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1、 行業行業報告報告|行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 1 公用事業公用事業 證券證券研究報告研究報告 2024 年年 08 月月 13 日日 投資投資評級評級 行業行業評級評級 強于大市(維持評級)上次評級上次評級 強于大市 作者作者 郭麗麗郭麗麗 分析師 SAC 執業證書編號：S1110520030001 趙陽趙陽 分析師 SAC 執業證書編號：S1110524070005 資料來源：聚源數據 相關報告相關報告 1 公用事業-行業研究周報:解密南方區域電力現貨市場 2024-08-01 2 公用事業-行業專題研究:綠電、綠證、碳減排，多市場助力節能降碳 202

2、4-07-30 3 公用事業-行業深度研究:探索核電盈利奧秘 2024-07-01 行業走勢圖行業走勢圖 我國氣電行業我國氣電行業目前目前盈利性盈利性如何？如何？我國氣電發展現狀如何？我國氣電發展現狀如何？全國層面：十四五以來氣電核準速度加快。截至 2023 年年末，我國氣電裝機規模約 1.26 億千瓦，2010-2023 年年均復合增速為 12.7%?！笆濉焙汀笆奈濉逼陂g我國氣電裝機規模增長較快。2023 年全國氣電發電量占總發電量的比例提升至 3.2%，但是與全球天然氣發電量占比相比較還是有一定的差距，2023 年全球天然氣發電量占比為 23%。地區層面：我國氣電裝機集中度較高。我國

3、氣電裝機主要集中在廣東、江浙滬、京津等地區。截至 2023 年年末，我國燃氣輪機裝機規模排名前三的省份分別為廣東（39.4GW）、江蘇（21.6GW）和浙江（11.5GW）。據不完全統計，全國約有 13 個省份提出了氣電裝機“十四五”規劃，其中廣東省規劃“十四五”期間氣電新增裝機規模約 3600 萬千瓦，位居首位。據我們不完全統計，2021-2024 年 4 月，全國核準的氣電裝機量 約32.9GW，主要集中于 2022 年（2022、2023 年核準量分別為 22.7GW、4.1GW）。我們對提出“十四五”裝機規劃的部分省市在 2021-2023 年間的實際氣電裝機增量進行統計，對照各省規劃

4、增量測算實際完成度。截至2023 年年末，完成度排在前三的省市分別為天津，廣東和上海，完成度分別為 135.7%，35.4%和 25.8%。氣電機組商業模式拆解氣電機組商業模式拆解 上網電價政策：地區差異較大。長三角和珠三角地區的天然氣發電機組電價政策普遍為兩部制電價，其中廣東和浙江按照燃機機組類型進行劃分給到不同的電價；江蘇和上海是按照氣電項目用途進行電價劃分。上述地區基本都有上網電價與氣源成本的聯動機制。上海地區分別給到氣電調峰機組和熱電聯產機組每年 444.12/千瓦和 438 元/千瓦的容量電價，而廣東的氣電機組容量電價每年為 100 元/千瓦，低于上海機組能享有的容量電價水平。發電成

5、本：受到天然氣價格影響較大。根據廣州發展披露的氣電發電成本結構，2022 年和 2023 年，氣電發電成本在燃料成本占比分別達到 72.5%和75.8%。燃料在天然氣發電總成本中占據了較大的份額。2021 年開始進口LNG 價格出現顯著上行，除東部電廠之外的天然氣發電廠 2022-2023 年的度電成本相較 2020-2021 年均有較為明顯的抬升。度電盈利性分析：我們對長三角和珠三角地區典型的天然氣發電企業的度電盈利實際情況進行對比分析。較穩定的利用小時數和電價是上海區域機組盈利穩定性較強的保障；天然氣采購成本的快速上行導致 2021-2022 年粵電力和浙能長興熱電的機組度電凈利潤下滑較快

6、。上海地區較高的電價政策支持與較穩定的利用小時數是上海區域氣電機組具有較強盈利能力的主要原因。投資建議投資建議 氣電產業鏈的投資價值我們主要聚焦于以下幾個方面：設備制造：國內燃氣輪機的建設方建議關注【東方電氣】、【哈爾濱電氣】和【上海電氣】。天然氣采購：2023 年國內天然氣對外依存度在 40%以上，隨著氣電裝機規模的提升，天然氣進口氣量有望進一步提升。由于 LNG 接收站是我國接收進口 LNG 資源的重要中轉站，進口需求的提升有望直接利好持有 LNG 接收站資產的企業，建議關注【新奧股份】（與天風能源開采團隊聯合覆蓋）【九豐能源】（與天風能源開采團隊聯合覆蓋）【新天綠色能源】等。氣電廠運營：

7、上海及廣東區域的天然氣發電廠盈利穩定性較強，建議關注【深圳燃氣】（與天風能源開采團隊聯合覆蓋）【上海電力】【申能股份】等。風險風險提示提示：政策變動、各省氣電建設推進低預期、天然氣價格大幅波動、燃機核心技術發展瓶頸、宏觀經濟風險等 -18%-14%-10%-6%-2%2%6%2023-082023-122024-04公用事業滬深300 行業行業報告報告|行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 2 內容目錄內容目錄 1.我國氣電發展現狀如何？我國氣電發展現狀如何？.4 1.1.全國層面：十四五氣電核準速度加快，與氣電發達國家相比仍有差距.4 1.2.地區層面：我國氣電裝

8、機集中度較高.6 1.3.氣電機組如何分類？有何優勢？.10 2.氣電機組商業模式與經濟性分析氣電機組商業模式與經濟性分析.11 2.1.氣電上網電價政策梳理.11 2.2.氣電發電成本剖析.13 2.3.氣電度電盈利分析.14 3.投資建議投資建議.17 4.風險提示風險提示.17 圖表目錄圖表目錄 圖 1：全國氣電裝機規模（單位：萬千瓦）.4 圖 2：全國氣電當年新增裝機規模（單位：萬千瓦）.4 圖 3：2010-2023 年國內氣電發電量與氣電電量占比（單位：億千瓦時）.5 圖 4：全球部分國家和地區氣電裝機規模對比（單位：萬千瓦）.5 圖 5：全球部分國家和地區氣電發電量占比（單位：%

