公用環保行業：綠電估值修復把握裝機 電價預期差-220723（24頁）.pdf

《公用環保行業：綠電估值修復把握裝機 電價預期差-220723（24頁）.pdf》由會員分享，可在線閱讀，更多相關《公用環保行業：綠電估值修復把握裝機 電價預期差-220723（24頁）.pdf（24頁珍藏版）》請在三個皮匠報告上搜索。

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 綠電估值修復，把握裝機綠電估值修復，把握裝機/電價預期差電價預期差 華泰研究華泰研究 公用事業公用事業 增持增持 (維持維持)發電發電 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 +(86)21 28

2、97 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 三峽能源 600905 CH 8.12 買入 龍源電力 001289 CH 28.50 買入 華電國際 600027 CH 5.91 買入 國電電力 600795 CH 4.65 買入 福能股份 600483 CH 20.96 買入 中閩能源 600163 CH 9.80 買入 資料來源：華泰研究預測 2022 年 7 月 2

3、3 日中國內地 深度研究深度研究 估值回調后，綠電運營布局機會顯現估值回調后，綠電運營布局機會顯現 2022 年初以來綠電運營商估值回調明顯，主因市場擔憂盈利能力下滑、標的稀缺性弱化以及綠電欠補未落地。兩大潛在預期差有望推動板塊估值修復：1）裝機預期差：2022-25 年風光新增裝機中樞提升至 65/96GW，“以大代小”額外增量可觀；保收益和增規模權衡下，集中式光伏等待組件價格向下拐點，工商業光伏成為主力；2）電價預期差：市場電折價幅度收窄和綠電交易溢價將更直接地體現在利潤層面。中長期業績彈性與持續性檢驗競爭力，建議把握估值回調后的布局機會，推薦綠電運營龍頭三峽能源/龍源電力、火電轉型先鋒華

4、電國際/國電電力、優質區域資源福能股份/中閩能源。裝機進展：裝機進展：新增裝機中樞抬升新增裝機中樞抬升，風電確定性高于光伏風電確定性高于光伏 我們測算 2022-2025 年國內風電/光伏年均新增裝機抬升至 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%）。風機價格下行推升新項目收益率，但資源儲備是主要制約因素；“以大代小”有望帶動風電裝機的超預期，頭部運營商更加受益。中上游成本上漲，部分光伏運營商 2021 年新增裝機不及預期。而 2022 年光伏運營

5、商再次面臨保收益和增規模的平衡，若組件價格向下拐點如期出現在 Q3，則全年光伏新增規模仍可期待。工商業光伏對組件價格接受度更高，有望成為光伏裝機增長主力。電價變化：電價變化：全面平價時代，市場化與綠電交易帶來新彈性全面平價時代，市場化與綠電交易帶來新彈性 2022 年風光發電全面進入平價時代，參與市場化交易和綠電交易帶來的溢價更直接地體現在運營商利潤層面，對利潤增厚效應逐年遞增，預計 24 年每溢價 5%可增厚 1.71.9%。2021 年風光市場電比例同比上升，但部分公司平均上網電價并未因此大幅下降，表明市場電折價幅度收窄。隨著電網消納能力的提升以及儲能配置增加，客觀因素導致的限電現象有望減

6、少，從而降低折價比例的較大的市場化交易電量。2022 年以來綠電交易月度規模大幅增加，平價風光發電項目成為交易供給主體。全行業視角下綠電交易收入/利潤增幅有限，但龍頭運營商受益的業績彈性將高于行業整體水平。估值修復：估值修復：裝機增長決定，業績彈性區分裝機增長決定，業績彈性區分 2022 年以來 A/H 股綠電運營商估值明顯回落，主要有三點原因：1）市場對于盈利能力下滑的擔憂；2）A 股市場標的稀缺性進一步弱化；3）應收綠電補貼仍未完全解決。裝機增長決定，從成長性來看，當前主要風光運營商隱含 2022-2025 年裝機 CAGR 達到 33%，成長性遠高于 2003-05 年火電的裝機增速（1

7、3%），應當享受更高的估值溢價，把握上游價格拐點前的配置機會。綠電運營商的競爭力最終體現在中長期業績彈性與持續性，三類綠電運營商有望體現，包括 1）裝機規?？焖僭鲩L的龍頭企業、2）傳統能源轉型標的、3）占據優質資源的區域型公司。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；電價下調風險；可再生能源補貼回款速度不及預期。(23)(8)72136Jul-21Nov-21Mar-22Jul-22(%)公用事業發電滬深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 區別于市場的觀點區別于市場的觀點.3 裝機進展：新增裝

8、機中樞抬升，風電確定性高于光伏裝機進展：新增裝機中樞抬升，風電確定性高于光伏.4 風光發電新增裝機中樞抬升.4 風電受益于上游大幅降價，新增裝機預期較為穩定.5 光伏受制于上游大幅漲價，新增裝機不確定性上升.6 電價變化：全面平價時代，市場化與綠電交易帶來新彈性電價變化：全面平價時代，市場化與綠電交易帶來新彈性.9 風光全面平價時代開啟.9 風光電參與市場化比例上升，但折價幅度收窄.10 綠電交易有望量價齊升，兩類運營商獲高彈性.11 估值修復：裝機增長決定，業績彈性區分估值修復：裝機增長決定，業績彈性區分.14 2022 年以來 A/H 股綠電運營商估值中樞回落.14 裝機增長決定，把握上游

9、價格拐點前的配置機會.15 業績彈性區分，優選具備核心競爭力的頭部運營商.16 重點推薦標的重點推薦標的.18 三峽能源（600905 CH，買入，目標價：8.12 元）.18 龍源電力（001289 CH，買入，目標價：28.50 元）.18 華電國際（600027 CH，買入，目標價：5.91 元）.18 國電電力（600795 CH，買入，目標價：4.65 元）.18 福能股份（600483 CH，買入，目標價：20.96 元）.19 中閩能源（600163 CH，買入，目標價：9.80 元）.19 風險提示.20 附錄：報告涉及的公司與股票代碼附錄：報告涉及的公司與股票代碼.21 1V

