电力行业2023年度投资策略：“涨声”再起

（报告出品方/作者：民生证券，严家源，赵国利）1、回顾2022：你方唱罢我登台1.1、2022年市场回顾2022 年以来，电力行业整体表现强于大盘，年初至

（报告出品方/作者：民生证券，严家源，赵国利）

1、回顾2022：你方唱罢我登台

1.1、2022年市场回顾

2022 年以来，电力行业整体表现强于大盘，年初至 2022 年 11 月 28 日， 电力（申万）指数下跌 12.93%，在 125 个申万二级行业分类中收益率排名 37 位，跑赢沪深 300 指数 11.50pct，同期沪深 300 指数下跌 24.43%。各子板块 中，火电指数（申万）下跌 0.70%，水电指数（申万）下跌 4.33%，风电指数 （申万）下跌 24.89%，光伏指数（申万）下跌 26.66%，电能综合（申万）下 跌 22.34%，分别相较沪深 300 指数+23.74pct、+20.11pct、-0.45pct、- 2.23pct、+2.09pct，火电、水电板块相对收益表现较好。

1.2、需求侧：疫情阴云下的高温“骑士”，增速仍为正

2022 年前三季度，我国 GDP 为 87.03 万亿元，按不变价格计算，同比增长 3.0%。分产业看，第一产业增加值 5.48 万亿元，增长 4.2%；第二产业增加值 35.02 万亿元，增长 3.9%；第三产业增加值 46.53 万亿元，增长 2.3%。分季度 看，Q1 同比增长 4.8%，Q2 增长 0.4%，Q3 增长 3.9%。

2022 年伊始，全国范围内多地疫情集中发生，尤其 4、5 月上海全域封闭， 长三角火车头“熄火”，整个长三角区域用电需求增速快速下滑， 2Q22 全社会 用电量 2.05 万亿千瓦时，同比增长 2.2%，较去年同期回落 10.6pct。三季度高 温肆虐，7、8 月份分别为历史同期第二、第一高温月份，三产及居民用电需求激 增， Q3 全社会用电量达 2.40 万亿千瓦时，同比增长 7.4%。1-10 月份，全社 会用电量 7.18 万亿千瓦时，同比增长 3.8%，2019-2022 年同期 CAGR 为 6.6%。

分产业看：第一产业用电量 947 亿千瓦时，同比增长 9.9%，比上年同期回落 8.6 个百分点，2019-2022 三年 CAGR 为 13.5%；第二产业用电量 47086 亿千瓦时，同比增长 1.7%，比上年同期回落 9.6 个百分点，2019-2022 三年 CAGR 为 5.7%；第三产业用电量 12479 亿千瓦时，同比增长 4.2%，比上年同期回落 15.8 个百分点，2019-2022 三年 CAGR 为 7.9%；城乡居民生活用电量 11247 亿千瓦时，同比增长 12.6%，比上年同期 提高 5.3 个百分点， 2019-2022 三年 CAGR 为 8.6%。对比 2022 年与 2021 年前 10 月的分产业用电量情况，可以发现一产占比提 升 0.1 个百分点，二产占比下滑 1.0 个百分点，三产占比下滑 0.1 个百分点，居 民用电占比提升 1.1 个百分点。

1.3、供给侧：上半场水电，下半场火电

2022 年来水演绎过山车式行情，上半年来水持续超预期，水电出力提升叠 加疫情扰动，火电出力被挤压，3-6 月连续 4 个月同比负增长；但到主汛期，来 水断崖式下滑，全国范围内的持续高温，保供压力下火电出力提振，增速转正。

2022 年 1-10 月，电源投资：主要企业电源工程合计完成投资 4607 亿元，同比增长 27.0%，与 2019 年同期相比，三年 CAGR 为 30.7%。新增装机：全国新增装机容量 12796 万千瓦，比上年同期多投产 2252 万千瓦，增幅 21.4%。 装机容量：截至 10 月底，全国规上电厂装机容量 23.03 亿千瓦，同比 增长 6.5%，三年 CAGR 为 7.2%。 利用小时：全国发电设备累计平均利用小时 3083 小时，比 2021 年同 期下降 97 小时。 发电量：全国规模以上电厂发电量 6.96 万亿千瓦时，同比增长 2.2%， 三年 CAGR 为 5.8%。