9、）.6 圖 6：全球部分國家氣電利用小時數對比.6 圖 7：截至 2023 年末各省市氣電裝機規模（單位：MW）.7 圖 8：2023 年末氣電裝機規模集中度（單位：%）.7 圖 9：十四五以來全國部分地區核準氣電項目數量統計（單位：個）.8 圖 10：十四五以來全國部分地區核準氣電項目規模統計（單位：萬千瓦）.8 圖 11：廣州發展氣電燃料成本結構.13 圖 12：申能股份氣電業務部分成本（單位：億元）.13 圖 13：中國 LNG 進口價格變化（單位：元/噸）.14 圖 14：部分燃氣機組度電燃料成本對比（單位：元/千瓦時）.14 圖 15：各家氣電廠利用小時數對比.15 圖 16：粵電力

10、天然氣平均采購價格（單位：元/方）.15 圖 17：浙江省天然氣采購成本變化（單位：元/方）.15 圖 18：電價對比（單位：元/千瓦時，除稅）.16 圖 19：截至 2023 年末上海市裝機結構.16 圖 20：截至 2023 年末廣東省裝機結構.16 表 1：部分省市“十四五”氣電裝機規劃（單位：萬千瓦）.7 表 2：十四五以來全國部分地區核準氣電裝機梳理.8 表 3：部分省市“十四五”裝機規劃完成度（單位：萬千瓦）.9 表 4：各等級燃機對應的溫度與出力.10 表 5：不同地區氣電機組類型.10 表 6：煤電、氣電特性對比.10 eZ9WfVbZ9W8XbZfV6McMbRsQoOtRn

11、RjMmMzReRpOsO7NnNuNwMpMrOvPsRqP 行業行業報告報告|行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 3 表 7：主要氣電裝機區域上網電價政策概覽.11 表 8：浙江氣電電價政策梳理.11 表 9：廣東氣電電價政策梳理.11 表 10：江蘇氣電電價政策梳理（2018 年 11 月）.12 表 11：江蘇省 2023 年 7-12 月天然氣發電電量電價上調標準（單位：元/千瓦時）.12 表 12：上海氣電電價政策梳理.12 表 13：天然氣發電企業簡介.14 表 14：天然氣發電企業度電凈利潤（元/千瓦時）.14 行業行業報告報告|行業深度研究行業深

12、度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 4 1.我國氣電我國氣電發展現狀發展現狀如何？如何？1.1.全國層面全國層面：十四五氣電核準速度加快：十四五氣電核準速度加快，與氣電發達國家相比仍有差距，與氣電發達國家相比仍有差距 近年來，我國天然氣發電機組裝機規模呈逐年穩定上升趨勢。截至 2023 年年末，總裝機規模約 1.26 億千瓦，2010-2023 年年均復合增速為 12.7%。圖圖 1：全國氣電裝機規模（單位：萬千瓦）全國氣電裝機規模（單位：萬千瓦）資料來源：徐東等天然氣發電與可再生能源融合發展研究綜述、wind、天風證券研究所 從年均裝機增量上看，“十二五”和“十四五”期間我國氣電

13、裝機規模增長較快?！笆濉逼陂g，國內氣電總裝機增量為 3961 萬千瓦，年均新增 792.2 萬千瓦；“十四五”前三年（2021-2023 年）氣電總裝機增量為 2686 萬千瓦，年均新增 895 萬千瓦。圖圖 2：全國氣電當年新增裝機規模（單位：萬千瓦）全國氣電當年新增裝機規模（單位：萬千瓦）資料來源：徐東等天然氣發電與可再生能源融合發展研究綜述、wind、天風證券研究所 雖然國內氣電發電量規模穩步抬升，但是占總發電量比例仍處于較低水平。2010 年國內氣電發電量 757 億千瓦時，占全國總發電量的 1.8%；隨著氣電裝機規模的不斷增長，2023 年全國氣電發電量已達到約 2972 億千瓦

14、時，占全國總發電量的比例提升至 3.2%，相較于 2010 年提升 1.4pct。但是與全球天然氣發電量占比相比較還是有一定的差距，根據中國能源報數據，2023 年全球天然氣發電量占比為 23%。行業行業報告報告|行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 5 圖圖 3：2010-2023年國內氣電發電量與氣電電量占比（單位：億千瓦時）年國內氣電發電量與氣電電量占比（單位：億千瓦時）資料來源：中電聯、wind、中國能源報微信公眾號、天風證券研究所 把視野放到全球，我們對比分析中國氣電與全球氣電發達國家之間發展水平的差距。根據bp 世界能源統計年鑒（2022 年版），202

15、1 年全球總計發電量 28466.3 太瓦時，其中天然氣發電量 6518.5 太瓦時，占比 22.9%。美國、歐洲、日本等國家和地區的天然氣發電量較高，在 2021 年全球氣電總發電量中的占比分別達到 6%、2.8%和 1.1%。裝機規模對比裝機規模對比：近年來近年來中國中國氣電氣電裝機裝機同比增速領先同比增速領先。2012 年美國氣電裝機規模已經達到 4.2 億千瓦，同期歐洲和日本的氣電裝機分別為 3.8 億千瓦和 6430 萬千瓦，而同年中國的氣電裝機規模僅為 3717 萬千瓦，僅為美國氣電裝機規模的 8.8%。近年來國內氣電裝機規?？焖僭鲩L，2018 年已經反超日本達到 8375 萬千瓦

16、，2012-2021年 CAGR 12.7%，高于美國、日本和歐洲的復合增速（分別為 1.7%、1.9%和 0.3%）。圖圖 4：全球全球部分國家和地區部分國家和地區氣電裝機規模對比氣電裝機規模對比（單位：萬千瓦）（單位：萬千瓦）資料來源：EIA、IEA、statista、wind、天風證券研究所 氣電氣電發電量發電量比例比例對比對比：中國氣電發電：中國氣電發電量量占比處于較低水平，仍有較大的發展空間。占比處于較低水平，仍有較大的發展空間。2013-2021 年，日本和美國的氣電發電量占比的均值分別為 39.1%和 31.9%，歐洲地區為19.8%。而中國天然氣發電量占比雖然有所增長，但是截至

