公用環保行業：變革中凸顯價值估值中尋找機會-221205（54頁）.pdf

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1、 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。1 證券研究報告 公用環保公用環保 變革中凸顯價值，估值中尋找機會變革中凸顯價值，估值中尋找機會 華泰研究華泰研究 公用事業公用事業 增持增持 (維持維持)環保環保 增持增持 (維持維持)研究員 王瑋嘉王瑋嘉 SAC No.S0570517050002 SFC No.BEB090 +(86)21 2897 2079 研究員 黃波黃波 SAC No.S0570519090003 SFC No.BQR122 +(86)755 8249 3570 聯系人 李雅琳李雅琳 SAC No.S0570121040031 SFC No.BTC420

2、 +(86)21 2897 2228 聯系人 胡知胡知 SAC No.S0570121120004 +(86)21 2897 2228 行業行業走勢圖走勢圖 資料來源：Wind，華泰研究 重點推薦重點推薦 股票名稱股票名稱 股票代碼股票代碼 目標價目標價 (當地幣種當地幣種)投資評級投資評級 華能國際 600011 CH 9.47 買入 華能國際電力股份 902 HK 4.53 買入 華電國際 600027 CH 6.86 買入 華電國際電力股份 1071 HK 3.73 買入 國電電力 600795 CH 5.50 買入 中國電力 2380 HK 5.85 買入 華潤電力 836 HK 24

3、.74 買入 內蒙華電 600863 CH 4.40 買入 華能水電 600025 CH 8.74 買入 國投電力 600886 CH 12.40 買入 川投能源 600674 CH 14.72 買入 龍源電力 916 HK 18.00 買入 龍源電力 001289 CH 22.50 買入 三峽能源 600905 CH 8.12 買入 偉明環保 603568 CH 28.70 買入 旺能環境 002034 CH 27.53 買入 新奧股份 600803 CH 21.56 買入 新奧能源 2688 HK 142.63 買入 港華智慧能源 1083 HK 5.53 買入 中國燃氣 384 HK 1

4、3.86 買入 資料來源：華泰研究預測 2022 年 12 月 05 日中國內地 年度策略年度策略 變革中凸顯變革中凸顯稀缺資產稀缺資產價值，估值中尋找價值，估值中尋找布局布局機會機會 碳中和背景下，高比例新能源接入對電力系統調節能力提出要求，要從傳統的“源隨荷動”轉變為“源動荷動”甚至“荷隨源動”。新型電力系統建設過程中新能源具有高增長性，火風光、水風光一體化發展也值得關注，推薦綠電龍頭龍源電力（A+H）/三峽能源，傳統能源轉型標的華能國際（A+H）/華電國際（A+H）/國電電力/中國電力/華潤電力/內蒙華電，大水電華能水電/國投電力/川投能源。垃圾焚燒及城燃均可關注二次增長曲線，垃圾焚燒推

5、薦運營能力突出、成長空間較大的企業偉明環保/旺能環境，城燃推薦新奧股份/新奧能源/港華智慧能源/中國燃氣。傳統能源傳統能源：轉型中重要性凸顯，：轉型中重要性凸顯，長期價值具有重估潛能長期價值具有重估潛能 2023 年火電仍將繼續承擔電力保供重任，我們預計煤價下行仍系火電盈利改善的關鍵因素，若實現燃煤上網電價與煤價變化的聯動有望疏導盈利壓力。尖端負荷不足帶來供需矛盾將加速推行火電建設，疊加燃煤成本壓力或導致容量電價出臺或早于預期。而容量電價出臺帶來火電盈利模式改變有望帶來火電資產價值重估。大水電無懼來水波動，2023 年我們預期水電上網電價仍將提升，部分公司成本端（折舊、財務費用）還有節約空間。

6、“水風光”一體化發展為水電業績增長帶來新空間，“1+1+1”大于 3，長期價值提升可期。新能源：估值已筑底，新能源：估值已筑底，綠電收益率底線明確綠電收益率底線明確 新能源今年以來受到來風總體同比偏弱，光伏組件價格處于高位阻礙新增裝機建設投產，投資者對新能源盈利能力擔憂等影響，股價走勢在整個電力板塊中相對偏弱。雙碳背景下，新能源系高成長賽道，我們認為 2022 年各大運營商光伏新增裝機可能因高組件價格而不及預期，但 2023 年若光伏組件價格有所回落或加速光伏裝機投產，海上風電也有望延續降本趨勢；新能源盈利無須過分擔憂，LCOE 下行使得新能源逐步走向平價甚至競價上網，但目前新增新能源平價項目

7、仍基本能夠執行燃煤基準電價，綠色價值逐步凸顯為新能源盈利能力添磚加瓦。垃圾焚燒：垃圾焚燒：盈利能力提升，新業務打開成長空間盈利能力提升，新業務打開成長空間 垃圾發電行業由跑馬圈地步入運營為王時代，我們認為應重點關注產能儲備、運營效率和第二增長曲線：1.產能儲備：通過對各公司在建和在手產能數據的整理和分析，我們認為頭部公司產能儲備充足，可保障近 2-3 年增長無虞。2.運營效率：垃圾焚燒發電市場產能釋放趨緩，各公司運營管理和成本控制重要性凸顯，頭部公司已積累較強優勢，高質量增長可期。3.第二增長曲線：部分上市公司依靠運營項目提供穩健現金流支撐，結合自身優勢，通過產業鏈延伸、業務協同等方式進軍新能

8、源、資源循環再生等業務，有望打造第二成長曲線。城燃：基本面已先于估值見底，國際氣價仍是最大變數城燃：基本面已先于估值見底，國際氣價仍是最大變數 外部環境因素擾動及 LNG 高漲背景下 2022 年 1-9 月我國天然氣表觀消費量出現 2002 年以來首次同比下滑，我們預計 2023 年天然氣消費量有望在經濟復蘇和 LNG 價格回落基礎上反彈。隨著供暖季結束、順價比例提高，22Q1-Q2 城燃銷氣毛差環比小幅改善；下半年民用氣新合同落地以及暖冬緩解保供壓力，有望推動城燃 22H2 毛差同比大幅改善。城燃行業高頻數據邊際向好，天然氣價格既是板塊業績主變量也是影響投資者情緒的關鍵點。建議關注能源轉型

9、打開的二次成長曲線。風險提示：煤價/LNG 價格下行不及預期、電價改革帶來上網電價上漲不及預期、新能源/垃圾焚燒項目投產不及預期、全社會用電復蘇不及預期。(29)(19)(9)212Dec-21Apr-22Aug-22Nov-22(%)公用事業環保滬深300 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。2 公用環保公用環保 正文目錄正文目錄 投資概要投資概要.4 復盤復盤 2022 年電力板塊市場表現，水火較為強勢，新能源偏弱年電力板塊市場表現，水火較為強勢，新能源偏弱.5 A 股電力板塊相對收益表現：水電火電新能源.5 H 股電力公司相對收益表現：整體偏弱，個別公司 alph

10、a 較強.6 電力供需：發電側風光滲透率提升，需求側新動能為增長新主力電力供需：發電側風光滲透率提升，需求側新動能為增長新主力.7 可以數量化計算的電量供需裝機與需求的對應.7 帶有時間曲線的電力平衡靈活性機組的容量提供.8 火電：轉型中重要性凸顯，煤價、電改仍是主要關注方向火電：轉型中重要性凸顯，煤價、電改仍是主要關注方向.11 2023 年火電仍將承擔電力保供重任，火電投資或將快速增長.11 煤價下行是盈利改善關鍵，電價改革或推動火電資產重估.13 水電：無懼來水波動，水風光一體化發展助力價值提升水電：無懼來水波動，水風光一體化發展助力價值提升.18 2023 年將步入常規水電投產小年，大

11、水電盈利無懼來水波動.18 水風光一體化基地建設推進，長期價值提升可期.25 新能源：風光新能源：風光發電長期成長，綠電收益率底線明確發電長期成長，綠電收益率底線明確.26 5-10 年供給增長主力，成長空間廣闊.26 技術進步加快競價步伐，LCOE 持續下降.27 回歸經濟理性，綠電收益率底線明確.28 垃圾發電：盈利能力提升，垃圾發電：盈利能力提升，新業務打開成長空間新業務打開成長空間.30 運營為王，關注第二增長曲線.30 預計 2022-2025 年運營市場規模復合增速 12%.31 經營數據和垃圾處理費同步提升.33 增量規模下降，運營屬性強化.35 新業務打開成長空間.37 燃氣：

12、基本面已先于估值見底，國際氣價仍是最大變數燃氣：基本面已先于估值見底，國際氣價仍是最大變數.39 用氣需求或將見底回升，未來 3-5 年維持單位數增長.39 國產氣與進口管道氣創新高，進口 LNG 等待價格回落.40 國際天然氣價格短期下行，城燃企業毛差有望修復.41 城燃低估值或是新常態，關注第二增長曲線.43 標的推薦標的推薦.44 華能國際（600011 CH，買入，目標價：9.47 元）.45 華能國際電力股份（902 HK，買入，目標價：4.53 港元）.45 華電國際（600027 CH，買入，目標價：6.86 元）.45 華電國際電力股份（1071 HK，買入，目標價：3.73

13、港元）.45 國電電力（600795 CH，買入，目標價：5.50 元）.46 中國電力（2380 HK，買入，目標價：5.85 港元）.46 華潤電力（836 HK，買入，目標價：24.74 港元）.46 FYkYcZoWlWmUmOpNtRbRbP9PsQrRmOtReRpOpNjMrRpR6MoOvMMYoOpQvPnOoQ 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。3 公用環保公用環保 內蒙華電（600863 CH，買入，目標價：4.40 元）.47 華能水電（600025 CH，買入，目標價：8.74 元）.47 國投電力（600886 CH，買入，目標價：12.4

14、0 元）.47 川投能源（600674 CH，買入，目標價：14.72 元）.47 龍源電力（916 HK，買入，目標價 18 港元；001289 CH，買入，目標價：22.5 元）.48 三峽能源（600905 CH，買入，目標價：8.12 元）.48 偉明環保（603568 CH，買入，目標價：28.70 元）.48 旺能環境（002034 CH，買入，目標價：27.53 元）.48 新奧股份（600803 CH，買入，目標價：21.56 元）.49 新奧能源（2688 HK，買入，目標價：142.63 港元）.49 港華智慧能源（1083 HK，買入，目標價：5.53 港元）.49 中國

15、燃氣（384 HK，買入，目標價：13.86 港元）.50 風險提示.51 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。4 公用環保公用環保 投資概要投資概要 復盤 2022 年電力股相對收益表現，由于光伏組件價格處于高位及投資者對新能源項目盈利能力有一定擔憂，在水電有新增產能投產、電價同比上漲、成本同比節約及能源轉型過程中特定時期局部限電、缺電突出火電重要性的背景下，A 股市場中傳統能源水電、火電較新能源表現更優；H 股市場中上半年新能源標的龍源電力優于火電標的，下半年華電國際電力股份在參股新能源平臺 IPO 招股書提交的催化下較其他港股電力標的強 alpha 屬性凸顯?；痣?/p>

16、：火電：2023 年乃至十四五的更長時間內，火電仍將繼續承擔我國電力保供重任。2021 年與 2022 年初至今最高負荷同比增速顯著高于可用裝機增速，尖端負荷的不足帶來供需矛盾將加速推行火電建設。但在當前多數火電廠仍處于虧損狀態，我們預計煤價下行仍系火電盈利改善的關鍵因素，2023 年煤價中樞下行或帶來火電全年業績扭虧，但季度間仍不排除有盈利虧損波動。電價改革將在 2023 年持續推進，我們認為實現煤電上網電價較基準電價浮動比例與標煤單價的聯動為疏導燃煤其他成本的更便捷方式，容量電價出臺及現貨市場建設也是改善甚至改變火電盈利的重要舉措，當前尖峰負荷不足和燃煤成本壓力雙重矛盾下或導致容量電價出臺

17、或早于預期。而容量電價出臺帶來火電盈利模式改變有望帶來火電資產價值重估。水電：水電：經歷 2021 和 2022 年的水電投產高峰，2023 年將步入常規水電投產小年，且未來新增常規水電裝機容量普遍偏小，大水電資產稀缺性凸顯。即便 3Q22 以來來水偏枯較嚴重，3Q22 大型水電公司得益于水庫優異調節能力、電價上漲、降本增效等，利潤下滑好于來水下滑程度。2023 年，我們預期水電上網電價仍將提升，部分公司成本端（折舊、財務費用）還有節約空間。西南地區瀾滄江、雅礱江、金沙江流域水風光一體化建設今年多個項目陸續開工。水電站優異調節能力助力水風光電量一體化穩定輸出，“水風光”一體化發展也為水電公司業

18、績增長帶來新空間，“1+1+1”大于 3，長期價值提升可期。新能源：新能源：我們認為風電/光伏裝機將迎來快速增長，十四五/十五五期間年均風電裝機增長為 62/90GW，年均光伏裝機增長為 88/134GW，至 2025/2030 年末，風電/光伏將占總裝機的 39%/53%。風光裝機的快速增長帶來風光發電量的占比提升，至 2025/2030 年，風光發電量占比將從 2021 年的 11.7%提升至 19.1%/29.8%，2021-2030 年風電/光伏發電量CAGR 分別為 17%/20%。技術進步加快競價步伐，2025 年我國陸上風電 LCOE 有望從2019 年的 0.315-0.565

19、 元/kWh 下降至 0.241-0.447 元/KWh，海上風電有望延續降本趨勢?；貧w經濟理性，風光電收益率底線明確，綠電交易等新機制產生額外收益。垃圾焚燒：垃圾焚燒：垃圾發電行業由跑馬圈地步入運營為王時代，我們認為應重點關注產能儲備、運營效率和第二增長曲線：1.產能儲備：通過對各公司在建和在手產能數據的整理和分析，我們認為頭部公司產能儲備充足，可保障近 2-3 年增長無虞。2.運營效率：垃圾焚燒發電市場產能釋放趨緩，各公司運營管理和成本控制重要性凸顯，頭部公司已積累較強優勢，高質量增長可期。3.第二增長曲線：部分上市公司依靠運營項目提供穩健現金流支撐，結合自身優勢，通過產業鏈延伸、業務協同

20、等方式進軍新能源、資源循環再生等業務，有望打造第二成長曲線。城燃城燃：城燃行業高頻數據邊際向好，天然氣價格既是板塊業績主變量也是影響投資者情緒的關鍵點。建議關注能源轉型打開的二次成長曲線。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。5 公用環保公用環保 復盤復盤 2022 年年電力板塊電力板塊市場表現市場表現，水火較為強勢，水火較為強勢，新能源新能源偏弱偏弱 A 股股電力板塊相對收益表現：水電電力板塊相對收益表現：水電火電火電新能源新能源 2022 年以來，綜合來看，電力子板塊相對上證指數收益走勢：水電強于火電強于新能源。年以來，綜合來看，電力子板塊相對上證指數收益走勢：水電強

21、于火電強于新能源。電力指數走勢與水力發電（申萬）指數基本一致是由于水電公司長江電力在上述兩項指數中權重分別高達 34%和 70%（截至 2022 年 11 月 10 日收盤）。從自 2022 年初以來各電力子板塊相對上證指數收益率走勢來看：水電：水電：水力發電指數自 1 月 19 日之后均跑贏了上證指數，4 月初開始相對收益走勢較為強勢的重要催化包括：新產能陸續投產、上半年來水偏豐、水電電價同比上漲、成本同比節約。即使在 7 月以來來水偏枯的背景下，幾家大型水電公司三季度業績并未因來水偏枯而同比大幅下降?；痣姡夯痣姡?022 年初至 2022 年 6 月底，火力發電指數收益均跑輸上證指數，我們

22、認為影響因素包括：1）2021 年年末，市場對新能源補貼發放及火電 2022 年扭虧預期導致火電轉型公司股價處于較高水平；2）2022 年以來，雖然煤價較 2021 年底有明顯下降，但仍處于較高水平，即使 2022 年 2 月國家發改委提出秦皇島港下水煤煤炭中長協交易價格區間570-770 元/噸（5 月 1 日開始實施），但火電發電企業與煤炭公司長協履約率并不理想，大部分火電企業仍處于虧損狀態。2022 年 7 月初，火力發電指數相對收益出現一波短期明顯提升，主要系：國家發改委于2022 年 7 月 1 日召開 2022 年電煤中長期合同換簽補簽視頻會議，會議要求嚴格落實三個100%（簽約率

23、、履約率、價格政策執行），不落實要追究責任。市場預期火電公司煤炭采購價格在國家發改委價格區間的煤炭長協履約率提升帶動火電入爐煤價下降。2022 年 8月初，火力發電指數相對收益率走勢再次向好，我們認為主要是：1）7 月以來水電來水偏枯較為嚴重，水電大省及接受外送水電電量較多的東部沿海省份陸續出現限電情況，火電保供重要性凸顯，火電新增機組審批加速；2）基于火電發電量提升帶來除燃料外其他度電成本下降，燃煤成本在國家發改委趨嚴管控下下行及電價仍處于高位的邏輯，市場預期火電三季度業績明顯改善。10 月底各公司三季報發布后，部分大型火電公司火電業績改善不及預期，火力發電指數走弱，但仍保持正相對收益。新能

24、源：新能源：新能源運營商股價走勢今年整體偏弱，我們認為主要系：1）今年光伏組件價格處于較高水平，新能源運營商新增光伏裝機建設節奏放緩。2）今年山西光伏低市場化交易電價及福建海風惡性競價引發市場對新能源項目收益率擔憂，但以上兩件事情并非具有普遍性。圖表圖表1：2022 年以來電力板塊相對上證指數收益率年以來電力板塊相對上證指數收益率 注：光伏發電（申萬）指數組成成分中僅有太陽能一家光伏發電運營商，風電發電（申萬）指數可以基本代表 A 股新能源運營商 資料來源：Wind，華泰研究 -30%-25%-20%-15%-10%-5%0%5%10%15%20%25%2022-01-042022-01-11

25、2022-01-182022-01-252022-02-012022-02-082022-02-152022-02-222022-03-012022-03-082022-03-152022-03-222022-03-292022-04-052022-04-122022-04-192022-04-262022-05-032022-05-102022-05-172022-05-242022-05-312022-06-072022-06-142022-06-212022-06-282022-07-052022-07-122022-07-192022-07-262022-08-022022-08-09

26、2022-08-162022-08-232022-08-302022-09-062022-09-132022-09-202022-09-272022-10-042022-10-112022-10-182022-10-252022-11-012022-11-082022-11-152022-11-222022-11-29水力發電（申萬）火力發電（申萬）風力發電（申萬）光伏發電（申萬）電力 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。6 公用環保公用環保 H 股股電力公司電力公司相對收益表現相對收益表現：整體偏弱，個別公司整體偏弱，個別公司 alpha 較強較強 H 股電力公司相對

27、恒生指數收益率股電力公司相對恒生指數收益率 2022 年以來整體偏弱，華電國際電力股份凸顯強年以來整體偏弱，華電國際電力股份凸顯強alpha。從 2022 年以來 H 股電力公司相對收益率走勢看，我們選取的幾家公司走勢較為相似。但在相對收益率的大小方面，2022 年 1 月-6 月，火電轉型新能源的 H 股標的（華潤電力、中國電力、華電國際電力股份、華能國際電力股份）相對收益率一直處于負值狀態，新能源標的龍源電力的相對收益率雖然在正負間有一定波動，但較火電轉型新能源公司更高；2022 年 7 月初以來，華電國際電力股份相對收益率明顯強于其他 4 家公司，一直處于正水平，我們認為主要系其參股新能

28、源平臺于 7 月初在上海證券交易所發布 IPO 招股書，華電國際電力股份體內之前沒有被投資者認可的權益新能源資產估值逐步凸顯。圖表圖表2：2022 年以來年以來 H 股電力公司股電力公司相對相對恒生指數恒生指數收益收益率率 注：由于恒生公用事業指數的成分不包含我們需要分析的火電轉型新能源及新能源標的，我們選取重點公司直接做相對恒生指數收益率分析 資料來源：Wind，華泰研究 -50%-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%40%50%2022-01-042022-01-112022-01-182022-01-252022-02-012022-02-082022-02-152022

29、-02-222022-03-012022-03-082022-03-152022-03-222022-03-292022-04-052022-04-122022-04-192022-04-262022-05-032022-05-102022-05-172022-05-242022-05-312022-06-072022-06-142022-06-212022-06-282022-07-052022-07-122022-07-192022-07-262022-08-022022-08-092022-08-162022-08-232022-08-302022-09-062022-09-132022

30、-09-202022-09-272022-10-042022-10-112022-10-182022-10-252022-11-012022-11-082022-11-152022-11-222022-11-29華潤電力中國電力華能國際電力股份華電國際電力股份龍源電力 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。7 公用環保公用環保 電力供需：電力供需：發電側風光滲透率提升，發電側風光滲透率提升，需求側新動能為增長新主力需求側新動能為增長新主力 電力系統是發、輸、配、售四大環節組成，基本功能是將各種一次能源轉換成可使用的電能，并將其輸送和分配到用戶。碳中和背景下，新型電力系統具

31、有高比例新能源接入、大量電力電子設備、多能互補運行等多種特征，對系統調節能力提出要求，要從傳統的“源隨荷動”轉變為“源動荷動”甚至“荷隨源動”?？梢詳盗炕嬎愕碾娏抗┬杩梢詳盗炕嬎愕碾娏抗┬柩b機與需求的對應裝機與需求的對應 我們 預測 2021-2030 年 全社 會用電量 CAGR5.5%（其 中十四五/十五 五分別 為6.4%/4.5%），“新基建”和更廣義的“新動能”貢獻 6%/33%的增量，為新能源的消納提供基礎，也為更靈活的需求側響應埋下伏筆。借鑒德國（2012）、澳大利亞（2016）、英國和加州（2020）的經驗，風電光伏占比 15%-30%時系統平衡的壓力顯著加大，對電網調度提

32、出了較大挑戰；也就意味著十四五后期或十五五前期，新型電力系統的構建成功與否至關重要。需需求側：新動能接替高耗能，為需求側增長新主力求側：新動能接替高耗能，為需求側增長新主力?！笆奈濉逼陂g“新動能”用電增量貢獻度預計將增加 5pct 至 27%。我們以 4G/5G 基站、大數據中心、新能源充電樁、信息傳輸、計算機通信和其他電子設備等十三個行業測算新動能對于用電需求拉動的影響。據我們測算，“十三五”期間，“新動能”行業用電量增加 4221 億度，占同期全社會用電量增量的 22%。我們預測“十四五”/“十五五”期間“新動能”行業用電量增量7465/9935 億千瓦時，占同期全社會增量的比重分別增加

33、至 27%/39%。而高耗能產業用電增量占比將由“十三五“的 29%下降至”十五五“的 21%。圖表圖表3：“新“新動能動能”用電增量貢獻將快速提升用電增量貢獻將快速提升 資料來源：Wind，華泰研究預測 基于對未來十年電供給的預測，我們認為風電/光伏裝機將迎來快速增長，十四五/十五五期間年均風電裝機增長為 62/90GW，年均光伏裝機增長為 88/134GW，至 2025/2030 年末，風電和光伏裝機將占總裝機的 39%/53%。風光裝機的快速增長帶來風光發電量的占比提升，至 2025/2030 年，風光發電量占比將從 2021 年的 11.7%提升至 19.1%/29.8%，2021-2

