公用事業(yè)行業(yè) 天然氣價(jià)格驟升風(fēng)光水電相對(duì)受益

1、電力：氣價(jià)影響有限，火電盈利仍在修復(fù)，清潔能源間接受益煤價(jià)仍是火電盈利關(guān)鍵變量，部分公司盈利正在修復(fù)天然氣價(jià)格上漲對(duì)國(guó)內(nèi)電力行業(yè)影響有限。天然氣價(jià)格大漲雖顯著壓制氣電廠出力，但對(duì)國(guó)內(nèi)電力供給影響有限，主因國(guó)內(nèi)電力結(jié)構(gòu)中天然氣發(fā)電占比僅為 3%（2021 年），且氣電主要分擔(dān)調(diào)峰任務(wù)。圖表1： 22 年 3-5 月國(guó)內(nèi)火電（含煤電/氣電）利用小時(shí)數(shù)同比下滑圖表2： 2016-2021 年國(guó)內(nèi)天然氣發(fā)電量占比保持在 3%左右(小時(shí))火電利用小時(shí)數(shù)當(dāng)月值同比（右）8007006005004003002001002019-022019-042019-062019-082019-102019-12202

2、0-022020-042020-062020-082020-102020-122021-022021-042021-062021-082021-102021-122022-022022-040(%) 302520151050(5)(10)(15)(20)(TWh) 10,0008,0006,0004,0002,0000(%) 4.0煤電其他火電核電光伏發(fā)電氣電水電 風(fēng)電氣電占比（右）3.53.02.52.01.51.00.520210.02011201220132014201520162017201820192020資料來(lái)源：Wind、中電聯(lián)、資料來(lái)源：中電聯(lián)、對(duì)煤電而言，22 年大部分電價(jià)已

3、鎖定上浮空間，短期煤價(jià)是影響盈利的主要因素。由于 2Q21 和 3Q21 煤價(jià)高企，火電廠大面積虧損，火電運(yùn)營(yíng)商苦不堪言。受此壓力，交易電價(jià)較基準(zhǔn)電價(jià)不上浮的限制逐漸放開(kāi)，多個(gè)省份開(kāi)始允許上浮 10%。2021 年 10 月 12 日，國(guó)家發(fā)改委發(fā)布國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場(chǎng)化改革的通知，燃煤發(fā)電電量原則上全部進(jìn)入電力市場(chǎng)，有序放開(kāi)全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價(jià)，市場(chǎng)交易電價(jià)較基準(zhǔn)電價(jià)上下浮動(dòng)范圍-10%,+15%調(diào)整為原則上不超過(guò) 20%，且高耗能行業(yè)不受上浮 20%限制。21 年 10 月 15 日，上述通知開(kāi)始執(zhí)行首日，江蘇開(kāi)展了 10 月中旬月內(nèi)掛牌交易，成交均價(jià)較基準(zhǔn)

4、價(jià)上浮 19.9%。而后，江蘇/廣東兩省陸續(xù)公布了其電力市場(chǎng) 2022年度交易結(jié)果，火電年度雙邊協(xié)商交易平均成交電價(jià)分別為 466.8/497.0 元/兆瓦時(shí)，較江蘇/廣東基準(zhǔn)電價(jià)同比上浮 19%/10%，進(jìn)一步印證 2022 年市場(chǎng)化交易電價(jià)上漲趨勢(shì)。圖表3： A 股火電公司歸母凈利與秦皇島動(dòng)力煤 Q5500 庫(kù)存/市場(chǎng)價(jià)變化趨勢(shì)圖（元/噸，百萬(wàn)元）秦皇島動(dòng)力煤Q5500市場(chǎng)價(jià)華能?chē)?guó)際歸母凈利秦皇島煤炭庫(kù)存（右軸）華電國(guó)際歸母凈利大唐發(fā)電歸母凈利6,0004,0002,0000(2,000)(4,000)(6,000)(8,000)(10,000)(12,000)（萬(wàn)噸）9007005003

5、00100(100)(300)(500)09/201912/201903/202006/202009/202012/202003/202106/202109/202112/2021資料來(lái)源：Wind、公司公告、圖表4： 各省份近期市場(chǎng)化交易結(jié)果節(jié)選（電價(jià)單位：元/千瓦時(shí)）省份市場(chǎng)化成交價(jià)格基準(zhǔn)電價(jià)較基準(zhǔn)電價(jià)浮動(dòng)交易類(lèi)型19.4%0.39100.46669江蘇2022 年電力市場(chǎng)年度交易總結(jié)果（含雙邊和和掛牌交易江蘇0.46350.391018.5%2022 年 1 月份月度集中競(jìng)價(jià)）20.0%0.38440.46128安徽2021 年 11 月份國(guó)網(wǎng)安徽代理購(gòu)電掛牌交易9.7%0.45300.

6、49704廣東2022 年電力市場(chǎng)年度交易總結(jié)果20.0%0.36440.43725冀南2022 年年度電力直接交易福建省 0.459 16.7%0.39322022 年第一階段（1-7 月）年度雙邊協(xié)商直接交易19.7%0.37490.44891遼寧2022 年 2 月月度集中競(jìng)價(jià)無(wú)約束交易16.9%0.42070.491618廣西2022 年度電力市場(chǎng)化長(zhǎng)協(xié)交易湖南 0.5080湖南 0.53900.450012.9%0.450019.8%2022 年 1 月月度雙邊協(xié)商交易2021 年 12 月月度雙邊協(xié)商交易資料來(lái)源：各省電力交易中心、北極星電力網(wǎng)、部分火電公司 Q1/Q2 業(yè)績(jī)已持續(xù)

7、修復(fù)。得益于市場(chǎng)化電價(jià)上浮超過(guò)煤價(jià)漲幅，A 股部分火電公司已在 22 年前兩個(gè)季度連續(xù)實(shí)現(xiàn)盈利，業(yè)績(jī)較 21 年下半年大幅改善。圖表5： A 股部分火電公司已在 22Q1/Q2 連續(xù)實(shí)現(xiàn)盈利(百萬(wàn)元)3,0002,0001,0000(1,000)(2,000)(3,000)(4,000)(5,000)(6,000)(7,000)(8,000)21Q121Q221Q321Q422Q122Q2E華電國(guó)際國(guó)電電力內(nèi)蒙華電京能電力皖能電力資料來(lái)源：Wind、公司公告、水電基本面量?jī)r(jià)齊升，22 年來(lái)水復(fù)蘇，市場(chǎng)電漲價(jià)帶來(lái)業(yè)績(jī)彈性2022 年來(lái)水同比大幅偏豐有望帶動(dòng)水電發(fā)電量同比增長(zhǎng)。2021 年，由于來(lái)