10、FZUXBUCUSZBV5Z8O8QaQsQoOsQsQlOnNpQeRoMnQ9PrRxONZoMpNNZnRsM 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 區別于市場的觀點區別于市場的觀點 綠電運營綠電運營成長性被低估成長性被低估。市場部分觀點認為風光發電進入平價階段后，項目收益率較原補貼項目大幅收窄，運營商主動擴大規模的積極性有所減弱。從電量供需結構變化和各省“十四五”規劃兩個角度梳理，2022-25 年國內風光發電新增裝機均超過 600GW，相當于 2021年末存量裝機的一倍左右，行業整體增速可觀（CAGR=19%）。龍頭運營商在風光大基地（首批

11、 97GW 已開工，以頭部央企為主）、風電“以大代小”（22-24 年額外增量 2759GW、取決于存量裝機規模）以及分布式光伏領域（我們預計 22-25 年新增 176GW）均有較大的領先優勢，裝機增速（CAGR 33%）有望高于行業整體水平。風光平價項目業績彈性有望超預期風光平價項目業績彈性有望超預期。市場部分觀點認為風光平價項目進入運營期后，電價難以大漲大落，因此項目本身業績彈性有限。隨著電力改革深入，風光電參與市場化交易比例在提升（2021年市場電比例同比：三峽能源+1.5pp/龍源電力+1.8pp/節能風電+12pp）。而得益于電價漲跌幅放開，風光市場電折價幅度也大幅收窄（龍源電力與

12、節能風電 2021 年平均上網電價同比上升）。在電網消納能力提高和儲能配置增加以后，因限電等客觀原因導致的低價風光電也將減少，進一步抬升交易價格。2022 年 4 月以來綠電交易規模環比大幅上升，中長期來看碳考核必然收緊，綠電交易的環境價值將充分體現，進一步增強風光平價項目的業績彈性。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 裝機進展：新增裝機中樞抬升，風電確定性高于光伏裝機進展：新增裝機中樞抬升，風電確定性高于光伏 風光發電風光發電新增裝機中樞抬升新增裝機中樞抬升 預計預計 2022-2025 年風電、光伏年均中樞分別抬升至年風電、光伏年均中樞分別抬升

13、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 年全社會用電和發電量 CAGR 均為 6%（略高于 Wind 一致預期 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

14、圖表1：2022-2025 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 2021 2022E 2023E 2024E 2025E 22-25/%2025/%22-25/pct 火電 1,297 1,351 1,395 1,439 1,473 3.2 45.1-9.4 水電 391 408 421 432 442 3.1 13.5-2.9 核電 53 60 62 66 68 6.4 2.1-0.2 風電 328 378 440 511 589 15.7 18.1 4.2 光伏 307 382 472 577 692

15、 22.6 21.2 8.3 合計合計 2,377 2,578 2,790 3,025 3,264 8.3 發電量發電量/TWh 火電 5,646 5,696 5,958 6,183 6,334 2.9 60.7-6.7 水電 1,340 1,450 1,481 1,526 1,603 4.6 15.4-0.6 核電 408 433 469 496 519 6.3 5.0 0.1 風電 656 746 892 1,037 1,199 16.3 11.5 3.7 光伏 327 425 519 638 772 23.9 7.4 3.5 合計合計 8,377 8,751 9,318 9,880 10

16、,427 5.6 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2：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（202

17、2-2025 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 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。5 公用環保公用環保 風電受益于上游大幅降價，新增裝機預期較為穩定風電受益于上游大幅降價，新增裝機預期較為穩定 主流風電運營商裝機規模集中度下降，央企領先優勢明顯。主流風電運營商裝機規模集中度下降，央

18、企領先優勢明顯。2020 年搶裝效應下，全國風電裝機同比大幅增加；2021 年風電新增裝機同比回落，但依然處于較高水平。從 2016-2021年裝機變化趨勢來看，國內風電運營市場 CR3 由 23.4%降至 18.6%，CR5 由 31.6%降至27.3%。2021 年末國內風電裝機前 10 位中，除金風科技以外，均為央企運營商。風電項目開發周期長、投資金額大、運維要求高，央企運營商在風電領域具備更強的競爭優勢。圖表圖表3：國內風電運營商裝機容量國內風電運營商裝機容量 公司公司 裝機容量裝機容量/GW CAGR/%2016 2017 2018 2019 2020 2021 2025E 18-2

19、1 22-25E 龍源電力 17.37 18.40 18.92 20.03 22.30 23.67 35.75 6.50 10.86 華電福新 6.81 7.16 7.99 13.78 18.29 20.87-30.64-中廣核風電 9.00 10.08 11.47 12.89 14.56 16.68-13.42-大唐新能源 8.35 8.65 8.84 9.53 11.17 12.00-8.53-華潤電力 5.23 5.63 6.82 8.69 10.40 14.34 25.46 26.34 15.43 三峽能源 4.86 5.26 6.12 8.88 14.27 27.57 30.92 1

20、7.90 華能國際 2.40 4.58 5.14 5.90 8.13 10.54 28.00 23.18 27.66 中國電建 3.59 4.02 4.38 4.98 5.23 6.28-11.85-金風科技 4.15 4.71 4.71 5.25 5.49 5.62-4.48-節能風電 2.31 2.67 2.91 3.11 4.01 4.29 10.00 12.60 23.53 中國電力 0.35 0.62 1.46 1.79 2.17 4.14 32.17 60.78 66.93 京能清潔能源 2.26 2.35 2.35 2.40 2.80 4.11 7.68 15.02 16.92