34、030 年風電/光伏發電量 CAGR 分別為 17%/20%。同時，我們認為煤電十四五期間還將陸續有少量新增裝機，十五五碳達峰目標臨近，我們預計 2030 年煤電裝機為1243GW、占比 27%，火電電量占比將從 2021 年的 67%下降到 2030 年的 50%。8%6%6%22%27%39%29%23%21%0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%十三五增量占比十四五增量占比十五五增量占比新基建新動能四大高耗能行業 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。8 公用環保公用環保 圖表圖表4：2021-2030E 各電源裝機容量占比各電源裝機容量占比 圖表

35、圖表5：2021-2030E 各電源發電量占比各電源發電量占比 資料來源：中電聯，華泰研究 資料來源：中電聯，華泰研究 帶有時間曲線的電力平衡帶有時間曲線的電力平衡靈活性機組的容量提供靈活性機組的容量提供 風光發電量占比提升風光發電量占比提升將將給電力系給電力系統穩定帶來挑戰。統穩定帶來挑戰。根據我們預測，2025/2030 年我國風光發電量占比將提升至 19.1%/29.8%，占比是 2021 年的 1.6/2.5 倍。電力產品具有瞬時性特征，在儲能得到大規模普及之前，發輸配售幾乎要在同一時間完成。在間歇性電源占比提升的過程中，電力（即容量）平衡難度高于電量平衡，對電力系統靈活調節能力提出更

36、高要求。因此靈活性機組容量也需同步增長，以保障電力系統穩定。目前我國靈活調節電源比重較低。目前我國靈活調節電源比重較低。中電聯 2020 年 6 月發布的報告煤電機組靈活性運行政策研究顯示，2019 年我國靈活性調節機組占比約 6%，遠低于美國/西班牙/德國的49%/34%/18%。其中，我國的靈活性電源裝機以煤電靈活性改造、氣電和抽水蓄能為主。電力發展“十三五”規劃（2016-2020 年）中提出我國十三五期間計劃完成煤電靈活性改造容量 2.15 億千瓦，抽水蓄能裝機達到 4000 萬千瓦，氣電裝機 1.1 億千瓦以上。截至 2019 年，我國煤電靈活性改造完成容量 5775 萬千瓦，僅為十

37、三五規劃的 1/4 左右。截至 2020 年底，我國抽水蓄能裝機 3159 萬千瓦，同樣低于目標值。圖表圖表6：2019 年各國靈活性裝機比例年各國靈活性裝機比例 圖表圖表7：“十三五”火電靈活性改造低于規劃目標“十三五”火電靈活性改造低于規劃目標 資料來源：中電聯，華泰研究 資料來源：電力發展“十三五”規劃（2016-2020 年），華泰研究 0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2021202220232024202520262027202820292030火電水電核電風電光伏0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2021 2022E

38、 2023E 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E火電水電核電風電光伏49%34%18%6%0102030405060美國西班牙德國中國(%)靈活性調節能力02,0004,0006,0008,00010,00012,00014,000熱電機組規劃常規煤電規劃累計完成改造(萬千瓦)熱電機組規劃常規煤電規劃累計完成改造 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。9 公用環保公用環保 根據海外國家根據海外國家的經驗的經驗，我們測算，我們測算 2025/2030 年，中國新型電力系統所需的靈活性機組分別年，中國新型電力系統所需的靈活性機組

39、分別為為 431-582GW/891-1440GW，靈活性裝機比例，靈活性裝機比例 13%-18%/20%-32%。我們采用兩種方式對我們采用兩種方式對 2025/2030 年中國新型電力系統所需靈活性機組容量進行推算。年中國新型電力系統所需靈活性機組容量進行推算。1）尋找海外國家歷史年度風光發電量占比與我國 2025/2030 年風光發電量占比近似的年份，參考該國家當年的靈活性電源比重，推算我國的靈活性電源需求情況。2）參考海外國家未來風光裝機增量預測所對應的靈活性電源增量預測，結合我們預測的中國“十四五”/“十五五”風光裝機增量，推算所需要的靈活性機組增量。方法方法 1：根據我們預測，我國

40、 2025/2030 年風光發電量占比將達到 19.1%/29.8%。2019年，西班牙/德國的風光發電量占比分別為 25.5%/28.3%，對應的靈活性電源比例34%/18%。同為歐洲國家，西班牙和德國的風光發電量占比差異較小，但靈活性電源占比相差較大，主要系由于兩國總裝機容量存在較大差異，其靈活性電源裝機絕對值分別為37/38GW。由于德國 2019 年風光發電量比例與我國 2030 年最為接近，我們參考德國2019 年的靈活性電源比例 18%，根據風光發電量比例與靈活性電源比例的比值相同，得到中國 2030 年靈活性電源比例為 19%。方法方法 2：據伍德麥肯茲預測，2021-2040

41、年歐洲重要五國（英國、德國、法國、意大利和西班牙）每 GW 風光新增裝機對應的靈活性機組需求為 0.31-0.51GW，考慮到：1）根據IEA 2018 年統計的各國靈活性電源結構，歐洲靈活性機組中氣電比例（28%）高于中國(4.3%)，中國靈活性機組主要來源于煤電靈活性改造（38.2%），而氣電靈活性調節能力為煤電的 2-3 倍；2）歐洲電力市場化程度較高，需求側響應能力強；我們認為我國單位GW 新能源裝機所需靈活性裝機規模更大。預計中國十四五期間新增每 GW 風光裝機對應的新增靈活性裝機為 0.41-0.612GW（0.612 為歐洲新增每 GW 風光裝機所需靈活性裝機 0.51GW 的

42、1.2x），十五五范圍為0.41-0.765GW（隨著風光比例增加，系統所需靈活性機組密度越大，0.765 為歐洲新增每GW 風光裝機所需靈活性裝機 0.51GW 的 1.5x）。疊加我們預計的中國十四五/十五五期間新增風光裝機 746/1,122GW，計算得十四五/十五五期間新增靈活性裝機 306-457GW/460-858GW，十四五末/十五五末靈活性裝機 431-582GW/891-1440GW，靈活性，靈活性裝機比例裝機比例 13%-18%/20%-32%。圖表圖表8：歐洲主要五國未來歐洲主要五國未來 20 年新增風電、光伏及靈活性電源容量年新增風電、光伏及靈活性電源容量 資料來源：伍

43、德麥肯茲、華泰研究 1691723710601002003004005006002020-20252025-20302030-20352035-20402020-2040（GW）風電光伏電網互聯靈活性電廠 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。10 公用環保公用環保 分靈活性電源種類來看，我們將中國靈活性電源分為煤電（靈活性改造）分靈活性電源種類來看，我們將中國靈活性電源分為煤電（靈活性改造）/氣電氣電/抽水蓄能抽水蓄能及新型儲能。及新型儲能。根據中電聯發布的服務新能源發展報告 2020，2019 年，我國抽蓄、燃氣發電等靈活性電源裝機比例在 6%左右（121GW）；國家

44、電網發布 服務新能源發展報告 2020顯示：截至 2019 年，我國煤電完成靈活性改造的裝機為 57.75GW；截至 2019年，我國抽蓄裝機為 30.28GW；綜上倒推出 2019 年我國作為靈活性機組的氣電裝機為33GW，占當年氣電總裝機的 36%。我們暫保守假設 2020 年我國煤電無新增靈活性裝機，燃機靈活性裝機占比仍保持 36%，大概計算得到 2020 年我國靈活性機組容量 130GW。自下而上靈活性機組預測，預計自下而上靈活性機組預測，預計 2025/2030 年末靈活性裝機裝機容量為年末靈活性裝機裝機容量為 594/1,314GW，其中十四五其中十四五/十五五分別新增十五五分別新

45、增 464/740GW：圖表圖表9：自下而上靈活性機組預測自下而上靈活性機組預測 期末裝機容量期末裝機容量（GW）2020 2025E 2030E 煤電靈活性改造 58 408 838 抽蓄 32 60 120 氣電 36 51 57 新型儲能 5 75 299 合計合計 130 594 1,314 資料來源：中電聯、國家電網、華泰研究預測 煤電：煤電：保守假設 2020 年沒有新增靈活性改造煤電機組，根據國家發展改革委、國家能源局發布全國煤電機組改造升級實施方案，“十四五”期間完成存量煤電機組靈活性改造2 億千瓦，實現煤電機組靈活制造規模 1.5 億千瓦。截至 2025 年，煤電靈活性機組裝

46、機容量為 408GW，占煤電總裝機的 34%；假設“十五五”裝機占比提升約一倍（即 70%左右），對應“十五五”煤電靈活性改造需求為 430GW；氣電：氣電：假設未來 10 年氣電作為靈活性裝機占比不變（36%），截至 25/30 年末，我國靈活性機組中氣電機組 51/57GW。抽水蓄能：抽水蓄能：根據 2021 年 9 月正式落地得抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035），到2025/2030 年抽水蓄能投產總規模達到 62/120GW 左右，十四五/十五五分別新增28/60GW。新型儲能新型儲能：根據 2021 年 8 月關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知（

47、發改運行20211138 號），保障性并網以外的市場化并網項目初期按照功率 15%的掛鉤比例（時長 4 小時以上）配置調峰能力，按照 20%以上掛鉤比例進行配建的優先并網。假設十四五/十五五風光新增裝機配儲比例分別為 10/20%，對應新增新型儲能裝機為 75/224GW（儲能小時數 2-4 小時不等），到 2025-2030 年新型儲能總規模為 75/299GW。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。11 公用環保公用環保 火電：火電：轉型中重要性凸顯，煤價、電改仍是主要關注方向轉型中重要性凸顯，煤價、電改仍是主要關注方向 2023 年火電仍將承擔電力保供重任，火電投資

48、年火電仍將承擔電力保供重任，火電投資或或將將快速增長快速增長 2023 年火電發電量占比將維持下降態勢，但仍系年火電發電量占比將維持下降態勢，但仍系我國我國發電量主要貢獻來源發電量主要貢獻來源。十三五以來，除 2018 年/2021 年用電需求同比高增 9%/9.8%帶來火電發電量同比大幅增長 8.1%/9.1%外，火電發電量同比增速多數年份處于 2%+的水平，主要系可再生能源優先于火電電量上網，而清潔能源裝機提升帶來清潔能源發電量的快速增長。2016-2021 年，火電發電量占我國發電量的比例自 72%持續下降至 67%，即便如此，火電發電量仍占我國發電量的大多數，系我國電力供應的主力軍。根

49、據中電聯2022 年 1-10 月份電力工業運行簡況，2022 年 1-10 月我國規模以上電廠發電量同比增長 2.2%，火電發電量同比增長 0.8%?；谖覀?2022/2023 年全社會用電量同比增長 3.8%/6.3%的預期，測算 2022/2023 年我國火電發電量增速將為 2.0%/4.0%，火電發電量占比將持續下降至 66%/65%。圖表圖表10：2016 年年-2025E 各電源發電量增速各電源發電量增速 圖表圖表11：2016 年年-2025E 各電源發電量占比各電源發電量占比 資料來源：中電聯、華泰研究預測 資料來源：中電聯、華泰研究預測 2021 年與年與 2022 年初至

50、今最高負荷同比增速顯著年初至今最高負荷同比增速顯著高于可用裝機增速高于可用裝機增速?！笆濉逼陂g，我國用電最高負荷增速與用電量增長速度基本一致為 6%，低于整體裝機增速 8%，但是考慮到水/風/光的不可靠性，可用裝機增速“十三五”僅為 4.5%，2022 年系統備用能力或降至34%。邁入“十四五”，隨著空調負荷占比在大中城市達到了六成甚至更高，氣溫對最高負荷的影響越來越大。2021 年與 2022 年初至今最高負荷同比增速分別為 11%/9%，顯著超過可用裝機 4.5-5%的增速。其中，可用容量為裝機容量扣除計劃期的受阻容量、備用和退役容量。圖表圖表12：最大負荷增速低于整體裝機增速，但高于

51、可用裝機增速最大負荷增速低于整體裝機增速，但高于可用裝機增速 圖表圖表13：按照中電聯的預測，可用裝機增速持續低于最大負荷增速按照中電聯的預測，可用裝機增速持續低于最大負荷增速 注：2022YTD 為 2022 年 1-8 月 資料來源：中電聯、統計局、華泰研究 資料來源：中電聯、統計局、華泰研究 -5%5%15%25%35%45%55%65%75%85%201620172018201920202021 2022E 2023E 2024E 2025E火電水電核電風電光伏0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%201620172018201920202021 2022E

52、 2023E 2024E 2025E火電水電核電風電光伏其他024681012十三五CAGR2021YOY2022YTD YOY(%)全國最大用電負荷增速用電量增速裝機增速可用裝機增速012345678910十三五CAGR十四五CAGR十五五CAGR(%)全國最大用電負荷增速用電量增速裝機增速可用裝機增速 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。12 公用環保公用環保 至至 2030 年年電力裝機與負荷的供需矛盾或更加突出電力裝機與負荷的供需矛盾或更加突出?！笆濉蔽覈弘娔昃略鲅b機36GW，顯著低于“十二五”的 46GW，2021 年新增煤電 28GW，為過去 15

53、年歷史最低。根據中電聯 2021 年底發布的能源轉型中的電力燃料供需格局研究預計，“十四五”、“十五五”期間，全國煤電裝機新增 1.5 億千瓦、0.3 億千瓦，2025 年、2030 年全國煤電裝機分別達到 12.3 億千瓦、12.6 億千瓦，那就意味著 2025 年備用率（備用率=可用裝機/最大負荷-1）下降至 15%以下，2030 備用率為負數。2022 年 8 月電規總院統計，未來三年新增煤電裝機僅 1.4 億千瓦左右，考慮到受阻比例較低的核電/水電建設周期往往在 4-5年以上，短期內我國電力保障基礎仍不牢固，電力供需緊張的地區未來三年不斷增多，可見我國當前火電裝機建設速度仍有提升潛力。

54、圖表圖表14：倘若火電新建不提速，我國電力系統備用率或持續下行倘若火電新建不提速，我國電力系統備用率或持續下行 資料來源：中電聯、統計局、南方能源觀察、華泰研究 圖表圖表15：電規總院電規總院預測預測 2023 年年中國各省份缺電情況中國各省份缺電情況 圖表圖表16：電規總院電規總院預測預測 2024 年年中國各省份缺電情況中國各省份缺電情況 資料來源：電規總院、華泰研究 資料來源：電規總院、華泰研究 2022 年年 1-10 月，我國主要發電企業火電投資完成月，我國主要發電企業火電投資完成 640 億元，同比增長億元，同比增長 42.8%。4Q21 以來，我國煤電/核電機組新增核準數量顯著提

55、速；2022 年 8 月四川缺電后，國家能源局對已開始要求按照“適度超前”原則做好調整工作，我們判斷煤電的審批速度會進一步加快。然而，“碳中和”的長遠目標決定了可再生能源在電量上會持續替代火電，某種程度上新建機組更多是為了應對尖峰負荷或配套大基地風光送出，并不必然意味著煤電電量的絕對值還會有非常大的增長。0%10%20%30%40%50%60%70%0510152025303540455020152019202020212022E2025E2030E(億千瓦)全國最大用電負荷（億千瓦）裝機（億千瓦）可用裝機容量（億千瓦）備用率 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。13

56、公用環保公用環保 圖表圖表17：4Q21 以來，煤電審批加速以來，煤電審批加速 圖表圖表18：要維持要維持 15%備用率，備用率，2025/2030 煤電利用小時會大幅度下滑煤電利用小時會大幅度下滑 資料來源：國際環保組織綠色和平2021 年-2022 年第一季度中國各省煤電項目審批分析、華泰研究 資料來源：中電聯、統計局、華泰研究預測 根據我們的測算，如果要保證根據我們的測算，如果要保證 2030 備用率依然在備用率依然在 10%以上，以上，2022-30 需要新增需要新增 4.5 億千億千瓦火電瓦火電。但是這么龐大的煤電上馬，并不意味著電量的增長，火電發電量取決于全社會用電量與可再生能源發

57、電量之差，在風光水核等電源優先上網的前提下，火電產能增加也意味著利用小時的必然走低（從 2021 的 4500 到 2030 的 3500 以下）。當然，我國電力系統是不是必須要維持 10-15%備用率底線是個更值得商榷的問題，日本備用率要求 7%-8%最低 3%，可再生能源為主的丹麥/南澳等地區都可以容忍一定程度上的電力短缺，我們認為長期來看以風電光伏為主的電力系統要維持 15%以上備用率難度是很高的，不過短期內我國下調電力系統安全的底線的概率不大。煤價下行是盈利改善關鍵，電價改革或推動火電資產重估煤價下行是盈利改善關鍵，電價改革或推動火電資產重估 2021 年煤價高漲導致公司火電業績年煤價

58、高漲導致公司火電業績承壓。承壓。2021 年秦皇島 Q5500 動力煤市場均價 1028 元/噸，同比大幅增長 78%。因而各火電公司 2021 年單位燃料成本同比大幅提升。3Q21 火電企業開始虧損，由于煤價長協價格上漲存在滯后性及高煤價庫存等原因，4Q21 火電企業虧損環比進一步擴大，且虧損程度與企業火電發電量基本成正比。圖表圖表19：2017 年年-1H22 火電龍頭公司供電煤耗對比火電龍頭公司供電煤耗對比 圖表圖表20：2017 年年-1H22 火電龍頭公司單位燃料成本對比火電龍頭公司單位燃料成本對比 資料來源：各公司公告、華泰研究 資料來源：各公司公告、華泰研究 0246810121

59、Q212Q213Q214Q211Q22(GW)3,0003,2003,4003,6003,8004,0004,2004,4004,60020152019202020212022E2025E2030E(小時)2022-25每年新增80-100GW煤電，2025備用率20%以上如果要維持2025備用率15%以上如果要維持2030備用率10%以上299.61299.21295.28290.40287.55283.32306.48307.03307.21291.08290.69286.04303.16299.54296.60296.00296.80293.70270275280285290295300

60、305310201720182019202020211H22（克/千瓦時）華電國際華能國際華潤電力222230227210339347226237223209316377214221204191306337050100150200250300350400201720182019202020211H22（元/兆瓦時）華電國際華能國際華潤電力 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。14 公用環保公用環保 煤價高企倒逼市場化電價改革，燃煤上網電價煤價高企倒逼市場化電價改革，燃煤上網電價 4Q21 以來上漲以來上漲可觀，可觀，2022 年年持續位于高位。持續位于高位。自 2021

61、 年 10 月 8 日，國常會將市場交易電價上下浮動范圍-10%,+15%調整為原則上不超過 20%，且高耗能行業不受上浮 20%限制，各省紛紛響應落實，近期市場化電價多數較基準電價頂格上浮。雖然廣東因基準電價較高，2022 年電價年度長協執行價格較基準電價上浮比例不到 10%，但 2022 年 3-5，8-10 月，廣東省月度集中競價交易電價較基準電價上浮程度均為 19.7%。2022 年 10 月和 11 月，廣東省月度雙邊交易電價較基準電價上浮程度也明顯高于其他月份，不斷逼近 20%上限。圖表圖表21：2021 年年 12 月以來各省份市場化交易結果節選（元月以來各省份市場化交易結果節選

62、（元/千瓦時）千瓦時）省份省份 市場化成交價格市場化成交價格 基準電價基準電價 較基準電價浮動較基準電價浮動 交易類型交易類型 江蘇 0.464-0.469 0.391 19%-20%2022 年 1-12 月每月月度集中競價 江蘇 0.467 0.391 19.40%2022 年電力市場年度交易總結果（含雙邊和和掛牌交易）廣東 0.497 0.463 7.30%2022 年電力市場年度交易總結果 廣東 0.554 0.463 19.7%2022 年 3-5/8-11 月每月度集中競價 廣東 0.536-0.550 0.463 15.8%-18.8%2022 年 3-5/8-11 月每月月度雙

63、邊交易 冀南 0.43725 0.3644 20.00%2022 年年度電力直接交易 福建省 0.459 0.3932 16.70%2022 年第一階段（1-7 月）年度雙邊協商直接交易 遼寧 0.44891 0.3749 19.70%2022 年 2 月月度集中競價無約束交易 廣西 0.491618 0.4207 16.90%2022 年度電力市場化長協交易 湖南 湖南 0.508 0.45 12.90%2022 年 1 月月度雙邊協商交易 0.539 0.45 19.80%2021 年 12 月月度雙邊協商交易 資料來源：各省電力交易中心、北極星電力網、華泰研究 2022 年，煤電市場化電

64、價大幅提升使得火電對煤價的承受能力更強，但年，煤電市場化電價大幅提升使得火電對煤價的承受能力更強，但火電扭虧仍有難度火電扭虧仍有難度。1H22，秦皇島動力末煤 Q5500 平倉均價為 1180 元/噸，雖然 2022 年 2 月 24 日，國家發改委發布的關于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知（發改價格2022303 號），明確要求秦皇島港下水煤（5500 千卡）中長期交易價格較合理區間為 570770 元/噸（含稅），自 2022 年 5 月 1 日起實施。5 月 1 日后，各發電企業煤炭長協并未 100%在國家發改委規定的價格區間執行，除煤炭長協執行率較高的國電外，華能/華電/大唐火電板

65、塊一二季度均處于虧損狀態。3Q22，秦皇島動力末煤 Q5500 平倉均價 1253 元/噸，較上半年均價上漲 6.2%，因此各火電企業入爐煤價下降及火電盈利改善有限。圖表圖表22：A股火電公司單季度歸母凈利與秦皇島動力煤價股火電公司單季度歸母凈利與秦皇島動力煤價/煤炭庫存變化圖煤炭庫存變化圖 注：1）由于港股公司沒有季報，本圖采用華電國際 A 股公司歸母凈利，雖因會計準則與 H 股歸母凈利有略微差異，趨勢基本一致；2）由于 2022 年開始秦皇島動力煤 Q5500 市場價未更新，2022 年 1 月 1 日后該指標采用秦皇島動力末煤 Q5500 平倉價 資料來源：Wind、華泰研究 (500)

66、(300)(100)100300500700900(12,000)(10,000)(8,000)(6,000)(4,000)(2,000)02,0004,0006,00009/201912/201903/202006/202009/202012/202003/202106/202109/202112/202103/202206/202209/2022（萬噸）（元/噸，百萬元）秦皇島動力煤Q5500市場價秦皇島煤炭庫存（右軸）華能國際歸母凈利華電國際歸母凈利國電電力歸母凈利大唐發電歸母凈利 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。15 公用環保公用環保 4Q22 煤價或將繼續

67、保持強勢，火電扭虧需待煤價或將繼續保持強勢，火電扭虧需待 2023 年煤價下行。年煤價下行。根據華泰煤炭于 2022 年10 月 14 日發布的2023：行業強與宏觀弱的較量：中國煤炭行業 2023 年起供需將有一定幅度寬松化，盡管 4Q22 煤炭價格或將繼續保持強勢。北港 5500 卡動力煤均價有望從 2022 年的 1250 元/噸下移至 2023 年的 950 元/噸。9 月以來，5500 卡動力煤價格出現明顯上漲，我們認為 4Q22 在水電或因來水偏枯而發電減少、產地局部疫情及安全事故帶來煤炭供給擾動及傳統冬季取暖強支撐下，動力煤價格或仍將處于較高水平，因此火電4Q22 盈利環比改善希