8、水偏枯，水電發(fā)電量同比下降，從國(guó)家能源局發(fā)布的全國(guó)數(shù)據(jù)看，即使 2021 年烏東德、白鶴灘、楊房溝、兩河口等大型水電機(jī)組陸續(xù)投產(chǎn)，2021 年我國(guó)水電發(fā)電量同比下降 1.1%，龍頭水電公司層面，水電發(fā)電量同比下降幅度高于全國(guó)平均水平，如華能水電/雅礱江水電（剔除兩河口及楊房溝電量）分別同比下降 3.25%/5.3%。2022 年以來(lái)，多數(shù)流域來(lái)水同比偏豐，例如 2月及 4-5 月三峽水庫(kù)月均入庫(kù)流量同比增長(zhǎng) 25%以上，1-4 月/5 月雅礱江流域月度來(lái)水量同比增速達(dá)到 50%+/31%。來(lái)水增長(zhǎng)轉(zhuǎn)換到發(fā)電量增長(zhǎng)層面還會(huì)受用電需求影響，但增減趨勢(shì)大概率保持一致。1Q22，雅礱江水電（國(guó)投/川投

9、）發(fā)電量實(shí)現(xiàn) 11%的同比增長(zhǎng)。根據(jù)國(guó)家能源局?jǐn)?shù)據(jù)，4/5 月全國(guó)水電發(fā)電量分別同比大幅增長(zhǎng) 17%/27%。我們預(yù)計(jì) 2022 年全年來(lái)水同比偏豐，有望帶動(dòng)水電電量同比增長(zhǎng)。圖表6： 1Q22 水電公司發(fā)電量情況11%3408%1761612%（億千瓦時(shí)）發(fā)電量發(fā)電量yoy 4003503002502001501005012%10%8%6%4%2%0華能水電雅礱江水電（國(guó)投/川投）0%長(zhǎng)江電力資料來(lái)源：公司公告、自 2019 年 8 月以來(lái)，云南省月度雙邊協(xié)商交易電價(jià)每月均實(shí)現(xiàn)同比上漲。因 2018 年政府工作報(bào)告提出“一般工商業(yè)電價(jià)平均降低 10%”，云南一般工商業(yè)電價(jià)降價(jià)分別于 2018

10、年 4 月 1 日、5 月 1 日、7 月 1 日和 9 月 1 日 4 個(gè)時(shí)間節(jié)點(diǎn)進(jìn)行了 4 次降價(jià)。導(dǎo)致云南省2018 年 5 月-9 月月度雙邊協(xié)商交易電價(jià)同比下降，最大降幅高達(dá) 32%。根據(jù) 2019 年云南省政府工作報(bào)告，2018 年一批水電鋁硅項(xiàng)目于云南省落地開(kāi)工建設(shè)，2019 年要加快水電鋁硅一體化發(fā)展，確保水電鋁材一體化在建項(xiàng)目全部投產(chǎn)。我們認(rèn)為云南省大規(guī)模引入綠電鋁硅產(chǎn)業(yè)一定程度上扭轉(zhuǎn)了云南省電力供過(guò)于求的局面，電力需求提升帶動(dòng)云南市場(chǎng)化電價(jià)同比上漲，自 2019 年 8 月以來(lái)，其月度雙邊協(xié)商交易電價(jià)每月均實(shí)現(xiàn)同比上漲。2021年全國(guó)電力供需偏緊，多地實(shí)施限電政策，云南省

11、5 月和 7 月也兩發(fā)限電令，推動(dòng)市場(chǎng)化電價(jià)同比上漲幅度出現(xiàn)一波小高峰，6 月-10 月同比上漲比例平均超過(guò) 2 位數(shù)。2022 年以來(lái)，云南省市場(chǎng)化電價(jià)同比上漲程度在 1.7 分錢(qián)左右。圖表7： 2017-2022 年 5 月云南省月度雙邊協(xié)商交易電價(jià)圖表8： 2018-2021 年四川省水電市場(chǎng)化交易電價(jià)情況瓦時(shí))yoy月度雙邊協(xié)商電價(jià)(元/千0.300.250.200.150.100.052017/12017/52017/92018/12018/52018/92019/12019/52019/92020/12020/52020/92021/12021/52021/92022/12022/

12、50.0020%10%0%-10%-20%-30%-40%(元/千瓦時(shí)） 常規(guī)直購(gòu) 戰(zhàn)略長(zhǎng)協(xié)品種總平均0.2630.2580.2600.2500.2240.2220.2180.2120.1960.2000.1940.1790.280.260.240.220.200.180.162018201920202021資料來(lái)源：云南電力市場(chǎng)化交易快報(bào)、注：2021 年戰(zhàn)略長(zhǎng)協(xié)電價(jià)同比下降主要系口徑問(wèn)題，2021 年該值實(shí)際披露口徑為計(jì)劃外交易，除戰(zhàn)略長(zhǎng)協(xié)外，還包括交易電價(jià)極低的富余電量、低谷棄水、電能替代、自備替代交易品種（2020 年上述品種電價(jià)分別為0.079/0.078/0.177/0.213元/

13、千瓦時(shí)，交易電量占比分別為 9/3/1/4%，合計(jì)比例接近當(dāng)年戰(zhàn)略長(zhǎng)協(xié)交易電量比例），拉低了電價(jià)水平。資料來(lái)源：各年度四川電力市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)報(bào)告、我們預(yù)計(jì)四川省水電市場(chǎng)化電價(jià)將維持 2021 年增長(zhǎng)態(tài)勢(shì)。自 2019 年 9 月 26 日，國(guó)務(wù)院常務(wù)會(huì)議決定將現(xiàn)行“標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制”改為“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動(dòng)”的準(zhǔn)市場(chǎng)化機(jī)制，一直到 2021 年市場(chǎng)化電價(jià)改革以前，由于鼓勵(lì)工商業(yè)發(fā)展，降低工商業(yè)用電成本，市場(chǎng)化電價(jià)基本一直處于較基準(zhǔn)電價(jià)折價(jià)狀態(tài)，且折價(jià)程度較高。因此我們可以看到 2018 年-2020年，四川省水電市場(chǎng)化交易常規(guī)直購(gòu)電價(jià)及總體水電市場(chǎng)化交易均價(jià)呈現(xiàn)持續(xù)下降趨勢(shì)。 2021 年 7 月以來(lái)