与上年同期相比，风电、光伏发电量在总发电量中的占比提升 2.1、0.6 个百 分点，水、火、核分别下降了 0.1、1.5、0.1 个百分点。

1.4、景气度：边际改善

2022 年前三季度，电力行业 94 家上市公司中，实现归母净利润同比增长的 有 45 家，另有 5 家公司扭亏为盈；有 27 家公司归母净利润同比下降，另有 5 家出现亏损、12 家持续亏损。3Q22，实现归母净利润同比增长的有 34 家，另 有 17 家公司扭亏为盈；有 23 家公司归母净利润同比下降，另有 4 家出现亏损、 16 家持续亏损。

在各子板块中，2022 年前三季度火电（含热电、生物质发电等）板块 47 家 公司中，有 17 家实现归母净利润同比增长、4 家扭亏为盈，同比下降的有 14 家， 另有 3 家出现亏损、9 家持续亏损；水电（含地电等）板块的 21 家公司中有 12 家实现归母净利润同比增长，另有 8 家同比下降亏损、1 家亏损；

新能源（核电、 风电、光伏发电）板块 26 家公司中，有 16 家实现归母净利润同比增长、1 家扭 亏为盈，同比下降的有 5 家，另有 1 家出现亏损、3 家持续亏损。3Q22 火电 （含热电、生物质发电等）板块 47 家公司中，有 10 家实现归母净利润同比增长、 14 家扭亏为盈，同比下降的有 7 家，另有 1 家出现亏损、15 家持续亏损；水电 （含地电等）板块的 21 家公司中有 10 家实现归母净利润同比增长，同比下降的 有 9 家，另有 2 家出现亏损；新能源（核电、风电、光伏发电）板块 26 家公司 中，有 14 家实现归母净利润同比增长、3 家扭亏为盈，同比下降的有 7 家，另 有 1 家出现亏损、1 家持续亏损。

2022 年前三季度，A 股电力行业营业收入、营业成本、归母净利润同比分 别增长 28.5%、29.5%、23.8%，毛利率为 17.4%，较去年同期回落 0.6 个百分 点。3Q22，A 股电力行业营业收入、营业成本、归母净利润同比分别增长 29.5%、24.0%、120.7%，毛利率、净利率分别为 16.0%、7.9%，较 3Q21 分 别提升 3.7、4.0 个百分点。

2、展望2023：电价“涨声”再起

2.1、煤价居高不下，电厂苦不堪言

自 2021 年以来，面对超预期的需求与局部的供给紧缺，火电始终发挥着中 流砥柱的托底保供作用，但成本端也承受着前所未有的压力，据中电联测算， 2021 年因电煤价格上涨导致全国煤电企业电煤采购成本额外增加 6000 亿元左 右；2022 年前三季度全国煤电企业电煤采购成本同比再增加 2600 亿元左右， 仍有超过一半以上的煤电企业处于亏损状态。 10 月 25 日，中电联发布《2022 年三季度全国电力供需形势分析预测报告》， 其中提出“电价上浮后仍与煤价水平错位的地区，考虑重新核定基准价”。在 2021 年 10 月 11 日《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》 （发改价格〔2021〕1439 号）后，“涨电价”再次被正式提出。

假设火电机组运营中：折旧成本为 0.05 元/kWh； 运维及其他成本为 0.05 元/kWh； 增值税税率为 13%。 据此测算得到各地燃煤基准价上浮 20%以后的营业收入-营业成本平衡点 （即毛利率=0%）对应的煤价。