68、望較小，但 4Q22 的高煤價或對火電企業 2023 年年度電力市場化交易價格簽訂有利。2023 年煤價下行判斷主要基于：1）供給側新增煤炭產能釋放帶來邊際供給增量；2）需求側在海外經濟衰退背景下或迎來下行。雖然我們認為 2023 年在煤炭供需格局較為寬松的背景下煤價中樞將迎來下行，但是煤價在年內仍可能由于季節性需求變化以及一些偶然事件發生帶來煤炭產量區域性一段時間內供應緊張的問題而產生一定的波動?；痣姸入娎麧欀饕艿缴暇W電價、單位燃料成本及其他固定成本度電分攤的影響。單位燃料成本除受到入爐標煤單價影響外，還與供電煤耗相關，供電煤耗一定程度上和發電量成反比，供熱也有助于供電煤耗下降；即便在上網

69、電價和單位燃料成本確定的情況下，其他固定成本度電分攤還會受到發電量的影響，而發電量其實具有明顯的季度特征，如二季度是火電傳統淡季，迎峰度夏和度冬期間火電發電量明顯偏高。所以，我們判斷我們判斷 2023 年煤價如果如預期下行年煤價如果如預期下行或或將帶來火電全年業績將帶來火電全年業績扭虧，但不扭虧，但不一 定 是 從一 定 是 從 2023 年 一 季 度 就 開 始 持 續 盈 利年 一 季 度 就 開 始 持 續 盈 利。以 華 電 國 際 為 例，我 們 測 算 其1Q22/2Q22/3Q22 火電度電利潤總額為-0.004/-0.016/-0.0003 元/度，但實際 2Q22 為公司入

70、爐煤價最低的一個季度，但由于不供熱及發電量較其他兩個季度偏低影響而度電虧損幅度偏大。電價改革將在電價改革將在 2023 年持續推進，但年持續推進，但直接直接上調燃煤基準電價以扭轉火電虧損局面較難實現。上調燃煤基準電價以扭轉火電虧損局面較難實現?；?2022 年火電廠仍大面積因高煤價虧損，中電聯在適應新型電力系統的電價機制研究報告中提出“按照當前政府指定的 5500 大卡電煤中長期交易均價 675 元/噸的水平，有序將全國平均煤電基準價調整到 0.4335 元/千瓦時的水平，在聯動后的基準價水平上再實施上下浮動”。燃煤基準電價（此前稱為：燃煤標桿電價）是水電外送電價/風光平價項目上網電價/核電

71、上網電價定價的基礎，如果燃煤基準電價提升，可能會牽一發而動全身，我們認為實現難度較大，除非將煤電市場化交易規則中“基準電價+上下浮動比例”的“基準電價”與該省份傳統意義上的“燃煤基準（標桿）電價”（作為其他電源電價定價標準的電價）脫鉤。且當初以秦皇島港 5500 大卡下水煤基準價 535 元/噸對應全國平均煤電基準價 0.38 元/千瓦時，并非僅考慮煤價因素，是考慮各省份火電綜合發電成本的結果，如果要調整，或仍需重新摸查各省份火電廠除燃料外其他發電成本變化情況，需要耗費較大精力。在電價上浮中即使反映燃料成本變化或為在電價上浮中即使反映燃料成本變化或為效率更高的方式。效率更高的方式。中電聯在適應

72、新型電力系統的電價機制研究報告中提出的系“建議在基準價中及時反映燃料成本變化，按照標煤價格上漲或下降 100 元/噸對應煤電基準價上漲或下降 0.03 元/千瓦時的標準進行聯動”，我們認為煤電上網電價與標煤價格及時聯動是疏導火電企業燃煤成本上行壓力的有效方式，但若考慮在浮動比例中或額外考慮（最終相當于一定程度打破 20%上浮上限）更為便捷。以廣東省為例，廣東省能源局、南方能監局聯合發布關于 2023 年電力市場交易有關事項的通知，雖對年度長協電價仍提出 20%上浮上限，但首提“一次能源價格傳導機制”：當綜合煤價或天然氣到廠價高于一定值時，煤機或氣機平均發電成本（扣減變動成本補償后）超過允許上浮

73、部分，按照一定比例對年度或月度等電量進行補償，相關費用由全部工商業用戶分攤。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。16 公用環保公用環保 容量電價容量電價出臺及現貨市場建設也是改善甚至改變火電盈利的重要舉措，當前背景下容量電出臺及現貨市場建設也是改善甚至改變火電盈利的重要舉措，當前背景下容量電價出臺或早于預期。價出臺或早于預期。隨著新型電力系統的建設，火電從發電向調峰轉變輔助可再生能源維持系統穩定已經是必然的趨勢，但是尖端負荷的不足可能會導致火電盈利模式轉變早于預期。當前高企的煤價/氣價導致火電虧損面依然在 50%以上，如何激勵火電新項目上馬，并且保障 2022-25 新

74、上的火電機組在利用小時即將加速下滑的前夕還有信心收回成本，容量電價和現貨市場交易可以說是為數不多的政策手段。在兩部制電價的背景下，火電企業收入等于容量電價與電量電價之和，參考抽水蓄能與部分省份天然氣發電的定價機制，容量電價應該保障機組的固定投資（包括利息支出）獲得至少部分的回收，而電量電價應當與邊際成本有較為靈活的聯動機制。我們以一座在秦皇島的電廠盈利模式為例，基準電價河北北網 0.372 元/度，假設下水煤煤價就在 770 元/噸（5500kcal）（發改委要求區間上限），沒有中間環節運輸/港雜/損耗費用。一個煤電廠從發電轉為調峰利用小時從 4400 下降至 4100（2025E），需要得到

75、的容量電價補償為 0.11 元/瓦才能維持 6%的 ROE；如果利用小時下降至 3600（2030E），需要得到的容量電價補償為 0.24 元/瓦才能維持 6%的 ROE。如果我們用類似抽水蓄能兩部制定價的模式去考慮煤電容量電價，也就是在不考慮發電邊際盈利為正的情況下容量電價要覆蓋 6%-6.5%的 IRR，這種情形下的容量補貼會更高（0.35 元/瓦左右）。圖表圖表23：利用小時利用小時 4400，煤價，煤價 770 情境情境下下 6%ROE 煤電模型煤電模型 圖表圖表24：利用小時利用小時 4100，煤價，煤價 770 情境情境下下 6%ROE 煤電模型煤電模型 只有只有電能量電價電能量電

76、價 基準電價（含稅）元/度 0.37 電價漲幅 20%實際電價（含稅）元/度 0.446 度電收入 元/度 0.37 入廠煤價（含稅）-5500kcal 元/噸 770 入爐標煤價格-不含稅 元/噸 867 發電煤耗 克/度 289 度電燃料成本 元/度 0.25 點火價差 元/度 0.12 利用小時 4400 度電折舊 元/度 0.04 度電人工 元/度 0.03 度電維修 元/度 0.01 度電財務費用 元/度 0.01 度電其他 元/度 0.01 固定成本 元/度 0.10 凈利率 4%ROE 6%容量電價（含稅）元/瓦 0.11 基準電價（含稅）元/度 0.37 電價漲幅 20%電量電

77、價（含稅）元/度 0.446 度電收入 元/度 0.39 入廠煤價（含稅）-5500kcal 元/噸 770 入爐標煤價格-不含稅 元/噸 867 發電煤耗 克/度 300 度電燃料成本 元/度 0.26 點火價差 元/度 0.13 利用小時 4100 度電折舊 元/度 0.04 度電人工 元/度 0.03 度電維修 元/度 0.02 度電財務費用 元/度 0.01 度電其他 元/度 0.01 固定成本 元/度 0.11 凈利率 4%ROE 6%資料來源：華泰研究 資料來源：華泰研究 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。17 公用環保公用環保 圖表圖表25：參考抽水蓄能

78、的兩部制定價模式，容量覆蓋參考抽水蓄能的兩部制定價模式，容量覆蓋 6.5%的的 IRR 圖表圖表26：利用小時利用小時 3600，煤價，煤價 770 情境情境下下 6%ROE 煤電模型煤電模型 單位綜合成本 元/瓦 3.0 折舊年限 年 20 固定資產殘值 5%運營費用比例 元/瓦 0.06 所得稅率 25%貸款比率%70%還款方式 等本還款 貸款年限 年 20 基準利率 4.5%上浮比例 -10%容量電價 元/瓦 0.354 資本金 IRR 6.5%全投資 IRR 4.8%回收期 年 11 運營期 NPV 元/瓦 1.0 度電固定成本 元/度 0.09 5500kcal 入爐煤價 元/噸 7

79、70 標煤煤耗 克/度 320 度電調峰成本 元/度 0.37 容量電價（含稅）元/瓦 0.24 基準電價（含稅）元/度 0.37 電價漲幅 20%電量電價（含稅）元/度 0.446 度電收入 元/度 0.44 入廠煤價（含稅）-5500kcal 元/噸 770 入爐標煤價格-不含稅 元/噸 867 發電煤耗 克/度 320 度電燃料成本 元/度 0.28 點火價差 元/度 0.16 利用小時 3600 度電折舊 元/度 0.05 度電人工 元/度 0.03 度電維修 元/度 0.02 度電財務費用 元/度 0.01 度電其他 元/度 0.01 固定成本 元/度 0.13 凈利率 4%ROE

80、6%資料來源：華泰研究 資料來源：華泰研究 容量電價的出臺或將帶來火電資產的價值重估。容量電價的出臺或將帶來火電資產的價值重估。如果參考抽水蓄能的兩部制電價機制，容量電價每年為火電廠帶來覆蓋固定成本的穩定收益，而電量電價與邊際成本有較為靈活的聯動機制，那么火電盈利伴隨煤價變化的周期屬性將會減弱，成為盈利較為穩定的資產。雖然火電存在碳排放問題，但是火電機組可以為新能源機組進行調峰，火風光一體化來看火電的碳排放問題可以減弱。同時火電調峰可以減少對新能源項目配儲的要求，從而使得新能源項目收益率不受配置電化學儲能成本干擾，目前較多省份如湖北、貴州也都出臺了不同的火電與新能源項目資源捆綁的政策。因此，若

81、容量電價出臺將火電盈利轉變為較穩定的模式，我們認為火電資產估值應有較大提升。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。18 公用環保公用環保 水電：無懼來水波動，水電：無懼來水波動，水風光一體化發展助力價水風光一體化發展助力價值提升值提升 2023 年年將將步入步入常規常規水電投產小年，水電投產小年，大水電大水電盈利無懼來水波動盈利無懼來水波動 經歷經歷 2021 和和 2022 年的水電投產高峰，年的水電投產高峰，2023 年將步入年將步入常規常規水電投產小年。水電投產小年。根據 2022 年3 月 22 日公開的“十四五”現代能源體系規劃，2025 年底我國常規水電/抽水

82、蓄能裝機將分別達到 3.8 億千瓦左右/6200 萬千瓦以上。2021 年 10 月 24 日國務院發布的2030碳達峰行動方案明確“十四五”將新增（常規）水電裝機容量 4000 萬千瓦左右。據我們統計，我國十四五期間投產的常規水電裝機容量為 4074 萬千瓦。2021 年我國新增水電裝機 20.6GW，2022 年我們預期將新增 21.4GW，這兩個年度為 2016 年以來我國水電新增裝機投產高峰，主要得益于烏東德、白鶴灘、兩河口、楊房溝等機組集中投產。2023年，常規水電新增機組投產方面，我們統計中容量較大的僅包括廣西大藤峽/巴塘水電站100/75 萬千瓦以及雙江口 200 萬千瓦首臺機組

83、。2023/2024/2025 年，由于沒有大型常規水電站投產，我國水電新增裝機容量將較 2021/2022 年呈現明顯下降趨勢。圖表圖表27：2021 和和 2022 年為水電年為水電新增新增裝機投產大年裝機投產大年 注：上圖水電裝機數據為常規水電和抽水蓄能總和 資料來源：中電聯、華泰研究預測 圖表圖表28：十四五規劃投產十四五規劃投產常規常規水電站列表水電站列表 電站名稱電站名稱 全口徑裝機容量全口徑裝機容量（萬千瓦）（萬千瓦）十四五十四五投產投產容量容量（萬千瓦）（萬千瓦）預計預計投產時間投產時間 運營主體運營主體 白鶴灘 1,600 1,600 22 年 7 月全部投產 三峽集團 烏東

84、德 1,020 340 21 年 6 月 16 日全部投產 三峽集團 拉西瓦 420 70 22 年 1 月水電站 4 號機組正式投產發電。國家電投黃河公司 兩河口 300 300 22 年 3 月 18 日全部投產 國投/川投 瑪爾擋水電站 232 232 24 年 3 月首批機組投產，24 年 12 月底全部投產 國家能源集團青海電力公司 雙江口 200 200 24 年底首臺機組投產，25 年全部投產 國電電力 李家峽 200 40 5 號機組擴機工程項目預計 2023 年 8 月投產 國家電投黃河公司 大藤峽 160 100 2023 年底全面完工 廣西大藤峽水利樞紐開發公司 楊房溝

85、150 150 21 年 10 月 16 日全部投產 國投/川投 托巴 140 140 24 年 6 月首臺機組投產，25 年全部投產 華能水電 蘇洼龍 120 120 22 年內全部投產 華電金沙江上游水電開發公司 硬梁包 112 112 24 年 10 月首臺機組投產，25 年 4 月全部投產 華能集團 金川 86 86 24 年首臺機組投產，25 年全部投產 國電電力 巴塘 75 75 23 年 8 月全部投產 華電金沙江上游水電開發公司 巴拉 75 75 24 年 12 月底前首臺投產，25 年 3 月底前全投 中國電建集團 金沙 56 42 21 年 10 月 9 日全部投產 四川能

86、投 綽斯甲 39 39 24 年 12 月首臺機組投產，25 年 6 月全部投產 國家能源集團四川阿水電力開發公司 銀江 39 39 25 年 2 月前首臺機組投產，25 年 12 月底全投 川投能源 沙坪一級 36 12 25 年 9 月首臺投產，剩余 5 臺間隔 2 個月陸續投產 國電電力 枕頭壩二級 30 10 25 年 9 月首臺投產，剩余 5 臺間隔 2 個月陸續投產 國電電力 其他流域大中小型 212 212 合計 5,301 3,993 注：“其他流域大中小型”電站規劃來自四川省十四五水電投產規劃，由于電站較多且規模較小，未一一列示 資料來源：四川/廣西/青海等省份十四五能源規劃

87、、各集團/公司官網/公告、華泰研究 05010015020025030035040045050005101520252016201720182019202020212022E2023E2024E2025E（百萬千瓦）（百萬千瓦）水電裝機容量新增水電裝機 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。19 公用環保公用環保 水電開發由易到難，大型水電站為稀缺資源。水電開發由易到難，大型水電站為稀缺資源。根據國家發改委 2005 年發布的全國水利資源復查結果，我國水電資源理論蘊藏量裝機/技術可開發/經濟可開發裝機容量分別為 6.94/5.42/4.02 億千瓦；理論蘊藏量/基數可開發

88、年電量分別為 6.08/2.47 萬億千瓦時。根據中電聯數據，截至 2021 年底，我國水電裝機容量 3.91 億千瓦（含 3692 萬千瓦抽水蓄能裝機），剩余經濟可開發常規水電資源容量僅為 4792 萬千瓦，增量空間稀缺。隨著水電開發逐步向西部推進，新建水電地理位置偏遠、自然條件惡劣，水電工程直接建設成本不斷增加。此外，耕地占用等稅費標準、征地移民投資也大幅增加，水電開發成本增幅顯著，例如 2013-2014 年投產的溪洛渡水電站（1386 萬千瓦）造價約為 5714 元/千瓦，而目前在建白鶴灘水電站（1600 萬千瓦）造價超過 12000 元/千瓦。往后大型水電站將成為稀缺性資源。圖表圖表

89、29：金沙江金沙江/雅礱江雅礱江/大渡河等重要流域水電站分布圖大渡河等重要流域水電站分布圖 資料來源：各公司公司/官網、長江電力價值手冊（2021）、華泰研究 圖表圖表30：瀾滄江流域水電站分布圖瀾滄江流域水電站分布圖 資料來源：各公司公司/官網、長江電力價值手冊（2021）、華泰研究 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。20 公用環保公用環保 我國裝機容量前十大常規水電站我國裝機容量前十大常規水電站絕大多數絕大多數位于上市公司體內。位于上市公司體內。我國擁有 1000 萬千瓦以上水電站 4 座，均隸屬于三峽集團，400 萬千瓦以上水電站 10 座，其中華能水電擁有 2

90、 座，桂冠電力、國投電力、國家電投（拉西瓦電站是前十大中唯一一座目前沒有位于且未規劃注入至上市公司的電站）各 1 座。目前仍在建及規劃的水電站中（不含白鶴灘電站），裝機容量基本都低于 300 萬千瓦，200 萬千瓦及以上的水電站僅 3 臺，包括瑪爾擋水電站、雙江口和李家峽水電站。圖表圖表31：國內前十大在運營水電站裝機容量世界排行國內前十大在運營水電站裝機容量世界排行 世界排行世界排行 水電站名稱水電站名稱 河流河流 裝機容量裝機容量(萬千瓦萬千瓦)竣工時間竣工時間 控股控股公司公司 1 三峽 長江 2250 2009 長江電力 2 白鶴灘 金沙江 1600 2022*三峽集團 4 溪洛渡 金

91、沙江 1386 2014 長江電力 5 烏東德 金沙江 1020 2021 三峽集團 10 向家壩 金沙江 640 2014 長江電力 11 龍灘 紅水河 630 2009 桂冠電力 14 糯扎渡 瀾滄江 585 2014 華能水電 18 錦屏二級 雅礱江 480 2014 國投電力 21 拉西瓦 黃河 420 2010 國家電投 22 小灣 瀾滄江 420 2010 華能水電 注：白鶴灘水電站處于部分機組已投產，部分機組仍在建狀態；烏東德、白鶴灘電站注入長江電力已獲得證監會審核通過 資料來源：中國電力網、華泰研究 大水電水庫調節抵御來水波動。大水電水庫調節抵御來水波動。2022 年上半年，各

92、大水電上市公司主要流域來水同比偏豐，2Q22 同比偏豐程度尤為凸出，從而帶動其 1Q22、2Q22 發電量及收入同比增長。2022 年 7 月以來，各流域偏枯較為嚴重，3Q22 長江電力的溪洛渡/三峽水庫來水同比偏枯20.49%/54.4%，雅礱江水電（歸屬國投電力/川投能源）7 月來水同比偏枯 44.4%，華能水電的瀾滄江流域來水偏枯 3-4 成。但從 3Q22 各公司發電量同比變化程度看，華能水電同比基本持平，主要得益于水庫的調節能力；雅礱江水電同比增長 7.55%，主要來自新投產機組兩河口和楊房溝的發電量貢獻（但其存量機組發電量同比下滑水平也明顯好于來水同比變化程度）；長江電力同比下降

93、34.2%，發電量同比下降程度也優于來水。圖表圖表32：2022 年三峽水庫日度出入庫流量年三峽水庫日度出入庫流量 yoy 圖表圖表33：2021 年年 1 月月-2022 年年 7 月雅礱江月度來水量月雅礱江月度來水量 yoy 資料來源：Wind、華泰研究 資料來源：四川省水文水資源勘測中心、華泰研究 -100%-50%0%50%100%150%2022-01-012022-01-222022-02-122022-03-052022-03-262022-04-162022-05-072022-05-282022-06-182022-07-092022-07-302022-08-202022-

94、09-102022-10-012022-10-222022-11-12三峽出庫流量三峽入庫流量-60%-40%-20%0%20%40%60%80%100%120%2021/12021/22021/32021/42021/52021/62021/72021/82021/92021/102021/112021/122022/12022/22022/32022/42022/52022/62022/7 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。21 公用環保公用環保 水電上網電價正處于上升通道，降本增效水電上網電價正處于上升通道，降本增效提升盈利能力提升盈利能力?？傮w上，除了超發電量

95、（超發部分電量電價一般較低）較多的 2Q22，雅礱江水電和長電的收入同比增速明顯好于發電量同比增速，說明電價層面同比均有不同程度上漲。華能水電 2Q22 收入同比增速仍高于發電量同比增速主要系超發電量相對其他兩家偏少，其電量消納地為云南和廣東，2Q22 外部因素擾動用電需求。華能水電 1Q22/2Q22 歸母凈利潤同比增速顯著高于發電量及收入同比增速主要系折舊及財務費用端有較大程度節約，3Q22 相反主要系去年同期有一筆較大額度投資收益導致；雅礱江新投產兩河口/楊房溝暫帶來一定固定成本層面壓力，業績釋放仍需時間，但其財務費用率已從 1Q22 兩河口/楊房溝全部投產的 19.25%下降至 1-9

96、M22 的 15.69%，較去年同期僅提升 1.62pp；長江電力 1-9M22 財務費用率 7.51%，同比下降 1.43pp。圖表圖表34：長江電力長江電力 1Q22-3Q22 經營情況經營情況 圖表圖表35：雅礱江水電雅礱江水電 1Q22-3Q22 經營情況經營情況 資料來源：公司公告、Wind、華泰研究 資料來源：公司公告、Wind、華泰研究 圖表圖表36：華能水電華能水電 1Q22-3Q22 經營情況經營情況 1Q22 2Q22 3Q22 發電量同比增速 1.6%13.5%0.0%來水同比變化 6%-9%20%-30%-30%至-40%收入同比增速 2.72%19.39%-0.09%

97、歸母凈利潤同比增速 23.40%48.16%-2.12%注：來水同比變化結合華能水電季度發電量公告主要水庫來水同比變化簡化列示 資料來源：公司公告、Wind、華泰研究 2023 年年，我們預期水電上網電價仍，我們預期水電上網電價仍將提升將提升，部分公司成本端還有節約空間。，部分公司成本端還有節約空間。電價層面：電價層面：1）市場化部分：市場化部分：我們統計了水電大省四川和云南本省的市場化交易情況，云南省 2019 年 8月以來月度市場化交易電價就處于上升階段，2022 年 1-11 月其月度市場化電價平均同比上漲 2.3 分錢，2021 年四川省水電市場化平均電價也同比上漲 1.8 分。在電力

98、供需仍偏緊和煤電市場化電價上漲背景下，我們認為水電市場化電價 2023 年仍將保持上漲態勢。2）外送消納的水電電價外送消納的水電電價：雅礱江錦屏官渡電源組送江蘇電價形成機制已完善為“基準落地電價+浮動電價”機制（蘇發改價格發（2022）752 號），在煤電市場化電價大幅上漲背景下，其外送電價也有上漲空間，我們認為這或為大水電外送電定價機制起示范左右。3）綠證：）綠證：國家發改委網站 11 月 16 日公布關于進一步做好新增可再生能源消費不納入能源消費總量控制有關工作的通知，提到水電也在可再生能源綠色電力證書范圍內，原則上可轉讓，積極推進綠證交易市場建設，推動可再生能源參與綠證交易。我們認為水電