14、電力供需偏緊帶來(lái)多省電力市場(chǎng)化交易電價(jià)上漲，因此 2021 年四川省水電市場(chǎng)化交易常規(guī)直購(gòu)及總體交易均價(jià)分別同比上漲 1 分錢(qián)/1.8 分錢(qián)，打破四川省水電市場(chǎng)化電價(jià) 2018-2020 年的下降態(tài)勢(shì)。2021 年 10 月 11 日，四川省發(fā)布關(guān)于全省節(jié)約用電倡議書(shū)，由于“今冬明春”（2021 年冬天和 2022 年春天）電力供應(yīng)缺口較大，倡議全社會(huì)聯(lián)合行動(dòng)，共同做好節(jié)約用電工作。在供需仍偏緊的態(tài)勢(shì)下，我們認(rèn)為 2022 年四川省水電市場(chǎng)化電價(jià)將呈現(xiàn)穩(wěn)中向上態(tài)勢(shì)。成本端：存量機(jī)組折舊完成將帶來(lái)利潤(rùn)釋放。我們測(cè)算十四五期間，華能水電部分存量機(jī)組折舊完成將累計(jì)帶來(lái)約 8.9 億元的利潤(rùn)釋放，十五

15、五期間累計(jì)為 7.6 億元，分別占 2021年歸母凈利潤(rùn) 58.4 億的 15%和 28%。雅礱江水電 2022 年折舊將因 2021 年楊房溝全部機(jī)組和兩河口 5 臺(tái)機(jī)組投產(chǎn)而大幅上升，2023 年折舊因兩河口最后一臺(tái)機(jī)組投產(chǎn)小幅上漲， 2023 年-2031 年折舊將保持平穩(wěn)，2032 年開(kāi)始折舊將因二灘水電站房屋及建筑物及錦官+桐子林電站機(jī)電設(shè)備折舊陸續(xù)完成而顯著下降。圖表9： 雅礱江水電存量機(jī)組折舊趨勢(shì)預(yù)測(cè)（2005-2035E）(億元)房屋及建筑物機(jī)器設(shè)備運(yùn)輸工具辦公設(shè)備及其他70 73 73 73 73 73 73 73 73 73 6965 62 6052412933 33 34

16、 35 3519151010 10 10 11 10 108070605040302010200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E2031E2032E2033E2034E2035E0注：該測(cè)算僅考慮存量機(jī)組（包括兩河口、楊房溝），暫不考慮大規(guī)模機(jī)電設(shè)備置換對(duì)公司整體折舊帶來(lái)的增量影響資料來(lái)源：公司公告、預(yù)測(cè)圖表10： 華能水電存量機(jī)組折舊趨勢(shì)預(yù)測(cè)（2006-2030E）)房屋及建筑物機(jī)器設(shè)備其他57 59515

17、6 54 5251 5041 4344 4646 44 44 44 42332418 202247(億元 7060504030201020062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E0注：本測(cè)算僅考慮存量機(jī)組，暫不考慮托巴水電站建設(shè)及投產(chǎn)，及大規(guī)模機(jī)電設(shè)備置換，對(duì)公司整體折舊帶來(lái)的增量影響資料來(lái)源：公司公告、預(yù)測(cè)看好水電基本面穩(wěn)健增長(zhǎng)和股價(jià)表現(xiàn)。進(jìn)攻性角度水電 2022 量?jī)r(jià)齊升概率較大，防御性角度經(jīng)營(yíng)穩(wěn)健歷史股價(jià)波動(dòng)較小。2

18、012 年中至 2013 年中，雅礱江的錦官機(jī)組和金沙江的向家壩/溪洛渡等產(chǎn)能集中投產(chǎn)，和今年情況非常類(lèi)似，水電板塊在此過(guò)程中絕對(duì)收益和相對(duì)收益都較為顯著（均在 20%左右）。推薦國(guó)投電力/川投能源/華能水電。綠電板塊估值回調(diào)到位，后續(xù)關(guān)注裝機(jī)與電價(jià)預(yù)期差綠電長(zhǎng)期成長(zhǎng)趨勢(shì)確定，預(yù)計(jì) 2022-2025 年風(fēng)電、光伏年均中樞分別抬升至 65GW、96GW。截至 2022 年 5 月末，國(guó)內(nèi)風(fēng)電/光伏裝機(jī)容量達(dá)到 339/328GW，較 2021 年末分別增加11/21GW。假設(shè) 2022-2025 年全社會(huì)用電和發(fā)電量 CAGR 均為 6%（略高于 Wind 一致預(yù)期 GDP 增速）、考慮到雙碳

19、目標(biāo)下火電受擠壓、而水電與核電增量有限，新增用電需求主要由風(fēng)光電滿足，我們測(cè)算 2022-2025 年風(fēng)電/光伏年均新增裝機(jī)中樞抬升至 65/96GW，較 2018-2021 年的 41/44GW 大幅提高，2025 年風(fēng)光合計(jì)裝機(jī)占比將達(dá)到 39%（2021 年為 26%），發(fā)電量占比將達(dá)到 19%（2021 年為 12%）。圖表11： 2022-2025 年國(guó)內(nèi)電力裝機(jī)預(yù)測(cè)能源類(lèi)型裝機(jī)量/GWCAGR預(yù)計(jì)占比市占率變化20212022E2023E2024E2025E22-25/%2025/%21-25/pct火電1,2971,3511,3951,4391,4733.245.1-9.4水電3

20、914084214324423.113.5-2.9核電53606266686.42.1-0.2風(fēng)電32837844051158915.718.14.2光伏30738247257769222.621.28.3合計(jì)2,3772,5782,7903,0253,2648.3發(fā)電量/TWh火電5,6465,6965,9586,1836,3342.960.7-6.7水電1,3401,4501,4811,5261,6034.615.4-0.6核電4084334694965196.35.00.1風(fēng)電6567468921,0371,19916.311.53.7光伏32742551963877223.97.43.

21、5合計(jì)8,3778,7519,3189,88010,4275.6資料來(lái)源：中電聯(lián)、預(yù)測(cè)各省“十四五”規(guī)劃隱含風(fēng)光裝機(jī)增量 660GW，內(nèi)蒙古/云南/甘肅引領(lǐng) TOP3。梳理國(guó)內(nèi)各個(gè)省/自治區(qū)/直轄市“十四五”能源規(guī)劃，我們統(tǒng)計(jì)規(guī)劃中對(duì)應(yīng)的 2022-2025 年風(fēng)光新增裝機(jī)合計(jì) 660GW，和前文預(yù)測(cè)基本一致。其中，內(nèi)蒙古/云南/甘肅規(guī)劃增量引領(lǐng)全國(guó)， 2022-2025 年風(fēng)光裝機(jī)分別新增 80/73/53GW。借助于優(yōu)良的風(fēng)光資源稟賦，新能源發(fā)電已成為內(nèi)陸省份重要的投資方向。圖表12： 各省“十四五”規(guī)劃隱含風(fēng)光裝機(jī)增量 660GW（2022-2025 年），內(nèi)蒙古/云南/甘肅領(lǐng)銜(萬(wàn)千瓦