面对煤电困境，涨电价的呼声日益高涨。11 月 8 日，中电联发布了《适应 新型电力系统的电价机制研究报告》，提出： 建立完善煤电基准价联动机制，建议在基准价中及时反映燃料成本变化， 可以将秦皇岛港 5500 大卡下水煤基准价 535 元/吨对应全国平均煤电 基准价 0.38 元/千瓦时设置为基点，按照标煤价格上涨或下降 100 元/ 吨对应煤电基准价上涨或下降 0.03 元/千瓦时的标准进行联动。 按照当前政府指定的 5500 大卡电煤中长期交易均价 675 元/吨的水平， 有序将全国平均煤电基准价调整到 0.4335 元/千瓦时的水平，在联动后 的基准价水平上再实施上下浮动；科学设置煤电中长期交易价格上下浮 动范围，建议选择现货试点地区，将煤电中长期交易价格上下浮动 20% 的限制予以放宽；增强可持续的容量保障能力，推进容量保障机制建设。

涨价的压力逐步从底层电厂向上传导。2022 年 11 月 11 日，吉林省能源局 印发《吉林省新能源和可再生能源发展“十四五”规划》，提出“深化电力体制 改革。推动完善电价和电力调度交易机制，加强电力辅助服务市场建设，不断完 善符合新型电力系统运行的配套机制和市场模式。按照国家要求，扩大市场交易 电价的上下浮动范围。2022 年 11 月 16 日，广东电力交易中心发布的《关于 2023 年电力市场交易有关事项的通知》中提到”探索一次能源价格传导机制， 当综合煤价或天然气到厂价高于一定值时，煤机或气机平均发电成本（扣减变动 成本补偿后）超过允许上浮部分，按照一定比例对年度或月度等电量进行补偿， 相关费用由全部工商业用户分摊“。从行业呼吁，到部分地方政府出台的政策， 给予了市场对于燃煤上网电价调整的期待。

2.2、基准价、浮动范围，孰能当之

对于煤电上网电价的调整策略，主要有两种方案： 中电联（即电力企业）：按照当前政府指定的 5500 大卡电煤中长期交 易均价 675 元/吨的水平，有序将全国平均煤电基准价调整到 0.4335 元/千瓦时的水平（对应 5500K 电煤价格上调 140 元/吨），此举对于发 电企业来说，可以得到更为稳定的上网电价。 主管部门/机构（即政府）：更倾向于扩大煤电上网电价浮动范围，此举 将给予政府更多的政策灵活性，但对于发电企业而言意味着更多的不确 定性。 考虑到煤电基准价/标杆电价的参照系作用，如果调整基准价/标杆电价，会对其他非煤电电源类型的上网电价制定造成影响，因此政府对于基准价/标杆电价 调整的谨慎态度实属正常。扩大浮动比例的范围可能是当前阶段更有可能获得推 进的电价调整路径。

我们认为在市场参与主体不断扩容、顺价机制逐步建立后，随着长协交易规 模的扩大和占比的提升，未来长协电价可能会取代原燃煤标杆电价、现基准价， 成为市场化交易中新的标杆参照系。从 2022 年电力市场年度长协交易情况来看， 广东省成交电量 2616 亿千瓦时，成交均价 0.497 元/千瓦时，较基准价上浮 0.034 元/千瓦时，涨幅 7.3%；江苏省总成交电量 2529 亿千瓦时，成交均价 0.467 元/千瓦时，较基准价上浮 0.076 元/千瓦时，涨幅 19.4%。全国各地涨幅 不一，但各地的跨省区外来水电、核电、风电、光伏等其他非煤电电源类型的交 易电价，均或多或少的参考了煤电市场化交易电价的结果。因此，即使最终调整 的是浮动范围，但煤电市场交易电价的上涨，理论上对于大部分电源类型的电价 水平均会带来提升作用。

3、各板块投资策略

3.1、水电：潮起潮落，转型当时

3.1.1、来水反转，汛期反枯

上半年全国平均降水量较常年同期偏多， Q1、Q2水电发电量同比增长 12.7%、26.1%，较去年同期提高12.2、23.9pct。 Q3汛期反枯，来水断崖式下滑，水电发电量同比下降12.5%，较上年同期回 落11.2pct，A股水电板块营收、成本、归母净利润的增速分别为+8.9%、 +21.3%、-10.8%，毛利率同比下降5.7个百分点至44.5%，净利率同比下降5.9 个百分点至32.9%。