17、 2023 年也僅有 3.2%左右的水平，相較于其他氣電發展較為成熟的國家和地區，氣電的發電量占比仍有較大的提升空間。行業行業報告報告|行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 6 圖圖 5：全球全球部分國家和地區部分國家和地區氣電氣電發電量占比（單位：發電量占比（單位：%）資料來源：wind、EIA、statista、IEA、天風證券研究所 利用小時數對比：利用小時數對比：根據裝機規模與發電量進行推算，日本和美國的氣電機組利用小時數較高，2013-2021 年的利用小時數均值分別在 5394 和 3027 小時。中國氣電機組的平均利用小時數平均為 2588 小時，略高

18、于歐洲（2018 小時），但仍然遠低于美國和日本的利用小時數水平。圖圖 6：全球全球部分國家氣電利用小時數對比部分國家氣電利用小時數對比 資料來源：wind、EIA、statista、IEA、天風證券研究所 1.2.地區層面地區層面：我國氣電裝機集中度較高：我國氣電裝機集中度較高 從存量氣電裝機看，受氣源供應、管網建設、電價承受力等因素影響，我國氣電裝機主要集中在廣東、江浙滬、京津等地區，集中度較高。截至 2023 年年末，根據燃氣輪機發電專委會對全國大部分地區的統計（未包括吉林、陜西），我國燃氣輪機發電機組總裝機約 127.9GW，其中裝機規模排名前三的省份分別為廣東（39.4GW）、江蘇（

19、21.6GW）和浙江（11.5GW）。行業行業報告報告|行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 7 圖圖 7：截至截至2023年末各省市氣電裝機規模年末各省市氣電裝機規模（單位：（單位：MW）資料來源：燃氣輪機發電專業委員會公眾號、天風證券研究所 氣電裝機規模排在前五的省市裝機總規模約占到全國的 80%。圖圖 8：2023年末年末氣電氣電裝機規模裝機規模集中度（單位：集中度（單位：%）資料來源：燃氣輪機發電專業委員會公眾號、天風證券研究所 注：統計數據暫不包括吉林、陜西 增量氣電裝機規劃增量氣電裝機規劃：據我們不完全統計，全國約有 13 個省市提出了氣電裝機“十四五”

20、規劃，其中廣東省規劃“十四五”期間氣電新增裝機規模約 3600 萬千瓦，位居首位。從實際的核準項目數量以及規模上看，四川省推進較為積極。四川省“十四五”規劃提出氣電裝機規模要新增超過 600 萬千瓦。據我們統計，21 年 11 月至 23 年 5 月，其累計核準的氣電項目數量達到 8 個，累計核準規模已經達到 955 萬千瓦，超出 600 萬千瓦規模，這或跟四川天然氣資源量和產量居全國第一，具備先天優勢有一定關聯。表表 1：部分省市“十四五”氣電裝機規劃（單位：萬千瓦）部分省市“十四五”氣電裝機規劃（單位：萬千瓦）省份省份“十四五”氣電“十四五”氣電裝機容量裝機容量規劃規劃 廣東 新增裝機容量

21、約 3600 萬千瓦 山東 2025 年末裝機達到 800 萬千瓦 浙江 新增裝機 700 萬千瓦以上，到 2025 年氣電裝機達到 1956 萬千瓦 重慶 新增氣電裝機 500 萬千瓦 四川 新增氣電裝機超過 600 萬千瓦 吉林 2025 年全省氣電裝機達到 413 萬千瓦 青海 2025 年全省氣電裝機達到 300 萬千瓦 海南 2025 年末，全省新增氣電裝機 552 萬千瓦 貴州 到 2025 年末，氣電裝機容量達 100 萬千瓦以上 福建 到 2025 年末，新增 200 萬千瓦氣電裝機 上海 2025 年末，全市氣電裝機達到 1250 萬千瓦 行業行業報告報告|行業深度研究行業深

22、度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 8 天津 2025 年末，全市氣電裝機達到 516.6 萬千瓦 廣西“十四五”期間新增 80 萬千瓦以上氣電裝機 資料來源：各省市人民政府網站、山東省電力行業協會公眾號等、天風證券研究所 圖圖 9：十四五以來全國部分地區核準氣電十四五以來全國部分地區核準氣電項目數量統計（單位：項目數量統計（單位：個）個）圖圖 10：十四五以來全國部分地區核準氣電十四五以來全國部分地區核準氣電項目規模統計（單位：萬項目規模統計（單位：萬千瓦）千瓦）資料來源：北極星火力發電網等、天風證券研究所 注：不完全統計 資料來源：北極星火力發電網等、天風證券研究所 注：不完全

23、統計 據我們不完全統計，2021-2024 年 4 月，全國核準的氣電裝機量約 32.9GW，主要集中于2022 年（2022、2023 年核準量分別為 22.7GW、4.1GW）。表表 2：十四五以來全國部分地區核準氣電裝機梳理十四五以來全國部分地區核準氣電裝機梳理 地區地區 項目項目 核準（公告）日期核準（公告）日期 裝機規模（萬千瓦）裝機規模（萬千瓦）廣東 廣東能源揭陽大南海天然氣熱電聯產項目 2021/12/15 96 廣東陽江陽西天然氣熱冷電聯產項目一期工程 2022/10/10 20 華潤電力東莞大朗天然氣發電項目 2022/8/25 94 茂名市天然氣熱電聯產保障電源項目 202

24、2/7/26 58 廣東華電鶴山燃機熱電項目 2022/6/22 23 廣州發展增城旺隆氣電替代工程項目 2022/6/2 92 華能東莞燃機二期工程 2022/2/8 94 深圳東部電廠二期工程項目 2022/1/26 140 云河發電公司天然氣熱電聯產項目 2022/1/17 92 粵電廣東粵華發電公司氣代煤發電項目 2022/1/14 60 國能惠州二期 2021/11/12 80 四川 四川能投安居燃氣發電項目 2023/8/29 140 四川能投巴中（通江）燃氣發電工程項目 2023/5/16 80 四川能投德陽（中江）燃氣發電工程項目 2022/11/2 140 川投集團瀘州氣電項

25、目 2022/10/9 140 華能彭州燃機項目 2022/9/15 80 行業行業報告報告|行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 9 四川華電內江白馬燃機示范項目 2 號機組 2022/2/14 95 川投集團資陽燃氣電站新建工程項目 2022/1/29 140 四川能投廣元燃機項目 2022/1/29 140 浙江 大唐金華天然氣發電項目 2022/10/19 147 國投吉能 2745MW 級燃氣發電項目 2021/10/9 149 國能安吉梅溪 29H 級燃機新建工程項目 2022/9/30 156 江蘇 無錫西區燃氣熱電有限公司二期擴建項目 2022/3/