22、)9,0008,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,0000風(fēng)電 光伏內(nèi) 云 甘 山 河蒙 南 肅 西 北古青 陜 廣海 西 東山 廣 貴東 西 州寧 江 江夏 蘇 西湖 四 遼 川 寧黑 河 湖龍 南 南江浙 西 海江 藏 南新 天 上 福 北 吉疆 津 海 建 京 林資料來(lái)源：各省發(fā)改委與能源局、裝機(jī)增長(zhǎng)決定，風(fēng)光運(yùn)營(yíng)在成長(zhǎng)期理應(yīng)獲得更高溢價(jià)，把握上游價(jià)格拐點(diǎn)前的配置機(jī)會(huì)。在 2003-05 年，火電股作為成長(zhǎng)股時(shí)期 A 股 P/B 估值相對(duì)大盤(pán)出現(xiàn)溢價(jià)?；痣娫诔砷L(zhǎng)階段，溢價(jià)來(lái)自于下游需求迅速增長(zhǎng)、裝機(jī)規(guī)?？焖偕仙c原材料供需平衡三方面。從成長(zhǎng)性來(lái)看，當(dāng)前

23、主要風(fēng)光運(yùn)營(yíng)商隱含 2022-2025 年裝機(jī) CAGR 20%-26%，成長(zhǎng)性不弱于 2003-05年火電的裝機(jī)增速（13%），應(yīng)當(dāng)享受更高的估值溢價(jià)。圖表13： 2000-2010 年火電裝機(jī)容量和發(fā)電量幾乎一路上行圖表14： 2000-2010 年火電板塊 P/B vs A 股整體 P/B(萬(wàn)千瓦、億千瓦時(shí)）80,00070,00060,00050,00040,00030,00020,00010,00020000火電裝機(jī)容量（萬(wàn)千瓦）火電發(fā)電量（億千瓦時(shí)）容量YoY（右） 電量YoY（右）30%25%20%15%10%5%0%-5%80%70%60%50%40%30%20%10%0%-1

24、0%-20%(x) 8火電指數(shù)對(duì)上證A股估值折價(jià) 火電指數(shù)PB（右） 上證A股PB（右）76543210(1)2000200020012001200220022003200320042004200520052006200620072007200820082009200920102010(2)2001200220032004200520062007200820092010資料來(lái)源：國(guó)家統(tǒng)計(jì)局、資料來(lái)源：Wind、圖表15： A 股主要風(fēng)光運(yùn)營(yíng)商裝機(jī)增速圖表16： A 股主要風(fēng)光運(yùn)營(yíng)商 PE 與 PB 估值水平（2022 年 6 月均值(%) 70605040302010018-2122-25E龍

25、源電力三峽能源南網(wǎng)能源吉電股份節(jié)能風(fēng)電(x) 454035302520151050龍?jiān)措娏?三峽能源 南網(wǎng)能源 吉電股份 節(jié)能風(fēng)電 信義能源(x) 5PEPB（右）43210資料來(lái)源：公司公告、預(yù)測(cè)資料來(lái)源：Wind、上游價(jià)格拐點(diǎn)前的估值洼地，新能源運(yùn)營(yíng)商出現(xiàn)配置機(jī)會(huì)?？紤]到光伏上游價(jià)格高位震蕩、海上風(fēng)電平價(jià)項(xiàng)目收益率不高，市場(chǎng)對(duì)新能源運(yùn)營(yíng)裝機(jī)增長(zhǎng)有所擔(dān)憂，部分壓制了新能源運(yùn)營(yíng)板塊的相對(duì)估值水平。但從中長(zhǎng)期角度來(lái)看，中國(guó)“雙碳”目標(biāo)不會(huì)改變，建立以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)路徑勢(shì)在必行。因此，我們認(rèn)為，在組件價(jià)格有望迎來(lái)向下拐點(diǎn)、海上風(fēng)電平價(jià)加速推進(jìn)的預(yù)期下，新能源運(yùn)營(yíng)板塊仍處于估值洼地。業(yè)績(jī)

26、彈性區(qū)分，優(yōu)選具備核心競(jìng)爭(zhēng)力的頭部運(yùn)營(yíng)商。新能源運(yùn)營(yíng)商的競(jìng)爭(zhēng)力最終體現(xiàn)在中長(zhǎng)期業(yè)績(jī)彈性與持續(xù)性。三維度評(píng)價(jià)：1）運(yùn)營(yíng)能力，發(fā)電量最為直觀，綜合體現(xiàn)開(kāi)發(fā)/投資/建設(shè)/運(yùn)維實(shí)力；2）盈利能力，對(duì)風(fēng)電而言資源區(qū)域運(yùn)營(yíng)效率融資成本，對(duì)光伏而言融資成本與電價(jià)是關(guān)鍵；3）融資能力，保障競(jìng)爭(zhēng)力的可持續(xù)性，杠桿是內(nèi)在約束，央/國(guó)企融資成本壁壘牢固。競(jìng)爭(zhēng)力最終體現(xiàn)在運(yùn)營(yíng)商中長(zhǎng)期的業(yè)績(jī)彈性與持續(xù)性。我們認(rèn)為三類(lèi)新能源運(yùn)營(yíng)商有望體現(xiàn)出屬性：1）裝機(jī)規(guī)模快速增長(zhǎng)的新能源運(yùn)營(yíng)商龍頭，包括三峽能源、龍?jiān)措娏Γ?）傳統(tǒng)能源轉(zhuǎn)型標(biāo)的，包括華電國(guó)際、國(guó)電電力；3）占據(jù)優(yōu)質(zhì)資源的區(qū)域型運(yùn)營(yíng)商。核電電價(jià)上漲彌補(bǔ)短期電量增長(zhǎng)放緩，中

27、長(zhǎng)期貢獻(xiàn)穩(wěn)定業(yè)績(jī)各省份市場(chǎng)化電價(jià)的上漲給核電帶來(lái)的業(yè)績(jī)?cè)龊褫^為可觀。2022 年廣東、福建的核電市場(chǎng)化電量有明顯提升，而浙江、江蘇等省份核電市場(chǎng)化電量比例基本維持穩(wěn)定。市場(chǎng)化電價(jià)方面，已經(jīng)明確簽訂的中國(guó)廣核廣東省 112.9 億度 2022 年度電力長(zhǎng)協(xié)，其市場(chǎng)化交易價(jià)格與中國(guó)廣核本次在廣東參與市場(chǎng)化機(jī)組的計(jì)劃電價(jià)相當(dāng)；根據(jù) 2022 年江蘇電力市場(chǎng)年度交易結(jié)果，中國(guó)核電在江蘇省簽訂的 140 億度核電交易長(zhǎng)協(xié)，市場(chǎng)化電價(jià) 466.69 元/MWh，較江蘇省基準(zhǔn)電價(jià)上浮 19.36%。對(duì)于中國(guó)核電部分尚未明確的市場(chǎng)化電價(jià)，我們做了 3 種假設(shè)，分別為與參與市場(chǎng)化核電機(jī)組計(jì)劃電價(jià)一致，較各省份基