3.1.2、外送水电受益煤电电价上行

2014 年 1 月 11 日，国家发改委发布了《关于完善水电上网电价形成机制的 通知》（发改价格[2014]61 号），对 2 月 1 日以后新投产的水电站，按照两种类 型确定上网电价：跨省跨区域交易价格由供需双方协商确定。跨省、跨区域送电水电站外 送电量的上网电价按照受电地区落地价扣减输电价格（含线损）确定， 其中，跨省（区、市）输电价格由国家发展改革委核定；跨区域电网输 电价格由国家能源局审核，报国家发展改革委核准；受电地区落地价由 送、受电双方参照受电地区省级电网企业平均购电价格协商确定。

省内上网电价实行标杆电价制度。各省（区、市）水电标杆上网电价以 本省省级电网企业平均购电价格为基础，统筹考虑电力市场供求变化趋 势和水电开发成本制定；水电比重较大的省（区、市），可在水电标杆 上网电价基础上，根据水电站在电力系统中的作用，实行丰枯分时电价 或者分类标杆电价。

至此，水电上网电价呈现为三种模式：按照“还本付息电价”或“经营期电 价”制定的独立电价，省内执行的标杆电价，以及跨省跨区送电的协商电价。 2015 年 5 月 5 日，国家发改委发布了《关于完善跨省跨区电能交易价格形 成机制的通知》(发改价格[2015]962 号)，以向家坝、溪洛渡和雅砻江梯级水电 站为例，确定了按照落地省燃煤发电标杆上网电价和输电价格和线损倒推确定上 网电价的跨省跨区送电价格形成机制。

3.1.3、内延抽蓄、外拓风光，转型正当时

众所周知，大型水电站在建成投产后堪称“印钞机”，可以为运营企业带来 强劲的现金流。国内大水电开发已进入后期，水电企业凭借自身优秀的现金流积 极进行新能源转型。而在水电企业最擅长的领域，抽水蓄能一方面可以作为配套获取风、光资源 的有利抓手，另一方面也是传统水电工程设计、开发、运营的内部延伸。作为目 前最成熟的调峰调频电源，随着碳中和目标的提出，风光的大规模开发打开了抽 蓄的广阔前景。根据水规总院的数据，2021 年底，国内储能市场装机规模达到 43.44GW，其中抽水蓄能装机为 36.39GW，占比 83.8%。2021 年，国内抽蓄 新增装机 5.25GW，同比增长 337.7%；全年核准装机规模 13.70GW。

考虑到抽蓄 5-10 年的建设周期，到“十四五”末能够投产的项目基本可以 确定是已开工建设项目的一部分。根据 2021年9月国家能源局发布的《抽水蓄 能中长期发展规划（2021-2035 年）》，到 2025 年实现投产装机6200万千瓦， 到 2030 年实现投产装机 1.2 亿千瓦，则“十五五”的 5 年间，年均新增装机 1160 万千瓦。通过梳理现有在建项目的预计投产时间，预计到 2025 年在运装 机可达到约 6104 万千瓦、2030 年将达到约 10762 万千瓦。

3.2、火电：冬去春来，轻歌快马

3.2.1、3Q22营收成本增速差回正

面对断崖式来水，保供压力下，火电出力提振，3Q22 火电完成发电量 16417 亿千瓦时，同比增长 9.4%，较去年同期提升 1.9pct，环比增长 29.6%。 受益于市场电价上行，A 股火电板块单季营收同比增长 31.9%；同时随着电煤长 协覆盖比例的提高，自 1Q21 以来，火电首次单季度营收增速高于成本增速，成 本端承压缓解；单季度毛利率为 8.3%，相比 3Q21、4Q21 分别提升 6.6、19.0 个百分点，主要火电企业如国电电力、华电国际等 14 家火电企业实现单季度扭 亏为盈，火电板块景气度上行。 面对今冬明春可能出现的“三重”拉尼娜气候，冷冬、缺电的预期仍然存在， 保供压力下，火电出力有望持续提升，政策端持续贯彻落实长协三个 100%要求， Q4 预计火电仍将维持高景气度，同时煤电成本端将继续改善，带动业绩修复。