99、綠色屬性價值未來有望于收入端體現。成本端成本端明年華能水電的折舊仍有節約空間，各大水電公司也正進行低成本債置換高成本債，融資成本有望持續下行，帶來財務費用節約。-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%1Q222Q2223Q22發電量同比增速收入同比增速歸母凈利潤同比增速-10%0%10%20%30%40%50%60%1Q222Q2223Q22發電量同比增速收入同比增速歸母凈利潤同比增速 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。22 公用環保公用環保 自自 2019 年年 8 月以來，月以來，云南省云南省月度雙邊協商交易電價每月均實現同比上漲月

100、度雙邊協商交易電價每月均實現同比上漲。因 2018 年政府工作報告提出“一般工商業電價平均降低 10%”，云南一般工商業電價降價分別于 2018 年 4 月 1 日、5 月 1 日、7 月 1 日和 9 月 1 日 4 個時間節點進行了 4 次降價。導致云南省 2018 年 5 月-9 月月度雙邊協商交易電價同比下降，最大降幅高達 32%。根據2019 年云南省政府工作報告，2018 年一批水電鋁硅項目于云南省落地開工建設，2019 年要加快水電鋁硅一體化發展，確保水電鋁材一體化在建項目全部投產。我們認為云南省大規模引入綠電鋁硅產業一定程度上扭轉了云南省電力供過于求的局面，電力需求提升帶動云南

101、市場化電價同比上漲，自 2019 年 8 月以來，其月度雙邊協商交易電價每月均實現同比上漲。2021 年全國電力供需偏緊，多地實施限電政策，云南省 5 月和 7 月也兩發限電令，推動市場化電價同比上漲幅度出現一波小高峰，6 月-11 月同比上漲比例平均超過 2 位數。2022 年以來，云南省市場化電價同比上漲程度在 2.3 分錢左右。圖表圖表37：2017-2022 年年 11 月云南省月度雙邊協商交易電價月云南省月度雙邊協商交易電價 圖表圖表38：2018-2021 年四川省水電市場化交易電價情況年四川省水電市場化交易電價情況 資料來源：云南電力市場化交易快報、華泰研究 注：2021 年戰略

102、長協電價同比下降主要系口徑問題，2021 年該值實際披露口徑為計劃外交易，除戰略長協外，還包括交易電價極低的富余電量、低谷棄水、電能替代、自備替代交易品種（2020 年上述品種電價分別為0.079/0.078/0.177/0.213 元/千瓦時，交易電量占比分別為 9/3/1/4%，合計比例接近當年戰略長協交易電量比例），拉低了電價水平。資料來源：各年度四川電力市場運營報告、華泰研究 我們預計四川省水電市場我們預計四川省水電市場化電價化電價 2022 和和 2023 年年將維持增長態勢。將維持增長態勢。自 2019 年 9 月 26 日，國務院常務會議決定將現行“標桿上網電價機制”改為“基準價

103、+上下浮動”的準市場化機制，一直到 2021 年市場化電價改革以前，由于鼓勵工商業發展，降低工商業用電成本，市場化電價基本一直處于較基準電價折價狀態，且折價程度較高。因此我們可以看到2018 年-2020 年，四川省水電市場化交易常規直購電價及總體水電市場化交易均價呈現持續下降趨勢。2021 年 7 月以來電力供需偏緊帶來多省電力市場化交易電價上漲，因此2021 年四川省水電市場化交易常規直購及總體交易均價分別同比上漲 1 分錢/1.8 分錢，打破四川省水電市場化電價 2018-2020 年的下降態勢。2021 年 10 月 11 日，四川省發布關于全省節約用電倡議書，由于“今冬明春”（202

104、1 年冬天和 2022 年春天）電力供應缺口較大，倡議全社會聯合行動，共同做好節約用電工作。2022 年 7 月以來四川來水嚴重偏枯，多次出現“限電”情況。在供需仍偏緊的態勢下，我們認為 2022 年和 2023 年四川省水電市場化電價將呈現穩中向上態勢。成本端成本端：存量機組折舊完成將帶來利潤釋放。存量機組折舊完成將帶來利潤釋放。我們測算十四五期間，華能水電部分存量機組折舊完成將累計帶來約 8.9 億元的利潤釋放，十五五期間累計為 7.6 億元，分別占 2021年歸母凈利潤 58.4 億的 15%和 28%。雅礱江水電 2022 年折舊將因 2021 年楊房溝全部機組和兩河口 5 臺機組投產

105、而大幅上升，2023 年折舊因兩河口最后一臺機組投產小幅上漲，2023 年-2031 年折舊將保持平穩，2032 年開始折舊將因二灘水電站房屋及建筑物及錦官+桐子林電站機電設備折舊陸續完成而顯著下降。-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%40%0.000.050.100.150.200.250.302017/12017/52017/92018/12018/52018/92019/12019/52019/92020/12020/52020/92021/12021/52021/92022/12022/52022/9（元/千瓦時）yoy月度雙邊協商電價0.263 0.258 0.25

106、0 0.260 0.196 0.194 0.222 0.179 0.224 0.212 0.200 0.218 0.160.180.200.220.240.260.282018201920202021(元/千瓦時）常規直購戰略長協品種總平均 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。23 公用環保公用環保 雅礱江水電：兩楊投產將推升折舊水平，雅礱江水電：兩楊投產將推升折舊水平，2023-2031 年折舊保持平穩。年折舊保持平穩。因 2012 年官地機組投產之前，雅礱江水電僅有二灘水電站在運，因此用 2006-2011 年公司當年折舊對應固定資產原值，可推算得二灘水電站房屋及建

107、筑物/機電設備折舊年限約為 35/12 年，同理推算得錦官+桐子林機組房屋及建筑物/機電設備折舊年限約為 42/20 年，假設兩河口+楊房溝機組房屋及建筑物/機電設備折舊年限約為 45/18 年。按我們的推算和假設，二灘水電站房二灘水電站房屋及建筑物將于屋及建筑物將于 2032 年年-2033 年折舊完畢，錦官年折舊完畢，錦官+桐子林電站機電設備將于桐子林電站機電設備將于 2032-2036年折舊完成年折舊完成。根據我們預測公司存量機組折舊自自 2032 年起或迎來顯著下降，相比年起或迎來顯著下降，相比 2023年年 72.9 億折舊，至億折舊，至 2035 年公司存量機組折舊費用約降低年公司

108、存量機組折舊費用約降低 13 億元，對應折舊減少億元，對應折舊減少 17%。圖表圖表39：雅礱江水電折舊政策雅礱江水電折舊政策 資產類別資產類別 折舊方法折舊方法 折舊年限折舊年限 殘值率殘值率 年折舊率年折舊率 房屋及建筑物 平均年限法 10-50 0 2%-10%機電設備 平均年限法 5-30 0/3%3.23%-6.93%運輸工具 平均年限法 5/10 0/3%9.7%-20%辦公及其他設備 平均年限法 3/5 3%19.4%-32.33%資料來源：公司公告、華泰研究 圖表圖表40：雅礱江存量機組投產時間及推算折舊到期時間點雅礱江存量機組投產時間及推算折舊到期時間點 水電站水電站 機組投

109、產日期機組投產日期 機電設備折舊年限機電設備折舊年限 推算機電設備折舊到期時點推算機電設備折舊到期時點 二灘 1998 年-1999 年 12 年 2010 年-2011 年 錦官+桐子林 2012 年 3 月-2016 年 3 月 20 年 2032 年 3 月-2036 年 3 月 楊房溝 2021 年 7 月-10 月 18 年 2039 年 7 月-10 月 兩河口 2021 年 9 月-2022 年 3 月 18 年 2039 年 9 月-2040 年 3 月 水電站水電站 機組投產日期機組投產日期 房屋及建筑物折舊年限房屋及建筑物折舊年限 推算房屋及建筑物折舊到期時點推算房屋及建筑

110、物折舊到期時點 二灘 1998 年-1999 年 34 年 2032 年-2033 年 錦官+桐子林 2012 年 3 月-2016 年 3 月 43 年 2055 年 3 月-2059 年 3 月 楊房溝 2021 年 7 月-10 月 45 年 2056 年 7 月-10 月 兩河口 2021 年 9 月-2022 年 3 月 45 年 2056 年 9 月-2057 年 3 月 注：二灘/錦官/桐子林的房屋及建筑物、機電設備折舊年限為我們根據固定資產原值及新增折舊測算值，楊房溝及兩河口折舊年限為我們假設值；資料來源：公司公告、華泰研究預測 圖表圖表41：雅礱江水電存量機組折舊趨勢預測（雅

111、礱江水電存量機組折舊趨勢預測（2005-2035E）注：該測算僅考慮存量機組（包括兩河口、楊房溝），暫不考慮大規模機電設備置換對公司整體折舊帶來的增量影響 資料來源：公司公告、華泰研究預測 華能水電：存量機組華能水電：存量機組已處于已處于折舊下行折舊下行周期周期。根據華能水電 2019 年債券募集說明書，公司水電站建筑物折舊年限 45 年，發電等水工機械折舊年限 12 年，則 2031 年前折舊到期基年前折舊到期基本由機電設備折舊到期引起本由機電設備折舊到期引起，本次測算暫不考慮托巴水電站建設及投產對公司折舊的增量影響。機電設備折舊主要由水輪機和發電機構成，按水輪機和發電機折舊年限 12 年推

112、算，漫灣二期、景洪、瑞麗江、小灣機組將于漫灣二期、景洪、瑞麗江、小灣機組將于 2019 年年-2022 年折舊到期，功果橋、糯扎渡、年折舊到期，功果橋、糯扎渡、龍開口機組將于龍開口機組將于 2023-2026 年折舊到期，瀾上機組將于年折舊到期，瀾上機組將于 2029-2031 年折舊到期年折舊到期。101510 10 10111010192933 3334 35 3541527073 73 73 73 73 73 73 73 736965626001020304050607080200520062007200820092010201120122013201420152016201720182

113、019202020212022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E2031E2032E2033E2034E2035E(億元)房屋及建筑物機器設備運輸工具辦公設備及其他 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。24 公用環保公用環保 圖表圖表42：華能水電折舊政策華能水電折舊政策 資產類別資產類別 折舊方法折舊方法 折舊年限折舊年限 殘值率殘值率 年折舊率年折舊率 房屋及建筑物 平均年限法 6-45 0 2.22%-16.67%其中：水電站建筑物 平均年限法 45 0 2.22%機電設備 平均年限法 4-26 0-3%3.85%-

114、25%其中：發電、變電、輔助設備及水工機械 平均年限法 12 3%8.08%其他資產 平均年限法 4-10 0-3%9.7%-25%資料來源：公司公告，華泰研究 圖表圖表43：華能水電存量機組投產時間及推算折舊到期時間點華能水電存量機組投產時間及推算折舊到期時間點 水電站水電站 機組投產日期機組投產日期 機電設備折舊年限機電設備折舊年限 推算機電設備折舊到期時點推算機電設備折舊到期時點 漫灣二期、景洪、瑞麗江、小灣 2007 年 5 月-2010 年 8 月 12 年 2019 年 5 月-2022 年 8 月 功果橋、糯扎渡、龍開口 2011 年 11 月-2014 年 4 月 12 年 2

115、023 年 11 月-2026 年 4 月 苗尾、黃登、大華橋、里底、烏弄龍 2017 年 10 月-2019 年 7 月 12 年 2029 年 10 月-2031 年 7 月 資料來源：公司公告，華泰研究預測 因公司機組較多，且于 2007-2019 年之間密集投產，故我們無法通過歷年固定資產與當年折舊的增量變化估算特定機組的固定資產原值與折舊。故我們根據水電站投資額、公司整體固定資產分布及折舊政策，對公司歷年折舊進行模擬，測得整體房屋及建筑物折舊期限為 35 年，整體機電設備折舊期限為 13 年時，模擬值與歷史值較為吻合。據此假設，暫不考慮托巴機組建設及投產對折舊的影響，因瀾上機組 20

116、17-2019 年集中投產，公司 2020年存量機組折舊仍有所提升，十四五期間部分存量機組折舊完畢將累計帶來約十四五期間部分存量機組折舊完畢將累計帶來約 8.9 億元折億元折舊額下降，十五五期間累計為舊額下降，十五五期間累計為 7.6 億元，億元，2025 年年/2030 年年折舊額較折舊額較 2020 年折舊額分別下年折舊額分別下降降 15%/28%。圖表圖表44：華能水電存量機組折舊趨勢預測（華能水電存量機組折舊趨勢預測（2006-2030E）注：本測算僅考慮存量機組，暫不考慮托巴水電站建設及投產，及大規模機電設備置換，對公司整體折舊帶來的增量影響 資料來源：公司公告、華泰研究預測 2 2

117、 4 7 18 20 24 33 41 43 44 46 51 57 59 56 54 52 51 50 46 44 44 44 42 01020304050607020062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E(億元)房屋及建筑物機器設備其他 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。25 公用環保公用環保 水風光一體化水風光一體化基地基地建設推進，長期價值提升建設推進，長期價值提升可期可期 “十四五”可

118、再生能源發展規劃提出：統籌推進水風光基地一體化開發?！笆奈濉笨稍偕茉窗l展規劃提出：統籌推進水風光基地一體化開發。以西南水電基地為重點，做好風能、太陽能資源普查，開展一體化規劃建設、運行、送出與消納等系統研究，統籌推進水風光綜合基地開發建設，實現水電開發與新能源發展相得益彰?！八L光”一體化發展帶來新空間，“水風光”一體化發展帶來新空間，“1+1+1”遠大于”遠大于 3。水風光清潔能源基地主要是將風光電站建設在水電站周圍，利用已有水電外送通道將水風光電量打捆外送，可以利用水電站優異的出力調節能力與風光出力不均進行互補，保障風光電力消納的同時充分利用水能。目前，包含公司在內的多家大型水電上市公

119、司提出“水風光”發展規劃：瀾滄江流域：瀾滄江流域：2021 年 4月華能水電公告計劃在瀾滄江上游西藏段打造水光互補清潔能源基地（新增水電、光伏裝機規模各 1000 萬千瓦），2022 年 3 月華能水電再次公告“十四五”期間擬在瀾滄江云南段和西藏段規劃建設“雙千萬千瓦”清潔能源基地；雅礱江（國投雅礱江（國投/川投）：川投）：根據國家規劃，雅礱江流域水風光互補綠色清潔可再生能源示范基地，總規模超 8000 萬千瓦，其中風電、光伏發電超 4000 萬千瓦、抽水蓄能發電超 1000 萬千瓦；金沙江流域：金沙江流域：金沙江下游風電、光伏可開發量達 1500 萬千瓦，金沙江上游初步規劃具有總規模約 37

120、00 萬千瓦的可開發光伏項目場址和總規模約 350萬千瓦的可開發風電項目場址。水風光出力互補，水風光出力互補，調節能力凸顯調節能力凸顯。水電站出力受徑流和水庫調蓄的影響，根據庫容大小，水電站具有多年調節、季調節、日調節能力。水電站承擔電網系統基荷時，其出力較為穩定，當需要增加負荷時，水電站能夠迅速開啟，出力迅速增加。而風光發電具有一定的波動性，日內、月內出力不均，水風光一體，水電優異的調節能力可使風光發電間歇時，保障電力供應，在風光發電高峰期時，用水庫將水能儲存起來優先讓風光發電。在年際間，風光和水能也互補性較強且長期穩定，以金沙江為例，根據中電建成都勘測研究院李良縣的金沙江下游（四川側）風光

121、水互補開發研究初探研究發現，當金沙江下游風速較往年屬于大風年時，太陽能輻射也往往較強，降水較少，年徑流量屬于枯水年；而當年徑流量屬于豐水年時，由于降水較多，風速及太陽能輻射較弱。圖表圖表45：金沙江下游（四川側）水風光電站年內出力互補特性金沙江下游（四川側）水風光電站年內出力互補特性 圖表圖表46：金沙江下游（四川側）水風光電站日內出力互補特性金沙江下游（四川側）水風光電站日內出力互補特性 資料來源：李良縣，李寧金沙江下游（四川側）風光水互補開發研究初探（文章編號:1003 9805(2019)03 0074 06）、華泰研究 資料來源：李良縣，李寧金沙江下游（四川側）風光水互補開發研究初探（

122、文章編號:1003 9805(2019)03 0074 06）、華泰研究 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。26 公用環保公用環保 新能源：風光發電新能源：風光發電長期成長長期成長，綠電收益率底線明確綠電收益率底線明確 5-10 年供給增長主力，成長空間廣闊年供給增長主力，成長空間廣闊 預計預計 2022-2025 年風電、光伏年均新增裝機中樞分別抬升至年風電、光伏年均新增裝機中樞分別抬升至 65GW、96GW。截止 2022年 6 月末，國內風電/光伏裝機容量達到 342/337GW，較 2021 年末分別增加 14/30GW。假設 2022-2025 年全社會用電

123、和發電量 CAGR 均為 5.3%（略高于 Wind 一致預期 2022-2023 年 GDP 增速）、考慮到雙碳目標下火電受擠壓、而水電與核電增量有限，新增用電需求主要由風光電滿足，我們測算 2022-2025 年風電/光伏年均新增裝機中樞抬升至65/96GW，較 2018-2021 年的 41/44GW 大幅提高，2025 年風光合計裝機占比將達到 39%（2021 年為 26%），發電量占比將達到 19%（2021 年為 12%）。圖表圖表47：2022-2025 年國內電力裝機預測年國內電力裝機預測 能源類型能源類型 裝機量裝機量/GW CAGR 預計占比預計占比 市占率變化市占率變化

124、 2021 2022E 2023E 2024E 2025E 22-25/%2025/%22-25/pct 火電 1,297 1,350 1,403 1,466 1,529 4.2%46.0%-8.6%水電 391 412 420 434 450 3.6%13.5%-2.9%核電 53 54 55 59 64 4.7%1.9%-0.3%風電 328 378 440 511 589 15.7%17.7%3.9%光伏 307 382 472 577 692 22.6%20.8%7.9%合計合計 2,377 2,577 2,790 3,047 3,324 8.7%100.0%0.0%發電量發電量/TW

125、h 火電 56,463 57,619 59,907 62,165 63,304 2.9%61.4%-6.0%水電 13,401 13,755 14,193 14,537 15,391 3.5%14.9%-1.1%核電 4,075 4,107 4,218 4,430 4,771 4.0%4.6%-0.2%風電 6,556 7,496 8,918 10,366 11,987 16.3%11.6%3.8%光伏 3,270 3,991 5,191 6,378 7,716 23.9%7.5%3.6%合計合計 83,768 86,971 92,430 97,879 103,172 5.3%100.0%0.

126、0%資料來源：中電聯、華泰研究預測 各省“十四五”規劃隱含風光裝機增量各省“十四五”規劃隱含風光裝機增量 670GW，內蒙古，內蒙古/云南云南/甘肅引領甘肅引領 TOP3。梳理國內各個省/自治區/直轄市“十四五”能源規劃，我們統計規劃中對應的 2022-2025 年風光新增裝機合計 670GW，和前文預測基本一致。其中，內蒙古/云南/甘肅規劃增量引領全國，2022-2025 年風光裝機分別新增 80/73/53GW。借助于優良的風光資源稟賦，新能源發電已成為內陸省份重要的投資方向。圖表圖表48：各省“十四五”規劃隱含風光裝機增量各省“十四五”規劃隱含風光裝機增量 670GW（2022-2025

127、 年），內蒙古年），內蒙古/云南云南/甘肅領銜甘肅領銜 資料來源：各省發改委與能源局、華泰研究 我們測算我們測算 2021/2025 年末屋頂光伏年末屋頂光伏潛在裝機容量潛在裝機容量為為 2,256GW/2,932GW。2020 年 PERC P 型單晶組件（182mm、72 片）功率均值為 540W，折合每平方米功率 228W?？紤]到組件安裝時的最佳水平傾角與間隔間距，假設實際功率密度為理論值的 70%?？紤]到光伏行業技術進步，假設 2021-2025 年轉換效率保持每年 0.3pct 的提升。我們預計 2021 年末/2025 年末國內屋頂分布式光伏潛在裝機規模分別為 2,256GW/2,

128、932GW。01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,000內蒙古云南甘肅山西河北青海陜西廣東山東廣西貴州寧夏江蘇江西湖北四川遼寧黑龍江河南湖南浙江西藏海南新疆天津上海福建北京吉林(萬千瓦)風電光伏 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。27 公用環保公用環保 圖表圖表49：我們測算我們測算 2021/2025 年末屋頂光伏潛在裝機容量為年末屋頂光伏潛在裝機容量為 2,256GW/2,932GW 單位：單位：GW 2020 2021 2022E 2023E 2024E 2025E 2030E 遠期遠期 總計總計 2,088 2,

129、256 2,420 2,587 2,758 2,932 3,113 3,620 住宅 1,024 1,098 1,177 1,259 1,341 1,426 1,514 1,760 工業屋頂 636 695 744 794 845 898 953 1,108 商業建筑 122 131 142 153 164 175 186 216 公共建筑 196 213 228 244 261 278 295 343 占比占比 住宅 49.1 48.7 48.7 48.6 48.6 48.6 48.6 48.6 工業屋頂 30.5 30.8 30.7 30.7 30.7 30.6 30.6 30.6 商業建

130、筑 5.8 5.8 5.9 5.9 5.9 6.0 6.0 6.0 公共建筑 9.4 9.4 9.4 9.4 9.5 9.5 9.5 9.5 注：參考 2022 年 2 月報告分布式光伏：下一個藍海市場，1）不同屋頂結構類型（彩鋼屋頂、磚瓦結構屋頂、平面混凝土屋頂）會導致可安裝光伏組件數量的差異；2）潛在裝機容量=屋頂總面積（見圖表 6）x 光伏實際功率密度 資料來源：國家統計局、華泰研究預測 1H22 風光儲項目規劃量達風光儲項目規劃量達 81.22GW，央國企占比達到，央國企占比達到 63%。近日，能源局與發改委發布關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知，明確各地根據市場放開電

131、源的實際情況，鼓勵可再生能源配儲，利用儲能改善新能源涉網特性，解決消納問題，保障新能源的高效性。據不完全統計，2022 年 H1 全國共規劃風光儲項目 47 個，項目規模達到 81.22GW，已明確投資金額為 3744 億元，其中央國企簽約項目達到 43 個，總規模達到 51.52GW，占比達到 63%。技術進步技術進步加快加快競價步伐，競價步伐，LCOE 持續下降持續下降 風電光伏度電成本風電光伏度電成本持續下降持續下降。據 IRENA 數據，2010-2019 年我國陸上風電/海上風電LCOE（平準化度電成本）已分別由 0.14/0.18 美元/KWh 下降 66%/37%至 0.05/0

