公用事業及環保產業行業深度研究：盈利改善與成長性兼具火電迎來“戴維斯雙擊”-230529（19頁）.pdf

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1、 敬請參閱最后一頁特別聲明 1 投資建議 2022 年長協煤覆蓋率低、進口煤占比高、可再生能源裝機占比低的火電企業在市場煤價下行的行業大中業績彈性更大，我們認為這些企業在 2023 年有望享受一定的估值溢價。推薦關注皖能電力、建投能源、浙能電力、華電國際、寶新能源。投資邏輯 煤價下行的行業大煤價下行的行業大中，中，2 23 3 年年沿海純火電業績彈性更大沿海純火電業績彈性更大。23 年動力煤供需由緊轉松，煤價中樞下降約 200 元/噸：國內來看，23 年原煤仍有至少 1 億噸左右的增產空間；國外來看，印尼煤和俄煤恢復正常、澳煤重啟、“歐洲溢價”消失驅使高卡煤轉運，進口煤得以大幅補充供應。而當前

2、經濟偏弱復蘇疊加民用電淡季煤炭需求偏弱，高庫存持續壓制煤價。我們判斷前冬煤價決定今年煤價高位、出冬淡季煤價決定當年煤價低位?；?11M22 和 5M23市場煤價，我們判斷 23 年煤價中樞或下降至 1100 元/噸左右，同比下降約 200 元/噸。23 年沿?；痣姌I績修復彈性更高：純火電企業沒有新能源板塊利潤緩沖，且燃料成本上漲幅度較“煤電聯營”企業更大；尤其沿海電廠進口煤占比較高，導致其 22 年業績深受沖擊，而 23 年可享長協煤占比提升和市場煤價下行的雙重彈性。綠電轉型綠電轉型+增容調峰增容調峰，火電企業中長期火電企業中長期仍具備仍具備成長性成長性。1）“雙碳”目標下，重塑能源結構是必

3、然選擇，用能終端電氣化+電力系統清潔化是能源結構轉型的必要路徑。電力企業紛紛布局清潔化轉型，預計 2023-2025 年風、光裝機容量年均增速在 20%以上。2）新能源滲透率提高使源荷側不確定性齊增，系統運行安全面臨挑戰。新型電力系統保消納需增加調節資源，火電仍然最經濟性。市場對煤電在能源保供中的“壓艙石”作用從分歧轉向認同，煤電裝機規模自身仍有增長空間。其中，電力短缺地區的地方性電力國企、為獲取新能源大基地項目資源的“火轉綠”電力央國企、布局下游平滑業績的煤炭企業建設積極性較高?；痣娀痣娪Ｊ接Ｊ街鸩街鸩礁淖兏淖?，中長期盈利穩定性增加中長期盈利穩定性增加。1）火電“增容減量”+靈活性改

4、造使得度電成本增加，僅靠電能量收入難以保障收益。成本疏導主要依靠（調峰）電量、（調峰）容量，依次對應現貨市場和容量補償。未來火電將集中在電價較高時段發電，平均電能量收入有望提升。第三輪輸配電價改革單列容量電價，使調節成本直觀可視，為后續調節能力付費預留空間，火電容量補償可期。2）電煤中長協普及+電力市場化，火電盈利模式發生改變。以華能國際為例，若公司未來每年電煤中長協煤履約率約 70%、5%電量參與現貨市場，此部分電量加權平均毛利可達 11.9%，雖然與公司過去 7 年平均毛利率水平基本持平，但業績穩定性遠強于過去。E EV/V/裝機裝機比值比值比比 P PB B 和和 P PE E 更能反映

5、更能反映當前當前火電火電的的合理估值合理估值?；痣娦袠I巨虧的 2 年中，一是市場對煤電在能源保供中的“壓艙石”作用從分歧走向認同；二是“1439 號文”出臺標志著電力市場化改革深化。企業虧損導致 PE 失效的情況下，周期行業傾向于使用 PB 估值法；而 20 年以來電力央國企清潔化轉型壓力較大，在主營業務大幅虧損的情況下維持較高的資本開支，致使資產負債表惡化。EV/2P 是常用于美國油氣公司的相對估值法，電企的發電裝機等同于油氣企業的潛在可采儲量為公司的核心資產，因此我們采用 EV/裝機比值對比市場對電力企業火電資產的定價。風險提示 新增裝機容量不及預期；煤價維持高位影響火電企業盈利；下游需求

6、景氣度不高、用電需求降低，可再生能源大發導致利用小時數不及預期；電力市場化進度不及預期。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 2 內容目錄內容目錄 一、煤價下行的行業大中，沿海純火電業績彈性更大.4 1.1 2023 年動力煤供需由緊轉松，驅動市場煤價中樞下行.4 1.2 市場煤價下行趨勢下，沿海純火電業績彈性更大.7 二、火電成長性再確認+盈利模式改變啟動估值修復.8 2.1 如何看待火電企業的中長期成長性？綠電轉型.8 2.2 如何看待火電企業的中長期成長性？增容調峰.9 2.3 如何看待火電企業的中長期盈利前景？市場化與長協煤.12 三、EV/裝機比值比 PB 和 PE 更能反映當前火

7、電的合理估值.14 四、投資建議.16 五、風險提示.17 圖表目錄圖表目錄 圖表 1：11M22 以來國內月度原煤日產量保持在 1244 萬噸/天以上.4 圖表 2：動力煤供需格局改善驅動山東滕州動力煤坑口價自 2M23 以來持續下行.4 圖表 3：暖冬和天然氣經濟性修復導致海外需求偏弱驅動國際煤價下行.4 圖表 4：2022 年 9 月下旬起進口煤價格優勢逐步修復.5 圖表 5：14M23 動力煤累計進口量同比大幅 134.6%.5 圖表 6：2021 年前澳大利亞為中國動力煤進口主要來源國.6 圖表 7：全社會用電量及環比增速（億千瓦時，%）.6 圖表 8：六大發電集團庫存量同比有所提升

8、（萬噸）.7 圖表 9：港口庫存處在歷史高位（萬噸）.7 圖表 10：火電發電量占比高、未與煤炭企業聯營的華能國際 ROA 受煤價影響較大.7 圖表 11：對比“五大”旗下主體上市平臺發電量結構，華能國際火電發電量最大、占比最高（萬千瓦）.7 圖表 12：俄烏沖突后，秦皇島 5500 大卡動力煤平倉價觸及 1155 元/噸即反彈.8 圖表 13：華能國際度電利潤對市場煤價的敏感性測算.8 圖表 14：2020 年電力行業占能源消費端碳排放總量的 41%.9 圖表 15：“雙碳”目標下，未來可再生能源發電量占比將逐年提升.9 圖表 16：各大發電集團制定“十四五”新能源發展規劃，大力推動清潔化轉