3.2.2、全面市场化，煤电实时联动

在标杆电价时代，2004 年 12 月 15 日，国家发改委印发《关于建立煤电价 格联动机制的意见》，要求加强电煤价格监测工作，稳妥实施煤电价格联动，适 当调控电煤价格，加强对电煤价格的监督检查。 煤电联动调节机制建立后，经过十年的运行，到 2015 年底全国煤电机组标 杆上网电价共进行了 11 次调整。其中，除 2009 年 11 月 20 日为合理反映燃煤 电厂投资、煤价、煤耗等情况变化；2013 年 9 月 25 日为支持可再生能源发展， 鼓励燃煤发电企业进行脱硝、除尘改造；以及 2014 年 9 月 1 日为进一步疏导燃 煤发电企业脱硝、除尘等环保电价矛盾这 3 次以外，明确因煤电联动而调整共执 行了 8 次。而在这 8 次中，6 次上调、2 次下调。

观察历次煤电联动调整，电煤价格的变动与煤电标杆电价的调整存在一定的 时间错配窗口，煤电企业有望在电煤价格下行通道内获益。但在 2021 年 10 月11 日国家发改委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改 价格〔2021〕1439 号）中提到“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”，煤电上网价格对于电煤价格变动反应更为敏 感。 以市场交易电量最大的苏、粤两省为例，江苏省 2022 年度长协电量 2647 亿度，以 2021 年全省发电量为基数测算的占比 42.6%；前 11 个月的月度交易 累计电量 901 亿度，占比 14.5%。广东省 2022 年度长协电量 2725 亿度，以 2021 年全省发电量为基数测算的占比 43.2%；前 11 个月的月度交易累计电量 44 亿度，占比 0.7%。此外，广东省从 2022 年正式开始的日间现货交易，其价 格水平对供需的反应更为迅速。

3.2.3、“电荒”倒逼政策转向，煤电“重启”需关注产业链供需

2021 年 11 月 13 日，《联合国气候变化框架公约》第二十六次缔约方大会 （COP26）在英国格拉斯哥闭幕，大会达成决议文件，就《巴黎协定》实施细则达成共识。但在会议中，印度和中国拒绝一项呼吁“逐步淘汰”（phase out）燃 煤发电的条款，将其改为“逐步减少”（phase down）。 “3060”目标下，以煤电为主的火电在国内电源装机结构中的角色定位颇为 尴尬，“消灭煤电”甚至“火电已死”的讨论不绝于耳，大有 2011 年福岛核事故 后社会舆论对于核电的态度，但电源结构的改变远不像想象中的那么简单。

从建 设周期来看，火电（主要包括煤电、气电等）约 2-3 年、核电约 5-7 年、大型水 电约 7-10 年，这还不包括耗时更久的前期规划、建设筹备等环节；风电、光伏 的建设周期较短，仅需 1-2 年，但受限于自身的特性，对于电量结构的改变远远 小于对于装机结构的改变。火电作为占据六成装机容量、七成发电量的主力电源， 风电、光伏对其在电量结构中的替代作用在短、中期内均难有显现。尤其是占据 五成以上装机容量、六成以上发电量的煤电，在气电、抽水蓄能、电化学等新型 储能增量有限的情况下，对于依赖其提供辅助调节的风电和光伏而言，其存在的 必要性或许比消减其份额以提供市场空间更为重要。

2021、2022 年连续两年夏季的极端高温少雨气候，暴露了国内电力供给偏 紧的现状；而以煤电为主的火电，在保供过程中起到了关键性作用。两次全国性 大范围的“有序用电”之后，政策对于煤电的态度也发生了较大的转变，各省对 于新建火电机组（含气电）的核准速度加速，据不完全统计，2021 年全年国内 新核准火电装机 7.1GW，而今年前三季度已经核准 56.8GW，其中单三季度核 准 32.0GW。以广东为例，今年 8 月开始，广东省 9 个煤电项目陆续获得核准 （含核准前公示），1 个煤电项目开工，除了广东国粤韶关综合利用发电扩建项目， 其他项目都是装机容量在百万千瓦级别的大项目。