26、22 45 大唐南電二期燃氣輪機創新發展示范補單項目第 2 臺機組 2022/12/30 65.5 安徽 淮河能源集團蕪湖天然氣調峰電廠項目 2024/4/22 90 海南 華能南山電廠擴建項目 2023/3/1 92 國家能源集團 2400 兆瓦級天然氣發電項目 2022/5/16 80 湖南 湘陰 2490MW 級燃機調峰發電項目 2023 年 98 湘投國際衡東燃氣發電項目 2022/9/16 98 華電長沙燃機項目 2022 年 100 吉林 華能松原燃機項目 2022/2/10 166 重慶 華能重慶兩江燃機二期項目 2021 年 148.4 重慶涪陵白濤燃機熱電聯產項目 2020/

27、5/8 49 資料來源：各省市人民政府網站、北極星火力發電網等、天風證券研究所 注：湘投國際衡東燃氣發電項目為開工時間；華能重慶兩江燃機二期項目于 2021 年取得核準批復，2024 年裝機規模變更為 274.2 萬千瓦 各省的實際完成度各省的實際完成度測算測算：我們對提出“十四五”裝機規劃的部分省市在 2021-2023 年間的實際氣電裝機增量進行統計，對照各省規劃增量測算實際完成度。截至 2023 年年末，完成度排在前三的省市分別為天津，廣東和上海，完成度分別為 135.7%，35.4%和 25.8%。表表 3：部分省市“十四五”裝機規劃完成度部分省市“十四五”裝機規劃完成度（單位：萬千瓦

28、）（單位：萬千瓦）2020 年年 2021 年年 2022 年年 2023 年年 增量增量 完成度完成度 廣東 2680 3054.6 3423.3 3955.2 1275.2 35.4%山東 10.75 12.24 16.71 78.39 67.64 8.5%浙江 1262.33 1263.22 1328.11 1345.02 82.69 11.8%重慶 97.96 95.31 94.91 145.07 47.11 9.4%四川 127.7 119.83 144.77 120.27-7.43-吉林 1.2 1.6 1.6 1.6 0.4 0.1%青海 0.5 0.75 0.8 0.8 0.3

29、 0.1%福建 391.4 392.52 392.73 393.13 1.73 0.9%行業行業報告報告|行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 10 上海 765.88 814.24 815.04 890.83 124.95 25.8%天津 381.96 564.49 561.42 564.62 182.66 135.7%資料來源：國網新能源云、wind、廣東省電力行業協會公眾號等、天風證券研究所 注：增量為 23 年末裝機相較于 20 年末的裝機差值 1.3.氣電氣電機組機組如何分類？有何優勢？如何分類？有何優勢？氣電氣電機組機組如何分類？如何分類？燃機發電分為簡

30、單循環燃氣發電和燃氣-蒸汽聯合循環發電。燃氣蒸汽聯合燃機發電是在簡單循環的基礎上，利用燃氣輪機排氣余熱在余熱鍋爐中將水加熱變成過熱蒸汽，再將蒸汽引入汽輪機膨脹做功。按照燃燒溫度可將燃機定義為 B 級、E 級、F 級、H 級。燃燒溫度不同，發電機組出力也有所不同。目前“H”級燃氣輪機是世界上初溫最高、功率最高、效率最高的燃氣輪機。表表 4：各等級燃機對應的溫度與出力各等級燃機對應的溫度與出力 等級等級 溫度溫度 出力出力 B 級 1100 攝氏度 小于等于 100 兆瓦 E 級 1100 攝氏度 介于 100 兆瓦200 兆瓦之間 F 級 1200 攝氏度 介于 200 兆瓦300 兆瓦之間 H

31、 級 1400 攝氏度 介于 300 兆瓦600 兆瓦之間 資料來源：西南電力設計院有限公司公眾號、天風證券研究所 氣電項目可分為純發電項目、天然氣調峰項目、天然氣熱電聯產項目以及天然氣熱電冷三聯供項目。我國氣電項目多為調峰和熱電聯產項目，天然氣熱電聯產是在發電的基礎上增加了供熱的功能。目前，國內氣電主要布局在長三角、珠三角和京津地區，南方以調峰機組為主，北方以熱電聯產機組為主。廣東、浙江、上海等省市調峰氣電占比約 70%80%，北京、天津由于冬季供暖需求大，全部是熱電聯產機組，江蘇工業供熱負荷較多，70%以上為熱電聯產機組。表表 5：不同地區氣電機組類型不同地區氣電機組類型 地區地區 機組類

32、型及比例機組類型及比例 江蘇 熱電聯產機組 70%以上 廣東 調峰氣電占比 70%80%浙江 上海 北京 100%為熱電聯產機組 天津 資料來源：傅觀君等天然氣發電在新型電力系統中的功能定位及發展前景研判、天風證券研究所 與煤機相比，氣電機組有何優勢？與煤機相比，氣電機組有何優勢？與煤電相比，氣電具備調節能力強、排放低、效率高、建設工期短等優勢。氣電機組啟?？?，運行靈活，單循環燃氣輪機機組調峰能力可達 100%，聯合循環機組非供熱期可達 70%。發電效率方面，單循環氣電發電效率為 35%45%，聯合循環發電由于增加了余熱鍋爐，利用了排氣余熱，機組整體發電效率可達 50%以上，最新的 H 級聯合

33、循環發電效率達 60%以上，加上供熱后整體能源效率可達 75%以上。表表 6：煤電、氣電特性對比煤電、氣電特性對比 項目項目 燃煤機組燃煤機組 聯合循環燃機聯合循環燃機 簡單循環燃機簡單循環燃機 建設周期 2-2.5 年 16-20 個月 10-12 個月 調峰范圍 目前：50%100%；改造后：一般為 35%100%38%100%20%100%；啟停調峰：0%100%能源綜合效率 40%左右 50-75%40%左右 靜止-滿載 6-8 小時 2 小時 19 分鐘 空載-滿載 1.5 小時 1 小時 6-8 分鐘 行業行業報告報告|行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申