9、型.9 圖表 17：北京用電曲線（2021 年某工作日）.10 圖表 18：蒙西用電曲線（2021 年某工作日）.10 圖表 19：2016 年以來替代電量占全社會用電增量的 20%以上.10 圖表 20：風力發電呈現“正調峰”特性.10 圖表 21：光伏發電呈現“反調峰”特性.10 BVlY2VlXeXFZkZYZmUdU9PdNaQmOnNsQnOjMqQqNkPmPqQ9PmMzQuOrMmNxNrQmM行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 3 圖表 22：2020 年、2025E 火電與核電合計裝機容量與最高負荷（億千瓦）.11 圖表 23：“十四五”火電將呈裝機增速高于發電量增速特

10、點.11 圖表 24：廣東省 2022 年 8 月以來核準的火電項目.11 圖表 25：浙江省中長期具備建設條件的沿海煤電擴建廠址.12 圖表 26：歷次電改均發生在電力供需矛盾突出時.12 圖表 27：以華能國際為例，火電板塊盈利受煤電機組利用小時數影響較大.13 圖表 28：日本新電力市場中發電和負荷曲線的關系.13 圖表 29：平衡市場的運行框架.13 圖表 30：2000-2021 年國內煤炭消費量與 GDP 增速情況（%）.14 圖表 31：華能國際煤電業務盈利能力測算.14 圖表 32：煤電行業歷史利潤和 ROA 回顧.14 圖表 33：以華電國際為例，EV/裝機比值的測算.15

11、圖表 34：火電企業 EV/裝機比值.15 圖表 35：寶新能源當前 EV/裝機比值在過去 5 年變化區間內.16 圖表 36：相關標的估值情況.16 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 4 一、煤價下行的行業大中，沿海純火電業績彈性更大 1.1 1.1 20232023 年動力煤供需年動力煤供需由緊轉松由緊轉松，驅動驅動市場煤價市場煤價中樞中樞下行下行 國內來看，23 年原煤仍有至少 1 億噸左右的增量。一方面，晉陜蒙新四大產煤大省2023 年政府工作報告共計劃增產 1.5 億噸。另外，結合煤價，我們判斷 22 年國內煤炭增產取得實質性進展是在 11 月，此前月度原煤日產能維持在 123

12、0 萬噸/天以上存在一定困難。根據能源局最新數據，14M23 累計平均原煤日產量約 1272.3 萬噸/天；基于全年平均日產量可維持在 1260 萬噸/天的假設，保守估計今年仍有 1 億噸左右的增產空間。圖表圖表1 1：11M2211M22以來以來國內月度國內月度原煤日產量原煤日產量保持在保持在12124444萬噸萬噸/天以上天以上 圖表圖表2 2：動力煤供需格局改善驅動山東滕州動力煤坑口價動力煤供需格局改善驅動山東滕州動力煤坑口價自自 2 2M23M23 以來以來持續持續下行下行 來源：國家能源局、國金證券研究所 來源：Wind、國金證券研究所 國外來看，暖冬及全球經濟增速放緩致使一次能源價

13、格自 11M22 以來持續下行。由于歐洲電力領域煤氣轉換靈活，歐洲煤價與氣價高度正相關。如我們在天然氣行業報告：冬去春來，曙光將至中所述，經歷暖冬后的歐洲能源恐慌情緒緩解、天然氣定價回歸理性，目前決定價格的主要是供需關系。北半球暖冬和歐洲宏觀經濟不景氣導致需求偏弱，截至23年5月底，歐洲儲氣庫儲量高達66.5%，較去年同期高約21.5pct。高庫存下氣價承壓，目前歐洲天然氣 TTF 價格已低至 30 歐元/TWh 以內，相當于 2021年上半年水平。天然氣經濟優勢重現催生電力領域“煤轉氣”需求，海外煤價經歷3-4 月的橫盤后于 5 月初起明顯下行。圖表圖表3 3：暖冬和天然氣經濟性修復導致海外

14、需求偏弱驅動國際煤價下行暖冬和天然氣經濟性修復導致海外需求偏弱驅動國際煤價下行 來源：Wind、國金證券研究所 14M23 累計動力煤進口量同比高增 134.6%，主因：1）2022 年 9 月下旬開始進口煤80090010001100120013001400M12M3M4M5M6M7M8M9M10M11M122019202020212022202302004006008001000120014001600180020002019-012020-012021-012022-012023-01山東滕州動力煤坑口價：Q5500（元/噸）050100150200250300350400450500澳

15、大利亞紐卡斯爾港（美元/噸）南非理查德港（美元/噸）歐洲ARA（美元/噸）行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 5 價格優勢逐步修復，廣州港印尼煤庫提價與秦皇島下水煤平倉價價差回正。但受印尼齋月和東南亞高溫影響，3M23 起進口煤價差逐步縮小乃至再次倒掛。2）2022 年 1月印尼煤炭出口禁令和 2 月俄烏沖突導致 1Q22 動力煤進口量同比大幅下降 35.8%。我們認為二者屬于偶發性因素，且不利影響已充分釋放。圖表圖表4 4：20222022 年年 9 9 月下旬起月下旬起進口煤價格優勢進口煤價格優勢逐步逐步修復修復 圖表圖表5 5：14M2314M23 動力煤累計進口量同比大幅動力煤累計

16、進口量同比大幅 1 134.6%34.6%來源：Wind、國金證券研究所 來源：Wind、國金證券研究所 分國別進口結構看，澳煤進口重啟和歐洲高卡煤轉運對進口量增長影響較大。歐洲一次能源供需格局改善，驅動高卡煤價格下行。俄烏沖突以來的高氣價催生“氣轉煤”需求，使歐洲加入高卡煤市場成為主要買家。同時，由于歐洲對俄煤實施禁運，而考慮到運距和品質要求，2022 年歐洲煤炭進口增量主要來自南非、哥倫比亞、美國和澳大利亞。但如圖表 2 所示，上述國家 2022 年煤炭出口總量不增反降，意味著歐洲必須維持高溢價以吸引存量資源改變貿易流向。具體表現為 2022 年中國從南非、哥倫比亞進口動力煤數量同比分別減