132、.11 美元/KWh（約合人民幣 0.32/0.77 元/KWh）；2012-2019 年我國居民/商業光伏 LCOE 分別從0.162/0.129 美元/KWh 下降至 0.067/0.064 美元/KWh。未來，風電光伏度電成本將繼續維持下降趨勢。根據國網能源研究院有限公司在 2020 年 7 月 5 日發布的中國新能源發電分析報告 2020預測，2025 年我國陸上風電 LCOE 有望從 2019 年的 0.315-0.565 元/kWh 下降至 0.241-0.447 元/KWh。圖表圖表50：風電風電 LCOE 下降趨勢（美元下降趨勢（美元/KWh）圖表圖表51：2025 年我國陸上

133、風電年我國陸上風電 LCOE 有望繼續下降（元有望繼續下降（元/KWh）資料來源：IRENA，華泰研究 資料來源：國網能源研究院有限公司中國新能源發電分析報告 2020，華泰研究 0.000.020.040.060.080.100.120.140.160.180.20陸風海風(美元/KWh)20102019-66%-37%0.3150.2410.5650.4470.00.10.20.30.40.50.620192025E(元/KWh)免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。28 公用環保公用環保 圖表圖表52：光伏光伏 LCOE 下降趨勢（美元下降趨勢（美元/KWh）圖表圖

134、表53：未來光伏電站未來光伏電站 LCOE 趨勢趨勢 資料來源：IRENA，華泰研究 資料來源：中國光伏業協會中國光伏產業發展路線圖（2020 年版），華泰研究 回歸經濟理性，綠電收益率底線明確回歸經濟理性，綠電收益率底線明確 2021 年風光電參與市場化比例同比提升，但折價幅度相比往年大幅縮小年風光電參與市場化比例同比提升，但折價幅度相比往年大幅縮小。2021 年 5 月，國家發改委、國家能源局發布關于進一步做好電力現貨市場建設試點工作的通知，新增上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北等 6 省市為第二批電力現貨試點。鼓勵新能源項目與電網企業、用戶、售電公司通過簽訂長周期（如 20 年及以上）差

135、價合約參與電力市場，引導新能源項目 10%的預計當期電量通過市場化交易競爭上網，市場化交易部分可不計入全生命周期保障收購小時數。電網消納能力提升或儲能配置增加后，風光市場電溢價或更為可觀電網消納能力提升或儲能配置增加后，風光市場電溢價或更為可觀。目前風光電參與市場化交易主要有三類情況：1）發電小時數超過電網保障收納的部分，通常為折價參與交易；2）各省電網公司強制某一比例參與，通常折價幅度較??；3）因電網消納能力受限而運營商為避免限電而參與，通產折價幅度較大。對于前兩種情況而言，綠電運營商受益于整體市場化交易價格的上漲，折價幅度收窄較為明顯；而對于第三種情況而言，隨著電網消納能力提升或者項目儲能

136、配置增加，限電現象有望減少，從而降低折價比例較大的交易電量。綠電交易試點啟動，創造額外溢價。綠電交易試點啟動，創造額外溢價。根據 2021 年 9 月 9 日新華社報道，2021 年 9 月 7 日，我國綠電交易試點正式啟動，首批綠電交易成交電量 79.35 億千瓦時，較當地電力中長期交易價格溢價 0.030.05 元/千瓦時。除首批集中交易以外，綠電分月交易量也呈現上升趨勢，2022 年 1-5 月，全國綠電交易規模合計 57.1 億千瓦時（中電聯數據統計）。綠電交易為新能源另辟市場，充分體現了電力環境價值，交易溢價進一步促進新能源發電側的壯大。同時，大量高耗能行業購買綠電，以控制碳排放，順

137、應“雙碳”目標。0.000.020.040.060.080.100.120.140.160.1820122013201420152016201720182019(美元/KWh)居民商業0.00.51.01.52.02.53.03.54.04.50.000.050.100.150.200.250.300.350.4020202021E2023E2025E2027E2030E(元/KW)(元/KWh）初始投資(右)1800h1500h1200h1000h 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。29 公用環保公用環保 圖表圖表54：2022 年年 3-5 月綠電月度交易量大幅上

138、升月綠電月度交易量大幅上升 圖表圖表55：江蘇江蘇/廣東廣東/廣西三省綠電交易均有廣西三省綠電交易均有 10-20%的溢價的溢價 資料來源：中電聯、華泰研究 注：年度交易為 2022 年度，其余為各月單獨交易，江蘇和廣東既有年度交易又有月度交易，廣西僅從 5 月后有月度交易 資料來源：中電聯、華泰研究 碳價決定綠電碳價決定綠電交易交易溢價溢價。我們認為綠電交易機制最大意義之一，在于區分風光發電的環境屬性和將低碳價值顯性化。未來綠電交易價格是否溢價以及溢價幅度將取決于碳配額和綠證的價值，碳價或成為綠電溢價的重要參考指標。相比煤電，風光減碳量約為 912 克/千瓦時。以全國平均的風光發電指導價均值

139、 0.3669 元/千瓦時為基準，10%/20%的綠電溢價對應碳價約為 40/80 元/噸。假設綠電溢價 20%、綠電交易比例 30%，我們預計 2022/2025年平價風光項目溢價收入合計 42/217 億元。由于溢價收入無需重復計算折舊與費用，僅需支付部分與交易相關的支出和稅費，綠電交易帶來的溢價將享受較高的凈利率水平。圖表圖表56：各類發電技術的全生命周期度電碳排放各類發電技術的全生命周期度電碳排放 單位：克單位：克/千瓦時千瓦時 全生命周期碳排放全生命周期碳排放 最大值最大值 考慮機會成本后的碳排放考慮機會成本后的碳排放 最大值最大值 屋頂光伏發電 15-34 34 0.8-15.8

140、15.8 大型光伏電站 10-29 29 7.85-26.9 26.9 光熱發電 8.5-24.3 24.3 6.43-25.2 25.2 陸上風電 7.0-10.8 10.8 4.8-8.6 8.6 海上風電 9-17 17 6.8-14.8 14.8 地熱發電 15.1-55 55 29-79 79 水電 17-22 22 61-109 109 波浪能發電 21.7 21.7 26-38 38 潮汐能發電 10-20 20 14-36 36 核電 9-70 70 78-178 178 生物質發電 43-1,730 1,730 86-1,788 1,788 天然氣發電+CCSU 179-40

141、5 405 230-481 481 煤電+CCSU 230-935 935 282-1,011 1,011 注：機會成本包括電源建設時長、戰爭與核泄露風險、土地和植被碳貯存損失的碳排放 資料來源：Mark Z.Jacobson100%Clean,Renewable Energy and Storage for Everything（Publish Year:2020；DOI:10.1017/9781108786713）、華泰研究 1.22.51.83.12.63.415.716.419.305101520252021092021102021112021122022012022022022032

142、02204202205(億千瓦時)全國綠電月度交易量0510152025430440450460470480490500510520年度交易202202202203202204202205202206202207(%)(元/兆瓦時)交易均價：江蘇交易均價：廣東交易均價：廣西溢價：江蘇（右）溢價：廣東（右）溢價：廣西（右）免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。30 公用環保公用環保 垃圾垃圾發電發電：盈利能力提升，：盈利能力提升，新業務新業務打開成長空間打開成長空間 運營為王，關注第二增長曲線運營為王，關注第二增長曲線 產能釋放產能釋放推動景氣度上行，新業務對股價形成催化。

143、推動景氣度上行，新業務對股價形成催化。復盤垃圾焚燒發電龍頭企業相對收益走勢，2020 年以來在新冠疫情影響下，垃圾焚燒行業剛需屬性凸顯，各省陸續發布垃圾焚燒行業中長期專項規劃，明確中長期規劃產能和垃圾焚燒處理率，在建產能快速釋放，關于可再生能源發電和垃圾焚燒發電補貼的政策密集出臺，市場預期行業盈利和現金流情況將迎來改善，多重因素共振帶來行業景氣度提升。2021 年行業公司股價上行至階段性高點，部分公司積極拓展新業務，偉明環保和旺能環境分別布局新能源材料和動力電池回收，對股價形成催化。當前優質標的估值處于合理或較低當前優質標的估值處于合理或較低區間區間。2022 年以來，垃圾焚燒發電公司股價整體

144、處于震蕩區間，年中偉明環保和旺能環境新業務受到市場關注，股價階段性上行，此后受垃圾處理量和運營參數短期波動，以及新業務業績釋放節奏等因素影響，四季度以來表現較為平淡，當前多數優質標的估值處于合理或較低區間。圖表圖表57：垃圾焚燒公司相對收益走勢圖（垃圾焚燒公司相對收益走勢圖（2020 年年 1 月月-2022 年年 11 月）月）注：偉明環保/瀚藍環境/旺能環境為相對上證指數收益，光大環境/綠色動力環保為相對恒生指數收益 資料來源：Wind，華泰研究 垃圾發電行業由跑馬圈地步入運營為王時代，我們認為應重點關注產能儲備、運營效率和第二增長曲線：1.產能儲備：通過對各公司在建和在手產能數據的整理和

145、分析，我們認為頭部公司產能儲備充足，可保障近 2-3 年增長無虞。2.運營效率：垃圾焚燒發電市場產能釋放趨緩，各公司運營管理和成本控制重要性凸顯，頭部公司已積累較強優勢，高質量增長可期。3.第二增長曲線：部分上市公司依靠運營項目提供穩健現金流支撐，結合自身優勢，通過產業鏈延伸、業務協同等方式進軍新能源、資源循環再生等業務，有望打造第二成長曲線。-60%-40%-20%0%20%40%60%80%100%120%140%160%20/0120/0220/0320/0420/0520/0620/0720/0820/0920/1020/1120/1221/0121/0221/0321/0421/05

146、21/0621/0721/0821/0921/1021/1121/1222/0122/0222/0322/0422/0522/0622/0722/0822/0922/1022/11偉明環保瀚藍環境旺能環境光大環境綠色動力環保 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。31 公用環保公用環保 預計預計 2022-2025 年運營市場規模復合增速年運營市場規模復合增速 12%通過對生活垃圾焚燒信息平臺和電廠聯盟網所列示的全國生活垃圾焚燒項目（全口徑，包含城市及縣城）進行統計，2019-2021 年新增投運產能分別為 10.8/8.5/13.9 萬噸/日，2021年底城鎮垃圾焚燒投

147、運產能達 74.5 萬噸/日，與 2025 年垃圾焚燒處理規模達 80 萬噸/日的十四五目標僅相差 5.5 萬噸/日，我們預計我們預計 2022-2023 年提前完成“十四五”目標將是大概年提前完成“十四五”目標將是大概率事件。率事件。自上而下測算，自上而下測算，2022-2024 年新增產能分別為年新增產能分別為 6.3/4.6/3.8 萬噸萬噸/日，新增產能明顯放緩。日，新增產能明顯放緩。1）假設總人口保持 0.1%左右的增長率，參考社科院中國農村發展報告 2020，假設城鎮化率由 2021 年的 64.7%逐步提高至 2025 年 65.5%；2）考慮到固廢法修訂草案二審稿提出，城鄉結合

148、部或者人口密集的農村的生活垃圾，可納入城市生活垃圾分類收集、運輸、處理系統，假設 2020-2025 年人均生活垃圾清運量保持增長，由 0.92 提高至 1.04 千克/(人日)，生活垃圾無害化處理率由 99.4%提高至 100.0%；3）根據“十四五”規劃公布的數據，2020 年我國城鎮垃圾焚燒占無害化處理的比例約 45%，2025 年目標為 65%左右，結合各省垃圾焚燒中長期規劃和“十四五”規劃，假設 2021-2025 年垃圾焚燒占無害化處理的比例逐年提升至 49%/53%/57%/61%/65%。綜合以上假設，得到 2022-2025 年生活垃圾焚燒處理能力 80.8/85.4/89.

149、3/93.0 萬噸/日，對應新增處理能力 6.3/4.6/3.8/3.7 萬噸/日。圖表圖表58：垃圾焚燒市場投產進度測算垃圾焚燒市場投產進度測算 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022E 2023E 2024E 2025E 總人口（萬人）137462 138271 139008 139538 140,005 141,178 141,260 141,370 141,481 141,592 141,702 總人口 YoY（%）0.5%0.6%0.5%0.4%0.3%0.8%0.1%0.1%0.1%0.1%0.1%城鎮化率（%）56.1%57.3%58.5%

150、59.6%60.6%63.9%64.7%64.9%65.1%65.3%65.5%城鎮人口（萬人）城鎮人口（萬人）77,116 79,298 81,347 83,137 84,843 90,199 91,425 91,779 92,134 92,489 92,815 城鎮人口 YoY（%）2.9%2.8%2.6%2.2%2.1%6.3%1.4%0.4%0.4%0.4%0.4%城市生活垃圾清運量（萬噸）19,142 20,362 21,521 22,802 24,206 23,512 24,805 25,797 26,571 27,235 27,780 城市生活垃圾清運量 YoY（%）7.2%6.

151、4%5.7%6.0%6.2%-2.9%5.5%4.0%3.0%2.5%2.0%縣城生活垃圾清運量（萬噸）6,655 6,666 6,747 6,660 6,871 6,810 6,930 7,066 7,091 7,232 7,486 縣城生活垃圾清運量 YoY（%）0.0%0.2%1.2%-1.3%3.2%-0.9%1.8%2.0%0.4%2.0%3.5%生活垃圾清運量（萬噸）生活垃圾清運量（萬噸）25,797 27,028 28,268 29,462 31,077 30,322 31,735 32,863 33,662 34,467 35,266 生活垃圾清運量 YoY（%）5.2%4.8

152、%4.6%4.2%5.5%-2.4%4.7%3.6%2.4%2.4%2.3%人均生活垃圾清運量（千克人均生活垃圾清運量（千克/人人 日）日）0.92 0.93 0.95 0.97 1.00 0.92 0.95 0.98 1.00 1.02 1.04 城市生活垃圾無害化處理量（萬噸）18,013 19,674 21,034 22,565 24,013 23,452 22,834 22,209 21,580 20,946 20,310 城市生活垃圾無害化處理量 YoY（%）9.9%9.2%6.9%7.3%6.4%-2.3%-2.6%-2.7%-2.8%-2.9%-3.0%縣城生活垃圾無害化處理量（

153、萬噸）5,260 5,680 6,140 6,212 6,610 6,691 8,809 10,624 12,060 13,505 14,939 縣城生活垃圾無害化處理量 YoY（%）10.4%8.0%8.1%1.2%6.4%1.2%31.7%20.6%13.5%12.0%10.6%生活垃圾無害化處理量（萬噸）生活垃圾無害化處理量（萬噸）23,273 25,354 27,174 28,778 30,623 30,143 31,643 32,834 33,639 34,451 35,249 生活垃圾無害化處理率（%）90.2%93.8%96.1%97.7%98.5%99.4%99.7%99.9%

154、99.9%100.0%100.0%生活垃圾焚燒無害化處理量（萬噸）生活垃圾焚燒無害化處理量（萬噸）7,215 8,874 10,326 11,511 13,780 13,564 15,505 17,402 19,174 21,015 22,912 生活垃圾焚燒無害化處理量 YoY（%）18.5%23.0%16.4%11.5%19.7%-1.6%14.3%12.2%10.2%9.6%9.0%焚燒方式占比（%）31.0%35.0%38.0%40.0%45.0%45.0%49.0%53.0%57.0%61.0%65.0%產能利用率 77%79%78%77%72%62%57%59%62%65%68%生

155、活垃圾焚燒無害化處理能力生活垃圾焚燒無害化處理能力(萬噸萬噸/日日)25.6 30.8 36.4 41.2 52.4 59.9 74.5 80.8 85.4 89.3 93.0 新增處理能力（萬噸/日）4.4 5.2 5.6 4.8 11.2 7.5 14.6 6.3 4.6 3.8 3.7 注：引用于華泰研究報告強化運營屬性，垃圾焚燒迎穩健增長（發布時間：2022 年 7 月 12 日）資料來源：國家統計局，住建部，華泰研究預測 同時，我們選取光大環境等 8 家典型垃圾焚燒上市公司，根據我們對投產項目的統計和對在建項目的投產進度預測，8 家典型公司 2021-2024 年新增投運產能合計 1

156、0.1/4.5/3.5/2.8萬噸/日，2021 年垃圾焚燒市場新增投運產能 13.9 萬噸/日。假設 2022-2024 年市場與典型公司新增投運產能之比維持 2021 年水平，測算得到 2022-2024 年市場新增投運產能為6.2/4.8/3.8 萬噸/日，與自上而下測算結果基本一致，從而驗證 2022-2024 年市場新增投運產能將明顯回落。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。32 公用環保公用環保 圖表圖表59：典型垃圾焚燒上市公司投運產能（單位：萬噸典型垃圾焚燒上市公司投運產能（單位：萬噸/日）日）2021 年底累計年底累計 2021 年新增年新增 2022

157、 年新增年新增 2023 年新增年新增 2024 年新增年新增 光大環境 11.4 3.8 1.7 1.4 1.2 上海環境 2.9 1.2 0.0 0.1 0.1 綠色動力 3.4 0.6 0.3 0.3 0.4 瀚藍環境 2.6 0.8 0.7 0.2 0.2 偉明環保 2.8 0.8 0.4 0.4 0.4 旺能環境 2.2 0.3 0.3 0.2 0.2 城發環境 1.9 1.3 0.7 0.1 0.1 粵豐環保 3.5 1.2 0.5 0.8 0.2 合計 30.7 10.1 4.5 3.5 2.8 市場產能市場產能 74.5 13.9 6.2 4.8 3.8 資料來源：公司公告，華

158、泰研究預測 我們預計“十我們預計“十四四五”期間垃圾焚燒五”期間垃圾焚燒發電發電總市場規模達總市場規模達 3769 億元。億元。根據我們對市場產能和項目盈利能力的分析，我們假設：1）產能利用率=日均生活垃圾焚燒無害化處理能力*365/年生活垃圾焚燒無害化處理量，根據國家統計局生活垃圾無害化處理量數據和我們統計的生活垃圾焚燒無害化處理能力，計算得到歷年產能利用率情況，考慮到 2022 年起新投運產能明顯放緩，我們假設 2022-2025 年產能利用率逐年提升至 59%/62%/65%/68%；2）2022-2025 年行業存量和新增項目平均處理費為 72/74/76/78 元/噸；3）2022-

159、2025 年噸發電量為 379/381/383/385 度；4）假設上網電價為 0.65 元/千瓦時，2022-2025 年上網比例逐年提升 0.2 個百分點至 84.6%，則垃圾則垃圾焚燒發電焚燒發電總運營市場規模至總運營市場規模至 2025 年將達到年將達到587 億元億元，“十“十四四五”期間五”期間復合增速復合增速 12.8%。根據我們對典型公司運營項目投資額的測算，2019-2021 年垃圾發電項目單位投資成本維持在 55 萬元/（噸/日）左右，我們假設 2022-2025 年單位投資成本維持 55 萬元/（噸/日）；考慮典型的垃圾發電項目投資結構，工程土建、工程安裝、設備以及其他分

160、別占比 25%、13%、38%、24%，同時假設垃圾焚燒發電項目建設周期為 18 個月，T 年投運的項目在T-2/T-1/T 年的建設期分別為 2.5/10/5.5 個月，則則“十“十四四五”五”期間垃圾期間垃圾焚燒焚燒發電總工程及設發電總工程及設備市場規模分別達到備市場規模分別達到 787 億元和億元和 578 億元。綜合考慮工程、設備以及運營市場，億元。綜合考慮工程、設備以及運營市場，“十“十四四五”五”期間垃圾焚燒總市場規模達到期間垃圾焚燒總市場規模達到 3769 億元。億元。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。33 公用環保公用環保 圖表圖表60：垃圾焚燒市場規

161、模測算垃圾焚燒市場規模測算 年份年份 2019 2020 2021 2022E 2023E 2024E 2025E 十四五加總十四五加總 垃圾焚燒處理能力（萬噸/日）51.9 60.5 74.4 80.8 85.4 89.3 93.0 垃圾焚燒處理能力（萬噸/年）18952 22070 27160 29495 31178 32581 33944 產能利用率 72%62%57%59%62%65%68%垃圾焚燒處理量（萬噸/年）13645 13684 15481 17402 19174 21015 22912 垃圾運營市場規模測算垃圾運營市場規模測算 處理單價（元/噸）69 69 70 72 74

162、 76 78 處理費收入（億元）83 84 96 111 126 141 158 632 噸垃圾發電量（千瓦時/噸）347 360 377 379 381 383 385 上網電價（元/千瓦時）0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 上網比例（%）82.7%83.6%83.8%84.0%84.2%84.4%84.6%售電收入（億元）224 237 281 318 354 390 429 1773 垃圾發電總運營市場規模（億元）垃圾發電總運營市場規模（億元）307 321 377 429 479 532 587 2405 垃圾運營投資規模測算垃圾運營投資規模測算 新

163、增處理能力（萬噸/日）10.8 8.5 13.9 6.4 4.6 3.8 3.7 投資成本（萬元/（噸/日）55 55 55 55 55 55 55 處理能力總投資規模（億元）597 473 767 352 254 211 205 1789 工程土建 184 259 172 103 83 77 76 509 工程安裝 101 141 94 56 45 42 41 278 設備 205 238 214 116 89 80 79 578 其他投資 177 248 165 98 79 73 72 488 垃圾發電工程市場規模（億元）垃圾發電工程市場規模（億元）285 401 266 159 128

164、118 117 787 垃圾發電設備市場規模（億元）垃圾發電設備市場規模（億元）205 238 214 116 89 80 79 578 垃圾發電總市場（工程垃圾發電總市場（工程+設備設備+運營）（億元）運營）（億元）797 959 857 704 696 730 783 3769 注：引用于華泰研究報告強化運營屬性，垃圾焚燒迎穩健增長（發布時間：2022 年 7 月 12 日）資料來源：生活垃圾焚燒信息平臺，電廠聯盟網，E20，華泰研究預測 經營數據經營數據和垃圾處理費和垃圾處理費同步同步提升提升 2021 年以來，垃圾焚燒上市公司進入投產高峰期，大量項目投產帶來 2021 年垃圾入庫量同比

165、顯著增加。2021 年垃圾焚燒公司的噸垃圾上網電量同比多有增加，其中，三峰環境的噸上網電量最高，為 343 度/噸（同比+2%）；中國天楹、海螺創業、旺能環境的噸上網電量增長明顯，同比分別+11%/+9%/+8%至 262/308/291 度/噸。圖表圖表61：2021 年年垃圾焚燒上市公司經營數據垃圾焚燒上市公司經營數據 垃圾入廠量垃圾入廠量(萬噸萬噸/年）年）垃圾入廠量垃圾入廠量 YoY 上網電量上網電量（億千瓦時）（億千瓦時）上網電量上網電量 YoY 噸上網電量噸上網電量（千瓦時（千瓦時/噸）噸）噸上網電量噸上網電量 YoY 中國天楹 409 0%11 11%262 11%偉明環保 66

166、4 28%21 32%316 3%瀚藍環境 901 49%30 54%328 3%上海環境 825 38%27 46%329 6%綠色動力 1,054 17%33 22%316 4%光大環境 4,053 38%133 41%327 2%旺能環境 755 23%22 33%291 8%海螺創業 540 91%17 108%308 9%三峰環境 1,074 26%37 29%343 2%資料來源：公司公告，華泰研究 噸發電量與上網比率的雙重增長帶動噸上網電量顯著提升。噸發電量與上網比率的雙重增長帶動噸上網電量顯著提升。將 8 家典型公司的噸發電量進行整理和計算，發現 2017-2021 年噸發電量