34、明 11 爬坡速率 2%3%額定容量/分鐘 大于 5%額定容量分鐘 10%額定容量/分鐘 填谷 調頻 資料來源：傅觀君等天然氣發電在新型電力系統中的功能定位及發展前景研判、天風證券研究所 2.氣電機組氣電機組商業模式與商業模式與經濟性經濟性分析分析 2.1.氣電上網電價政策梳理氣電上網電價政策梳理 由于國內超過五成的氣電裝機集中在廣東、浙江、江蘇、上海等地，我們重點對這幾個地區的氣電上網電價政策做梳理。長三角和珠三角地區的天然氣發電機組電價政策普遍為兩部制電價，其中廣東和浙江是按照燃機機組類型進行劃分給到不同的電價；江蘇和上海是按照氣電項目用途（調峰或者熱電聯產）進行電價劃分。上述地區基本都有

35、上網電價與氣源成本的聯動機制。表表 7：主要氣電裝機區域上網電價政策概覽主要氣電裝機區域上網電價政策概覽 省份省份 兩部制電價兩部制電價 按機組類型分類按機組類型分類 按項目類型分類按項目類型分類 氣電價格聯動氣電價格聯動 廣東 江蘇 浙江 上海 資料來源：浙江省發改委、江蘇省能源行業協會、廣東省發改委、江蘇省發改委、上海市人民政府、天風證券研究所 浙江浙江：浙江省從 2015 年 6 月開始執行兩部制電價，電量電價基本每年調整一次，主要是根據天然氣價格的變化而調整。氣電價格聯動方式上，依據氣源價格，綜合考慮其他物料成本，分機組類型分淡旺季核定天然氣發電機組電量電價。在電力市場運行期間，天然氣

36、發電機組電量電價執行電力市場交易電價。表表 8：浙江氣電電價政策梳理浙江氣電電價政策梳理 電價機制電價機制 機組類型機組類型 電價情況電價情況 兩部制 9F 容量電價：302.4；電量電價：天然氣到廠價（含管輸費）4.9（電源增值稅氣源增值稅）9E 容量電價：302.4；電量電價：天然氣到廠價（含管輸費）4.5（電源增值稅氣源增值稅）6F 容量電價：571.2；電量電價：天然氣到廠價（含管輸費）4.9（電源增值稅氣源增值稅）6B 容量電價：394.8；電量電價：天然氣到廠價（含管輸費）4.5（電源增值稅氣源增值稅）單一制 分布式發電 0.65 9H 市場交易電價 資料來源：浙江省發改委、江蘇省

37、能源行業協會、天風證券研究所 注：容量電價單位為元/千瓦年（含稅）廣東廣東：2023 年 12 月，廣東省發展改革委等三部委發布關于我省煤電氣電容量電價機制有關事項的通知，明確氣電實施容量電價機制，暫定為每年每千瓦 100 元（含稅）。2024 年 6 月，廣東電力市場氣電天然氣價格傳導機制實施方案(試行)發布，政策提到要建立廣東電力市場天然氣采購綜合價計算模型，由廣東電力交易中心按月計算并發布，應用于市場化燃氣機組變動 成本補償標準調整、度電燃料成本計算。表表 9：廣東廣東氣電電價政策梳理氣電電價政策梳理 電價機制電價機制 機組類型機組類型 電價情況電價情況 兩部制 9F 型及以上機組 容量

38、電價：每年每千瓦 100 元（含稅）；電量電價：0.655 元/千瓦時 行業行業報告報告|行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 12 9E 型機組 容量電價：每年每千瓦 100 元（含稅）；電量電價：0.68 元/千瓦時 6F 型及以下機組 容量電價：每年每千瓦 100 元（含稅）；電量電價：0.69 元/千瓦時 使用澳大利亞進口合約天然氣的 LNG 電廠 上網電價統一每千瓦時降低 0.049 元（含稅）資料來源：廣東省發改委、天風證券研究所 注：進入電力市場的天然氣發電機組，其年利用小時數根據電量和裝機容量確定；電價政策為粵發改價格2021400 號版本；澳大利亞

39、進口合約天然氣的 LNG 電廠價格調整為“粵發改價格2020284 號”文件 江蘇江蘇：江蘇省物價局于 2018 年 11 月 1 日發布省物價局關于完善天然氣發電上網電價管理的通知（蘇價工2018162 號），全省天然氣發電上網電價自 11 月 1 日起執行兩部制電價，按照當時的天然氣門站價格 2.04 元/立方米核定了基準的電量電價水平。表表 10：江蘇氣電電價政策梳理江蘇氣電電價政策梳理（2018年年 11 月）月）電價機制電價機制 項目項目類型類型 電價情況電價情況 兩部制 調峰機組 容量電價：28 元/千瓦*月；電量電價：0.436 元/千瓦時 熱電聯產機組 40 萬級：容量電價：2

40、8 元/千瓦*月；電量電價：0.449 元/千瓦時 20 萬級：容量電價：32 元/千瓦*月；電量電價：0.484 元/千瓦時 10 萬級：容量電價：42 元/千瓦*月；電量電價：0.469 元/千瓦時 區域分布式機組 容量電價：42 元/千瓦*月；電量電價：0.469 元/千瓦時 單一制 樓宇式分布式機組 0.772 元/千瓦時 資料來源：江蘇省能源行業協會、天風證券研究所 此后根據天然氣發電氣電價格聯動機制，江蘇省發改委會依據天然氣采購成本的變化對機組的電量電價水平進行調整。最新一次調價為 2024 年 1 月，對 2023 年 7-12 月的電量電價進行了上調。表表 11：江蘇省江蘇省

41、2023年年 7-12月天然氣發電電量電價上調標準（單位：元月天然氣發電電量電價上調標準（單位：元/千瓦時）千瓦時）機組類型機組類型 電量電價上調標準電量電價上調標準 7-8 月 9-11 月 12 月 調峰機組 0.043 0.145 0.176 熱電聯產 40 萬級機組 0.043 0.145 0.176 熱電聯產 20 萬級機組 0.046 0.156 0.190 熱電聯產 10 萬級機組 0.045 0.152 0.185 資料來源：江蘇省發改委、天風證券研究所 上海上海：2018 年，上海市物價局發布上海市物價局關于完善本市天然氣發電上網電價機制的通知，提出氣電價格聯動機制聯動調價公