17、少 581.5、335.4 萬噸。然而隨著歐洲天然氣定價回歸理性，煤炭的“歐洲溢價”隨之消失，14M23 中國從南非進口動力煤 63.5 萬噸，已達去年全年進口量的 66.3%。受“澳煤禁令”影響，我國從澳大利亞進口動力煤占比從 2020 年的 48.6%下降至 2022年的 1.3%。2H21 市場煤價上漲以來，煤炭市場價與長協價之間的鴻溝不僅造成長協履約率較低，也出現了煤質下降的問題，具體表現為部分火電企業 2022 年供電煤耗上升。因此，以質優高卡煤為代表的澳煤進口重啟對入爐熱值要求較高的沿海電廠頗具吸引力。0500100015002000250030002020-012020-0320

18、20-052020-072020-092020-112021-012021-032021-052021-072021-092021-112022-012022-032022-052022-072022-092022-112023-012023-032023-05秦皇島山西煤平倉價：Q5500（元/噸）廣州港印尼煤庫提價：Q5500（元/噸）-100%-50%0%50%100%150%200%250%300%350%400%0200400600800100012002022-012022-022022-032022-042022-052022-062022-072022-082022-09202

19、2-102022-112022-122023-012023-022023-032023-04動力煤進口量（左軸，萬噸）YoY-動力煤進口量（右軸）行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 6 圖表圖表6 6：2 2021021 年前澳大利亞為年前澳大利亞為中國中國動力煤進口動力煤進口主要來源主要來源國國 來源：海關總署、國金證券研究所 經濟弱復蘇疊加民用電淡季，關注本輪市場煤價低點。進入傳統民用電淡季后電廠日耗季節性回落，大部分電廠僅靠長協拉運即可滿足日常需求，補庫意愿不強、觀望情緒濃厚。此外，當前宏觀經濟偏弱復蘇，非電行業需求釋放有限。目前港口、電廠庫存均處在歷史高位，致使煤價承壓。結合煤價歷

20、史數據，我們認為前冬旺季煤價決定今年煤價高位、出冬淡季煤價決定當年煤價低位?；?11M22 和 5M23 市場煤價，我們判斷 23 年煤價中樞在 1100 元/噸左右，較 22 年煤價中樞下降約 200 元/噸。圖表圖表7 7：全社會用電量及全社會用電量及環環比增速（億千瓦時，比增速（億千瓦時，%）來源：Wind、國金證券研究所 0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%20202021202214M23澳大利亞印度尼西亞俄羅斯哥倫比亞蒙古加拿大新西蘭阿聯酋吉爾吉斯斯坦美國尼日利亞津巴布韋南非哈薩克斯坦阿聯酋伊朗-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%4

21、0%01000200030004000500060007000800090002020-012020-022020-032020-042020-052020-062020-072020-082020-092020-102020-112020-122021-012021-022021-032021-042021-052021-062021-072021-082021-092021-102021-112021-122022-012022-022022-032022-042022-052022-062022-072022-082022-092022-102022-112022-122023-0120

22、23-022023-03全社會用電量（左軸，億千瓦時）環比增速（右軸）行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 7 圖表圖表8 8：六大發電集團六大發電集團庫存庫存量同比有所提升量同比有所提升（萬噸）（萬噸）圖表圖表9 9：港口庫存處在歷史高位港口庫存處在歷史高位（萬噸）（萬噸）數據來源：Wind、國金證券研究所。注：5-12 月雙年平均庫存實為 2022 庫存 數據來源：Wind、國金證券研究所。注：5-12 月雙年平均庫存實為 2022 庫存 1 1.2.2 市場市場煤價下行煤價下行趨勢下趨勢下，沿海沿海純火電業績彈性更大純火電業績彈性更大 過去 2 年純火電企業沒有新能源板塊業績緩沖，且燃

23、料成本上漲幅度較“煤電聯營”企業更大。未與煤炭企業聯營的純火電企業普遍電煤中長協簽約率、履約率較低，尤其沿海電廠傳統上受益于海運便利，可通過靈活調整煤炭采購結構進行成本管控，也導致其進口煤占比較高，在 22 年進口煤價倒掛的情境下業績深受沖擊。其中，可再生能源發電量占比越小的火電企業可供沖抵火電虧損的利潤越少。圖表圖表1010：火電發電量占比高、火電發電量占比高、未與煤炭企業聯營的未與煤炭企業聯營的華能華能國際國際 R ROAOA 受煤價影響較大受煤價影響較大 圖表圖表1111：對比“五大”旗下主體上市平臺對比“五大”旗下主體上市平臺發電量結構發電量結構，華能國際火電發電量最大、占比最高華能國

24、際火電發電量最大、占比最高（萬千瓦）（萬千瓦）數據來源：Wind、國金證券研究所 數據來源：Wind、華能國際，華電國際，大唐發電，國電電力，上海電力 2022年年報、國金證券研究所。注：百分數為火電占控股裝機比重。22 年長協煤覆蓋率較低的火電企業可享長協煤占比提升+市場煤價下行的雙重彈性。國家發改委在 2022 年出臺的“303 號文”中明確秦皇島 5500 大卡下水煤中長期交易價格在 570770 元/噸（含稅）較為合理，目前長協煤仍然最具經濟性。保供穩價措施逐漸強化，2023 年 1 月 3 日，國家共安排產煤省煤碳保供任務 27.4 億噸，較 22年發電供熱總用煤增加 0.6 億噸；

25、簽約量在 26 億噸左右，較 22 年預計執行量約 20億噸提升幅度較大，并且市場煤價下行有助于長協煤履約率提升。800100012001400160018002000M1M2M3M4M5M6M7M8M9M10M11M12前五年變化區間前五年平均庫存雙年平均庫存2023130015001700190021002300250027002900M1M2M3M4M5M6M7M8M9M10M11M12前五年變化區間前五年平均庫存雙年平均庫存2023-5%-3%-1%1%3%5%7%2013201420152016201720182019202020212022華能國際上海電力華電國際國電電力大唐發電9

26、5.1%95.6%81.6%83.8%77.9%010002000300040005000600070008000華能國際華電國際大唐發電國電電力上海電力火電水電光伏風電行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 8 22 年俄烏沖突導致國際煤價高企，國家組織簽訂進口煤應急保障中長期合同。但煤炭進口量大幅下降導致供應側收緊，煤炭企業占據有利的市場地位，部分企業按照中長期合同價格的 1.5 倍簽訂進口煤應急保障合同?；谥虚L期合同價格*50%+市場煤價*50%的價格機制，當市場煤價低于 1155 元/噸時前述合同將面臨履約困難，側面對22 年市場煤價形成支撐。23 年歐洲需求遇冷使得煤炭貿易流再次轉