167、由 334 度提升至 377 度，我們認為主要有以下兩方面原因：1）垃圾分類帶動入爐垃圾熱值水平上升。廚余垃圾含水量高，熱值較低，而近年來垃圾分類在全國范圍內的推廣，使廚余垃圾與生活垃圾相分離，導致入爐焚燒的廚余垃圾占比減少；2）爐排爐技術進一步推廣。2016 年全國垃圾焚燒廠中，使用爐排爐技術的焚燒爐占比為 78%，2020 年占比已經提升至 85%以上，相比于流化床技術，爐排爐技術能使垃圾燃燒的更加充分，從而提升噸發電量，我們預計 2022-2025 年噸發電量為 379/381/383/385度。另外，隨著行業整體運營水平上升，各企業致力于生產環節節能降耗，降低廠用電率，行業整體上網比率

168、也持續增長，2018-2021 年間由 81.3%增長至 83.8%，我們預計 2022-2025年上網比例逐年提升 0.2個百分點至 84.6%。以上雙重因素帶動噸上網電量顯著提升。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。34 公用環保公用環保 圖表圖表62：上市公司垃圾焚燒噸發電量和上網比例上市公司垃圾焚燒噸發電量和上網比例 資料來源：公司公告，華泰研究 2019 年開始年開始新中標項目新中標項目垃圾垃圾處理費明顯提升處理費明顯提升。根據 E20 項目中標價格數據與我們的測算，2014-2018 年間新中標項目單價較低，僅為 60-67 元/噸，自 2019 年開始新中

169、標項目平均處理單價明顯提升，2021 年提高至 88 元/噸，較 2014 年處理費水平增長 40%以上，2022 年前 10 個月平均噸垃圾處理費提升至新高 97 元/噸。我們認為這一增長主要得益于生活垃圾處理收費制度逐步完善，相關財政收入和支付能力加強。我們預計我們預計 2022-2025 年存量項目平均處理費將穩步提升。年存量項目平均處理費將穩步提升。對歷年垃圾處理費進行產能加權平均計算，我們測算發現存量項目平均處理費于 2014 年開始下滑，2018 年降至最低點約68 元/噸，此后新中標項目處理費提升驅動存量項目平均處理費觸底反彈，由于新訂單占存量規模在 2018-2021 年由 2

170、6%下降至 4%，存量項目平均處理費在 2018-2021 年由 68元/噸緩慢提升至 70 元/噸。展望未來，一方面新中標項目處理費仍將提升，另一方面，垃圾焚燒特許經營協議中普遍存在提價條款，國補退坡情況下處理費有望上調，我們預計2022-2025 年存量和新增項目平均處理費為 72/74/76/78 元/噸。圖表圖表63：2010 年以來行業垃圾處理費變化趨勢年以來行業垃圾處理費變化趨勢 資料來源：E20，中國采購與招標網，華泰研究 80%81%82%83%84%85%31032033034035036037038020172018201920202021（度）噸發電量上網比例0%10%2

171、0%30%40%50%60%70%80%90%100%506070809010011020102012201420162018202022M1-10(元/噸)新中標項目處理費存量項目平均處理費新訂單占存量規模比例 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。35 公用環保公用環保 增量規模下降，運營屬性強化增量規模下降，運營屬性強化 預計預計 2022-2025 年新增投產產能為年新增投產產能為 2018-2021 年新增投產產能的年新增投產產能的 48%。根據我們對垃圾焚燒市場新增產能的測算，2018-2021 年新增投產產能 38.2 萬噸/日，對應復合增速 20%，202

172、2-2025 年預計新增投產產能 18.5 萬噸/日，對應復合增速 6%。2022-2025 年預計新增投產產能僅為 2018-2021 年新增投產產能的 48%，未來 4 年垃圾焚燒新增產能規模將大幅減少。圖表圖表64：2018-2025 年垃圾焚燒市場投運產能對比年垃圾焚燒市場投運產能對比 注：引用于華泰研究報告強化運營屬性，垃圾焚燒迎穩健增長（發布時間：2022 年 7 月 12 日）資料來源：生活垃圾焚燒信息平臺，電廠聯盟網，華泰研究預測 2018 年起年起項目收購開始提速。項目收購開始提速。通過對生活垃圾焚燒信息平臺和電廠聯盟網所列示的全國生活垃圾焚燒項目（全口徑，包含城市及縣城）進

173、行統計，“十三五”期間新增投產產能34.3 萬噸/日，2021 年新增投產產能 14.6 萬噸/日，我們預測 2022-2025 年新增投產產能18.5 萬噸/日。隨著增量項目規模萎縮，行業標準提升，環保等成本增加，以及國補退坡影響，我們判斷行業并購整合力度將會加大。根據我們對光大環境等 8 家典型垃圾焚燒上市公司的并購情況梳理，2015-2021 年共發生 52 起項目收購，其中城發環境、粵豐環保、偉明環保、瀚藍環境收購項目數量居前，分別收購 13/10/10/8 個項目（同一項目一、二期合計視為一個項目），對應產能分別為 1.10/1.25/0.78/0.67 萬噸/日，2018-2021

174、 年項目收購數量和規模均維持在較高水平且處于增長趨勢。2022-2025 年并購整合年并購整合或或將將持續持續。前述 8 家典型公司 2018-2021 年項目收購數量分別為8/13/5/18 個，對應產能 0.97/1.26/0.64/1.51 萬噸/日，項目收購數量和規模均維持在較高水平且處于增長趨勢，其中 2020 年收購數量和規模有所回落，可能是受到新冠疫情對并購交易進度的影響。我們認為，2022-2025 年期間，新增項目將面臨項目規?；獪p弱，國補競價上網和垃圾焚燒產能趨于飽和帶來較低產能利用率，部分運營水平較低的企業將在運營能力和盈利能力方面迎來更大考驗，同時其融資環境也不容樂

175、觀，垃圾焚燒項目（建成的和待投運的）的并購整合或將持續。010203040506070809010020182019202020212022E2023E2024E2025E（萬噸/日）新增投運產能累計投運產能 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。36 公用環保公用環保 圖表圖表65：部分垃圾焚燒上市公司部分垃圾焚燒上市公司 2015-2021 年收購項目（按項目個數、產能）年收購項目（按項目個數、產能）資料來源：公司公告，華泰研究 在建產能占比下降，運營屬性逐步強化。在建產能占比下降，運營屬性逐步強化。我們以運營產能/(運營產能+在建產能)作為垃圾焚燒公司運營屬性指標，

176、統計其 2019-2021 年項目投產和建設進度并對 2022-2024 年數據進行測算。2019-2021 年各上市公司運營產能占比普遍處于 70%-88%區間，其中 2020-2021 年各上市公司在建產能維持高位，運營產能占比相對較低。城發環境于 2019 年進入垃圾焚燒市場，2020 年首次形成運營產能，2021 年運營產能占比達到 61%。預計 2022-2024 年各上市公司運營產能占比普遍處于 86%-98%區間，且逐年上升。隨著在建產能占比下降，運營產能占比提升，垃圾焚燒公司將逐步強化運營屬性，資本支出占比下降，經營性現金流改善在即。圖表圖表66：垃圾焚燒上市公司運營產能占比垃

177、圾焚燒上市公司運營產能占比 資料來源：公司公告，華泰研究預測 0246810121416182002,0004,0006,0008,00010,00012,00014,00016,0002015201620172018201920202021(個)(噸/日)收購項目產能（左軸）收購項目數量（右軸）0204060801001202019202020212022E2023E2024E（%）光大環境上海環境綠色動力瀚藍環境偉明環保旺能環境城發環境粵豐環保 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。37 公用環保公用環保 新業務打開成長空間新業務打開成長空間 部分上市公司依靠運營項目

178、提供穩健現金流支撐，結合自身優勢，通過產業鏈延伸、業務協同等方式進軍新能源、資源循環再生等業務，有望打造第二成長曲線。1）偉明環保）偉明環保 在建項目的投產和運營效率提升有望驅動運營收入繼續增長。在建項目的投產和運營效率提升有望驅動運營收入繼續增長。公司 3Q22 固廢運營收入18.8 億元，同比實現較快增長，完成垃圾入庫量 235 萬噸（含生活、餐廚、污泥等垃圾，其中生活垃圾入庫量 223 萬噸），同比增長 28%，完成上網電量 6.6 億度，同比增長 20%，生活垃圾噸上網電量 297 度，同比下滑 6%，主要是由于并購項目運營效率偏低、陳腐垃圾比例增加和部分新投產項目處于爬坡期。3Q22

179、 設備收入同比下滑至 14.0 億元，主要是由于對外銷售訂單執行進度不及預期。公司并購的盛運環保項目有效整合，前三季度每季度凈利潤達到 1,100 萬元左右。公司優質運營商屬性強化，我們認為在建項目的投產和運營效率提升將驅動 4Q22 和 2023 年運營收入繼續增長。高冰鎳業務高冰鎳業務 23-24 年有望為公司貢獻歸母凈利潤年有望為公司貢獻歸母凈利潤 0.57/5.93 億元。億元。繼印尼嘉曼項目（偉明持股 70%，年產高冰鎳含鎳金屬 4 萬噸）和嘉曼達項目（偉明持股 60%，年產高冰鎳含鎳金屬 4 萬噸）后，公司擬投資嘉曼美項目（公告編號：臨 2022-100），偉明持股 51%，年產高

180、冰鎳含鎳金屬 5 萬噸。公司高冰鎳規劃總產能達 13 萬噸/年，對應權益產能 7.75 萬噸/年。我們預計高冰鎳業務 23-24 年有望為公司貢獻歸母凈利潤 0.57/5.93 億元，為公司業績增長帶來全新動力。攜手盛屯和青山，產業鏈延伸至正極材料。攜手盛屯和青山，產業鏈延伸至正極材料。2022 年 4 月 25 日，偉明環保與盛屯礦業、青山控股簽署鋰電池新材料項目戰略合作框架協議，三方擬合作，在溫州市共同規劃投資開發建設高冰鎳精煉、高鎳三元前驅體生產、高鎳正極材料生產及相關配套項目，年產20 萬噸高鎳三元正極材料，公司持股 51%；2022 年 4 月 25 日，公司、盛屯礦業、青山控股與溫

181、州市龍灣區人民政府簽署溫州鋰電池新材料產業基地項目投資協議書。青山集團旗下瑞浦蘭鈞規劃溫州龍灣和佛山南海兩大基地，根據公司官網，截至 2022 年 4 月，產能已達 26 GWh，2025 年規劃產能 200GWh，對應三元正極材料需求有望達到 30-40噸。圖表圖表67：偉明環保新能源材料項目列表偉明環保新能源材料項目列表 項目簡稱項目簡稱 嘉曼嘉曼 嘉曼達嘉曼達 嘉曼美嘉曼美 偉明盛青偉明盛青 合資公司 印尼嘉曼新能源有限公司 嘉曼達新能源有限公司 嘉曼美新能源有限公司 浙江偉明盛青能源新材料有限公司 股權比例 偉明 70%/Merit 公司 30%偉明 60%/Merit 公司30%/欣

182、旺達 10%偉明 51%/Merit 公司26%/格林美 23%偉明 60%/青山 20%/盛屯 10%/欣旺達 10%產品 高冰鎳 高冰鎳 高冰鎳 高鎳三元正極材料 項目產能 4 萬噸/年 4 萬噸/年 5 萬噸/年 20 萬噸/年，其中一期 8 萬噸/年 權益產能 2.8 萬噸/年 2.4 萬噸/年 2.55 萬噸/年 12 萬噸/年，其中一期 4.8 萬噸/年 總投資 3.9 億美元 3.9 億美元 4.48 億美元 建設總投資/運營期流動資金約為 115/76 億元，其中一期總投資 84 億元 噸投資 9750 美元/噸 9750 美元/噸 8960 美元/噸 5.75 萬元/噸，其中

183、一期 10.5 萬元/噸 資金來源/自有資金 30%/融資 70%自有資金 30%/融資 70%建設總投資：自有資金 30%/融資 70%；運營期流動資金：融資 資料來源：公司公告，華泰研究 全產業鏈布局，新能源業務有望打開成長空間。全產業鏈布局，新能源業務有望打開成長空間。據公司公告（公告編號：臨 2022-107），偉明擬與永青科技、格林美合作投資溫州綠色循環經濟產業園項目和溫州新能源電池材料低碳產業園項目，建設 10 萬噸動力電池回收、10 萬輛報廢汽車回收和新能源材料基地。接連落子新能源材料產業鏈上下游項目后，公司一體化、全產業鏈的布局思路漸趨明朗，新能源業務有望為公司打開成長空間。免

184、責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。38 公用環保公用環保 2）旺能環境）旺能環境 公司固廢處置業務發展穩健。公司固廢處置業務發展穩健。1-3Q22 實現生活垃圾處置收入 15.8 億元，同比+5%。3Q22 完成生活垃圾入庫量 219 萬噸，同比+18%，其中浙江省內/省外 97/122 萬噸，同比+2/35%，省外生活垃圾入庫量創季度新高，公司積極拓展生活垃圾收運渠道成效顯著。餐廚垃圾處置業務逐漸成為公司固廢業務新增長點：1-3Q22 實現收入 2.6 億元，同比+43%；3Q22 完成餐廚垃圾入庫量 16.7 萬噸，同比+5%，提取油脂量 5,945 噸，創季度新高

185、。我們認為固廢業務有望貢獻穩定的利潤和現金流，為循環再生業務布局提供強有力支持。鋰電回收和再生橡膠業務初見成效。鋰電回收和再生橡膠業務初見成效。在循環再生領域，公司接連布局三元鋰電池回收、磷酸鐵鋰電池回收和再生橡膠業務，鋰電回收于 2022 年 4 月開始正式運營，截至 9 月實現營業收入 1.6 億元，收入占比 7%，再生橡膠業務并表 9 月數據，實現收入 539 萬元。南通回力規劃 20 萬噸/年廢輪胎資源循環產能，其中丁基再生橡膠/輪胎再生橡膠/硫化橡膠粉產能 5/12/3 萬噸/年。公司廣泛拓展鋰電回收渠道和下游長單客戶，積極推進再生橡膠建設，我們預計 23-24 年循環再生業務將迎來

186、產能釋放，貢獻更高收入。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。39 公用環保公用環保 燃氣：基本面已先于估值見底，國際氣價仍是最大變數燃氣：基本面已先于估值見底，國際氣價仍是最大變數 用氣需求或將見底回升，未來用氣需求或將見底回升，未來 3-5 年維持單位數增長年維持單位數增長 中國天然氣消費或出現中國天然氣消費或出現 2002 年以來首次同年以來首次同比下滑比下滑。根據國家發改委統計，1-9 月中國天然氣表觀消費量同比-1.4%；我們預計 2022 全年消費量同比-1.4%，低于 2022 年 8 月報告中國天然氣發展報告（2022）的預測值（+1%+3%）。我們認為中

187、國天然氣消費或出現 2002 年以來首次同比下滑，主要原因包括：1）城市燃氣中商業用氣受疫情影響，仍未恢復至 2019 年水平；2）LNG 價格高漲導致邊際成本上升，燃氣發電需求萎縮、部分高耗能工業用氣減少；3）工業領域煤改氣與居民用氣持續增長，但不足以對沖前述用氣下滑影響。圖表圖表68：我們預計我們預計 2022 年中國天然氣消費量同比年中國天然氣消費量同比-1.4%圖表圖表69：我們預計我們預計 2022 年城市燃氣年城市燃氣/工業燃氣工業燃氣/天然氣發電需求均下滑天然氣發電需求均下滑 資料來源：國家發改委、國家統計局、華泰研究預測 資料來源：國家發改委、國家統計局、華泰研究預測 預計預計

188、 2023 年天然氣消費量有望反彈年天然氣消費量有望反彈，24-25 年維持單位數增長年維持單位數增長。居民用氣仍將增長，得益于人口自然增長、城鎮化率緩慢提升以及農村煤改氣使用率提升。后疫情時代外出就餐需求與交通運量復蘇，商業用氣有望高增長。LNG 價格有望回落，邊際成本降低，電廠用氣與部分高耗能工業用氣有望反彈。圖表圖表70：城鎮化率緩慢提升，城鎮化率緩慢提升，2023-25 年人均用氣量重回增長階段年人均用氣量重回增長階段 圖表圖表71：氣電：氣電：2023-25 年裝機規模有望平穩上升，小時數有望回升年裝機規模有望平穩上升，小時數有望回升 資料來源：國家發改委、國家統計局、華泰研究預測

189、資料來源：國家能源局、華泰研究預測 低碳轉型的現實選擇，低碳轉型的現實選擇，看好天然氣看好天然氣需求上限；基于能源安全考量，供給決定需求增長斜率需求上限；基于能源安全考量，供給決定需求增長斜率。天然氣是低碳（天然氣、石油、標準煤碳排放比例為 1:1.8:2.1）、高熱值能源，是實現雙碳目標的現實選擇。中國天然氣占一次能源消費比例仍低、2021 年僅為 8.9%，遠低于原煤（56%）和原油（18.5%）。我們預計天然氣需求 2040 年進入平臺期，需求峰值約5,500 億立方米。供給決定需求增長速度，中國天然氣消費增速將進入平穩期。(5)0510152005001,0001,5002,0002,

190、5003,0003,5004,00020122013201420152016201720182019202020212022E(%)(億方)天然氣總需求同比（右）05001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,00020122013201420152016201720182019202020212022E(億方)城市燃氣工業燃氣天然氣發電天然氣化工020406080100120140160180200565860626466687020172018201920202021 2022E 2023E 2024E 2025E(立方/人)(%)城鎮化率人均用氣量（右）2,400

191、2,4502,5002,5502,6002,6502,7002,7502,8002,85002040608010012014016020172018201920202021 2022E 2023E 2024E 2025E(小時/年)(GW)氣電裝機規模氣電利用小時數（右）免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。40 公用環保公用環保 圖表圖表72：天然氣、石油、標準煤碳排放比例為天然氣、石油、標準煤碳排放比例為 1:1.8:2.1 圖表圖表73：2021 年中國天然氣占一次能源消費比例僅為年中國天然氣占一次能源消費比例僅為 8.9%資料來源：聯合國氣候變化專門委員會、華泰研

192、究預測 資料來源：國家統計局、華泰研究預測 國產氣與進口管道氣創新高，進口國產氣與進口管道氣創新高，進口 LNG 等待價格回落等待價格回落 國產天然氣持續增產，保障能源供給安全國產天然氣持續增產，保障能源供給安全。根據國家發改委統計，1-9 月中國天然氣產量同比+5.4%；國家能源局/國務院發展研究中心/自然資源部聯合發布的中國天然氣發展報告（2022）預計 2022 年全國天然氣產量 2200 億方左右，全年增產超過 100 億方（2021 年為 2076 億方）。參考三桶油年度產氣計劃與 1-9 月天然氣產量，我們預計 2022年國內天然氣產量同比+8.2%。三桶油持續加大油氣勘探力度，是

193、國產氣持續增產的重要支柱，有望帶動“十四五”國產氣持續增長。圖表圖表74：我們預計我們預計 2022 年國產天然氣同比年國產天然氣同比+8.2%圖表圖表75：三桶油是國產氣持續增產的重要支柱三桶油是國產氣持續增產的重要支柱 資料來源：國家能源局/國務院發展研究中心/自然資源部中國天然氣發展報告（2022）、華泰研究預測 資料來源：中國石油/中國石化/中國海油年報、華泰研究預測 俄氣為進口管道氣的最大增量俄氣為進口管道氣的最大增量。2021 年進口管道氣中，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 年開始成為僅次于土庫曼斯坦的我國第二大管道天然氣進口國）

194、，其余 40 多億立方米來自中緬天然氣管道。俄氣計劃 2022 年對華輸氣150 億立方米。2 月 4 日俄氣與中石油簽署新的天然氣長期供應協議，將中俄東線供應能力由 380 億方/年提升至 480 億方/年。7 月 18 日蒙古國總理宣布，中俄天然氣管道“西伯利亞力量 2 號”（即中俄中線）將于 2024 年開工，2030 年投產，設計運力 500 億方/年。我們預計 2022 年進口管道氣同比+6.5%，隨著俄氣放量，2023-2024 年同比增長有望提速。10018404694845221816128402004006008001,0001,200煤石油天然氣光伏地熱光熱生物質核電風電潮

195、汐水電(克/KWh)碳排放強度01020304050607080901002011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021(%)原煤原油天然氣水電、核電、風電02468101205001,0001,5002,0002,5003,0003,5002016201720182019202020212022E2023E2024E2025E(%)(億方)國內天然氣產量同比（右）05001,0001,5002,0002,5003,0003,500201620172018201920202021 2022E 2023E 2024E 2025E(億方

196、)中石油中石化中海油其他 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。41 公用環保公用環保 圖表圖表76：我們預計我們預計 2022 年進口管道氣同比年進口管道氣同比+6.5%圖表圖表77：俄氣是中國進口管道氣最大增量俄氣是中國進口管道氣最大增量 資料來源：海關總署、華泰研究預測 資料來源：海關總署、華泰研究 2022 年進口年進口 LNG 或將大幅減少或將大幅減少，2023-25 年國內年國內 LNG 接收站產能利用率或將維持低位接收站產能利用率或將維持低位。LNG 進口受全年價格高企影響，現貨進口減少，且長協轉口增加，導致 LNG 進口 2022年同比或下滑 20%。在建

197、項目陸續投產，我們預計 2022-2025 年國內 LNG 接收站周轉能力有望大幅上升；但進口 LNG 價格處于相對劣勢，料 2023-2025 年進口量維持低位，新投產 LNG 接收站或將承受經營壓力。圖表圖表78：我們預計我們預計 2022 年進口年進口 LNG 同比同比-20%圖表圖表79：料料 2023-2025 年國內年國內 LNG 接收站低位運轉接收站低位運轉 資料來源：國家統計局、海關總署、華泰研究預測 資料來源：國家能源局、國家管網公司、華泰研究 國際天然氣價格短期下行，城燃企業毛差有望修復國際天然氣價格短期下行，城燃企業毛差有望修復 2022 年受國際天然氣價格大漲影響，三桶

198、油售氣價格均同比年受國際天然氣價格大漲影響，三桶油售氣價格均同比顯著顯著上漲上漲。2022 年 1-9 月，中國石油國內天然氣平均實現價格為 7.78 美元/千立方英尺，同比+31.2%；中國石化天然氣平均實現價格為 7.54 美元/千立方英尺，同比+11.9%；中國海油天然氣平均實現價格為8.14 美元/千立方英尺，同比+20.2%。隨著市場整體供應逐漸充足，歐洲天然氣價格隨著市場整體供應逐漸充足，歐洲天然氣價格 1Q23 仍有下跌空間仍有下跌空間。11 月 30 日歐洲天然氣 TTF 期貨收盤 147.5 歐元/MWh，較年內高點下跌 57%；我們預計至 1Q23 歐洲天然氣價格將繼續下行