42、式，其中聯動后電量電價=現行電量電價天然氣平均調價幅度稅收調整因子/發電氣耗。2024 年 4 月，上海市發改委發布關于我市開展氣電價格聯動調整有關事項的通知，對天然氣發電機組上網電價進行新的一輪聯動調整，其中調峰機組和熱電聯產機組的容量電價每月每千瓦相較于 2018 年 4 月分別調降 7.23 元和 3.04 元。表表 12：上海上海氣電電價政策梳理氣電電價政策梳理 電價機制電價機制 項目類型項目類型 電價情況電價情況 兩部制 調峰機組 一般機組：容量電價：每月 37.01 元/千瓦；電量電價：0.5549 元/千瓦時；9E 系列機組：容量電價：每月 37.01 元/千瓦；發電利用小時 3

43、00（含）以內，電量電價每千瓦時增加 0.15 元；全年發電利用小時 300（不含）-500（含）小時以內的電量電價，在上述電價基礎上每千瓦時增加 0.1 元；全年發電利用小時 500 小時（不含）以上的部分不再加價。熱電聯產機組 容量電價：每千瓦每月 36.50 元 電量電價：全年發電利用小時 2500（含）以內：0.5791 元/千瓦時；全年發電利用小時 2500（不含）-5000（含）小時以內：0.4987 元/千瓦時 行業行業報告報告|行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 13 全年發電利用小時 5000 小時（不含）以上：0.4155 元/千瓦時 單一制

44、天然氣分布式發電機組 上網電價為 0.9230 元/千瓦時 資料來源：上海市人民政府、天風證券研究所 注：2024 年 5 月 1 日起執行版本 2.2.氣電氣電發電成本剖析發電成本剖析 氣電發電成本中，燃料成本占比較大氣電發電成本中，燃料成本占比較大 根據廣州發展披露的氣電發電成本結構，2022 年和 2023 年，其氣電發電成本中燃料成本分別為 6.48 和 9.53 億元，占天然氣發電總成本的比例分別達到 72.5%和 75.8%。根據申能股份披露的氣電業務成本，2022 年和 2023 年氣電業務的燃料成本分別為 30.32和 43.98 億元，分別是同期折舊攤銷成本的 7.2 和 9

45、.5 倍。圖圖 11：廣州發展氣電燃料成本結構廣州發展氣電燃料成本結構 圖圖 12：申能股份氣電業務部分成本（單位：億元）申能股份氣電業務部分成本（單位：億元）資料來源：廣州發展年報、天風證券研究所 資料來源：申能股份年報、天風證券研究所 氣電氣電度電燃料成本度電燃料成本存在較大的地區和機組存在較大的地區和機組差異差異 氣源來源：由于不同氣電機組的地理位置差異，氣源采購來源和度電燃料成本也有顯氣源來源：由于不同氣電機組的地理位置差異，氣源采購來源和度電燃料成本也有顯著的差異。著的差異?；涬娏Γ夯涬娏Γ汗九c廣東大鵬液化天然氣有限公司簽訂期限 25 年的天然氣銷售合同，還與廣東能源集團天然氣有限

46、公司簽訂了天然氣銷售與購買協議。深圳能源深圳能源-東部電廠（一期）：東部電廠（一期）：根據 2004 年 8 月 30 日與大鵬天然氣簽署的天然氣銷售合同（有效期至 2031 年），東部電廠（一期）項目采用的天然氣為澳大利亞進口天然氣。若有部分超出合約的天然氣采購需求可在市場上購買。申能股份：申能股份：公司并表的各天然氣發電廠向上海燃氣有限公司采購天然氣。度電燃料成本對比：度電燃料成本對比：2020-2023 年粵電力的度電燃料成本呈逐年上升的趨勢，由 2020 年的 0.251 元/千瓦時提升至 2023 年的 0.529 元/千瓦時；深圳能源東部電廠的度電燃料成本相對較平穩，但2023 年

47、也升至 0.252 元/千瓦時，為 2020 年以來最高水平；申能股份機組位于上海，度電燃料成本顯著高于珠三角地區的粵電力和東部電廠。東部電廠的度電燃料成本波動明顯小于粵電力和申能股份。此外，天然氣發電成本與進口天然氣價格間也存在一定關聯，2021 年開始進口 LNG 價格出現顯著上行，除東部電廠之外的天然氣發電廠 2022-2023 年的度電成本相較 2020-2021 年均有較為明顯的抬升。行業行業報告報告|行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 14 圖圖 13：中國中國LNG 進口價格變化（單位：元進口價格變化（單位：元/噸）噸）圖圖 14：部分燃氣機組度電燃

48、料成本對比（單位：元部分燃氣機組度電燃料成本對比（單位：元/千瓦時）千瓦時）資料來源：wind、天風證券研究所 資料來源：粵電力公告、鵬華深圳能源清潔能源封閉式基礎設施證券投資基金更新的招募說明書、申能股份公告、天風證券研究所 2.3.氣電度電盈利分析氣電度電盈利分析 我們對長三角和珠三角地區典型的天然氣發電企業的度電盈利實際情況進行對比分析。長三角地區主要包括上海電力和申能股份的部分天然氣發電機組；珠三角地區主要包括粵電力、深圳能源東部電廠和福能股份部氣電發電機組。表表 13：天然氣發電企業簡介天然氣發電企業簡介 地區地區 控股上市公司控股上市公司/項目項目 裝機容量裝機容量 上海電力上海電

49、力 上海 上海漕涇熱電有限責任公司 780MW 浙江 浙江浙能長興天然氣熱電有限公司 870MW 申能股份申能股份 上海 上海申能臨港燃機發電有限公司 1652MW 粵電力粵電力 廣東 廣前電力 1170MW 廣東 惠州天然氣發電 2550MW 深圳能源深圳能源 廣東 東部電廠 1170MW 福能股份福能股份 福建 晉江氣電 1528MW 資料來源：北極星火力發電網、浙能長燃運行公眾號、申能股份公告、廣東電力發展股份有限公司官網、福能集團公眾號、鵬華深圳能源清潔能源封閉式基礎設施證券投資基金更新的招募說明書、天風證券研究所 各家天然氣發電廠在 2019-2023 年的度電凈利潤情況見下表：表表