21、中廣核新能源 1.02 1.02 1.31 1.88 2.96 3.85-39.34-廣宇發展 2.09 2.69 3.19-吉電股份 1.18 1.23 1.70 1.70 2.52 2.85 7.10 23.49 25.63 中國核電 0.26 1.76 2.64 9.24-36.82 國投電力 0.68 0.99 1.10 1.43 2.14 2.23 5.04 22.64 22.57 CR3 23.43 22.68 21.29 22.33 19.59 18.64 16.28 CR5 31.55 30.50 29.32 31.04 27.25 27.34 25.29 CR10 41.48

22、 43.23 41.47 43.17 38.53 39.14 37.67 注：2025E 列”-“表示十四五目標未知或未作預測 資料來源：上述公司年報、國家能源局、華泰研究預測 風機價格下行推升新風機價格下行推升新項目收益率，但資源儲備是主要制約因素項目收益率，但資源儲備是主要制約因素。在風機價格大幅走低的背景下，新投產的風電項目全投資收益率有望持續向好，部分項目因發電效率提升，實際收益率或超過原補貼項目。對于陸上風電而言，資源稀缺性是最大的制約因素，看好在陸上風電傳統的頭部運營商，存量風電項目規模大，儲備項目充足。對于海上風電而言，2022年為平價首年、當年新投產項目不多，但各省陸續啟動“十

23、四五”海上風電招標，從已公開的招標結果來看，海上風電格局趨于分散。圖表圖表4：2021-22 年年 6 月陸上風機中標均價（元月陸上風機中標均價（元/KW）變化）變化 圖表圖表5：2022 年年 1-6 月海上風電招標統計月海上風電招標統計 資料來源：北極星發電網、華泰研究 資料來源：風電之音、華泰研究 05001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,000024681012141620210120210220210320210420210520210620210720210820210920211020211120211220220120220220220320220

24、4202205202206(元/KW)(GW)陸風開標量中標均價（部分項目含塔筒，右）中標均價（不含塔筒，右）國家能源集團27%中廣核19%山東能源16%華能集團16%國家電投9%大唐集團6%浙江能源5%三峽集團2%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 “以大代小”有望帶動風電裝機的超預期，頭部運營商更加受益“以大代小”有望帶動風電裝機的超預期，頭部運營商更加受益。2021 年 12 月國家能源局組織編制風電場改造升級和退役管理辦法征求意見稿，鼓勵并網運行 15 年以上的風電場開展改造升級和退役，且不影響應享受的補貼額度。征求意見稿將風電場改造升級分

25、為增容改造和等容改造。早期風電場單機容量均在 1.5MW 以下，目前陸上風機單機容量主流為 4MW、改造后增幅超 1.7 倍，先進機型容量達到 7MW、增幅超 3.7 倍。7-8 米/秒風速下，早期風電場平均利用小時數普遍在 2,000 小時/年左右，而目前主流陸上風機在 7 米/秒的風資源下即可實現 3,500 小時以上，小時數提升約為 75%。假設 22 年開始啟動增容改造，我們預計 22-24 年可帶來額外的風電容量不低于 6.7/8.2/12.0GW（4MW 場景）或14.8/18.0/26.4GW（7MW 場景），風電全行業額外電量增幅（較 2020 年）不低于 6%/8%/11%（

26、4MW 場景）或 12%/15%/22%（7MW 場景）。圖表圖表6：國內風電“以大國內風電“以大代小”影響測算代小”影響測算 單位單位 2022E 2023E 2024E 2025E 待改造容量待改造容量 萬千瓦萬千瓦 403 491 719 1,345 額外容量-4MW 場景 萬千瓦 672 818 1,198 2,242 額外容量-7MW 場景 萬千瓦 1,478 1,800 2,636 4,932 原原發電量發電量 吉瓦時吉瓦時 8,060 9,820 14,380 26,900 額外電量-4MW 吉瓦時 29,553 36,007 52,727 98,633 額外電量-7MW 吉瓦時

27、 57,763 70,377 103,057 192,783 電量增幅-4MW 6%8%11%21%電量增幅-7MW 12%15%22%41%注：1）2022 年待改造容量對應 2007 年全部風電并網容量，2023-2025 年對應 2008-2010 年新增的風電并網容量；2）原發電量指改造前裝機按照 2000 小時計算得到的發電量；3）電量增幅以 2020 年風電行業發電量（4,665 億千瓦時）為基數計算 資料來源：國家能源局、華泰研究預測 光伏受制于上游大幅漲價，新增裝機不確定性上升光伏受制于上游大幅漲價，新增裝機不確定性上升 央國企入局，光伏運營商集中度有望上升央國企入局，光伏運營

28、商集中度有望上升。從 2016-2020 年裝機變化趨勢來看，國內光伏發電運營市場集中度 CR3 由 10.7%降至 6.8%，CR5 由 13.9%降至 10.3%，主要原因是由于可再生能源補貼回收期大幅延長，十三五末期民企光伏運營商陸續放慢擴張節奏（以協鑫新能源、晶科科技為代表），電站資產陸續由民企向央企/國企轉讓，行業進入格局重塑階段。隨著民企陸續退出，大型電力央企有望成為“十四五”光伏發電擴張主力，將推動光伏發電運營重新趨于集中，2021 年 CR3/CR5/CR10 同比均有所上升。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。7 公用環保公用環保 圖表圖表7：光伏發電

29、運營商裝機容量光伏發電運營商裝機容量 裝機容量裝機容量/GW CAGR/%公司公司 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2025E 18-21 22-25E 三峽能源-2.52 3.30 4.32 6.51 8.41 21.41 35.11 26.31 正泰電器 1.46 2.18 2.22 3.49 5.49 8.19-39.31-華電福新 0.94 1.12 1.16 3.12 3.81 6.51-55.23-中國核電 0.76 3.49 6.24 20.84-35.19 太陽能 3.20 4.00 4.40 4.97 5.04 6.09-11.08-中廣核風電-3