但快速提升的需求导致上游设备产能吃紧，或将重现近两年光伏产业链的涨 价局面。根据华润集团招标平台 11 月 29 公示其华润海丰项目 3、4 机组（2× 1000MW）扩建工程项目锅炉设备中标价格 13.62 亿元，单台锅炉价值量约 6.81 亿元；而在 8 月份江苏国信海港 2×1000MW 煤电项目锅炉成套设备中标 价为 8 亿元，单台锅炉价值量约 4.00 亿元。或许“涨电价”才能确保火电企业 的投资积极性，完成阶段性保供任务。

3.3、核电：如期提速，蓄势待发

3.3.1、电量持平

2022 年 1-10 月有 2 台机组投产商运，新增装机容量 228 万千瓦；截至 10 月底，全国在运核电 54 台，合计装机容量 5561 万千瓦（计入秦山二核 2、3、 4 号机组增容），同比增长 4.4%。1-10 月全国核电设备累计平均利用小时 6226 小时，同比下降 245 小时、降幅 3.8%；虽然有部分机组因到期大修、故障停运 等原因出力受限，但发电量稳定，累计达到 3407 亿千瓦时，同比增长 1.2%。中 核、中广核前三季度的核电发电量同比增速分别为+5.3%、-4.0%。

3.3.2、审批再提速

核电作为零碳排放的电源类型，在“3060“的规划下，对于优化能源结构助 力”双碳“目标具有重要作用。截至 10 月底，全国共核准三门二期、海阳二期、 陆丰三期、漳州二期、廉江一期共 10 台机组，合计装机 1229 万千瓦。其中， “430”国常会核准 6 台、“913”国常会核准 4 台。 2022 年 1-10 月，全国核电工程完成投资额 474 亿元，同比增长 19.9%， 2019-2021 年同期 CAGR 达到 26.1%，是自 2016 年以来同期最高值，接近于 “十二五”核电建设高峰期的水平。

在此前发布的中期策略报告《拥抱确定，静待花开》中，我们预期下半年有 6 台机组可能获批，其中 4 台在“913“国常会已获得核准，还未核准的陆丰一 期 1、2 号机组与“430”国常会核准的三门二期、海阳二期情况类似，均是按 照 CAP1000 规划，有望在今年年底或明年年初获得核准。宁德三期 5、6 号两 台“华龙一号”机组目前也有新动作，无论是大唐拿下核电牌照控股、亦或是广 核继续控股，均有可能促使其成为下一批获得核准的项目。华能控股的石岛湾电 站正在进行一期扩建工程环公示，规划建设 4 台“华龙一号“机组。

根据我们的统计和测算，除在建（按已核准口径）的 29 台机组合计 3369 万千瓦外，包括待核准项目在内共有 33 台机组已开展前期工作，合计装机容量 3877 万千瓦；剔除 6 台内陆厂址的机组后，剩余 27 台机组合计装机 3127 万千 瓦。其余沿海厂址可建机组数超 50 台，合计装机容量超 6000 万千瓦。按照行 业普遍预期的每年 6-8 台新核准机组数量，现有沿海厂址仍可支持 10 年左右的 项目储备。

3.3.3、老机组看交易价，新机组看标杆价

核电上网电价的标杆化来得比煤电和水电要晚许多，1130 号文规定：对新建核电机组实行标杆上网电价政策，核定全 国核电标杆上网电价为每千瓦时 0.43 元；核电标杆上网电价高于核电机组所在 地燃煤机组标杆上网电价的地区，执行当地燃煤机组标杆上网电价。此外，通知 对核电标杆上网电价低于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价的地区，以及承 担核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务的首台或首批核电机组或 示范工程留有余地，规定其上网电价可在全国核电标杆电价基础上适当提高。 2019 年 3 月 20 日，国家发改委发布《关于三代核电首批项目试行上网电价的通 知》（发改价格[2019]535 号），明确对承担技术引进的首批核电机组予以支持，规定了三代核电首批项目三门、海阳、台山一期的试行上网电价，并要求按照原 则性满发原则安排发电计划。