27、向，進口煤有效補充我國供應端，對內貿煤價形成壓制。圖表圖表1212：俄烏沖突后，俄烏沖突后，秦皇島秦皇島 5 5500500 大卡動力煤平倉價大卡動力煤平倉價觸及觸及 1 1155155 元元/噸噸即反彈即反彈 來源：Wind、國金證券研究所 以華能國際為例，維持 2023 年火電發電量、度電廢燃料成本及供電煤耗預測不變，當市場煤價為 900 元/噸時，假設上網電價將小幅下降至 0.491 元/KWh。在長協煤履約率 67.7%的情況下，若市場煤價由 1100 元/噸下行至 900 元/噸，對應度電利潤總額有望厚增 86.7%。圖表圖表1313：華能國際度電利潤對市場煤價的敏感性測算華能國際度

28、電利潤對市場煤價的敏感性測算 單位單位 2023E2023E 火電發電量 億千瓦時 4314.66 度電非燃料成本 元/千瓦時 0.147 供電煤耗 g/Kwh 287.69 市場煤價 1100 元/噸 上網電價 元/千瓦時 0.495 標煤入爐價格 元/噸 1,030.85 度電利潤總額 元/KWh 0.015 市場煤價 900 元/噸 上網電價 元/千瓦時 0.491 標煤入爐價格 元/噸 970.97 度電利潤總額 元/KWh 0.028 業績增厚比例%86.67%來源：華能國際公司公告、國金證券研究所 二、火電成長性再確認+盈利模式改變啟動估值修復 2 2.1.1 如何看待如何看待火電

29、火電企業企業的的中長期中長期成長性？成長性？綠電轉型綠電轉型 共識 1：“雙碳”目標下，重塑能源結構是必然選擇。我國以煤為主的化石能源利用結構導致在 2020 年數據統計下，能源消費端電力碳排貢獻占 41%，用能結構轉變的重要性明確，而用能終端電氣化+電力系統清潔化是能源結構轉型的必要路徑。影響 1：電力企業紛紛布局清潔化轉型。預計 2023-2025 年風、光新增裝機合計分別為 175、195、200GW，裝機容量年均增速在 20%以上。預計到 2025 年風、光發電量分別占到 12.4%、9.0%（合計占比 21.4%，相比 2020 年提升 11.9%，超額完成風光發電量占比翻倍的“十四

30、五”規劃目標）。60080010001200140016001800秦皇島山西煤平倉價：Q5500（元/噸）11551155元元/噸噸行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 9 圖表圖表1414：2 202020 0 年年電電力力行業行業占占能源消費端碳排放能源消費端碳排放總總量量的的4 41%1%圖表圖表1515：“雙碳雙碳”目標下，未來可再生能源發電量占比將目標下，未來可再生能源發電量占比將逐年提升逐年提升 數據來源：Wind、中電聯、國金證券研究所 數據來源：Wind、中電聯、國金證券研究所 圖表圖表1616：各大發電集團各大發電集團制定制定“十四五”新能源發展規劃“十四五”新能源發展規

31、劃，大力推動清潔化轉型，大力推動清潔化轉型 集團類型集團類型 發電集團發電集團 2022022 2 年底清潔年底清潔能源裝機占比能源裝機占比 “十四五”發展規劃中新能源發展相關內容“十四五”發展規劃中新能源發展相關內容 “十四五”新增“十四五”新增 新能源裝機規劃新能源裝機規劃 六大發電集團 國家能源集團 28.5%實現新增可再生能源裝機 70-80GW、占比達 40%光伏裝機容量需新增 25-30GW 70-80GW 國家電投集團 62.4%2025 年末發電裝機達 2.2 億千瓦，其中光伏發電裝機達 80GW以上、清潔能源占比 60%以上 45GW 華能集團 38.2%新增新能源裝機 80

32、GW 以上；2025 年發電裝機達到 3 億千瓦、清潔能源占比 50%以上；80GW 大唐集團 34.4%清潔能源裝機占比 50%以上 40GW 華電集團 32.6%新增新能源裝機 75GW，25 年末非化石能源裝機占比力爭達到 50%75GW 三峽集團 96.0%每年新增清潔能源裝機 15GW 左右，總計 70-80GW 70-80GW 其他發電集團 華潤電力 32.3%新增可再生能源裝機 40GW，2025 年末可再生能源裝機占比 50%以上 40GW 國投電力 68.5%2025 年境內外控股裝機容量計劃突破 50GW，其中清潔能源裝機占比達 72%20GW 來源：國能、華能、大唐、華電

33、、國電投、三峽、華潤、國投集團跟蹤評級報告和官網、北極星電力網、國金證券研究所 2 2.2.2 如何看待火電企業的中長期成長性？如何看待火電企業的中長期成長性？增容增容調峰調峰 問題 1：能源結構轉型聚焦電力，系統安全運行受到挑戰。因電能不能大量存儲，電力供需應保持實時平衡。而伴隨新能源滲透率不斷提高，源荷側不確定性齊增。荷側：1）電力運行特點受到用電側產業結構的影響。在工業占比較高的蒙西全天用電負荷比較平均；而三產占比較高的北京電網中，居民和商業用電負荷高峰集中在10-21 點。2）工業領域電能替代，居民領域電動汽車、智能家居等滲透率提升，全社會電氣化加速增加了負荷的不確定性。電力電力,41

34、%41%工業工業,39%39%建筑建筑,10%10%交通交通,10%10%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023E2024E2025E燃煤燃氣生物質發電水電核電風電光伏行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 10 圖表圖表1717：北京北京用電曲線（用電曲線（20212021 年某工作日）年某工作日）圖表圖表1818：蒙西用電曲線（蒙西用電曲線（20212021 年某工作日）年某工作日）數據來源：國家能源局、國金證券研究所 數據來源：國家能源局、國金證券研究所 圖表圖表1919：

35、2 2016016 年以來替代電量占全社會用電增量的年以來替代電量占全社會用電增量的 2 20%0%以上以上 來源：中電聯、國金證券研究所。注：2022 年數據暫未更新。源側：考慮到系統負荷存在不確定性，運行中開機的機組總容量應大于系統負荷需求，機組最小出力總和應小于系統負荷需求，偏差部分稱為備用，分為上備用與下備用。新能源出力具有波動性和間歇性特征、可靠性較低，新能源在裝機增量中的占比快速提升導致系統有效容量增加不足，部分地區面臨電力短缺造成的“有序用電”。并且光伏日內出力曲線具有“反調峰”特征，電力系統調度難度加大。圖表圖表2020：風力發電呈現風力發電呈現“正正調峰調峰”特性特性 圖表圖