28、準(zhǔn)電價(jià)上漲 10%以及較各省份基準(zhǔn)電價(jià)上漲 20%。考慮中國(guó)核電 2022 年新投產(chǎn)機(jī)組帶來(lái)的電量增量。我們測(cè)算，假設(shè)江蘇、海南、浙江市場(chǎng)化電價(jià)與參與市場(chǎng)化核電機(jī)組計(jì)劃電價(jià)一致/較各省份基準(zhǔn)電價(jià)上漲 10%/20%，中國(guó)核電將新增收入 70.4-88.61 億元，其 2022 年綜合上網(wǎng)電價(jià)將同比上漲 0.011-0.022 元/千瓦時(shí)，2022 年核電市場(chǎng)化量?jī)r(jià)齊升為公司帶來(lái)歸母凈利潤(rùn)彈性預(yù)計(jì)為 25%-35%（基數(shù)為公司2021 年歸母凈利潤(rùn) 80.37 億元）。圖表17： 中國(guó)核電 2022 年市場(chǎng)化電價(jià)上漲帶來(lái)收入/歸母凈利潤(rùn)增厚假設(shè)江蘇、海南、浙江市場(chǎng)收入增量綜合電價(jià)綜合電價(jià)上漲歸母

29、凈利增量較 2021 年公司歸母凈利彈性化電價(jià)(億元）（元/千瓦時(shí)）（元/千瓦時(shí)）(億元）（%）與機(jī)組計(jì)劃電價(jià)持平70.400.4140.01119.7825%較各省基準(zhǔn)電價(jià)上浮 10%78.680.4190.01623.5029%較各省基準(zhǔn)電價(jià)上浮 20%88.610.4260.02227.9735%注：1）由于我們的測(cè)算考慮了公司本身由新投產(chǎn)機(jī)組及存量機(jī)組利用小時(shí)提升帶來(lái)的電量增長(zhǎng)，故歸母凈利潤(rùn)增量=（收入增量*（1-營(yíng)業(yè)稅金及附加比例）-成本增量）*（1-所得稅率）*（1-少數(shù)股東損益比例）；2）營(yíng)業(yè)稅金及附加率/所得稅率/少數(shù)股東損益比例均參考公司 2020 年年報(bào)數(shù)值 1. 2%/1

30、6.9%/45.2%。資料來(lái)源：預(yù)測(cè)城燃分銷(xiāo)：盈利能力有望見(jiàn)底回升，但低估值或是新常態(tài)中國(guó)天然氣供需緊平衡，俄氣增量攤薄進(jìn)口氣價(jià)國(guó)內(nèi)天然氣對(duì)外依存度不降反升。據(jù)國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家統(tǒng)計(jì)局和海關(guān)總署發(fā)布的數(shù)據(jù)，2021年國(guó)內(nèi)天然氣表觀消費(fèi)量為 3726 億方（同比+15%），天然氣總供給為 3736 億方（同比+13%）?？鄢龂?guó)內(nèi)天然氣產(chǎn)量 2053 億方（同比+9%），2021 年國(guó)內(nèi)天然氣供需缺口為 1673億方，主要由進(jìn)口氣滿足，國(guó)內(nèi)天然氣消費(fèi)對(duì)外依存度同比+3pp 至 45%。2021 年天然氣進(jìn)口量為 1675 億方（同比+19%），其中 LNG 1089 億方（同比+18%），管道氣 5

31、86 億方（同比+23%）。圖表18： 2021 年國(guó)內(nèi)天然氣表觀消費(fèi)量同比+15%，對(duì)外依存度 45%圖表19： 2021 年國(guó)產(chǎn)氣同比+9%、進(jìn)口氣同比+19%表觀消費(fèi)量 對(duì)外依存度（右）yoy（右）(億方) 4,000%)(億方)國(guó)產(chǎn)氣進(jìn)口管道氣50進(jìn)口LNG國(guó)產(chǎn)氣yoy（右）(%)3,5003,0002,5002,0001,5001,00050004540353025201510502016201720182019202020214,0003,0002,0001,0000進(jìn)口管道氣yoy（右）進(jìn)口LNGyoy（右）6050403020100(10)2016201720182019202

32、02021資料來(lái)源：國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家統(tǒng)計(jì)局、海關(guān)總署、資料來(lái)源：國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家統(tǒng)計(jì)局、海關(guān)總署、氣電承壓或?qū)?dǎo)致 22 年天然氣消費(fèi)量增長(zhǎng)低于預(yù)期。2022 年 1-5 月國(guó)內(nèi)天然氣表觀消費(fèi)量為 1529 億方，同比-0.94%。隨著疫情管控邊際放松，下半年天然氣需求有望復(fù)蘇；但考慮到今年 LNG 價(jià)格高企顯著壓制氣電出力，我們預(yù)計(jì) 22 年天然氣需求同比+7%至 3,986億方（增幅 260 億方），低于 4 月中石油經(jīng)研院預(yù)測(cè)的同比+8.2%（4,031 億方）。圖表20： 2021 年下半年以來(lái)中國(guó) LNG 到岸價(jià)震蕩上行圖表21： 預(yù)計(jì) 22 年天然氣需求同比+7%，低于 4 月中石

33、油預(yù)測(cè)(美元/MMBTu)LNG到岸價(jià)：中國(guó)(%)天然氣表觀消費(fèi)量累計(jì)同比1690148012701060850640430220010(2)8.56.615.0-0.947.08.2001/202104/202107/202110/202101/202204/202207/20222019202020215M222022E華泰預(yù)測(cè)2022E中石油預(yù)測(cè)資料來(lái)源：金聯(lián)創(chuàng)、資料來(lái)源：國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家統(tǒng)計(jì)局、海關(guān)總署、中石油、預(yù)測(cè)國(guó)產(chǎn)氣 22 年增幅 147 億方。根據(jù)“三桶油”對(duì)常規(guī)與非常規(guī)天然氣的增儲(chǔ)部署和安排，預(yù)計(jì) 2022 年天然氣產(chǎn)量將達(dá)到 2200 億立方米左右，同比增長(zhǎng) 7%左右，增幅

34、 147 億方。進(jìn)口管道氣：以中亞線為主，俄氣為最大增量。2021 年進(jìn)口管道氣中，中亞管道氣 441 億立方米，中俄東線天然氣 100 億立方米（俄羅斯從 2021 年開(kāi)始成為僅次于土庫(kù)曼斯坦的我國(guó)第二大管道天然氣進(jìn)口國(guó)），其余 40 多億立方米來(lái)自中緬天然氣管道。俄氣計(jì)劃 2022年對(duì)華輸氣 150 億立方米。2 月 4 日俄氣與中石油簽署新的天然氣長(zhǎng)期供應(yīng)協(xié)議，將中俄東線供應(yīng)能力由 380 億方/年提升至 480 億方/年。7 月 18 日蒙古國(guó)總理宣布，中俄天然氣管道“西伯利亞力量 2 號(hào)”（即中俄中線）將于 2024 年開(kāi)工，2030 年投產(chǎn)，設(shè)計(jì)運(yùn)力 500億方/年。俄氣報(bào)關(guān)價(jià)接近