50、 14：天然氣發電企業度電凈利潤（元天然氣發電企業度電凈利潤（元/千瓦時）千瓦時）地區地區 公司公司 2019 2020 2021 2022 2023 上海電力上海電力 上海 上海漕涇熱電有限責任公司 0.078 0.094 0.097 0.129 0.128 浙江 浙江浙能長興天然氣熱電有限公司 0.075 0.099 0.037 0.014-申能股份申能股份 上海 上海申能臨港燃機發電有限公司 0.079 0.066 0.054 0.060 0.064 粵電力粵電力 廣東 廣前電力 0.065 0.085-0.125-廣東 惠州天然氣發電 0.040 0.094 0.011 0.033-行

51、業行業報告報告|行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 15 福能股份福能股份 福建 晉江氣電 0.004-0.056 0.159 0.048 0.039 資料來源：各家上市公司公告、天風證券研究所 影響收入的主要因素為上網電價和利用小時數，影響成本的主要因素是天然氣采購成本。我們從橫向和縱向兩個維度，分別分析上述因素如何影響單一公司歷史盈利水平以及同一時間點不同公司機組盈利差異。1.單一公司歷史盈利變化：單一公司歷史盈利變化：為何上海漕涇熱電和上海申能臨港燃機發電公司盈利穩定性較高？上海漕涇熱電機組 2019-2023 年利用小時數分別為 5838、4469、468

52、0、4012 和 3845 小時，年均利用小時數達到 4569 小時；申能臨港利用小時數近年來穩中有升，2019-2023年利用小時數分別為 1705、1797、1727、1645 和 2343 小時，年均利用小時數達到 1843小時。另外，漕涇熱電和申能臨港機組的上網電價均穩中有升。較穩定的利用小時數和電價是上海區域機組盈利穩定性較強的保障。圖圖 15：各家氣電廠各家氣電廠利用小時數對比利用小時數對比 資料來源：上海電力公告、申能股份公告、粵電力公告、福能股份公告、天風證券研究所 為何 2021-2022 年粵電力和浙能長興熱電的機組度電凈利潤下滑較快？粵電力：由于地緣政治沖突、航道堵塞以及

53、極端天氣等因素的影響，天然氣價格處于較高的區間，同時由于公司市場氣采購比例有所擴大，導致天然氣采購氣均價呈上漲趨勢，由 2020 年的不足 1.27 元/方上漲至 2023 年末的 2.32 元/方，漲幅達到 82.7%。浙能長興熱電：根據浙江省發改委，2021 年采暖季開始（2021 年 11 月 1 日-2022 年 3月 31 日），浙江浙能天然氣管網有限公司向天然氣發電企業銷售天然氣的門站價格從每立方米 2.38 元調整為 4.11 元，漲幅高達 72.7%。隨后一年時間內，氣源成本均保持在 3.9元/方以上的高價，大大提高了浙江省內天然氣發電企業的發電成本。圖圖 16：粵電力天然氣平

54、均采購價格（單位：元粵電力天然氣平均采購價格（單位：元/方）方）圖圖 17：浙江省天然氣采購成本變化（單位：元浙江省天然氣采購成本變化（單位：元/方）方）行業行業報告報告|行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 16 資料來源：wind、天風證券研究所 資料來源：浙江省發改委官網、天風證券研究所 為何 2020-2021 年福能股份晉江氣電度電凈利潤出現較大波動？根據福能股份年報，2021 年公司燃氣發電機組替代電量收益同比增加。2.同一時間點，不同區域氣電機組盈利性差異比較：同一時間點，不同區域氣電機組盈利性差異比較：為何為何上海區域機組盈利能力普遍高于上海區域機組

55、盈利能力普遍高于浙江和廣東區域機組浙江和廣東區域機組？從實際拿到的綜合上網電價上看（我們通過營業收入和上網電量倒推的方法對氣電機組的上網電價進行預估），上海漕涇熱電 2019-2023 年平均上網電價為 1 元/千瓦時，申能臨港機組 2020-2023 年平均上網電價為 0.69 元/千瓦時，同期位于廣東的廣前電力和惠州天然氣發電機組的平均上網電價為 0.46 元/千瓦時和 0.51 元/千瓦時。與其他地區比，較高且穩定的氣電電價給予上海區域氣電機組更強的盈利性。圖圖 18：電價對比（單位：元電價對比（單位：元/千瓦時，除稅）千瓦時，除稅）資料來源：上海電力公告、申能股份公告、粵電力公告、天風

56、證券研究所 注：上網電價為營業收入和上網電量倒推計算結果，與實際情況或有一定出入 從裝機結構上看，雖然廣東的氣電裝機規模大于上海（截至 2023 年末，廣東和上海的氣電裝機規模分別為 3955 萬千瓦和 891 萬千瓦），但是氣電在上海的裝機結構中占有更大的比重，對氣電的依賴度高于廣東；從氣電電價政策上看，上海地區分別給到氣電調峰機組和熱電聯產機組每年 444.12/千瓦和 438 元/千瓦的容量電價，而廣東的氣電機組容量電價每年為 100 元/千瓦，低于上海機組能享有的容量電價水平。圖圖 19：截至截至2023年末上海市裝機結構年末上海市裝機結構 圖圖 20：截至截至2023年末廣東省裝機結

57、構年末廣東省裝機結構 資料來源：國網新能源云、天風證券研究所 資料來源：廣東省電力行業協會公眾號、天風證券研究所 前文提到，行業層面看，我國氣電利用小時數與美國、日本等氣電發達國家相比較低；單個電廠層面比較，不同的氣電廠利用小時數的波動和差異也較大。下面我們通過梳理 行業行業報告報告|行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 17 浙江浙能長興天然氣發電廠 2020 年 9 月的實際運營數據，分析影響氣電廠利用小時數和氣耗的原因。氣電機組的常態負荷率并不高，2020 年 9 月 2-4 日，浙江浙能長興機組的常態負荷率分別在 57.65%、57.19%和 56.56%。

58、此外，機組日均實際負荷率與常態運行時間有關，當常態運行時間越長的時候，日均負荷率與常態負荷率越接近。氣耗是影響氣電機組發電效率和成本的一大重要因素，會受到包括機組負荷、健康程度、啟動及停機耗時、機組啟動前狀態、啟動次數、機組停啟間隔時間等多種因素的影響，其中常態運行時間越長，氣耗率越低。故天然氣調峰機組的氣耗率會較大程度受到啟停機次數的影響。3.投資建議投資建議 本文我們對我國氣電的發展現狀，“十四五”各省的氣電規劃進行梳理，同時對氣電機組在國內不同地區的盈利狀況進行分析。氣電的上網電價政策、利用小時數以及天然氣采購成本等因素都會對氣電整體的盈利能力造成影響。氣電產業鏈的投資價值我們主要聚焦于