199、，主要考慮到：歐洲冬季的天然氣儲備充足，暖冬概率較大，LNG 或將供過于求。但隨著夏季用電高峰到來、俄氣長輸管道短期恢復無望，料 2Q23 歐洲天然氣又將進入上行階段。(10)(5)051015202501002003004005006007008009001,0002016201720182019202020212022E2023E2024E2025E(%)(億方)進口管道氣同比（右）050100150200250300350400450201620172018201920202021(萬噸)土庫曼斯坦哈薩克斯坦烏茲別克斯坦緬甸俄羅斯(30)(20)(10)01020304050600200

200、4006008001,0001,2002016201720182019202020212022E2023E2024E2025E(%)(億方)進口LNG同比（右）0204060801001200204060801001201401601802002016201720182019202020212022E2023E2024E2025E(%)(百萬噸/年)國內LNG接收站周轉能力產能利用率（右）免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。42 公用環保公用環保 圖表圖表80：2022 年年 11 月月 30 日歐洲天然氣日歐洲天然氣 TTF 期貨收盤期貨收盤 147.5 歐元歐元/M

201、Wh，較年內高點，較年內高點下跌下跌 57%資料來源：洲際交易所、華泰研究 暖冬緩解保供壓力，城燃毛差有望修復暖冬緩解保供壓力，城燃毛差有望修復。11 月 7 日，中國氣象局國家氣候中心組織召開全國氣候趨勢會商會，經分析研判，預計今年冬季（2022 年 12 月至 2023 年 2 月），影響我國的冷空氣強度總體偏弱，全國大部地區氣溫接近常年同期或偏高，氣溫變化的階段性特征明顯，前冬偏暖，后冬偏冷；全國降水總體偏少。圖表圖表81：2022 年年 12 月月-2023 年年 2 月平均氣溫距平預報圖：大部分地區氣溫接近常年同期或偏高月平均氣溫距平預報圖：大部分地區氣溫接近常年同期或偏高 資料來源

202、：中國氣象局、華泰研究 05010015020025030035040001/202104/202107/202110/202101/202204/202207/202210/2022(歐元/MWh)TTF收盤 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。43 公用環保公用環保 城燃低估值或是新常態城燃低估值或是新常態，關注第二增長曲線，關注第二增長曲線 22H1 銷氣毛差銷氣毛差環比小幅改善環比小幅改善。銷氣毛差、氣量與接駁是影響城燃公司盈利能力的核心變量。2021 年國內主要城燃公司（除昆侖能源以外）銷氣毛差均同比下滑 0.060.10 元/方（降幅 1118%），主因 2

203、1H2 以來天然氣價格大幅上漲、而城燃順價相對滯后。隨著供暖季結束、順價比例提高，22Q1-Q2 銷氣毛差環比小幅改善；下半年民用氣新合同落地，有望推動 22H2 毛差同比大幅改善。圖表圖表82：除昆侖能源以外，除昆侖能源以外，2021 年國內其他主要城燃公司銷氣毛差同比下滑年國內其他主要城燃公司銷氣毛差同比下滑 1118%資料來源：公司公告、華泰研究 天然氣需求增速放緩天然氣需求增速放緩，新增接駁收窄，新增接駁收窄。22-25 年國內天然氣需求有望保持 8%左右 CAGR，較 17-21 年 12%的 CAGR 明顯放緩。國內天然氣增量需求以工商業煤改氣為主、居民用氣內生增長為輔。2023-

204、24 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%），行業或將進入低估值的新常態。圖表圖表83：我們預計我們預計 22-25 年國內天然氣需求增速較年國內天然氣需求增速較 17-21 年放緩年放緩 圖表圖表84：我們預計我們預計 22-24 年主要城燃公司新增接駁規模將收窄年主要城燃公司新增接駁規模將收窄 資料來源：國家發改委、國家統計局、華泰研究預測 資料來源：公司公告、華泰研究 0.00.10.20.30.40.50.60.70.8新奧能源華潤燃氣中國燃氣昆侖能源香港中華煤氣港華燃氣(元/方)201620172018201

205、920202021(20)(10)0102030402016201720182019202020212022E2023E2024E2025E(%)天然氣總需求城市燃氣工業燃氣天然氣發電天然氣化工02468101214162015201620172018201920202021 2022E 2023E 2024E(百萬戶)中國燃氣華潤燃氣新奧能源昆侖能源港華智慧能源 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。44 公用環保公用環保 標的推薦標的推薦 電力電力：火電資產 2023 年盈利有望修復，轉型標的的新能源業績預計仍將伴隨裝機容量提升而保持較快增長，關注電力市場化改革甚至是

206、容量電價出臺后火電盈利模式改變可能帶來的火電資產潛在重估。推薦華能國際（A+H）、華電國際（A+H）、國電電力、中國電力、華潤電力、內蒙華電。水電建議關注具有裝機成長性、電價上漲空間大、降本增效顯著，水風光一體化發展標的。推薦華能水電、國投電力、川投能源。新能源今年以來受到來風總體同比偏弱，光伏組件價格處于高位阻礙新增裝機建設投產，投資者對新能源盈利能力擔憂等影響，股價走勢在整個電力板塊中相對偏弱。我們認為今年各大運營商光伏新增裝機可能不及預期，明年若光伏組件價格有所回落或加速光伏裝機投產；新能源盈利無須過分擔憂，LCOE 下行使得新能源逐步走向平價甚至競價上網，但目前新增新能源平價項目仍基本

207、能夠執行燃煤基準電價，綠色價值逐步凸顯為新能源盈利能力添磚加瓦。我們選取新能源運營商代表企業三峽能源、龍源電力（A+H），分析自2021 年 1 月以來上述公司 PE（TTM）走勢，2022 年 3 月開始上述公司 PE（TTM）均開始出現明顯下行趨勢，且當前三峽能源/龍源電力 H/龍源電力 A PE（TTM）分別較2021/1/1-2022/12/2 平均 PE（TTM）低 37%/37%/20%，我們認為其目前估值均相對處于底部，或系布局窗口，推薦龍源電力（A+H）、三峽能源。圖表圖表85：新能源龍頭公司三峽能源、龍源電力新能源龍頭公司三峽能源、龍源電力 PE（TTM）分析）分析 注：三峽

208、能源及龍源電力 A 數據自上市之日起開始 資料來源：Wind、華泰研究 垃圾焚燒發電垃圾焚燒發電：推薦運營能力突出、成長空間較大的企業偉明環保、旺能環境。城燃：城燃：建議關注第二增長曲線。城燃行業高頻數據邊際向好，天然氣價格既是板塊業績主變量也是影響投資者情緒的關鍵點。能源轉型打開二次成長曲線，推薦新奧股份/新奧能源/港華智慧能源；業績與估值雙見底，建議關注中國燃氣。01020304050602021/1/12021/2/12021/3/12021/4/12021/5/12021/6/12021/7/12021/8/12021/9/12021/10/12021/11/12021/12/1202

209、2/1/12022/2/12022/3/12022/4/12022/5/12022/6/12022/7/12022/8/12022/9/12022/10/12022/11/12022/12/1（倍)三峽能源龍源電力H龍源電力A三峽能源平均PE（TTM）龍源電力H平均PE（TTM）龍源電力A平均PE（TTM）免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。45 公用環保公用環保 華能國際華能國際（600011 CH，買入，目標價：，買入，目標價：9.47 元）元）整體仍虧損，我們預計火電環比減虧，新能源保持高增長。1-9M22 公司實現營收/歸母凈利 1839.5/-39.4 億元，

210、同比+27/-477%；對應 3Q22 為 670.8/-9.3 億元，同比+34%/減虧。我們預計公司 22-24 歸母凈利-42/56/99 億元，預計公司 22 年新能源歸母凈利和火電板塊歸母權益為 66.3/508 億元，分別給予 22E PE/PB24x/0.8x（可比公司 Wind 一致預期 22E PE/PB 19x/0.94x，主要考慮公司 1-9M22 新能源利潤增速較快且盈利能力進一步增強；火電業績因高煤價壓力較大），扣除永續債 510.5 億元后目標市值 1487 億元，目標價 9.47元，“買入”。（報告發布日期：2022 年 10 月 26 日）風險提示：煤價高于預期

211、；市場化電價上漲/利用小時/風光新項目投產不及預期；計提資產減值風險。華能國際電力股份（華能國際電力股份（902 HK，買入，目標價：，買入，目標價：4.53 港元）港元）火電利潤承壓，新能源利潤亮眼。華能國際（HPI）7 月 26 日發布 1H22 中報，錄得收入/歸母凈利潤 1,168.7/-32.2 億元（同比+22.7%/-176.9%）。我們預計公司 2022/2023/2024年歸母凈利潤 33.6/81.7/99.9 億元。我們看好公司新能源業務下半年的表現，并認為公司火電業務下半年有望修復，給予 0.9x 2022 年預測 PB,較其歷史均值（0.5x）高 3 個標準差，基于

212、22E BVPS7.42 元，目標價 4.53 港幣?！百I入”。（報告發布日期：2022 年 07 月29 日）風險提示：煤價高于預期；市場化電價上漲/利用小時/風光新項目投產不及預期；計提資產減值風險。華電國際（華電國際（600027 CH，買入，目標價：，買入，目標價：6.86 元）元）3Q22 火電電量同比大幅增長 21%，火電板塊環比改善。1-9M22 公司實現營收/歸母凈利796.5/23.3 億元，同比+1.92%/+45.98%；對應 3Q22 為 301.1/6.8 億元，同比+26.97%/扭虧。3Q22 火電電量同比+21%，業績環比改善，但改善不及我們預期?？紤]公司入爐煤

213、價仍處于高位，預計公司 22-24 年歸母凈利 35/58/69 億元?；诠?22 年參股新能源投資收益 27.3 億元，火電/水電歸母凈資產 265.6/73.8 億元，參考新能源/火電/水電可比公司 Wind 一致預期 22E PE/PB/PB 20/1.1/1.8x，考慮公司參股新能源雖為權益資產但 IPO正在推進中，若上市或為規模較大 A 股綠電公司之一；火電可比公司估值中含新能源估值；水電資產質量較龍頭有差距，給予公司新能源/火電/水電板塊 19/1.0/1.7x 22E PE/PB/PB，扣除永續債 233.6 億元，目標市值 677 億元，目標價 6.86 元，“買入”。（報

214、告發布日期：2022 年 11 月 02 日）風險提示：煤價下降/參股新能源平臺發展不及預期；對參股新能源平臺的持股比例被稀釋風險。華電國際電力股份（華電國際電力股份（1071 HK，買入，目標價：，買入，目標價：3.73 港元）港元）火電業績將迎拐點，參股新能源快速發展，估值仍具性價比。截至 1H22，公司控股裝機53.4GW，其中火電裝機占比超 95%，我們認為公司火電扭虧還待 2023 年煤價下行，輔助服務長遠價值值得挖掘；我們預計公司 21/25 參股新能源權益裝機近 8.5/23GW，公司22-24 年歸母凈利 31/57/67 億元，參股新能源權益資產價值或被低估。采用分部估值法，

215、我們預計 22 年公司參股新能源公司貢獻投資收益 27 億元，公司水電/火電歸母凈資產為74/266 億元，參考可比公司 2022E Wind 一致預期 PE/PB/PB 均值 14.7x/1.9x/0.7x，給予公司參股新能源權益資產/水電/火電目標 PE/PB/PB 13x/1.5x/0.4x（新能源折價考慮公司擁有的為參股資產，水電折價考慮與可比公司水電盈利能力有差距，火電折價考慮可比公司擁有控股新能源資產），公司參股新能源權益資產/水電/火電目標估值為 355/111/106 億元?？鄢览m債持有者權益 233.6 億元，公司目標市值 368 億港元，對應目標價 3.73 港元，“買入

216、”。（報告發布日期：2022 年 11 月 10 日）免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。46 公用環保公用環保 風險提示：長協煤履約不及預期，煤電電價上漲不及預期，參股新能源平臺的股權比例被稀釋風險，參股新能源平臺發展不及預期。國電電力（國電電力（600795 CH，買入，目標價：，買入，目標價：5.50 元）元）公司上網電量穩增，寧夏火電資產處置貢獻投資收益。1-9M22 公司實現營收/歸母凈利1462.8/50.2 億 元，同 比+22.3/+169.1%；對 應 3Q22 為 551.2/27.2 億 元，同 比+26.1%/+351.1%。3Q22，公司歸母凈

217、利環比大幅+114%主要系其他投資收益環比+14 億元（寧夏資產處置）?？紤]處置資產收益及對大渡河持股比例提升，預計公司 22-24 年歸母凈利至 59/77/94 億元。根據公司 22 年新能源歸母凈利 24 億元，水電/火電歸母凈資產216/391 億元，參考可比公司 Wind 一致預期 22E PE/PB/PB 均值 18.8/1.9/0.9x，考慮新能源盈利能力較可比公司弱但今年有望提升，水電盈利能力較可比公司弱，及火電可比公司估值含新能源但公司火電盈利能力更強，給予公司 22E PE/PB/PB 預期 16/1.4/0.8x，扣除永續債權益 19.85 億元后目標市值 981 億元，

218、目標價 5.50 元，“買入”。（報告發布日期：2022 年 10 月 25 日）風險提示：煤價超預期及長協煤保障不及預期；煤電電價上漲/新能源發展/大渡河水能利用/大渡河電價不及預期。中國電力（中國電力（2380 HK，買入，目標價：，買入，目標價：5.85 港元）港元）清潔能源裝機容量占比已超 50%。中國電力 8 月 26 日公布 2022 年上半年業績：營收同比增長 20%至 203 億元；歸母凈利潤同比下降 45%至 8.5 億元。1H22 主要經營情況：1）平均單位燃料成本同比上漲 40%；2）風電/光伏合并裝機容量合計增加 1.2GW；3）風電/光伏板塊合計貢獻歸母凈利潤 10.

219、6 億元；4）平均融資利率由 2021 年的 4.03%下降至3.67%；5）截至 2022 年 6 月末，公司清潔能源合并裝機容量占比已超 50%。我們預計公司 2022-2024 年歸母凈利潤為 22.1/34.9/52.6 億元?；诨痣?水電/新能源板塊 2022E 歸母凈資產/歸母凈資產/歸母凈利潤 108/53/28 億元，分別給予其各板塊 0.5/1.5/16 倍 2022年預測 PB/PB/PE，我們的目標價是 5.85 港幣，“買入”評級。（報告發布日期：2022年 08 月 29 日）風險提示：1）煤價增速高于我們預期；2）利用小時數低于我們預期；3）電價低于我們預期；4）

220、新增產能低于我們預期；5）財務壓力。華潤電力（華潤電力（836 HK，買入，目標價：，買入，目標價：24.74 港元）港元）火電板塊拖累 1H22 利潤。華潤電力 1H22 收入/歸母凈利潤為 504 億/44 億港幣（同比增長 18%/同比下降 22%）；1H22 歸母核心凈利潤下降 34%至 38 億港幣。公司可再生能源板塊 1H22 歸母凈利潤（剔除非現金匯兌損益）為 53 億港幣（同比增長 6%）。然而，由于單位燃料成本仍高企（同比+40%），火電板塊 1H22 凈虧損 20 億港幣。我們預計公司2022/2023/2024 年歸母凈利潤為 96/118/138 億港幣?；诨痣姲鍓K

221、0.4 倍 2022E PB、可再生能源板塊 16 倍 2022E PE 以及總市值折價 25%以反映可再生能源板塊潛在分拆上市風險，目標價 24.74 港幣。（報告發布日期：2022 年 08 月 18 日）風險提示：1）煤價漲幅超預期；2）利用小時數低于預期；3）市場化電價低于預期。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。47 公用環保公用環保 內蒙華電（內蒙華電（600863 CH，買入，目標價：，買入，目標價：4.40 元）元）3Q22 公司煤炭外銷價格環比提升，火電盈利能力或環比削弱。公司 1-9M22 實現營收/歸母凈利 172.4/15.6 億元，同比+30.

222、3%/+537.2%；對應 3Q22 營收/歸母凈利為 62.7/3.9 億元，同比+24.3%/扭虧。3Q22 公司煤炭外銷價格環比提升 6.8%，該趨勢下，入爐標煤單價也環比提升，火電盈利能力或環比變弱?？紤]公司 1-9M22 入爐煤價處于較高水平且3Q22 入爐煤價環比提升，預計公司 22-24 年入爐標煤單價為 650/624/599 元/噸，公司22-24 年歸母凈利為 20.5/32.6/35.5 億元。參考可比公司 Wind 一致預期 22E PE 均值 17x，由于公司煤炭業務利潤貢獻較大，給予公司 14x 22E PE，目標價 4.40 元，“買入”評級。（報告發布日期：20

223、22 年 10 月 28 日）風險提示：煤價上漲超預期，電價上漲/煤礦擴產/新能源投產不及預期。華能水電（華能水電（600025 CH，買入，目標價：，買入，目標價：8.74 元）元）3Q22 發電量同比微增，發電量結構變化暫阻礙綜合電價同比上漲。10 月 14 日公司發布2022 年前三季度業績快報公告：1-9M22，公司實現營收/歸母凈利 167.9/59.6 億元，同比+8.2%/+22.7%；對應 3Q22 公司營收/歸母凈利 56.6/21.2 億元，同比-0.1%/-2.1%。3Q22，公司售電量同比增長 0.1%至 293 億千瓦時，營收同比略下滑主要系高上網電價的瀾上送深圳機組

224、售電量同比下滑 29%?？紤]今年下半年來水偏枯影響，預計公司 22-24 年歸母凈利至 67.7/78.5/87.5 億元，參考可比公司 Wind 一致預期 22 年平均 PE16x，看好公司電價上漲潛能、成本節約及水風光一體化發展，給予公司 22 年 23x 目標 PE，對應目標價8.74 元，“買入”。（報告發布日期：2022 年 10 月 15 日）風險提示：來水/市場化電價上漲不及預期，水風光電站投產不及預期。國投電力（國投電力（600886 CH，買入，目標價：，買入，目標價：12.40 元）元）3Q22 火電發電量仍同比下滑，水電保持發電量/上網電價同比雙升。1-9M22 公司實現

225、營收/歸母凈利 381.7/41.3 億元，同比+18.02/+18.74%；對應 3Q22 營收/歸母凈利154.8/17.8 億元，同比+18.7%/56.8%。3Q22 公司業績同比增長主要系水電板塊發電量/上網電價均同比增長?？紤]公司入爐標煤單價或仍處于較高水平，預計公司 22-24 年歸母凈利為 49.0/59.2/63.4 億元?；诨痣姎w母凈資產/清潔能源歸母凈利潤 58.03/51.79 億元，參考火電/清潔能源可比公司 22E PB/PE Wind 一致預期 1.04/16x，考慮火電可比公司擁有新能源資產估值預期及雅礱江水電未來水風光一體成長性，給予公司火電/清潔能源0.7

226、5/17x 22E PB/PE，目標市值 924 億，目標價 12.40 元，“買入”評級。（報告發布日期：2022 年 10 月 30 日）風險提示：來水/兩楊發電量/市場化電價上漲不及預期；煤價增長超預期。川投能源（川投能源（600674 CH，買入，目標價：，買入，目標價：14.72 元）元）公司發電量同比下滑，雅礱江投資收益貢獻 1-9M22 利潤增長。1-9M22 公司實現營收/歸母凈利 8.8/29.2 億元，同比-1.1%/+5.0%；對應 3Q22 營收/歸母凈利 4.1/13.6 億元，同比-4.3%/-7.5%。1-9M22 公司發電量同比下滑 11.8%，導致公司營收同比

227、下滑。1-9M22 公司對聯營及合營企業投資收益同比增長 2.93 億元，我們推測該增長主要由雅礱江水電貢獻，參股 10%的大渡河公司投資收益貢獻或同比下滑。綜合考慮 3Q22 以來四川來水偏枯對發電量影響及錦官電價政策調整，我們預計公司 22-24 年歸母凈利為 32.1/40.9/41.9 億元。參考可比公司 Wind 一致預期 23 年平均 PE14x，考慮兩河口/楊房溝水電站產能釋放帶來長期價值提升以及雅礱江水電上網電價增長影響，給予公司 23 年 16x 目標 PE，對應目標價 14.72 元，“買入”評級。（報告發布日期：2022 年 10 月 22 日）風險提示：來水偏枯導致水電

228、發電量不及預期；水電上網電價不及預期。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。48 公用環保公用環保 龍源電力龍源電力（916 HK，買入，目標價，買入，目標價 18 港元；港元；001289 CH，買入買入，目標價：，目標價：22.5 元元）3Q22 扣非歸母凈利同比+134%，全年業績有望重回增長。龍源電力 1-3Q22 實現營收302 億元、同比+10%，歸母凈利 54 億元、同比-7%，扣非后 53 億元、同比-6%；公司3Q22 實現營收 85 億元、同比+5%，歸母凈利 10 億元、同比+93%，扣非后 11 億元、同比+134%，利潤高增長得益于：1）三季度風

229、資源好轉；2）市場交易電價同比上行。預計公司 22-24 年歸母凈利為人民幣 76/92/108 億元（前值 75/90/106 億元），EPS 為人民幣0.90/1.10/1.29 元。龍源電力 A 股目標價為人民幣 22.5 元，基于 22 年 25xPE（高于Wind 一致預期的可比均值 20 x）；龍源電力 H 股目標價為 18.0 港元，基于 22 年 18xPE（高于公司歷史三年 PE 均值 11x）。我們認為估值溢價主要反映：1）公司在 22-24 年風電與光伏新增裝機和電量增速有望呈上升趨勢，充分發揮資源儲備優勢；2）公司將顯著受益于綠電補貼拖欠問題的解決，1-3Q22 已收回

230、 130 億元，經營現金流同比+86%；3）根據大股東國家能源集團承諾，風電資產注入潛在增量可觀。均為“買入”評級。（報告發布日期：2022 年 10 月 30 日）風險提示：疫情對在建項目進度的影響；來風情況不及預期；棄電率回升風險；煤價上升風險；電價下調風險；可再生能源補貼回款速度不及預期。三峽能源（三峽能源（600905 CH，買入，目標價：，買入，目標價：8.12 元）元）3Q22 歸母凈利同比+36%，維持盈利預測與目標價。三峽能源 1-3Q22 實現營收 174 億元、同比+48%，歸母凈利 61.7 億元、同比+36%，扣非后 61.6 億元、同比+35%，與業績快報一致；3Q2

231、2 實現營收 53 億元、同比+55%，歸母凈利 11.3 億元、同比+36%，扣非后11.7 億元、同比+39%。3Q 發電量同比+49%，其中海上風電同比+161%。預計 22-24 年歸母凈利為 82/100/119 億元，CAGR=28%，EPS 為 0.29/0.35/0.41 元。22 年可比 PEG均值 0.64x。公司作為海上風電龍頭，凈利潤增速好于可比均值，預計公司 22 年目標PEG 1.0 x，對應目標價 8.12 元。買入。（報告發布日期：2022 年 10 月 31 日）風險提示：電價風險；限電風險；可再生能源補貼滯后風險。偉明環保（偉明環保（603568 CH，買入