观察核电标杆电价的制定准则，可见其主要是参考所在地区煤电标杆电价。 而通常情况下新投产机组上网电价不高于当地煤电标杆，体现了核电对于煤电的 替代能力。目前，全国 54 台在运核电机组中，除福清 5、6 号机组，华能石岛湾 电站尚未得到发改委电价核准，红沿河 6 号机组暂定执行燃煤基准电价外，其余 50 台机组，有 21 台机组上网电价低于当地煤电标杆电价（含脱硫、脱硝、除尘、 超低排放电价），有 26 台机组高于煤电标杆，另有 3 台持平。

3.4、绿电：博弈预期差

3.4.1、“跑马圈地”，装机高歌猛进

根据国家能源局公布的数据，2022 年 1-10 月风电新增装机容量 2114 万千 瓦，同比增长 10.1%；2022 年 10 月底全国风电装机容量达到 34892 万千瓦， 同比增长 16.5%，比上年同期新增装机 4948 万千瓦（2021 年底抢装并网等因 素的作用）；1-10 月风电利用小时为 1817 小时，同比下降 10 小时，降幅 0.5%。 装机高增冲抵利用小时微降，1-10 月风电发电量同比增长 16.8%至 6155 亿千瓦 时。1-10 月光伏新增装机 5824 万千瓦，同比增长 98.7%；10 月底规上光伏装 机容量 22460 万千瓦，同比增长 18.1%；1-10 月光伏利用小时 1172 小时，同 比增加 75 小时，增幅 6.8%。依靠装机、利用小时双增长的推动，1-10 月光伏 发电量同比增长 16.7%至 1968 亿千瓦时。

3.4.2、绿电“三问”，逻辑逐步兑现中

我们在此前发布的《电力行业深度报告：新机遇新挑战，绿电价值重估》 （即《绿电“三问”》）中提出了对绿电发展之路上三大问题的思考： 煤电“重启”，意味着绿电“将死”吗？两次全国性大范围的“有序用 电”之后，煤电“重启”之声不绝于耳。但在“双碳”目标下，短期的 能源结构转型阵痛难以撼动长期顶层目标，全社会用能增量将主要由绿 电承担。面对风光等新能源的加速发展，火电的角色定位由基核电源加 速向调峰电源转变。

装机与消纳、电量与电价的矛盾是否无解？大基地首批全面开工、二批 前期筹备、三批组织申报，风光大发展如火如荼。当前新能源资源的供 需错配与新能源自身出力波动性共同影响新能源消纳问题，而灵活性火 电、水电（包括抽蓄）、新型储能等调节型电源的增加将消解新能源出 力的时间错配，特高压外送通道的建设将改善新能源出力的空间错配， 缓解装机与消纳的矛盾。自 2021 年陆风、集中式光伏以及 2022 年海 风陆续进入平价上网时代之后，市场对于绿电电价的接受度大幅提升； 在电力供需由松转紧的趋势下，煤价高位运行状态中煤电上网电价这一 电价标杆参照系或将维持高位，绿电的电量与电价之间的矛盾也有望迎 刃而解。

绿电运营商的“钱“景如何？新能源发电行业当前仍处于“跑马圈地” 阶段，对于“参赛者”而言，规模增长仍是最优先的考量。在成本端风 电（含陆风与海风）与光伏在 2010-2021 年间平准化度电成本均大幅 降低，随着风机大型化、光伏硅料产能逐步释放，风电、光伏的单位装 机造价有望延续此前的下行趋势；在运项目利用小时的提升，将进一步 降低度电成本，提高项目利润率。随着补贴“堰塞湖“加速解决，绿电 运营商凭借其与水电、核电类似的商业模式，具备从“吞金兽”变为 “印钞机”的潜力。

（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】