59、以下幾個方面：設備制造：國內燃氣輪機的建設方建議關注【東方電氣】【東方電氣】、【哈爾濱電氣】【哈爾濱電氣】和【上海電【上海電氣】氣】。天然氣采購：2023 年國內天然氣對外依存度在 40%以上，隨著氣電裝機規模的提升，天然氣進口氣量有望進一步提升。由于 LNG 接收站是我國接收進口 LNG 資源的重要中轉站，進口需求的提升有望直接利好持有 LNG 接收站資產的企業，建議關注【新奧股份】【新奧股份】（與天風能源開采團隊聯合覆蓋）【九豐能源】【九豐能源】（與天風能源開采團隊聯合覆蓋）【新天綠【新天綠色能源】色能源】等。氣電運營：上海及廣東區域的天然氣發電廠盈利穩定性較強，建議關注【深圳燃氣】【深圳

60、燃氣】（與天風能源開采團隊聯合覆蓋）【上海電力】【申能股份】【上海電力】【申能股份】等。4.風險提示風險提示 政策變動風險：政策變動風險：在新型電力系統建設過程中，若各省對于氣電的上網電價等相關政策支持力度不及預期，上網電價不能及時與采購成本聯動，則會對氣電機組盈利的穩定性產生負面影響。各省氣電建設推進各省氣電建設推進低預期：低預期：各省對于氣電機組項目的審批和建設推進存在一定的不確定性，若審批和建設進度低于市場預期、電力投資減弱，則不利于整個天然氣發電行業的發展。天然氣價格大幅波動：天然氣價格大幅波動：若天然氣價格因為國內外各種因素發生大幅波動，將極大影響天然氣機組發電的成本和盈利性。燃機核

61、心技術發展瓶頸燃機核心技術發展瓶頸：目前我國燃氣輪機工程應用和國產化制造已經達到較高水平，逐步具備燃氣輪機本地制造、工程建設和冷端部件的維護能力，但是高溫部件的制造及維修、控制系統等核心技術仍然受制于人。宏觀經濟風險：宏觀經濟風險：用電量是經濟運行的重要指標，若宏觀經濟出現風險，全國用電量增速將受到影響，或將對氣電行業利用小時數產生負面影響。行業行業報告報告|行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明 18 分析師聲明分析師聲明 本報告署名分析師在此聲明：我們具有中國證券業協會授予的證券投資咨詢執業資格或相當的專業勝任能力，本報告所表述的所有觀點均準確地反映了我們對標的證

62、券和發行人的個人看法。我們所得報酬的任何部分不曾與，不與，也將不會與本報告中的具體投資建議或觀點有直接或間接聯系。一般聲明一般聲明 除非另有規定，本報告中的所有材料版權均屬天風證券股份有限公司（已獲中國證監會許可的證券投資咨詢業務資格）及其附屬機構（以下統稱“天風證券”）。未經天風證券事先書面授權，不得以任何方式修改、發送或者復制本報告及其所包含的材料、內容。所有本報告中使用的商標、服務標識及標記均為天風證券的商標、服務標識及標記。本報告是機密的，僅供我們的客戶使用，天風證券不因收件人收到本報告而視其為天風證券的客戶。本報告中的信息均來源于我們認為可靠的已公開資料，但天風證券對這些信息的準確性

63、及完整性不作任何保證。本報告中的信息、意見等均僅供客戶參考，不構成所述證券買賣的出價或征價邀請或要約。該等信息、意見并未考慮到獲取本報告人員的具體投資目的、財務狀況以及特定需求，在任何時候均不構成對任何人的個人推薦?？蛻魬攲Ρ緢蟾嬷械男畔⒑鸵庖娺M行獨立評估，并應同時考量各自的投資目的、財務狀況和特定需求，必要時就法律、商業、財務、稅收等方面咨詢專家的意見。對依據或者使用本報告所造成的一切后果，天風證券及/或其關聯人員均不承擔任何法律責任。本報告所載的意見、評估及預測僅為本報告出具日的觀點和判斷。該等意見、評估及預測無需通知即可隨時更改。過往的表現亦不應作為日后表現的預示和擔保。在不同時期，天

64、風證券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。天風證券的銷售人員、交易人員以及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。天風證券沒有將此意見及建議向報告所有接收者進行更新的義務。天風證券的資產管理部門、自營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。特別聲明特別聲明 在法律許可的情況下，天風證券可能會持有本報告中提及公司所發行的證券并進行交易，也可能為這些公司提供或爭取提供投資銀行、財務顧問和金融產品等各種金融服務。因此，投資者應當考慮到天風證券及/或其相關人員可能存

65、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一參考依據。投資評級聲明投資評級聲明 類別類別 說明說明 評級評級 體系體系 股票投資評級 自報告日后的 6 個月內，相對同期滬 深 300 指數的漲跌幅 行業投資評級 自報告日后的 6 個月內，相對同期滬 深 300 指數的漲跌幅 買入 預期股價相對收益 20%以上 增持 預期股價相對收益 10%-20%持有 預期股價相對收益-10%-10%賣出 預期股價相對收益-10%以下 強于大市 預期行業指數漲幅 5%以上 中性 預期行業指數漲幅-5%-5%弱于大市 預期行業指數漲幅-5%以下 天風天風證券研究證券研究 北京北京 ?？诤？?上海上海 深圳深圳 北京市西城區德勝國際中心B 座 11 層 郵編：100088 郵箱： 海南省?？谑忻捞m區國興大道 3 號互聯網金融大廈 A 棟 23 層 2301 房 郵編：570102 電話：(0898)-65365390 郵箱： 上海市虹口區北外灘國際 客運中心 6 號樓 4 層 郵編：200086 電話：(8621)-65055515 傳真：(8621)-61069806 郵箱： 深圳市福田區益田路 5033 號 平安金融中心 71 樓 郵編：518000 電話：(86755)-23915663 傳真：(86755)-82571995 郵箱：