232、，目標價：，買入，目標價：28.70 元）元）偉明環保 1-3Q22 實現營業收入/歸母凈利 33.05/12.47 億元，同比-1.9/+1.4%（調整后）；3Q22 實現營業收入/歸母凈利 10.58/3.45 億元，同比-16.5/-22.6%（調整后），3Q22 營業收入和歸母凈利同比下滑主要是設備外銷訂單執行不及預期導致設備收入較低所致。根據設備訂單執行和項目建設情況，我們預計 22-24 年歸母凈利為 17.69/22.70/31.80 億元，對應 EPS 為 1.04/1.34/1.88 元，考慮到公司營運能力優秀、新能源業務打開成長空間，給予 2022 年 27.6xPE（參考

233、可比公司 2022 年 Wind 一致預期 PE 均值為 19.0 x），目標價28.70 元/股，維持“買入”評級。（估值日期：2022 年 10 月 21 日）風險提示：垃圾焚燒項目運營風險、鎳價波動高于預期、新材料項目建設進度不及預期。旺能環境（旺能環境（002034 CH，買入，目標價：，買入，目標價：27.53 元）元）旺能環境固廢處置業務基本盤穩健，循環再生產業布局初見成效。公司 3Q22 營業收入8.6 億元，同比下滑 36%，主要系前三季度 BOT 建造收入下降所致，剔除 BOT 建造收入后，3Q22 營業收入同比增長 21%；固廢處置和鋰電回收共同推動歸母凈利同比增長 35%

234、至 2.1 億元。根據固廢處置和鋰電回收業務進展，我們預計 22-24 年歸母凈利為7.35/10.04/12.72 億元，考慮到公司為優質運營標的，同時循環再生業務打開成長空間，給予 2022 年 16.1x PE（參考可比公司 2022 年 Wind 一致預期 PE 均值為 13.4x），目標價 27.53 元/股，重申“買入”評級。（估值日期：2022 年 10 月 31 日）風險提示：垃圾焚燒項目運營風險、鋰電回收市場競爭加劇、再生橡膠項目進展不及預期。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。49 公用環保公用環保 新奧股份（新奧股份（600803 CH，買入，目標

235、價：，買入，目標價：21.56 元）元）核心利潤保持高速增長，天然氣上中下游一體化發展可期。1-9M22 公司實現營收/歸母凈利/核心歸母凈利 1065.8/31.6/39.8 億元，同比 33.83%/-1.6%/59.5%（調整前口徑）；對應3Q22 營收/歸母凈利/核心歸母凈利 334.6/14.6/15.6 億元，同比+20.3%/+29.1%/+59.5%（調整前口徑）。3Q22 公司核心歸母凈利保持高速增長，歸母凈利增速低于核心歸母凈利增速主要受到非核心業務利潤下滑影響。預計公司 22-24 年歸母凈利為 47.7/55.8/61.8 億元。根據可比公司 Wind 一致預期 22E

236、 PE 均值 13.6x，考慮公司舟山接收站重組完成后帶來天然氣業務協同效應，給予公司 14x 22E PE，目標價 21.56 元，“買入”評級。（報告發布日期：2022 年 10 月 31 日）風險提示：LNG 價格漲幅超預期，公允價值變動收益不及預期。新奧能源（新奧能源（2688 HK，買入，目標價：，買入，目標價：142.63 港元）港元）1H22 核心利潤同比上升 11%；泛能與增值業務收入大幅提升。新奧能源發布 1H22 業績，核心利潤同比上升 11%至人民幣 41.2 億元，為我們全年預測原值（人民幣 82.4 億元）的50%。零售燃氣銷量同比增長 5%，但銷氣毛差同比下降人民幣

237、 0.06 元/立方米。泛能業務收入同比增長 47%，增值服務收入同比增長 39%?？紤]到零售燃氣銷量增速放緩，我們預計公司 2022/2023/2024 年核心凈利潤為人民幣 82.3 億/89.3 億/96.1 億元。我們預計目標價 142.63 港幣，基于 17 倍 2022 年預測 PE 和港幣兌人民幣匯率 0.87。因我們看好公司前景，目標 PE 較該股 3 年動態 PE 均值（15 倍）高一個標準差?！百I入”評級。（報告發布日期：2022 年 08 月 21 日）看好公司泛能業務與增值業務的前景，1H22 新奧能源泛能業務收入同比增長 47%至人民幣 54 億元，銷量同比增長 34

238、%至 10.8TWh，但毛利率下滑至 13%（1H21：16%），因能源采購價格有所上升。新奧能源 1H22 投產 27 個泛能項目，40 個泛能項目正在建設中，潛在銷售規模達 38TWh。我們預計泛能業務將成為新奧能源未來三年盈利增長的主要推手。1H22 新奧能源增值服務收入同比增長 39%，我們預計 2022 年該部分收入同比增長30%。風險提示：LNG 價格高于預期；銷氣量增長放緩；全球天然氣市場震蕩。港華智慧能源（港華智慧能源（1083 HK，買入，目標價：，買入，目標價：5.53 港元）港元）1H22 歸母凈利同比上升 34%；銷氣毛差環比 2H21 回升。港華智慧能源（港華）發布1

239、H22 半年報，歸母凈利同比上升 34%至 10.4 億港幣，剔除轉債價值變動影響后同比下降28%至 5.88 億港幣，為華泰全年核心利潤原預測值（17.6 億港幣）的 33%?？紤]到銷氣量增速放緩和可再生能源項目進度推遲，我們預計公司 2022/2023/2024 年核心利潤為14.9 億/18.9 億/24.0 億港幣。我們給予港華城市燃氣業務 12 倍 2022 年預測 PE（核心利潤 14.9 億港幣），與港華 5 年歷史 PE 均值持平；暫不給予再生能源 22 年預測 PE（核心利潤虧損 970 萬港幣）；2022 年目標市值 180 億港幣，對應目標價 5.53 港幣?！百I入”評級

240、。（報告發布日期：2022 年 08 月 17 日）可再生能源項目進展推遲，但裝機規模目標未變。截止 1H22 末，港華簽約分布式光伏裝機容量達到 0.78GW，其中并網與在建容量達 0.38GW。因疫情管控，項目建設進度有所推遲。港華計劃 22 年鎖定 80 個零碳工業園區，其中分布式光伏項目簽約容量/并網與在建容量目標達到 1.8/1.0GW。因此，我們預測可再生能源業務的利潤貢獻或將一同推延，22 年虧損 970 萬港幣（初始投入成本大）、23-24 年盈利 2.83 億/7.39 億港幣，自 23 年開始貢獻顯著的利潤增量。風險提示：燃氣需求增速放緩；工商業客戶電價回落。免責聲明和披露

241、以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。50 公用環保公用環保 中國燃氣中國燃氣（384 HK，買入，目標價：，買入，目標價：13.86 港港元元）1HFY23 核心利潤下滑 22%?？紤]到銷售增長和經營去杠桿，我們預計公司業績將溫和復蘇。公司當前股價對應 7 倍 12 個月遠期 PE，估值不高。根據中國燃氣 1HFY23 業績報告，核心利潤同比下降 22%至 32.9 億港幣，僅占華泰此前全年預測（92.2 億港幣）的 36%。公司宣派中期股息每股 0.10 港幣?？紤]到天然氣銷量增速放緩、接駁量減少以及經營利潤率下滑，我們預計 FY23/FY24/FY25 EPS 為 1.26/1.

242、66/1.97 港幣。預計目標價 13.86 港幣，基于 11 倍 FY23 預測 PE，略低于公司 12 個月遠期 PE 歷史均值（12 倍），因業績修復仍有一定的不確定性?！百I入”。（報告發布日期：2022 年 11 月 28 日）風險提示：需求增長放緩；新業務進展不及預期。圖表圖表86：推推薦標的薦標的 收盤價收盤價 目標價目標價 市值市值(百萬百萬)EPS(元元)PE(倍倍)股票名稱股票名稱 股票代碼股票代碼 投資評級投資評級(當地幣種當地幣種)(當地幣種當地幣種)(當地幣種當地幣種)2021 2022E 2023E 2024E 2021 2022E 2023E 2024E 華能國際

243、600011 CH 買入 7.57 9.47 118,835-0.65-0.27 0.36 0.63-11.65-28.04 21.03 12.02 華能國際電力股份 902 HK 買入 3.46 4.53 54,315-0.68 0.21 0.52 0.64-5.09 16.48 6.65 5.41 華電國際 600027 CH 買入 5.73 6.86 56,554-0.50 0.36 0.59 0.70-11.46 15.92 9.71 8.19 華電國際電力股份 1071 HK 買入 2.85 3.73 28,129-0.34 0.32 0.58 0.68-8.38 8.91 4.91

244、 4.19 國電電力 600795 CH 買入 4.39 5.50 78,298-0.10 0.33 0.43 0.52-43.90 13.30 10.21 8.44 中國電力 2380 HK 買入 2.76 5.85 34,142-0.07 0.19 0.31 0.47-39.43 14.53 8.90 5.87 華潤電力 836 HK 買入 13.80 24.74 66,384 0.33 2.00 2.46 2.87 41.82 6.90 5.61 4.81 內蒙華電 600863 CH 買入 3.81 4.40 24,867 0.07 0.31 0.50 0.54 54.43 12.29

245、 7.62 7.06 華能水電 600025 CH 買入 6.73 8.74 121,140 0.32 0.38 0.44 0.49 21.03 17.71 15.30 13.73 國投電力 600886 CH 買入 10.96 12.40 81,698 0.33 0.66 0.79 0.85 33.21 16.61 13.87 12.89 川投能源 600674 CH 買入 11.87 14.72 52,794 0.69 0.72 0.92 0.94 17.20 16.49 12.90 12.63 龍源電力 916 HK 買入 9.10 18.00 76,276 0.77 0.90 1.10

246、 1.29 11.82 10.11 8.27 7.05 龍源電力 001289 CH 買入 19.49 22.50 163,364 0.76 0.90 1.10 1.29 25.64 21.66 17.72 15.11 三峽能源 600905 CH 買入 5.78 8.12 165,421 0.20 0.29 0.35 0.41 28.90 19.93 16.51 14.10 新奧股份 600803 CH 買入 18.00 21.56 55,776 1.32 1.54 1.80 1.99 13.64 11.69 10.00 9.05 新奧能源 2688 HK 買入 103.70 142.63

247、117,247 6.90 7.33 7.95 8.55 15.03 14.15 13.04 12.13 港華智慧能源 1083 HK 買入 3.50 5.53 11,405 0.40 0.47 0.60 0.76 8.75 7.45 5.83 4.61 中國燃氣 384 HK 買入 9.67 13.86 52,608 2.01 1.41 1.26 1.66 4.81 6.86 7.67 5.83 偉明環保 603568 CH 買入 20.11 28.70 34,071 0.91 1.04 1.34 1.88 22.10 19.34 15.01 10.70 旺能環境 002034 CH 買入 1

248、8.82 27.53 8,083 1.51 1.71 2.34 2.96 12.46 11.01 8.04 6.36 注：收盤價基于 12 月 2 日 資料來源：Wind，Bloomberg，華泰研究預測 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。51 公用環保公用環保 風險提示風險提示 煤價煤價/LNG 價格下行不及預期價格下行不及預期。我們預期 2023 年煤價中樞下移，或帶來火電行業扭虧，但因煤價產能增加、經濟增速變化及國際形勢變化或與預期可能存在差異，若煤價下行不及預期，火電業績改善或不及預期。我們預期歐洲冬季的天然氣儲備充足，暖冬概率較大，LNG 或將供過于求，1Q

249、23 歐洲 LNG 價格或有下行空間，但氣候變化存在不確定性，LNG 價格下行或不及預期。電價改革帶來上網電價上漲不及預期電價改革帶來上網電價上漲不及預期。我們預期在煤價處于高位及供需緊平衡的背景下，隨著電改進一步深入，煤電、水電等電源上網電價仍有上行空間，但進一步電改落地時間，具體落地方案不確定性較大，電價上漲或不及預期。新能源新能源/垃圾焚燒項目投產不及預期垃圾焚燒項目投產不及預期。在外部環境擾動下，新能源（光伏項目還受到組件價格影響）和垃圾焚燒項目投產速度或不及預期。全社會用電復蘇不及預期。全社會用電復蘇不及預期。我們預計 2023 年全社會用電量同比增速為 6.3%，較 2022 年提

250、升 2.5pp，但全社會用電增速受經濟增長及氣候變化影響較大，因此全社會用電量存在不及預期可能。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。52 公用環保公用環保 免責免責聲明聲明 分析師聲明分析師聲明 本人，王瑋嘉、黃波，茲證明本報告所表達的觀點準確地反映了分析師對標的證券或發行人的個人意見；彼以往、現在或未來并無就其研究報告所提供的具體建議或所表迖的意見直接或間接收取任何報酬。一般聲明及披露一般聲明及披露 本報告由華泰證券股份有限公司（已具備中國證監會批準的證券投資咨詢業務資格，以下簡稱“本公司”）制作。本報告所載資料是僅供接收人的嚴格保密資料。本公司不因接收人收到本報告而

251、視其為客戶。本報告基于本公司認為可靠的、已公開的信息編制，但本公司及其關聯機構(以下統稱為“華泰”)對該等信息的準確性及完整性不作任何保證。本報告所載的意見、評估及預測僅反映報告發布當日的觀點和判斷。在不同時期，華泰可能會發出與本報告所載意見、評估及預測不一致的研究報告。同時，本報告所指的證券或投資標的的價格、價值及投資收入可能會波動。以往表現并不能指引未來，未來回報并不能得到保證，并存在損失本金的可能。華泰不保證本報告所含信息保持在最新狀態。華泰對本報告所含信息可在不發出通知的情形下做出修改，投資者應當自行關注相應的更新或修改。本公司不是 FINRA 的注冊會員，其研究分析師亦沒有注冊為 F

252、INRA 的研究分析師/不具有 FINRA 分析師的注冊資格。華泰力求報告內容客觀、公正，但本報告所載的觀點、結論和建議僅供參考，不構成購買或出售所述證券的要約或招攬。該等觀點、建議并未考慮到個別投資者的具體投資目的、財務狀況以及特定需求，在任何時候均不構成對客戶私人投資建議。投資者應當充分考慮自身特定狀況，并完整理解和使用本報告內容，不應視本報告為做出投資決策的唯一因素。對依據或者使用本報告所造成的一切后果，華泰及作者均不承擔任何法律責任。任何形式的分享證券投資收益或者分擔證券投資損失的書面或口頭承諾均為無效。除非另行說明，本報告中所引用的關于業績的數據代表過往表現，過往的業績表現不應作為日

253、后回報的預示。華泰不承諾也不保證任何預示的回報會得以實現，分析中所做的預測可能是基于相應的假設，任何假設的變化可能會顯著影響所預測的回報。華泰及作者在自身所知情的范圍內，與本報告所指的證券或投資標的不存在法律禁止的利害關系。在法律許可的情況下，華泰可能會持有報告中提到的公司所發行的證券頭寸并進行交易，為該公司提供投資銀行、財務顧問或者金融產品等相關服務或向該公司招攬業務。華泰的銷售人員、交易人員或其他專業人士可能會依據不同假設和標準、采用不同的分析方法而口頭或書面發表與本報告意見及建議不一致的市場評論和/或交易觀點。華泰沒有將此意見及建議向報告所有接收者進行更新的義務。華泰的資產管理部門、自營

254、部門以及其他投資業務部門可能獨立做出與本報告中的意見或建議不一致的投資決策。投資者應當考慮到華泰及/或其相關人員可能存在影響本報告觀點客觀性的潛在利益沖突。投資者請勿將本報告視為投資或其他決定的唯一信賴依據。有關該方面的具體披露請參照本報告尾部。本報告并非意圖發送、發布給在當地法律或監管規則下不允許向其發送、發布的機構或人員，也并非意圖發送、發布給因可得到、使用本報告的行為而使華泰違反或受制于當地法律或監管規則的機構或人員。本報告版權僅為本公司所有。未經本公司書面許可，任何機構或個人不得以翻版、復制、發表、引用或再次分發他人(無論整份或部分)等任何形式侵犯本公司版權。如征得本公司同意進行引用、

255、刊發的，需在允許的范圍內使用，并需在使用前獲取獨立的法律意見，以確定該引用、刊發符合當地適用法規的要求，同時注明出處為“華泰證券研究所”，且不得對本報告進行任何有悖原意的引用、刪節和修改。本公司保留追究相關責任的權利。所有本報告中使用的商標、服務標記及標記均為本公司的商標、服務標記及標記。中國香港中國香港 本報告由華泰證券股份有限公司制作,在香港由華泰金融控股（香港）有限公司向符合證券及期貨條例及其附屬法律規定的機構投資者和專業投資者的客戶進行分發。華泰金融控股（香港）有限公司受香港證券及期貨事務監察委員會監管，是華泰國際金融控股有限公司的全資子公司，后者為華泰證券股份有限公司的全資子公司。在

256、香港獲得本報告的人員若有任何有關本報告的問題,請與華泰金融控股（香港）有限公司聯系。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。53 公用環保公用環保 香港香港-重要監管披露重要監管披露 華泰金融控股（香港）有限公司的雇員或其關聯人士沒有擔任本報告中提及的公司或發行人的高級人員。華電國際（600027 CH）、華電國際電力股份（1071 HK）、國投電力（600886 CH）：華泰金融控股（香港）有限公司、其子公司和/或其關聯公司在本報告發布日擔任標的公司證券做市商或者證券流動性提供者。有關重要的披露信息，請參華泰金融控股（香港）有限公司的網頁 https:/.hk/stock

257、_disclosure 其他信息請參見下方“美國“美國-重要監管披露”重要監管披露”。美國美國 在美國本報告由華泰證券（美國）有限公司向符合美國監管規定的機構投資者進行發表與分發。華泰證券（美國）有限公司是美國注冊經紀商和美國金融業監管局（FINRA）的注冊會員。對于其在美國分發的研究報告，華泰證券（美國）有限公司根據1934 年證券交易法（修訂版）第 15a-6 條規定以及美國證券交易委員會人員解釋，對本研究報告內容負責。華泰證券（美國）有限公司聯營公司的分析師不具有美國金融監管（FINRA）分析師的注冊資格，可能不屬于華泰證券（美國）有限公司的關聯人員，因此可能不受 FINRA 關于分析師

258、與標的公司溝通、公開露面和所持交易證券的限制。華泰證券（美國）有限公司是華泰國際金融控股有限公司的全資子公司，后者為華泰證券股份有限公司的全資子公司。任何直接從華泰證券（美國）有限公司收到此報告并希望就本報告所述任何證券進行交易的人士，應通過華泰證券（美國）有限公司進行交易。美國美國-重要監管披露重要監管披露 分析師王瑋嘉、黃波本人及相關人士并不擔任本報告所提及的標的證券或發行人的高級人員、董事或顧問。分析師及相關人士與本報告所提及的標的證券或發行人并無任何相關財務利益。本披露中所提及的“相關人士”包括FINRA 定義下分析師的家庭成員。分析師根據華泰證券的整體收入和盈利能力獲得薪酬，包括源自

259、公司投資銀行業務的收入。華電國際（600027 CH）、華電國際電力股份（1071 HK）、國電電力（600795 CH）：華泰證券股份有限公司、其子公司和/或其聯營公司在本報告發布日之前 12 個月內曾向標的公司提供投資銀行服務并收取報酬。國電電力（600795 CH）：華泰證券股份有限公司、其子公司和/或其聯營公司預計在本報告發布日之后 3 個月內將向標的公司收取或尋求投資銀行服務報酬。華電國際（600027 CH）、華電國際電力股份（1071 HK）、國投電力（600886 CH）：華泰證券股份有限公司、其子公司和/或其聯營公司在本報告發布日擔任標的公司證券做市商或者證券流動性提供者。華

260、泰證券股份有限公司、其子公司和/或其聯營公司,及/或不時會以自身或代理形式向客戶出售及購買華泰證券研究所覆蓋公司的證券/衍生工具，包括股票及債券（包括衍生品）華泰證券研究所覆蓋公司的證券/衍生工具，包括股票及債券（包括衍生品）。華泰證券股份有限公司、其子公司和/或其聯營公司,及/或其高級管理層、董事和雇員可能會持有本報告中所提到的任何證券（或任何相關投資）頭寸，并可能不時進行增持或減持該證券（或投資）。因此，投資者應該意識到可能存在利益沖突。評級說明評級說明 投資評級基于分析師對報告發布日后 6 至 12 個月內行業或公司回報潛力（含此期間的股息回報）相對基準表現的預期（A 股市場基準為滬深

261、300 指數，香港市場基準為恒生指數，美國市場基準為標普 500 指數），具體如下：行業評級行業評級 增持：增持：預計行業股票指數超越基準 中性：中性：預計行業股票指數基本與基準持平 減持：減持：預計行業股票指數明顯弱于基準 公司評級公司評級 買入：買入：預計股價超越基準 15%以上 增持：增持：預計股價超越基準 5%15%持有：持有：預計股價相對基準波動在-15%5%之間 賣出：賣出：預計股價弱于基準 15%以上 暫停評級：暫停評級：已暫停評級、目標價及預測，以遵守適用法規及/或公司政策 無評級：無評級：股票不在常規研究覆蓋范圍內。投資者不應期待華泰提供該等證券及/或公司相關的持續或補充信息

262、 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。54 公用環保公用環保 法律實體法律實體披露披露 中國中國：華泰證券股份有限公司具有中國證監會核準的“證券投資咨詢”業務資格，經營許可證編號為：91320000704041011J 香港香港：華泰金融控股（香港）有限公司具有香港證監會核準的“就證券提供意見”業務資格，經營許可證編號為：AOK809 美國美國：華泰證券（美國）有限公司為美國金融業監管局（FINRA）成員，具有在美國開展經紀交易商業務的資格，經營業務許可編號為：CRD#:298809/SEC#:8-70231 華泰證券股份有限公司華泰證券股份有限公司 南京南京 北京北京

263、 南京市建鄴區江東中路 228號華泰證券廣場 1號樓/郵政編碼：210019 北京市西城區太平橋大街豐盛胡同 28號太平洋保險大廈 A座 18層/郵政編碼：100032 電話：86 25 83389999/傳真：86 25 83387521 電話：86 10 63211166/傳真：86 10 63211275 電子郵件：ht- 電子郵件：ht- 深圳深圳 上海上海 深圳市福田區益田路 5999號基金大廈 10樓/郵政編碼：518017 上海市浦東新區東方路 18號保利廣場 E棟 23樓/郵政編碼：200120 電話：86 755 82493932/傳真：86 755 82492062 電話：

264、86 21 28972098/傳真：86 21 28972068 電子郵件：ht- 電子郵件：ht- 華泰金融控股（香港）有限公司華泰金融控股（香港）有限公司 香港中環皇后大道中 99 號中環中心 58 樓 5808-12 室 電話：+852-3658-6000/傳真：+852-2169-0770 電子郵件： http:/.hk 華泰證券華泰證券（美國美國）有限公司有限公司 美國紐約公園大道 280 號 21 樓東（紐約 10017）電話：+212-763-8160/傳真：+917-725-9702 電子郵件:Huataihtsc- http:/www.htsc- 版權所有2022年華泰證券股份有限公司