30、.28 4.99 5.77-中國電力 0.36 0.85 1.84 2.72 4.01 5.22 34.01 57.39 59.74 吉電股份 0.50 1.18 1.37 1.70 3.31 4.30 10.90 38.28 26.18 晶科科技 1.46 2.08 3.09 2.95 3.08 2.85 5.45 8.29 17.58 華能國際 0.10 0.63 0.96 1.38 2.51 3.31 27.00 51.53 68.99 京能清潔能源 0.64 0.80 1.17 2.07 2.91 3.21 12.41 41.65 40.20 信義能源 0.95 0.95 0.95 1

31、.49 1.83 2.49-27.16-林洋能源 0.88 1.30 1.45 1.48 1.60 1.60-5.22-中國電建 0.59 0.89 0.94 1.20 1.29 1.45-13.10-國投電力 0.13 0.16 0.48 0.72 1.03 1.34 9.97 70.72 65.09 京運通 0.65 1.05 1.24 1.24 1.25 1.24-4.31-中廣核新能源 0.20 0.21 0.40 0.87 1.09 1.14-52.66-龍源電力 0.19 0.19 0.19 0.19 0.44 1.10 18.64 55.03 103.09 大唐新能源 0.17

32、0.17 0.17 0.22 1.05 1.08-57.57-協鑫新能源 3.51 5.99 7.31 7.15 4.83 1.00-36.14-華潤電力 0.13 0.28 0.45 0.45 0.56 0.82 28.74 31.57 143.02 CR3 10.56 9.63 8.60 8.04 6.72 7.54 12.97 CR5 13.67 12.90 11.65 11.36 10.60 11.56 19.08 CR10 18.91 17.85 16.22 17.78 17.58 18.68 29.47 注：2025E 列”-“表示十四五目標未知或未作預測 資料來源：上述公司年報、

33、國家能源局、華泰研究預測 成本成本端上漲，端上漲，2021 年光伏新增裝機普遍不及預期年光伏新增裝機普遍不及預期，2022 年年取決于價格向下拐點取決于價格向下拐點。根據Solarzoom 統計，2021 年以來，光伏中上游各環節（硅料、硅片、電池片、組件）價格整體呈上升趨勢。尤其是最上游硅料價格居高不下，壓制產業鏈整體利潤率。對光伏運營商而言，當前組件價格普遍在 1.93 元/瓦以上，項目全投資收益率貼近最低標準，招標投產壓力大。部分光伏運營商 2021 年新增裝機不及預期，而 2022 年再次面臨保收益和增規模的平衡，若組件價格向下拐點如期出現在 Q3，則全年光伏新增規模仍可期待。圖表圖表

34、8：2021 年以來多晶硅價格大幅上漲，并逐步向組件端傳導年以來多晶硅價格大幅上漲，并逐步向組件端傳導 注：2014 年 5 月 30 日=100 資料來源：Solarzoom、華泰研究 020406080100120140160180200201404201504201604201704201804201904202004202104202204(2014/5/30=100)多晶硅硅片電池片組件 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 分布式光伏增量顯著，看好工商業光伏前景分布式光伏增量顯著，看好工商業光伏前景。2022 年一季度國內光伏新增裝機規模

35、 12.9GW，其中分布式光伏 9GW，占比將近 70%，集中式 3.9GW，占比 30%。受電價上升、減碳需求與能源轉型影響，工商業分布式光伏招標體量明顯增加，并且參與方也在增多，央國企的參與力度明顯提高。且工商業光伏商業模式決定了對組件價格更高的接受度，預計 2022年工商業光伏有望成為光伏裝機增長的主力。圖表圖表9：22Q1 光伏裝機情況占比光伏裝機情況占比 圖表圖表10：22Q1 分布式光伏裝機情況占比分布式光伏裝機情況占比 資料來源：光伏盒子、華泰研究 資料來源：光伏盒子、華泰研究 地面電站33%分布式67%戶用28%工商業72%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

36、閱讀。9 公用環保公用環保 電價變化：全面平價時代，市場化與綠電交易帶來新彈性電價變化：全面平價時代，市場化與綠電交易帶來新彈性 電價市場化深入電價市場化深入。2021 年，煤價高企倒逼電力市場化改革，市場化交易電價較基準電價浮動范圍由-15%,+10%擴大至-20%，+20%，高耗能用戶交易價格不受 20%限制。煤電市場化電價上漲主要系為了抵抗煤價高漲帶來的成本上升壓力，雖然電價（收入）增厚最多，但是到凈利潤層面，該增厚會被燃料成本增長抵消一部分。但對于核電/水電/風光，同等售電量下，由于鈾采購成本相對穩定、而水/風/光為自然資源無燃料成本，市場化電價上漲帶來的收入增厚落實到利潤層面幾乎只需

37、要扣除稅金。因此對于風光電而言，參與市場化交易和綠電交易帶來的溢價更直接地體現在運營商利潤層面，是未來綠電運營商業績彈性的主要來源。圖表圖表11：各類電源現行電價定價機制各類電源現行電價定價機制 電源種類電源種類 電價電價 煤電 原則上全部參與市場化交易，上網電價=各省基準電價*（1+浮動比例），浮動區間-20%.+20%，高耗能用戶不受 20%浮動限制 燃機 單一制電價與兩部制電價并存 核電 計劃電價、市場化電價（市場化電價定價機制與煤電基本相同）水電 1）留省內消納水電電量對應省內市場化電價和非市場化電價 2）外送消納電量中，合同內電量一般為跨省跨區送電的協商電價，合同外的超發電量可能參考

38、落地省份的市場化交易電價或者取兩省平均市場化交易電價定價 抽水蓄能 兩部制電價 風電/光伏 補貼項目：基準電價+補貼 平價項目：基準電價或指導價 綠電交易電價：市場交易決定 資料來源：國家發改委、華泰研究 風光全面平價時代開啟風光全面平價時代開啟 我國風光定價機制主要經歷了五個階段的發展：1）風電產業起步階段，價格主要參照火電；2）風電開啟商業化發展，經歷還本付息電價和經營期電價兩個階段；3）風電上網電價由國務院價格主管部門分地區測算，大型并網光伏示范電站建設開啟，國家核準電價。同時，風光特許權招標項目陸續開啟，按中標價格上網；4）將陸風/集中式光伏分為四/三類資源區，分資源區制定標桿電價。2

