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.doc

公用事业行业投谨慎推荐（维持）用电需求有望提升，上网电价市场化改革持续推进资风险评级：中风险电力行业 2023 年上半年投资策略策2022 年 11 月 21 日略投资要点：分析师：刘兴文SAC 执业证书编号：S0340522050001电话：0769-22119416邮箱：liuxingwen研究助理：苏治彬SAC 执业证书编号：S0340121070105电话：0769-22110925邮箱：suzhibin行行业指数走势业研究 燃煤发电行业：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。证券研究报告数据来源：iFinD，东莞证券研究所 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、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同比增相关报告速分别为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。标的方面，建议关注燃煤发电行业重点企业华能国际（600011）、华电国际（600027）、大唐发电（601991）；风电运营行业重点企业三峡能源（600905）、节能风电（601016）。 风险提示：政策推进不及预期；经济发展不及预期；上网电价波动风险；原材料价格波动风险等。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。电力行业 2023 年上半年投资策略目录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 .41.1申万电力指数跑赢沪深 300 指数 .41.2目前估值低于今年以来估值中枢 .52.全社会用电量稳步提升，上网电价市场化改革持续推进 .62.1我国全社会用电量稳步提升 .62.2上网电价市场化改革持续推进 .73.燃煤发电行业：煤炭保供稳价政策有望助力企业生产经营 .103.1未来煤炭供应有望增加，助力企业有序生产.103.2动力煤稳价政策持续发力，有望助力企业降低燃料成本 .124.风电运营行业：市场与政策共振，助力行业增效降本 .144.1多重因素驱动下，风电项目 LCOE 有望继续下降 .144.2地方政策有序推出，海上风电迎来快速发展阶段 .194.3欠补有望发放，助力风电运营企业回收账款.225.投资建议及重点公司分析 .245.1投资建议 .245.2重点公司分析 .256.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 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请务必阅读末页声明。2电力行业 2023 年上半年投资策略图 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 2022 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请务必阅读末页声明。3mNqNnQqOzRsPzQmNnRoQzQ8ObP7NnPpPnPmOkPrQnMfQnPtR7NnMtPvPpOrMuOsOqO电力行业 2023 年上半年投资策略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。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。请务必阅读末页声明。4电力行业 2023 年上半年投资策略图 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 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（%）代码名称涨幅001258.SZ立新能源155.85600388.SHST 龙净82.56000722.SZ湖南发展69.59600780.SH通宝能源57.60000899.SZ赣能股份52.28688156.SH路德环境52.21000820.SZ神雾节能40.41600795.SH国电电力32.18300203.SZ聚光科技31.63001299.SZ美能能源30.60数据来源：iFinD，东莞证券研究所注：数据截至2022年11月15日。表2：今年以来申万电力指数个股跌幅榜（%）代码名称涨幅688087.SH英科再生-56.40301288.SZ清研环境-51.42300961.SZ深水海纳-43.28003039.SZ顺控发展-42.53000537.SZ广宇发展-42.25601778.SH晶科科技-42.12603693.SH江苏新能-42.11300614.SZ百川畅银-41.90300912.SZ凯龙高科-39.56300854.SZ中兰环保-39.30数据来源：iFinD，东莞证券研究所注：数据截至2022年11月15日。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。请务必阅读末页声明。5电力行业 2023 年上半年投资策略表 3：申万电力指数及子板块估值情况（截至 2022 年 11 月 15 日）代码板块名称截止日估值今年以来估值中枢801161.SL电力56.6066.24851610.SL电能综合服务28.9025.87851611.SL火力发电-14.18-20.54851612.SL水力发电18.6220.63851614.SL热力服务35.2932.10851616.SL光伏发电45.9759.07851617.SL风力发电27.3230.90数据来源：iFinD，东莞证券研究所2.全社会用电量稳步提升，上网电价市场化改革持续推进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。图3：2019-2021年全社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 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请务必阅读末页声明。6电力行业 2023 年上半年投资策略影响。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。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。2.2 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。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，东莞证券研究所请务必阅读末页声明。7电力行业 2023 年上半年投资策略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。表 4：上网电价市场化改革历程时间单位通知内容国家发改关于积极推进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，电力市场化交易放开符合条件的用户进入市场，积极培育售电市场主体，完2018委、国家进一步完善交易善市场主体注册、公示、承诺、备案制度，规范市场主体交能源局机制的通知易行为，完善市场化交易电量价格形成机制等。关于深化燃煤将燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市2019国家发改发电上网电价形场化价格机制。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确委成机制改革的指定，浮动幅度范围为上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%。导意见本指导意见自 2020 年 1 月 1 日起实施。国家发改关于印发<电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，2020委、国家力中长期交易基推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设，制定电力能源局本规则>的通知中长期交易基本规则。有序放开全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。关于进一步深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2021国家发改化燃煤发电上网超过 15%，扩大为上下浮动原则上均不超过 20%，高耗能企业委电价市场化改革市场交易电价不受上浮 20%限制。的通知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。建立电网企业代理购电机制，保障机制平稳运行，是进一步关于组织开展深化燃煤发电上网电价市场化改革提出的明确要求，对有序2021国家发改电网企业代理购平稳实现工商业用户全部进入电力市场、促进电力市场加快委电工作有关事项建设发展具有重要意义。取消工商业目录销售电价后，10 千的通知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请务必阅读末页声明。8电力行业 2023 年上半年投资策略接参与市场交易，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。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、辅助服关于加快建设务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和国家发改全国统一电力市绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的2022委、国家场体系的指导意市场交易和价格机制初步形成。到 2030 年，全国统一电力市能源局见场体系基本建成，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%，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，东莞证券研究所请务必阅读末页声明。9电力行业 2023 年上半年投资策略图 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.燃煤发电行业：煤炭保供稳价政策有望助力企业生产经营3.1 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。请务必阅读末页声明。10电力行业 2023 年上半年投资策略图11：2021年动力煤及炼焦煤消费量的占比