36、表2121：光伏發電呈現光伏發電呈現“反反調峰調峰”特性特性 來源：國家能源局、國金證券研究所 來源：國家能源局、國金證券研究所 從分歧走向從分歧走向共識共識 2 2：煤電仍是能源保供的“壓艙石”，其合理收益須：煤電仍是能源保供的“壓艙石”，其合理收益須得到得到保障保障。我們在源網荷儲看消納，破局依靠市場化（一）中指出新型電力系統建設過程中綠電0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%0500100015002000250020172018201920202021全國替代電量（左軸，億千瓦時）占全社會用電增量比（右軸）行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 11 消納壓力顯現，

37、保消納需源側增加調節資源、網側增加“大電網”投資。煤電仍然是最經濟的跨日調節資源。目前在運電化學儲能時長普遍為 24 小時，無法滿足跨日調節需求，且度電成本受上游能源金屬資源價格波動影響較大；抽蓄經濟性僅次于火電靈活性改造且可跨日調節，但建設周期較長，預計將在十五五期間集中投產，其他新型儲能則商業模式尚未成熟。影響 2：煤電裝機規模仍有增長空間，“十四五”有望超預期?；痣娕c核電作為高可靠性的保障電源，合計裝機規模應與尖峰負荷基本匹配；并且新上百萬千瓦煤電機組自帶 70%調節能力（負荷低至 30%），同時具備可靠性和靈活性。按照負荷與用電同步增長測算，預計到 25 年最高負荷將達 15.5 億千

38、瓦。根據核電裝機規劃，預計 25 年在運機組容量約 0.7 億千瓦，即火電理論需求量為 14.8 億千瓦，對應煤電裝機增量最高可達 3 億千瓦?！笆奈濉币巹?2025 年煤電新增裝機 1.5-2 億千瓦，存在超預期空間（可理解為裝機時間表前移）。圖表圖表2222：20202020 年、年、2025E2025E 火電火電與與核電合計裝機容量與最核電合計裝機容量與最高負荷（億千瓦）高負荷（億千瓦）圖表圖表2323：“十四五”火電“十四五”火電將呈將呈裝機增速高于發電量增速裝機增速高于發電量增速特點特點 數據來源：Wind、中電聯、國金證券研究所 數據來源：Wind、中電聯、國金證券研究所 廣東、

39、浙江電力不足問題尤為突出，地方政府火電建設積極性強。2022 年迎峰度夏期間，廣東、浙江最高負荷分別達到 1.42、1.02 億千瓦，二省火電和核電裝機容量與尖峰負荷之差分別達約 0.19、0.27 億千瓦。為保障省內電力供應，2022 年 8 月以來，廣東省 23 臺百萬千瓦機組陸續獲得核準；浙江省內中長期具備建設條件的沿海煤電擴建裝機容量規模共計約2332萬千瓦，22年以來已有序核準浙能六橫電廠二期、國能舟山三期、浙能嘉興電廠四期共 6 臺百萬千瓦機組。圖表圖表2424：廣東省廣東省 20222022 年年 8 8 月以來核準的火電項目月以來核準的火電項目 時間時間 業主業主 規模（萬千瓦

40、規模（萬千瓦）2023 年 4 月 13 日 廣東大唐國際潮州發電有限責任公司 2*100 2023 年 1 月 13 日 華電國際廣東分公司 2*100 2022 年 12 月 22 日 廣東紅海灣發電有限公司 2*100 2022 年 10 月 17 日 國家能源集團 2*100 2022 年 10 月 11 日 廣東粵電靖海發電有限公司 2*100 2022 年 9 月 28 日 華潤電力 2*100 2022 年 9 月 22 日 廣東省能源集團 2*100 2022 年 10 月 1 日 陽西海濱電力發展有限公司 2*124 2022 年 9 月 9 日 寶麗華新能源 2*100 2

41、022 年 8 月 22 日 廣東省能源集團 2*100 2022 年 8 月 31 日 華能集團 2*100 2022 年 8 月 29 日 華潤電力 100 2022 年 8 月 27 日 國粵（韶關）電力有限公司 70 合計合計 2 2418418 02468101214161820202025E最高負荷（億千瓦）火電和核電合計裝機容量（億千瓦）0%2%4%6%8%10%01000020000300004000050000600007000020182019202020212022E2023E2024E2025E發電量（左軸，億千瓦時）裝機增速（右軸）發電增速（右軸）行業深度研究 敬請參

42、閱最后一頁特別聲明 12 數據來源：北極星電力網、廣東省發改委、國金證券研究所 圖表圖表2525：浙江省中長期具備建設條件的沿海煤電擴建廠址浙江省中長期具備建設條件的沿海煤電擴建廠址 項目名稱項目名稱 機組數量（臺）機組數量（臺）裝機容量（萬千瓦）裝機容量（萬千瓦）浙能樂清電廠三期 2 100 浙能六橫電廠二期 2 100 神話國華舟山電廠三期 2 66 華能玉環電廠三期 2 100 大唐烏山電廠二期 2 100 浙能臺二電廠二期 2 100 華潤蒼南電廠二期 2 100 華能長興電廠二期 2 100 浙能蘭溪電廠二期 2 100 國華寧海電廠三期 2 100 北侖電廠四期 2 100 嘉興電

43、廠四期 2 100 合計合計 2 23 33232 數據來源：碳達峰碳中和目標下中長期電力發展戰略研究、國金證券研究所 “風光熱水火氫”一體化開發模式下，按支撐性電源調節容量配置新能源開發指標。國家能源局要求外送輸電通道可再生能源電量比例原則上不低于 50%，同時要求利用率不低于 50%，即新增大基地需按照風光裝機容量的 10%20%配建調節支撐性電源?？紤]到優質新能源項目具有稀缺性，存量火電規模龐大、轉型目標明確的電力央國企配套擴能改造升級煤電項目的積極性較強。煤炭企業進入電力行業的最后窗口期，煤電項目資源獲取積極性強。煤炭企業布局下游電力行業有助于對沖經營風險、平滑業績波動?；仡櫄v史，進入

44、 21 世紀后我國約8 年左右經歷一次電力供需關系轉換，行業發展始終處在“電力緊張、放松核準、大建電源、供應過剩、嚴控新建、電力緊張”的循環中?？紤]到“2030 年實現碳達峰”的目標約束，“十四五”或成為煤電項目核準的最后一個高峰期，因此近年煤企獲取火電項目資源的力度增強。圖表圖表2626：歷次歷次電改均發生在電改均發生在電力供需矛盾突出電力供需矛盾突出時時 來源：國家發改委官網、北極星電力網、國金證券研究所 2 2.3 3 如何看待火電如何看待火電企業企業的中長期盈利前景？的中長期盈利前景？市場化與長協煤市場化與長協煤 問題 2：火電定位轉為調節電源，裝機規模增長而利用小時數下降、度電折舊成