39、0092018 年風光分資源區標桿電價均經歷四次下調。2014年起，近海風電/潮間帶風電項目上網電價為每千瓦時 0.85/0.75 元。對于分布式光伏，實施全電量補貼，“全額上網”項目電價執行標桿電價。5）標桿電價變為指導價，國補繼續退坡。平價試點正式開啟，2021 年除戶用光伏外，新建陸上風電和光伏項目平價上網；2022年新建海上風電項目平價上網。圖表圖表12：各年陸風分資源區標桿電價（元各年陸風分資源區標桿電價（元/千瓦時）千瓦時）標桿電價開始執行年份標桿電價開始執行年份 2009 2015 2016 2018*2018 I 類資源區 0.51 0.49 0.47 0.44 0.40 II

40、 類資源區 0.54 0.52 0.50 0.47 0.45 III 類資源區 0.58 0.56 0.54 0.51 0.49 IV 類資源區 0.61 0.61 0.60 0.58 0.57 注：2018*的標桿電價系 2015 年制定的，2016 年國家發改委下調 2018 年標桿電價 資料來源：國家發改委、華泰研究 圖表圖表13：各年集中式光伏分資源區標桿電價（元各年集中式光伏分資源區標桿電價（元/千瓦時）千瓦時）標桿電價開始執行年份標桿電價開始執行年份 2013 2016 2017 2018*2018 I 類資源區 0.90 0.80 0.65 0.55 0.50 II 類資源區 0

41、.95 0.88 0.75 0.65 0.60 III 類資源區 1.00 0.98 0.85 0.75 0.70 注：1）2016 年以前西藏自治區光伏電站標桿電價另行制定，2016 年西藏自治區光伏電站標桿電價定為 1.05 元/千瓦時；2）2018*的標桿電價系 2015 年制定的，2016 年國家發改委下調 2018 年標桿電價 資料來源：國家發改委、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。10 公用環保公用環保 標桿電價變為指導價，延續下降趨勢，集中式風光競爭化格局開啟。標桿電價變為指導價，延續下降趨勢，集中式風光競爭化格局開啟。風光標桿電價改為指導價，

42、指導價繼續下行。2019/2020 年陸風 IIV 類資源區指導價調整為每千瓦時 0.34/0.29元、0.39/0.34 元、0.43/0.38 元、0.52/0.47 元（含稅、下同），較 2018 年標桿電價平均低0.05/0.1 元/千瓦時；2019/2020 年集中式光伏 IIII 類資源區指導價調整為每千瓦 0.4/0.35、0.45/0.40、0.55/0.49 元，較 2018 年標桿電價平均低 0.1-0.15/0.2 元/千瓦時。集中式風光新增項目由市場競爭定價，不高于指導價。分布式光伏區分戶用和工商業式，執行不同補貼標準。分布式光伏區分戶用和工商業式，執行不同補貼標準。對

43、于納入 2019/2020 年財政補貼規模，采用“自發自用、余量上網”模式的工商業分布式光伏發電項目，全發電量補貼標準調整為每千瓦時 0.10/0.05 元；“全額上網”模式的工商業分布式光伏發電項目，按所在資源區集中式光伏電站指導價執行。能源主管部門統一實行市場競爭方式配置的工商業分布式項目，市場競爭形成的價格不得超過所在資源區指導價，且補貼標準不得超過每千瓦時 0.10/0.05元。納入 2019/2020 年財政補貼規模，采用“自發自用、余量上網”模式和“全額上網”模式的戶用分布式光伏全發電量補貼標準調整為每千瓦時 0.18/0.08 元。2021 年，新建戶用分布式光伏項目國家財政補貼

44、預算額度為 5 億元。圖表圖表14：“自發自用，余電上網”分布式光伏全電量補貼（元“自發自用，余電上網”分布式光伏全電量補貼（元/千瓦時）千瓦時）時間時間 全電量補貼全電量補貼 2013 年年 9 月月 1 日日 0.42 2018 年年 1 月月 1 日日 0.37 2018 年年 5 月月 31 日日 0.32 注：以上補貼均含稅 資料來源：國家發改委、華泰研究 逐步進入平價時代。逐步進入平價時代。風光建設成本持續下行，平價上網條件日漸完備。2019 年國家發改委發文推進風光無補貼平價上網。平價上網項目雖然沒有國家補貼，仍可以享受地方補貼，且投資環境改善。其限發電量可以核定為優先發電計劃，

45、從而參與發電權交易，同時，可獲得可再生能源綠色電力證書，通過出售綠證獲得收益。根據發改辦能源2019594 號/發改辦能源2020588 號文件，2019 年第一批/2020 年風光發電平價上網項目裝機容量達到2076/4444.73 萬千瓦。自 2021 年起，新備案集中式光伏電站、工商業分布式光伏項目和新核準陸上風電項目全面平價上網，同時為支持產業加快發展，明確 2021 年新建項目不再通過競爭性方式形成具體上網電價，直接執行當地燃煤發電基準價。且 2021 年起新核準海上風電項目由當地省級價格主管部門制定，具備條件的可通過競爭性配置方式形成。風光電參與市場化比例上升，但折價幅度收窄風光電

46、參與市場化比例上升，但折價幅度收窄 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。以三家第一梯隊運營商（龍源電力、三峽能源、節能風電）為例，202

