術(shù)、成本等方面的原因，東部沿海地區(qū)的風能資源并未得到充分利用。另外，東部區(qū)域存在電力供不應(yīng)求的問題，2021年，東部區(qū)域的全社會用電量為4.19萬億千瓦時，規(guī)模以上電廠發(fā)電量為3.25萬億千瓦時，存在電量供需缺口。我們認為，東部沿海地區(qū)作為耗電重點區(qū)域，若大力發(fā)展海上風電，電力供不應(yīng)求的難題有望得到解決，同時電力就近消納也將降低輸電過程中的損耗。為了促進海上風電發(fā)展，廣東、山東、浙江等沿海地方政府有序推出省級財政補貼。廣東和山東出臺的省補均按項目裝機容量進行一次性補貼，補貼效果有望較快顯現(xiàn)。浙江則采取對發(fā)電量進行補貼的方式，2022年補貼標準為0.03元/千瓦時，相比浙江燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價0.4153元/千瓦時，海上風電上網(wǎng)電價約提升7%。我們認為，三省的補貼政策均規(guī)劃了補貼退坡，既可在當前助力提升海上風電項目的經(jīng)濟效益，又能持續(xù)刺激產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)進一步增效降本，推動海上風電早日實現(xiàn)平價。另外，廣東陽江、汕尾、江蘇南通等地相繼引進多家海上風電設(shè)備生產(chǎn)企業(yè)和大型電力央企，規(guī)劃打造集研發(fā)、試驗、制造和開發(fā)于一體的海上風電產(chǎn)業(yè)集群。我們認為，海上風電產(chǎn)業(yè)集群有望降低海纜、海上變電站等基礎(chǔ)設(shè)施重復(fù)建設(shè)，實現(xiàn)產(chǎn)業(yè)鏈整體增效降本。綜上所述，為充分利用豐富的海上風能資源、解決電力供需矛盾，東部沿海地區(qū)通過提供補貼、引導(dǎo)產(chǎn)業(yè)集群等方式，支持海上風電發(fā)展，同時風電行業(yè)技術(shù)進步有望進一步推動風電項目LCOE下降，未來海上風電有望逐步實現(xiàn)全面平價。目前地方政府中廣東省給出了海上風電平價時間指引，根據(jù)廣東省的規(guī)劃，到2025年底，全省海上風電累計建成投產(chǎn)裝機容量力爭達到1800萬千瓦，在全國率先實現(xiàn)平價并網(wǎng)。企業(yè)端對平價時間的看法相對樂觀，2021年600多家風電企業(yè)共同啟動“風電伙伴行動”計劃，提出力爭在2024年全面實現(xiàn)海上風電平價。海上風電逐步向平價過渡，將提升海上風電項目的經(jīng)濟性，支撐海上風電裝機容量提升。根據(jù)克拉克森研究公司的報告，“十四五”末，中國海上風電投運規(guī)模有望達約6000萬千瓦。2021年中國海上風電裝機容量為2639萬千瓦，假設(shè)2025年末中國實現(xiàn)6000萬千瓦海上風電裝機容量，則2021-2025年年均復(fù)合增速將達23%，海上風電裝機容量將實現(xiàn)快速增長。風電總體裝機方面，根據(jù)2020年四百余家風能企業(yè)代表聯(lián)合發(fā)布的

風能北京宣言，“十四五”期間須保證風電年均新增裝機5000萬千瓦以上，即2025年中國風電機組裝機容量有望達到53153萬千瓦，2021-2025年年均復(fù)合增速約為13%。據(jù)此測算，2025年中國陸上風電機組裝機容量約為47153萬千瓦，2021-2025年年均復(fù)合增速約為12%?！笆奈濉逼陂g，海上風電的裝機容量年均復(fù)合增速將超過陸上風電，迎來快速發(fā)展階段。同時，風電運營企業(yè)將把握海上風電快速發(fā)展機遇，搶占風能資源豐富海域，從而提升自身市場份額以及核心競爭力。4.3、欠補有望發(fā)放，助力風電運營企業(yè)回收賬款為了發(fā)展可再生能源，中國設(shè)立可再生能源發(fā)展基金，對可再生能源發(fā)電進行電價補貼。2011年，財政部印發(fā)可再生能源發(fā)展基金征收使用管理暫行辦法，明確可再生能源發(fā)展基金包括兩部分，一是國家財政公共預(yù)算安排的專項資金；二是依法向電力用戶征收的可再生能源電價附加收入，該部分附加收入主要與用電需求相關(guān)。隨著近年來中國用電量穩(wěn)步提升，可再生能源電價附加收入實現(xiàn)穩(wěn)步增長，2021年可再生能源電價附加收入為963.58億元，同比增長7.98%，2019-2021年年均復(fù)合增速為5.36%。在政策支持、技術(shù)變革和補貼激勵下，中國可再生能源行業(yè)快速發(fā)展，2021年風電發(fā)電量、太陽能發(fā)電量分別同比大增36.69%、29.25%，2019-2021年年均復(fù)合增速分別為25.86%、25.18%。近年來新能源發(fā)電量快速增長，導(dǎo)致電價補貼需求快速提升，增長相對平穩(wěn)的可再生能源電價附加收入逐漸無法覆蓋補貼需求，可再生能源補貼產(chǎn)生缺口。根據(jù)風能專委會測算，2021年底補貼拖欠累計在4000億元左右。由于可再生能源補貼拖欠問題，風電運營企業(yè)無法按時收到電價補貼。以典型風電運營企業(yè)為例，截至2022年6月末，上市公司三峽能源的應(yīng)收賬款中新能源補貼款組合的賬面價值為246.79億元，占應(yīng)收賬款的比重為92.53%；上市公司江蘇新能應(yīng)收可再生