35、管道氣最低。我們根據(jù)海關(guān)數(shù)據(jù)，結(jié)合人民銀行發(fā)布的 2021 年美元兌人民幣平均匯率 6.4515 換 算，2021 年土庫(kù)曼斯坦、烏茲別克斯坦、哈薩克斯坦、緬甸、俄羅斯進(jìn)口管道氣價(jià)格分別為 1.54/1.28/1.39/2.25/1.20 元/立方米。自 2019 年 12 月通氣以來(lái)，中俄東線管道氣價(jià)格在大部分時(shí)間都處于最低水平。圖表22： 俄氣是中國(guó)進(jìn)口管道氣最大增量圖表23： 俄氣在進(jìn)口管道氣中價(jià)格相對(duì)更低(萬(wàn)噸)450400350300250200150100500土庫(kù)曼斯坦哈薩克斯坦烏茲別克斯坦緬甸俄羅斯201620172018201920202021(美元/千克) 土庫(kù)曼斯坦緬甸俄

36、羅斯 烏茲別克斯坦 哈薩克斯坦0.60.50.40.30.20.101/201605/201609/201601/201705/201709/201701/201805/201809/201801/201905/201909/201901/202005/202009/202001/202105/202109/20210資料來(lái)源：海關(guān)總署、注：氣態(tài)天然氣密度約為 0.7174 千克/立方米資料來(lái)源：海關(guān)總署、進(jìn)口管道氣價(jià)：油價(jià)強(qiáng)相關(guān)，俄氣增量影響邊際遞減。中國(guó)管道氣定價(jià)中，中緬氣與原油掛鉤，中亞氣與成品油掛鉤。根據(jù)我們測(cè)算，原油價(jià)格下降 10%，中國(guó)進(jìn)口氣平均成本下降 0.17 元/立方米，邊際

37、效應(yīng)相對(duì)穩(wěn)定。中俄管道氣作為低價(jià)的氣源補(bǔ)充，進(jìn)口管道氣均價(jià)下降的邊際效應(yīng)遞減，例如 100 至 200 億方區(qū)間均價(jià)降低 0.043 元/方、200-300 億方降低0.017 元/方。但考慮到油價(jià)的強(qiáng)相關(guān)性，高油價(jià)期俄氣增量的降價(jià)效果好于低油價(jià)期。圖表24： 俄氣增量與油價(jià)漲跌幅對(duì)中國(guó)進(jìn)口管道氣均價(jià)的影響測(cè)算進(jìn)口管道氣均價(jià)100200300400600900-30%1.2011.1711.1591.1491.1211.086-20%1.3731.3381.3251.3131.2811.241-10%1.5441.5051.4901.4771.4411.3960%1.7161.6731.656

38、1.6411.6021.55110%1.8871.8401.8211.8051.7621.70620%2.0592.0071.9871.9691.9221.86130%2.2312.1742.1522.1332.0822.016注：進(jìn)口管道氣均價(jià)單位元/方，橫軸為中俄管道氣進(jìn)口量（億方），縱軸為油價(jià)漲跌幅資料來(lái)源：海關(guān)總署、預(yù)測(cè)城燃銷(xiāo)氣毛差有望改善，但低估值或是新常態(tài)22H1 銷(xiāo)氣毛差有望環(huán)比小幅改善。銷(xiāo)氣毛差、氣量與接駁是影響城燃公司盈利能力的核心變量。2021 年國(guó)內(nèi)主要城燃公司（除昆侖能源以外）銷(xiāo)氣毛差均同比下滑 0.060.10 元/方（降幅 1118%），主因 21H2 以來(lái)天然氣價(jià)

39、格大幅上漲、而城燃順價(jià)相對(duì)滯后。隨著供暖季結(jié)束、順價(jià)比例提高，22Q1-Q2 銷(xiāo)氣毛差環(huán)比正小幅改善；下半年民用氣新合同落地，有望推動(dòng) 22H2 毛差同比大幅改善。圖表25： 除昆侖能源以外，2021 年國(guó)內(nèi)其他主要城燃公司銷(xiāo)氣毛差同比下滑 1118%(元/方)0.82016201720182019202020210.70.60.50.40.30.20.10新奧能源華潤(rùn)燃?xì)庵袊?guó)燃?xì)饫瞿茉聪愀壑腥A煤氣港華燃?xì)赓Y料來(lái)源：公司公告、天然氣需求增速放緩。22-25 年國(guó)內(nèi)天然氣需求有望保持 8%左右 CAGR，較 17-21 年 12%的 CAGR 明顯放緩。國(guó)內(nèi)天然氣增量需求以工商業(yè)煤改氣為主、居

40、民用氣內(nèi)生增長(zhǎng)為輔。圖表26： 我們預(yù)計(jì) 22-25 年國(guó)內(nèi)天然氣需求增速較 17-21 年放緩天然氣總需求 城市燃?xì)夤I(yè)燃?xì)?天然氣發(fā)電天然氣化工(%) 403020100(10)(20)2016201720182019202020212022E2023E2024E2025E資料來(lái)源：國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家統(tǒng)計(jì)局、未來(lái) 2-3 年氣量增速與新增接駁展望較“十三五”均有所收窄，料城燃公司歸母凈利增速將回落至 1015%（“十三五”2025%），行業(yè)或?qū)⑦M(jìn)入低估值的新常態(tài)。圖表27： 我們預(yù)計(jì) 22-24 年主要城燃公司新增接駁規(guī)模將收窄(千戶(hù))16,000中國(guó)燃?xì)馊A潤(rùn)燃?xì)庑聤W能源昆侖能源港華智慧能源

41、14,00012,00010,0008,0006,0004,0002,000020152016201720182019202020212022E2023E2024E資料來(lái)源：公司公告、預(yù)測(cè)重點(diǎn)推薦看好水電基本面穩(wěn)健增長(zhǎng)和股價(jià)表現(xiàn)，進(jìn)攻性角度 22 年量?jī)r(jià)齊升概率較大，防御性角度經(jīng)營(yíng)穩(wěn)健歷史股價(jià)回撤較小，推薦國(guó)投電力/川投能源/華能水電。中長(zhǎng)期業(yè)績(jī)彈性與持續(xù)性檢驗(yàn)競(jìng)爭(zhēng)力，把握估值回調(diào)后的布局機(jī)會(huì)，推薦綠電運(yùn)營(yíng)龍頭三峽能源/龍?jiān)措娏?、火電轉(zhuǎn)型先鋒華電國(guó)際/國(guó)電電力，關(guān)注優(yōu)質(zhì)區(qū)域資源分配。城燃行業(yè)高頻數(shù)據(jù)邊際向好，天然氣價(jià)格既是板塊業(yè)績(jī)主變量也是影響投資者情緒的關(guān)鍵點(diǎn)。能源轉(zhuǎn)型打開(kāi)二次成長(zhǎng)曲線，推薦