47、1 年風光發電參與市場化交易的比例同比有所上升；但三家公司平均上網電價并未因市場化交易擴大而大幅下降，其中龍源電力與節能風電受益于市場化交易價格同比上升，最終的上網電價同比也有所上升。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。11 公用環保公用環保 圖表圖表15：2021 年三家年三家綠電運營商綠電運營商市場化交易比例同比均上升市場化交易比例同比均上升 圖表圖表16：其中龍源電力與節能風電的平均上網電價同比上升其中龍源電力與節能風電的平均上網電價同比上升 資料來源：公司公告、華泰研究 資料來源：公司公告、華泰研究 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

48、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，隨著電網消納能力的提升或者項目儲能配置增加，客觀因素導致的限電現象有望減少，從而降低折價比例的較大的市場化交易電量。綠電交易有望量價齊升，兩類綠電交易有望量價齊升，兩類運營商獲高彈性運營商獲高彈性 綠電交易試點啟動，創造額

49、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，順應“雙碳”目標。圖表圖表17：2022 年年 3-5 月綠電月度交易量大幅上升月綠電

50、月度交易量大幅上升 圖表圖表18：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 31.2529.7831.5329.2834.1329.5627.7729.2333353143252729313335373941434520172018201920202021(%)龍源電力三峽能源節能風電48448248248748945044046046945640639640440341139

51、041043045047049051020172018201920202021(%)龍源電力三峽能源（風電）節能風電1.22.51.83.12.63.415.716.419.30510152025202109202110202111202112202201202202202203202204202205(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（

52、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。12 公用環保公用環保 碳價決定綠電溢價，預計碳價決定綠電溢價，預計 2022/2025 年增收年增收 42/217 億元億元。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 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

53、/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19：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 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

54、.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 179-405 405 230-481 481 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

55、險、土地和植被碳貯存損失的碳排放 資料來源：100%Clean,Renewable Energy and Storage for Everything、華泰研究 交易緩解消納矛盾，預計交易緩解消納矛盾，預計 2022/2025 年回補年回補 18/96 億元億元。綠電交易鼓勵簽訂 5-10 年購電長協，順序優先于計劃發電和市場電交易，我們認為此舉將豐富市場化消納手段。綠電交易對手方需求穩定，有助于緩和棄電率上升的矛盾。2021 年全國棄風/光率為 3.05%/2.03%（全國新能源消納監測預警中心），風光發電潛在損失電量合計 274 億千瓦時；假設棄風/光率保持不變，我們預計 2022/202

56、5 年潛在損失電量或將達到 323/537 億千瓦時，平價風光項目對應 49/263 億千瓦時。因參與綠電交易后無法再享受綠電補貼，平價風光發電項目將成為供給主體。平價項目參與綠電交易完全消納后，不考慮溢價，2022/2025 年有望回補的電量收入分別為 18/96 億元。圖表圖表20：風光發電行業綠電交易測算風光發電行業綠電交易測算 2022E 2023E 2024E 2025E 行業并網容量 萬千瓦 76,004 91,204 108,794 128,094 行業發電量 億千瓦時 11,713 14,109 16,743 19,703 行業棄風率%2.7%2.7%2.7%2.7%平價項目平

57、均上網電價 元/千瓦時 0.3669 0.3669 0.3669 0.3669 潛在損失電量 億千瓦時 323 388 458 537 新增平價電量 億千瓦時 1,887 4,283 6,917 9,877 平價項目損失電量 億千瓦時 49 114 184 263 回補收入回補收入 億元億元 18 42 68 96 綠電交易溢價%20%20%20%20%綠電交易比例%30%30%30%30%溢價收入溢價收入 億元億元 42 94 152 217 資料來源：國家發改委、國家能源局、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。13 公用環保公用環保 圖表圖表21：風電

58、行業綠電交易測算風電行業綠電交易測算 2022E 2023E 2024E 2025E 行業并網容量 萬千瓦 37,848 44,048 51,138 58,938 行業利用小時數 小時 2,132 2,200 2,200 2,200 行業發電量 億千瓦時 7,461 8,918 10,366 11,987 行業棄風率%3.05 3.05 3.05 3.05 平價項目平均上網電價 元/千瓦時 0.3669 0.3669 0.3669 0.3669 潛在損失電量 億千瓦時 235 280 326 377 新增平價電量 億千瓦時 905 2,362 3,810 5,431 平價項目損失電量 億千瓦時

59、 28 74 120 171 回補收入回補收入 億元億元 10 27 44 63 綠電交易溢價%20%20%20%20%綠電交易比例%30%30%30%30%溢價收入溢價收入 億元億元 20 52 84 120 注：平價風電項目 2021 年開始并網 資料來源：國家發改委、國家能源局、華泰研究預測 圖表圖表22：光伏發電行業綠電交易測算光伏發電行業綠電交易測算 2022E 2023E 2024E 2025E 行業并網容量 萬千瓦 38,156 47,156 57,656 69,156 行業利用小時數 小時 1,301 1,281 1,281 1,281 行業發電量 億千瓦時 4,252 5,1

60、91 6,378 7,716 行業棄光率%2.03 2.03 2.03 2.03 平價項目平均上網電價 元/千瓦時 0.3669 0.3669 0.3669 0.3669 潛在損失電量 億千瓦時 88 108 132 160 新增平價電量 億千瓦時 982 1,921 3,108 4,446 平價項目損失電量 億千瓦時 20 40 64 92 回補收入回補收入 億元億元 7 15 24 34 綠電交易溢價%20%20%20%20%綠電交易比例%30%30%30%30%溢價收入溢價收入 億元億元 22 42 68 98 注：平價光伏發電項目 2021 年開始并網 資料來源：國家發改委、國家能源局

61、、華泰研究預測 行業整體業績增幅有限，但兩類運營商或享受更高彈性行業整體業績增幅有限，但兩類運營商或享受更高彈性。相比于溢價收入和回補收入，我們認為綠電交易更大的價值在于完善新能源發電的市場化機制，助力風光裝機規?？焖僭鲩L。盡管全行業視角下收入/利潤增幅有限，但對于兩類綠電運營商而言，我們認為會帶來高于行業整體水平的業績彈性。第一類是平價項目裝機規?？焖僭鲩L的龍頭運營商，有望獲取更多的綠電交易機會；第二類是平價項目區域集中在高棄電地區的運營商，等待省間綠電交易機制打開后，有望通過綠電交易改善資產質量。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 估值修復：