45、本增加，僅通過電能量收入難以回收成本。以華能國際為例，其他假設不變的情況下，將2023 年利用小時數下調 500 小時，對應將造成煤電板塊利潤減少約 11.8%。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 13 圖表圖表2727：以華能國際為例，以華能國際為例，火火電板塊盈利受電板塊盈利受煤電煤電機組利用小時數影響較大機組利用小時數影響較大 假設假設值值 煤電煤電利用小時數變動對利用小時數變動對火電火電凈利潤影響（億元凈利潤影響（億元）中性中性假設下假設下 23E23E 煤電煤電利用小時利用小時-1 10000 標煤入爐價（元/噸）1,035 8.8 4.3 電價（元/KWh）0.495 來源：華

46、能國際公司 2022 年年報、國金證券研究所 共識 3：調節資源成本疏導依靠市場化。如我們在源網荷儲看消納，破局依靠市場化（一）中所寫，保消納需增加調節資源將導致成本上升，調節成本疏導主要依靠（調峰）容量、（調峰）電量、（調頻等）輔助服務三類補償，依次對應容量電價/市場、現貨市場和輔助服務市場。影響 3：電力市場化+電煤中長協，火電盈利模式發生變化。未來火電作為調節電源將更加集中地在電價較高的時段進行發電，雖“增容減量”但平均電能量收入有望提升。電力現貨市場價格實時傳遞供需信號，引導電企調整機組出力、激勵需求側參與調整和響應。22 年 7 月，發改委印發關于進一步完善分時電價機制的通知，要求各

47、地進一步完善分時電價機制，用于未進入現貨市場的用戶。新的分時電價在峰谷之間拉開更大的電價差異，明確峰谷電價價差原則上不低于 31，尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于 20%，以引導用戶錯峰、有序用電，引導電價向發電成本傾斜，增強火電企業的盈利能力，推動儲能市場的發展。第三輪輸配電價改革單列容量電價，使調節成本直觀可視，為后續調節能力付費預留空間。參考國外電力市場建設經驗，輔助服務市場通常由頻率響應、調頻和運行備用市場構成。我國輔助服務市場和平衡市場尚不完善、交易品種有限。國家能源局 2023年能源工作指導意見 中首次提出積極推進輔助服務市場建設，未來有望先試點運行機制相對簡單中長期運

48、行備用市場（相當于容量市場）。當前抽蓄容量補償由價格主管部門核定，而隨著電力市場改革深化，靈活性調節資源有望通容量市場向綠電運營商和用戶等市場參與者收取容量補償。圖表圖表2828：日本新電力市場日本新電力市場中中發電和負荷曲線的關系發電和負荷曲線的關系 圖表圖表2929：平衡市場的運行框架平衡市場的運行框架 數據來源：淺析當前日本電力體制改革與市場建設新形勢、國金證券研究所 數據來源：國外典型電力平衡市場的運作模式及其對中國的啟示、國金證券研究所 電煤中長協普及+電力市場化改革深化，市場煤與計劃電矛盾有望緩和?；痣姵杀窘Y構中燃料成本占比高，長期存在的市場煤與計劃電矛盾導致火電業績映射出煤炭的周

49、期性?，F貨市場試點全面鋪開后，伴隨電煤中長協覆蓋率提升，火電盈利模式出現變化。中長期看，煤炭需求增速較為穩定；并且在“雙碳”目標下，未來煤炭需求增速將逐步放緩直至轉負?；诖?，我們判斷后續煤價能夠回歸合理價格區間。以華能國際為例，當 5500 大卡長協煤價為 770 元/噸，在年度電價上浮 20%的情況下，公司煤電度電毛利率約 12.3%。參考云南容量電價政策，假設參與現貨市場的機組 30%的容量可獲得 220 元/千瓦/年的容量補償，當煤機利用小時數從 4200 下降到 2000時，預計度電固定成本將增加約 0.018 元/KWh。則當現貨市場交易均價較公司綜合燃煤電量基準價上浮 40%時，

50、公司煤電度電毛利率約 6.9%。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 14 2015 年底煤炭供給側改革開始以來，華能國際整體毛利率最高為 2016 年的 21.5%，最低為 2021 年的-0.3%。假設公司未來每年電煤中長協煤履約率約 70%、5%電量參與現貨市場，此部分電量加權平均毛利可達 11.9%，雖然與公司過去 7 年平均毛利率水平基本持平，但業績穩定性遠強于過去。圖表圖表3030：20002000-20212021 年國內煤炭消費量與年國內煤炭消費量與 GDPGDP 增速情況增速情況（%）圖表圖表3131：華能國際煤華能國際煤電業務盈利能力測算電業務盈利能力測算 中長期市場中長

51、期市場 現貨市場現貨市場 供電標煤耗（克/kWh）286.04 286.04 5500 大卡煤價（元/噸）770 1000 度電成本（元/kWh）0.427 0.529 煤電業務毛利率（%）12.3%6.9%數據來源：Wind、國金證券研究所 數據來源：華能國際 2022 年年報、國金證券研究所 三、EV/裝機比值比 PB 和 PE 更能反映當前火電的合理估值 火電巨虧的 2 年中行業發生了影響深遠的變化。一是在 2021、2022 年連續經歷兩次短期“有序用電”后，市場對煤電在新型電力系統中的“壓艙石”作用趨向認同，在資本市場中體現為煤電資產的估值應有所修復。二是發改委出臺 關于進一步深化燃

52、煤發電上網電價市場化改革的通知（簡稱“1439 號文”），提出燃煤發電電量原則上全部進入市場、市場交易價格浮動范圍擴大至上下不超過 20%且高耗能電價不受限、10KV 以上的工商業用戶全部進入市場。煤、電行業在 2010 年后基本進入成熟期，合計利潤總額總體平穩，但利潤分配占比周期性調整。而“1439 號文”后，煤、電行業合計利潤較過去 10 年顯著提升。未來伴隨煤價中樞下行，行業上下游利潤有望再分配。圖表圖表3232：煤電行業歷史利潤和煤電行業歷史利潤和 ROAROA 回顧回顧 來源：Wind、國金證券研究所 火電企業面臨經營和轉型的雙重壓力，PE、PB 可參考性下降。在 2021、2022

53、 年發電成本與價格倒掛的情況下，火電企業承擔保供的社會責任，致使上市火電企業虧損面-5%0%5%10%15%20%25%2000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021YoY-煤炭消費量YoY-GDP0.0%0.5%1.0%1.5%2.0%2.5%3.0%3.5%02000400060008000100001200014000160002001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 20