42、新奧股份/港華智慧能源；業(yè)績(jī)與估值雙見(jiàn)底，建議關(guān)注中國(guó)燃?xì)狻?guó)投電力（600886 CH，買(mǎi)入，目標(biāo)價(jià)：13.09 元）火電板塊虧損導(dǎo)致 21 年利潤(rùn)下滑，兩河口/楊房溝水電站有待發(fā)力。公司 21 年?duì)I業(yè)收入/歸母凈利潤(rùn) 436.8/24.4 億元（歸母凈利低于我們預(yù)期的 37.5 億元），同比+11.1%/-55.8%；1Q21 營(yíng)業(yè)收入/歸母凈利潤(rùn)為 110.4/10.4 億元，同比+20.1%/-14.9%。21 年煤價(jià)高企致火電凈利承壓，22 年煤電板塊有望反轉(zhuǎn)；兩河口/楊房溝機(jī)組已全部投產(chǎn)，有待其電量充分釋放，預(yù)計(jì)公司 22-24 年歸母凈利 64/66.6/68.1 億元。公司 2

43、2E 火電/清潔能源歸母凈利 6.5/57.5 億元，參考可比火電/清潔能源公司 22 年 Wind 一致預(yù)期 PE 均值 11.21/15.71x，給予公司火電/清潔能源板塊 22 年目標(biāo) PE 11.21/15.71x，公司市值 976 億元，對(duì)應(yīng)目標(biāo)價(jià)13.09 元，維持“買(mǎi)入”。（報(bào)告發(fā)布日期：2022 年 5 月 3 日）風(fēng)險(xiǎn)提示：來(lái)水/兩楊發(fā)電量/市場(chǎng)化電價(jià)上漲不及預(yù)期；煤價(jià)增長(zhǎng)超預(yù)期。川投能源（600674 CH，買(mǎi)入，目標(biāo)價(jià)：14.18 元）田灣河電站因大壩治理影響公司業(yè)績(jī)，期待兩楊發(fā)電量釋放。公司 21 年?duì)I業(yè)收入/歸母凈利潤(rùn) 12.6/30.9 億元（低于我們預(yù)期的 12.

44、8/33.9 億元），同比+22.5%/-2.4%；1Q21 營(yíng)業(yè)收入/歸母凈利潤(rùn)為 1.7/5.6 億元，同比減少 18.2%/13.7%。公司 21 年 DPS 為 0.40 元，對(duì)應(yīng)派息率高達(dá) 57.0%（高于承諾比例 50%）。田灣河水電站仁宗海水庫(kù) 21 年因大壩治理未蓄水，將影響 2022 年發(fā)電量，我們預(yù)計(jì) 22-24 年歸母凈利 36.8/38.8/39.2 億元。參考可比公司W(wǎng)ind 一致預(yù)期 22 年平均PE16x，考慮兩河口/楊房溝水電站產(chǎn)能釋放帶來(lái)長(zhǎng)期價(jià)值提升，給予公司 22 年 17x 目標(biāo) PE，對(duì)應(yīng)目標(biāo)價(jià) 14.18 元，維持“買(mǎi)入”評(píng)級(jí)。（報(bào)告發(fā)布日期： 202

45、2 年 4 月 21 日）風(fēng)險(xiǎn)提示：兩河口/楊房溝發(fā)電量不及預(yù)期；經(jīng)濟(jì)下行拖累水電需求。華能水電（600025 CH，買(mǎi)入，目標(biāo)價(jià)：8.30 元）云南市場(chǎng)化量?jī)r(jià)齊升促公司業(yè)績(jī)?cè)鲩L(zhǎng)，2022 年預(yù)計(jì)新能源裝機(jī)增長(zhǎng)。公司 21 年?duì)I業(yè)收入/歸母凈利潤(rùn) 202/58.4 億元（高于我們預(yù)期的 196.5/55.4 億元），同比+4.9%/+20.8%；1Q22營(yíng)業(yè)收入/歸母凈利潤(rùn)為 39.4/7.4 億元，同比+2.7%/23.4%。公司 21 年 DPS 為 0.17 元，對(duì)應(yīng)派息率 52.4%。由于公司云南省市場(chǎng)化量?jī)r(jià)齊升且 22 年公司預(yù)計(jì)新增新能源裝機(jī) 1.3GW，預(yù)計(jì) 22-24 年歸母凈

46、利為 69.5/76.2/87 億元。參考可比公司W(wǎng)ind 一致預(yù)期 22 年平均 PE15x，考慮公司水風(fēng)光一體化發(fā)展帶來(lái)長(zhǎng)期價(jià)值提升，給予公司 22 年 21.5x 目標(biāo) PE，對(duì)應(yīng)目標(biāo)價(jià) 8.30 元，維持“買(mǎi)入”評(píng)級(jí)。（報(bào)告發(fā)布日期：2022 年 4 月 23 日）風(fēng)險(xiǎn)提示：來(lái)水/市場(chǎng)化電價(jià)上漲不及預(yù)期，水風(fēng)光電站投產(chǎn)不及預(yù)期。三峽能源（600905 CH，買(mǎi)入，目標(biāo)價(jià)：8.12 元）風(fēng)光項(xiàng)目?jī)?chǔ)備豐富，維持買(mǎi)入評(píng)級(jí)。預(yù)計(jì) 22-24 年歸母凈利為 82/100/119 億元，CAGR=28%，EPS 為 0.29/0.35/0.41 元。新能源發(fā)電行業(yè)可比公司 22 年 PEG 均值為

47、 0.7x（Wind 一致預(yù)期）。我們認(rèn)為公司具備成為全球海上風(fēng)電龍頭的潛力，凈利潤(rùn) CAGR（28%）好于可比均值（25%），給予公司 22 年 1.0 x 目標(biāo) PEG（相對(duì)溢價(jià) 0.3x），對(duì)應(yīng)目標(biāo)價(jià) 8.12 元。（報(bào)告發(fā)布日期：2022 年 4 月 29 日）風(fēng)險(xiǎn)提示：電價(jià)風(fēng)險(xiǎn)；限電風(fēng)險(xiǎn)；可再生能源補(bǔ)貼滯后風(fēng)險(xiǎn)。龍?jiān)措娏Γ?01289 CH，買(mǎi)入，目標(biāo)價(jià)：28.50 元）國(guó)家能源集團(tuán)新能源主力平臺(tái)。龍?jiān)措娏邆渌拇螵?dú)特優(yōu)勢(shì)：1）央企國(guó)家能源集團(tuán)的新能源主力平臺(tái)，可充分整合集團(tuán)資源；2）全球風(fēng)電龍頭地位牢固，自 2015 年以來(lái)裝機(jī)規(guī)模持續(xù)保持首位；3）風(fēng)電投運(yùn)項(xiàng)目覆蓋國(guó)內(nèi) 32 個(gè)省