62、裝機增長決定，業績彈性區分估值修復：裝機增長決定，業績彈性區分 2022 年以來年以來 A/H 股綠電運營商估值中樞回落股綠電運營商估值中樞回落 A 股、股、H 股、美股的股、美股的綠電綠電運營商的估值存在明顯差異，呈現運營商的估值存在明顯差異，呈現 A 股股美股美股H 股的特點股的特點。放眼全球，2022 年 1-6 月的平均 PE（TTM）估值中樞 A 股（21 倍）美股（19 倍）H 股（7倍）。我們認為，全球綠電運營商估值差異的原因主要有：1）度電成本和財務費用的差異帶來高凈利率導致 A 股運營商盈利能力強于美股運營商，存在估值溢價；2）美股綠電運營商標的稀缺，資金相對集中，拔高龍頭公

63、司新紀元能源的估值；3）港股運營商經營時間長、應收綠電補貼規模大，而港股投資者對于補貼的態度更為悲觀，進一步影響港股綠電運營商估值。圖表圖表23：2022 年以來年以來 A/H/美股綠電運營商美股綠電運營商 PE 估值對比估值對比 圖表圖表24：2022 年以來年以來 A/H/美股綠電運營商美股綠電運營商 PB 估值對比估值對比 注：采取相關標的 PE-TTM 中位數 資料來源：Wind、Bloomberg、華泰研究 注：采取相關標的 PB-MRQ 中位數 資料來源：Wind、Bloomberg、華泰研究 圖表圖表25：2022 年以來年以來 A/H/美股綠電運營商美股綠電運營商 PS 估值對

64、比估值對比 圖表圖表26：2022 年以來年以來 A/H/美股綠電運營商美股綠電運營商 EV/EBITDA 估值對比估值對比 注：采取相關標的 PS-TTM 中位數 資料來源：Wind、Bloomberg、華泰研究 注：采取相關標的 EV/EBITDA 中位數 資料來源：Wind、Bloomberg、華泰研究 2022 年年以來以來 A/H 股股綠電運營商綠電運營商估值估值有所有所回落，主要有三點原因回落，主要有三點原因：1）市場對于盈利能力下滑的擔憂，短期因素包括 1-5 月國內風資源同比下降、光伏組件高價擠壓新投產項目收益水平，中長期因素包括“十四五”中后期新項目競價的不確定性；2）A 股

65、市場標的稀缺性進一步弱化，2022 年以來龍源電力、廣宇發展等頭部運營商陸續在 A 股上市，國電電力、京能電力、皖能電力、長源電力、建投能源等傳統火電企業也陸續發布新能源戰略，市場可選擇標的增加；3）應收綠電補貼仍未完全解決，今年累計已發放三批的可再生能源補貼（500/500/399億元），頭兩批發放對象主要是五大電力央企，而存量未解決補貼規模仍有約 3,000 億元左右。579111315171921232501/202202/202203/202204/202205/202206/202207/2022(x)A股H股美股0.50.70.91.11.31.51.71.92.12.301/20

66、2202/2022 03/202204/202205/202206/202207/2022(x)A股H股美股0.51.01.52.02.53.03.54.001/202202/2022 03/202204/202205/202206/202207/2022(x)A股H股美股101112131415161701/202202/2022 03/202204/202205/202206/202207/2022(x)A股H股美股 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 圖表圖表27：2019-2022 年風光發電小時數年風光發電小時數同比同比變化變化 圖表圖

67、表28：2006 年至今年至今 A/H 股股綠電運營商綠電運營商標的數量變化標的數量變化 資料來源：中電聯、華泰研究 資料來源：Wind、華泰研究 裝機增長決定裝機增長決定，把握上游價格拐點前的配置機會，把握上游價格拐點前的配置機會 綠電綠電運營在成長期理應獲得更高溢價運營在成長期理應獲得更高溢價。在 2003-05 年，火電股作為成長股時期 A 股 P/B 估值相對大盤出現溢價?；痣娫诔砷L階段，溢價來自于下游需求迅速增長、裝機規?？焖偕仙c原材料供需平衡三方面。從成長性來看，當前主要綠電運營商隱含 2022-2025 年裝機 CAGR 33%，成長性遠高于 2003-05 年火電的裝機增速（

68、13%），應當享受更高的估值溢價。圖表圖表29：2000-2010 年火電裝機容量和發電量幾乎一路上行年火電裝機容量和發電量幾乎一路上行 圖表圖表30：2000-2010 年火電板塊年火電板塊 PB vs A 股整體股整體 PB 資料來源：國家統計局、華泰研究 資料來源：Wind、華泰研究 圖表圖表31：A/H 股主要綠電運營商裝機增速股主要綠電運營商裝機增速 圖表圖表32：A/H 股主要股主要綠電綠電運營商運營商 PB vs 滬深滬深 300/恒生指數恒生指數 注：22-25E 均為華泰預測 資料來源：公司公告、華泰研究預測 注：A 股相對滬深 300 的 PB 溢價，H 股相對恒生指數的

69、PB 溢價 資料來源：Wind、華泰研究 (30)(20)(10)01020304002/201904/201906/201908/201910/201912/201902/202004/202006/202008/202010/202012/202002/202104/202106/202108/202110/202112/202102/202204/2022(%)風電光伏500319404642916141202468101214161801002003004005006007002006-20102011-20152016-20202021-2025E(家)(十億元)總市值公司數量（右）

70、-5%0%5%10%15%20%25%30%010,00020,00030,00040,00050,00060,00070,00080,00020002001200220032004200520062007200820092010(萬千瓦、億千瓦時）火電裝機容量（萬千瓦）火電發電量（億千瓦時）容量YoY（右）電量YoY（右）(2)(1)012345678-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%70%80%2000200020012001200220022003200320042004200520052006200620072007200820082009200920102010