54、14 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022電力行業利潤總額（左軸，億元）煤炭行業利潤總額（左軸，億元）電力行業ROA（右軸）電力行業歷史ROA均值（右軸）行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 15 分別高達 65.4%、34.6%。大范圍連續虧損導致 PE 失效的情況下，傳統上周期行業傾向于使用 PB 估值法。然而 2020 年以來，電力央國企中清潔化轉型壓力較大者在主營業務大幅虧損的情況下仍維持較高的資本開支，致使資產負債表惡化。因此，面對當前的火電板塊，PE 和 PB 估值的可比性均有不足。EV/2P是常用于美國油氣公司的相對估值法。EV即企業價

55、值，2P代表證實儲量（proven reserves，90%的概率可被生產）和概略儲量（probable reserves，50%的概率可被生產）。因主營業務為油氣生產和銷售，2P 代表了油氣公司的潛在增長空間，EV/2P比值可反映出市場對油氣公司核心資產的定價水平。發電裝機為電力企業的核心資產，EV/裝機比值直觀反映市場對火電資產定價?；痣娖髽I近年來積極布局清潔化轉型，裝機結構存在較大個體差異；另有部分企業通過股權投資布局如煤炭和新能源等領域以平滑業績波動，我們從 EV 中減去火電裝機以外資產的公允價值后，除以火電權益裝機容量得出 EV/裝機比值。圖表圖表3333：以華以華電電國際為例國際為

56、例，E EV/V/裝機比值的測算裝機比值的測算 時間時間 2022/12/312022/12/31 2023/5/22023/5/26 6 總市值（億元）528.9 666.7 帶息負債（億元）1,251.5 1,243.4 永續債（億元）235.1 266.7 現金（億元）62.8 71.8 EV（億元）1,952.7 2,105.0 其他非流動金融資產（億元）3.7 3.7 可再生板塊利潤及新能源股權收益（億元）29.5 注：按 15X PE 估算公允價值 煤炭股權收益（億元）19.4 注：按 5X PE 估算公允價值 煤電權益裝機容量（萬千瓦）3693.3 氣電權益裝機容量（萬千瓦）65

57、1.7 EV/裝機比值 0.3243 0.3594 來源：Wind、華電國際 2022 年年報、國金證券研究所。注：市值數據截至 2023 年 5 月 29 日，財務數據截至最新報告期，權益數據為 2022 年年報披露值。圖表圖表3434：火電企業火電企業 E EV/V/裝機比值裝機比值 公司代碼公司代碼 公司名稱公司名稱 EV/EV/裝機比值裝機比值 600795.SH 國電電力 0.6260 600780.SH 通寶能源 0.5417 000690.SZ 寶新能源 0.5123 000966.SZ 長源電力 0.4588 601991.SH 大唐發電 0.4468 000899.SZ 贛能

58、股份 0.4358 002608.SZ 江蘇國信 0.4167 600011.SH 華能國際 0.3971 000539.SZ 粵電力 A 0.3799 000037.SZ 深南電 A 0.3797 600021.SH 上海電力 0.3688 600642.SH 申能股份 0.3595 600027.SH 華電國際 0.3594 000767.SZ 晉控電力 0.3459 600023.SH 浙能電力 0.3440 600578.SH 京能電力 0.3384 001896.SZ 豫能控股 0.3300 000600.SZ 建投能源 0.3258 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 16 公

59、司代碼公司代碼 公司名稱公司名稱 EV/EV/裝機比值裝機比值 600744.SH 華銀電力 0.3144 000543.SZ 皖能電力 0.2700 600863.SH 內蒙華電 0.2092 行業中位數 0.3688 行業平均值 0.3886 來源：Wind、各公司公告、國金證券研究所。注：市值數據截至 2023 年 5 月 29 日，財務數據截至最新報告期，權益裝機容量、分板塊利潤采用各公司 2022 年年報或業績交流公告中披露的數據，未披露分電源權益裝機容量的公司采用歷史權益裝機占控股裝機比重或火電裝機占控股裝機比重估算?；痣娰Y產的質量存在差異，除行業縱向對比外還需橫向比較公司的歷史

60、EV/裝機比值。以寶新能源為例，雖公司當前 EV/裝機比值遠高于行業平均水平，但橫向比較其自身過去 5 年的 EV/裝機比值，即便在不考慮 2018 年極端值的情況下，其當前 EV/裝機比值仍低于 2020 年水平。圖表圖表3535：寶新能源當前寶新能源當前 E EV/V/裝機比值裝機比值在在過去過去 5 5 年變化區間年變化區間內內 2018/12/312018/12/31 2019/12/312019/12/31 2020/12/312020/12/31 2021/12/312021/12/31 2022/12/312022/12/31 總市值（億元）146.4 122.9 158.8 1

61、28.8 141.4 帶息負債（億元）109.6 77.7 65.9 66.9 75.3 現金（億元）33.9 28.4 41.6 47.8 59.3 EV（億元）222 172 183 148 157 可再生股權收益（億元）0.0 0.0 0.0 0.0 0.4 金融股權收益（億元）1.3 0.6 0.6 17.0 1.4 其他非流動金融資產（億元）0.0 3.3 3.5 4.4 5.1 其他權益工具投資（億元）0.0 2.0 2.0 1.9 1.9 煤電裝機容量（萬千瓦）247 347 347 347 347 EV/裝機比值 0.8740 0.4824 0.5132 0.1751 0.41

62、10 來源：Wind、寶新能源公司公告、國金證券研究所 四、投資建議 考慮到 2022 年長協煤覆蓋率低、進口煤占比高、可再生能源裝機占比低的火電企業在市場煤價下行的行業大中業績彈性更大，我們認為這些企業在 2023 年有望享受一定的估值溢價。梳理控股裝機中火電裝機占比 90%以上的標的如下：建投能源、京能電力、浙能電力、皖能電力、寶新能源、華能國際、華電國際、豫能控股、贛能股份。結合圖表 41，推薦皖能電力、建投能源、浙能電力、粵電力 A、寶新能源，關注豫能控股、京能電力、華電國際、華能國際。圖表圖表3636：相關標的估值情況相關標的估值情況 歸母凈利潤（百萬元）EPS（元）PB-LF 22

63、A 23E 24E 25E 22A 23E 24E 25E 000539.SZ 粵電力 A-3,003.9 1,649.7 2,676.5 3,524.1-0.57 0.31 0.51 0.67 1.98 000543.SZ 皖能電力 425.1 1,013.2 1,274.3 1,498.7 0.19 0.45 0.56 0.66 1.19 000600.SZ 建投能源 103.0 442.1 658.1 804.9 0.06 0.25 0.37 0.45 1.42 000690.SZ 寶新能源 183.2 1,103.9 1,531.2 2,089.8 0.08 0.51 0.70 0.9