48、市，在資源獲取和項(xiàng)目開(kāi)發(fā)上具備先發(fā)優(yōu)勢(shì)；4）杠桿率穩(wěn)健，回歸 A 股后大幅拓寬融資渠道。預(yù)計(jì)公司 2022-24 年歸母凈利 80/95/113 億元，EPS 0.95/1.13/1.34 元。公司行業(yè)地位領(lǐng)先，盈利能力優(yōu)于同行，資產(chǎn)注入增量可觀，給予 2022 年 30 xPE（Wind 一致預(yù)期可比均值 24x），目標(biāo)價(jià) 28.5 元。（報(bào)告發(fā)布日期：2022 年 6 月 27 日）風(fēng)險(xiǎn)提示：疫情對(duì)在建項(xiàng)目進(jìn)度的影響；來(lái)風(fēng)情況不及預(yù)期；棄電率回升風(fēng)險(xiǎn)；煤價(jià)上升風(fēng)險(xiǎn)；電價(jià)下調(diào)風(fēng)險(xiǎn)；可再生能源補(bǔ)貼回款速度不及預(yù)期。華電國(guó)際（600027 CH，買(mǎi)入，目標(biāo)價(jià)：5.91 元）高煤價(jià)壓力下 2Q22

49、 仍保持盈利，參股新能源平臺(tái)功不可沒(méi)。華電國(guó)際于 7 月 14 日發(fā)布 2022年上半年業(yè)績(jī)預(yù)告，公司預(yù)計(jì) 1H22 歸母凈利 14.9-18.2 億元，扣非歸母凈利 10.9-14.2 億元（同比增長(zhǎng) 0%-30%）；對(duì)應(yīng) 2Q22 歸母凈利 8.7-12.0 億元，扣非歸母凈利 4.7-8.0 億元。我們維持 2022-2024 年歸母凈利潤(rùn)預(yù)期 51.1/60.9/66.7 億元。我們預(yù)計(jì) 22 年公司參股新能源公司貢獻(xiàn)投資收益 29.3 億元，公司水電/火電歸母凈資產(chǎn)為 72/239 億元，參考可比公司 2022E Wind 一致預(yù)期 PE/PB/PB 均值 23.3x/2.2x/1.

50、1x，給予公司參股新能源權(quán)益資產(chǎn)/水電/火電目標(biāo)PE/PB/PB16.3x/1.7x/0.9x（新能源折價(jià)考慮公司擁有的為參股資產(chǎn)，水電折價(jià)考慮與可比公司水電盈利水平有差距，火電折價(jià)考慮可比公司擁有控股新能源資產(chǎn)），公司目標(biāo)市值 583億元，目標(biāo)價(jià) 5.91 元，維持“買(mǎi)入”評(píng)級(jí)。（報(bào)告發(fā)布日期：2022 年 7 月 15 日）風(fēng)險(xiǎn)提示：煤價(jià)下降/電價(jià)上漲不及預(yù)期；參股新能源平臺(tái)發(fā)展不及預(yù)期；對(duì)參股新能源平臺(tái)的持股比例被稀釋風(fēng)險(xiǎn)。國(guó)電電力（600795 CH，買(mǎi)入，目標(biāo)價(jià)：4.65 元）傳統(tǒng)能源資產(chǎn)盈利穩(wěn)中有升，新能源規(guī)劃上調(diào)加速轉(zhuǎn)型。公司背靠國(guó)家能源集團(tuán)，系集團(tuán)旗 下新能源發(fā)展三大主力公司之

51、一。截至 21 年底，公司控股裝機(jī) 9981 萬(wàn)千瓦，其中火電占比 78%，系我國(guó)火電裝機(jī)規(guī)模第二大的上市公司。十三五期間，除幾次集團(tuán)資產(chǎn)整合外，公司 盈利穩(wěn)中有升。我們預(yù)計(jì)公司 22-25 年歸母凈利為 62/77/92/115 億元。根據(jù)公司 22 年新能 源板塊歸母凈利潤(rùn) 17.7 億元，水電/火電歸母凈資產(chǎn) 230/398 億元，參考可比公司 Wind 一致 預(yù)期 22E PE/PB/PB 均值 21.4/2.1/0.8x，考慮公司新能源/水電資產(chǎn)盈利較可比公司有一定差 距及火電可比公司PB 一致預(yù)期含新能源資產(chǎn)預(yù)期，給予公司22E PE/PB/PB 預(yù)期15/1.5/0.6x，新能源

52、/水電/火電市值 265/345/239 億元，扣除永續(xù)債權(quán)益 19.95 億元，目標(biāo)市值 830 億元， 目標(biāo)價(jià) 4.65 元，給予“買(mǎi)入”評(píng)級(jí)。（報(bào)告發(fā)布日期：2022 年 6 月 7 日）風(fēng)險(xiǎn)提示：煤價(jià)超預(yù)期及長(zhǎng)協(xié)煤保障不及預(yù)期；煤電電價(jià)上漲/新能源發(fā)展/大渡河水能利用不及預(yù)期。新奧股份（600803 CH，買(mǎi)入，目標(biāo)價(jià)：24.06 元）新簽大額 LNG 采購(gòu)長(zhǎng)約，資源池優(yōu)化，供應(yīng)能力有望增強(qiáng)。3 月 29 日，公司發(fā)布簽訂日常經(jīng)營(yíng)重大合同公告：公司子公司 ENN LNG (Singapore) Pte Ltd （新奧新加披公司）及 ENN Global Trading Pte Ltd （新奧貿(mào)易公司）分別與 Energy Transfer LNG Export, LLC（ET LNG 出口公司）簽署 180 和 90 萬(wàn)噸/年 LNG 采購(gòu)合同，為期 20 年，公司預(yù)計(jì)最早自 2026 年開(kāi)始，采購(gòu)價(jià)格與 Henry Hub 基準(zhǔn)價(jià)格掛鉤。我們認(rèn)為依托公司擬收購(gòu)的新奧舟山 LNG 接收站，此次大額 LNG 采購(gòu)合同的簽訂有利于公司資源池優(yōu)化，進(jìn)一步提升公司天然氣供應(yīng)能力，直銷(xiāo)氣業(yè)務(wù)發(fā)展未來(lái)可期。維持公司 22-24 年歸母凈利預(yù)測(cè) 48.9/57/62 億元，根據(jù)可比公司W(wǎng)ind 一致預(yù)期 22E PE 均值 11x，考慮公