64、6 1.50 001896.SZ 豫能控股-2,140.5 -1.49 2.23 600011.SH 華能國際-7,387.1 9,061.7 11,379.2 14,422.2-0.61 0.58 0.73 0.92 3.36 600027.SH 華電國際 99.8 5,100.7 6,330.4 7,436.0-0.08 0.50 0.62 0.73 1.95 600023.SH 浙能電力-1,822.5 6,501.0 7,683.3 8,691.0-0.14 0.48 0.57 0.65 1.11 600578.SH 京能電力 803.2 1,301.5 1,979.5 2,238.5

65、 0.12 0.19 0.30 0.33 1.19 行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 17 來源：Wind、國金證券研究所。注：數據截至 2023 年 5 月 29 日，除寶新能源、華能國際外，其余公司數據均采用 wind 一致預期。五、風險提示 新增裝機容量不及預期。歷史上電力行業發展始終處在“電力緊張、放松核準、大建電源、供應過剩、嚴控新建、電力緊張”的循環中。再次出現電力供應過剩情況或將導致已核準火電項目面臨開工難問題。此外，特高壓建設進度、消納考核、上游發電設備價格及施工資源等因素均有可能影響火電企業綠電轉型進度。煤價下行不及預期?；痣姷陌l電特性決定了其成本結構中燃料成本占比較高

66、，市場煤價高位運行將擠壓火電盈利。下游需求不及預期。宏觀經濟偏弱復蘇、可再生能源大發擠占空間或導致火電發電量增速低于預期，機組利用小時數下滑導致度電分攤的折舊成本上升。此外，電力市場化改革后電價取決于成本和供需，用電需求不及預期還將導致電價漲幅不及預期，從而影響火電盈利。電力市場化進度不及預期?；痣姟霸鋈轀p量”及靈活性改造將導致度電折舊成本上升，需要容量補償機制保障合理收益，電力市場化進度不及預期將對火電盈利水平造成影響。另外，現貨市場機制利好火電等具備靈活性和可靠性的電源，并且交易電價上限遠超中長期交易電價漲跌幅區間，現貨市場試點推廣進度不及預期將影響火電企業售電價格，從而對盈利產生不利影響

67、。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 18 行業行業投資評級的說明：投資評級的說明：買入：預期未來 36 個月內該行業上漲幅度超過大盤在 15%以上；增持：預期未來 36 個月內該行業上漲幅度超過大盤在 5%15%；中性：預期未來 36 個月內該行業變動幅度相對大盤在-5%5%；減持：預期未來 36 個月內該行業下跌幅度超過大盤在 5%以上。行業深度研究 敬請參閱最后一頁特別聲明 19 特別聲明：特別聲明：國金證券股份有限公司經中國證券監督管理委員會批準，已具備證券投資咨詢業務資格。本報告版權歸“國金證券股份有限公司”（以下簡稱“國金證券”）所有，未經事先書面授權，任何機構和個人均不得以任

68、何方式對本報告的任何部分制作任何形式的復制、轉發、轉載、引用、修改、仿制、刊發，或以任何侵犯本公司版權的其他方式使用。經過書面授權的引用、刊發，需注明出處為“國金證券股份有限公司”，且不得對本報告進行任何有悖原意的刪節和修改。本報告的產生基于國金證券及其研究人員認為可信的公開資料或實地調研資料，但國金證券及其研究人員對這些信息的準確性和完整性不作任何保證。本報告反映撰寫研究人員的不同設想、見解及分析方法，故本報告所載觀點可能與其他類似研究報告的觀點及市場實際情況不一致，國金證券不對使用本報告所包含的材料產生的任何直接或間接損失或與此有關的其他任何損失承擔任何責任。且本報告中的資料、意見、預測均

69、反映報告初次公開發布時的判斷，在不作事先通知的情況下，可能會隨時調整，亦可因使用不同假設和標準、采用不同觀點和分析方法而與國金證券其它業務部門、單位或附屬機構在制作類似的其他材料時所給出的意見不同或者相反。本報告僅為參考之用，在任何地區均不應被視為買賣任何證券、金融工具的要約或要約邀請。本報告提及的任何證券或金融工具均可能含有重大的風險，可能不易變賣以及不適合所有投資者。本報告所提及的證券或金融工具的價格、價值及收益可能會受匯率影響而波動。過往的業績并不能代表未來的表現?？蛻魬斂紤]到國金證券存在可能影響本報告客觀性的利益沖突，而不應視本報告為作出投資決策的唯一因素。證券研究報告是用于服務具備

70、專業知識的投資者和投資顧問的專業產品，使用時必須經專業人士進行解讀。國金證券建議獲取報告人員應考慮本報告的任何意見或建議是否符合其特定狀況，以及（若有必要）咨詢獨立投資顧問。報告本身、報告中的信息或所表達意見也不構成投資、法律、會計或稅務的最終操作建議，國金證券不就報告中的內容對最終操作建議做出任何擔保，在任何時候均不構成對任何人的個人推薦。在法律允許的情況下，國金證券的關聯機構可能會持有報告中涉及的公司所發行的證券并進行交易，并可能為這些公司正在提供或爭取提供多種金融服務。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、發布該研究報告的人員。國金證券并不因收件人收到本報告而視

71、其為國金證券的客戶。本報告對于收件人而言屬高度機密，只有符合條件的收件人才能使用。根據證券期貨投資者適當性管理辦法，本報告僅供國金證券股份有限公司客戶中風險評級高于 C3 級(含 C3 級）的投資者使用；本報告所包含的觀點及建議并未考慮個別客戶的特殊狀況、目標或需要，不應被視為對特定客戶關于特定證券或金融工具的建議或策略。對于本報告中提及的任何證券或金融工具，本報告的收件人須保持自身的獨立判斷。使用國金證券研究報告進行投資，遭受任何損失，國金證券不承擔相關法律責任。若國金證券以外的任何機構或個人發送本報告，則由該機構或個人為此發送行為承擔全部責任。本報告不構成國金證券向發送本報告機構或個人的收件人提供投資建議，國金證券不為此承擔任何責任。此報告僅限于中國境內使用。國金證券版權所有，保留一切權利。上海上海 北京北京 深圳深圳 電話：021-60753903 傳真：021-61038200 郵箱： 郵編：201204 地址：上海浦東新區芳甸路 1088 號 紫竹國際大廈 7 樓 電話：010-85950438 郵箱： 郵編：100005 地址：北京市東城區建內大街 26 號 新聞大廈 8 層南側 電話：0755-83831378 傳真：0755-83830558 郵箱： 郵編：518000 地址：深圳市福田區金田路 2028 號皇崗商務中心 18 樓 1806