71、(x)火電指數對上證A股估值折價火電指數PB（右）上證A股PB（右）22.67.432.426.627.758.823.531.412.632.933.321.721.237.541.263.028.726.023.543.2010203040506070合計龍源電力三峽能源華潤電力華能國際中國電力京能清潔能源吉電股份節能風電國投電力(%)18-2122-25E(60)(40)(20)0204060801000.00.51.01.52.02.53.001/202102/202103/202104/202105/202106/202107/202108/202109/202110/202111/

72、202112/202101/202202/202203/202204/202205/202206/202207/2022(%)(x)A股綠電相對溢價（右）H股綠電相對溢價（右）A股綠電H股綠電 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 上游價格拐點前的配置機會上游價格拐點前的配置機會?？紤]到光伏上游價格高位震蕩、海上風電平價項目收益率不高，市場對綠電運營裝機增長有所擔憂，部分壓制了綠電運營板塊的相對估值水平。但從中長期角度來看，中國“雙碳”目標不會改變，建立以新能源為主體的新型電力系統路徑勢在必行。因此，我們認為，在組件價格有望迎來向下拐點、海上風電平

73、價加速推進的預期下，綠電運營板塊仍具備配置價值。業績彈性區分業績彈性區分，優選具備核心競爭力的頭部運營商，優選具備核心競爭力的頭部運營商 綠電運營商的綠電運營商的競爭力競爭力最終體現在中長期業績彈性與持續性。最終體現在中長期業績彈性與持續性。三維度評價：1）運營能力，發電量最為直觀，綜合體現開發/投資/建設/運維實力；2）盈利能力，對風電而言資源區域運營效率融資成本，對光伏而言融資成本與電價是關鍵；3）融資能力，保障競爭力的可持續性，杠桿是內在約束，央/國企融資成本壁壘牢固。競爭力最終體現在運營商中長期的業績彈性與持續性。我們認為三類綠電運營商有望體現出屬性：1）裝機規?？焖僭鲩L的綠電運營商龍

74、頭，包括三峽能源、龍源電力；2）傳統能源轉型標的，包括華電國際、國電電力；3）占據優質資源的區域型運營商，包括福能股份、中閩能源。頭部運營商有望在頭部運營商有望在 22-24 年保持利潤高增速年保持利潤高增速。根據華泰預測，三峽能源與龍源電力 22-24年歸母凈利潤 CAGR 均將好于 19-21 年，主要得益于新增裝機提速。國電電力加速轉型新能源，預計 22-24 年歸母凈利潤 CAGR 與 19-21 年基本持平，且絕對值處于相對較高水平。華電國際因火電貢獻高基數的原因，22-24 年歸母凈利潤 CAGR 相對不高。福能股份與中閩能源均受益于福建省海上風電優質項目的并網，歸母凈利潤有望實現

75、高速增長。圖表圖表33：重點推薦標的歸母凈利潤重點推薦標的歸母凈利潤 CAGR 對比（歷史與展望）對比（歷史與展望）注：1）國電電力與華電國際 2021 年因火電虧損，CAGR 分別為 19-20、21-24E；2）中閩能源資產注入標的為平海灣海上風電三期項目，已于 2021 年底投產，大股東福建省投資集團已在公告中承諾擇機注入 資料來源：華泰研究預測 就就歸母凈利潤的增厚效應而言，風電“以大代小”逐年遞減，綠電交易溢價逐年遞增歸母凈利潤的增厚效應而言，風電“以大代小”逐年遞減，綠電交易溢價逐年遞增。我們選取龍源電力、三峽能源兩家公司，裝機結構中絕大部分為風光發電，且 22-24 年新增平價風

76、光裝機規模較大。從風電“以大代小”的額外裝機和綠電交易溢價兩個維度進行敏感性分析后，我們發現：1）“以大代小”對歸母凈利潤的增厚效應逐年遞減，通過改造每新增 1GW，22-24 年龍源電力歸母凈利潤增厚 2.73/2.55/2.32%、三峽能源可增厚4.80/3.82/3.21%；2）綠電交易溢價對歸母凈利潤的增厚效應逐年遞增，在 30%交易比例下每溢價 5%，22-24 年龍源電力歸母凈利潤增厚 0.86/1.38/1.88%、三峽能源可增厚0.60/1.28/1.73%。14.7 27.7 38.7 57.0 6.5 71.4 71.4 20.7 28.1 36.8 12.4 34.0 1

77、7.2 37.2 01020304050607080龍源電力三峽能源國電電力華電國際福能股份中閩能源中閩能源（資產注入）(%)CAGR：19-21CAGR：22-24E 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34：龍源電力龍源電力 2022-2024E 歸母凈利潤增厚比例：“以大代小”與綠電交易溢價的敏感性測算歸母凈利潤增厚比例：“以大代小”與綠電交易溢價的敏感性測算 2022E 增厚增厚%-5%0%5%10%15%20%0-0.86 0.00 0.86 1.72 2.58 3.44 1 1.87 2.73 3.59 4.45 5.32 6

78、.18 2 4.61 5.47 6.33 7.19 8.05 8.91 3 7.34 8.20 9.06 9.92 10.78 11.64 4 10.07 10.94 11.80 12.66 13.52 14.38 5 12.81 13.67 14.53 15.39 16.25 17.11 2023E 增厚增厚%-5%0%5%10%15%20%0-1.38 0.00 1.38 2.76 4.14 5.52 1 1.17 2.55 3.93 5.30 6.68 8.06 2 3.71 5.09 6.47 7.85 9.23 10.61 3 6.26 7.64 9.02 10.40 11.78 1

79、3.16 4 8.81 10.19 11.56 12.94 14.32 15.70 5 11.35 12.73 14.11 15.49 16.87 18.25 2024E 增厚增厚%-5%0%5%10%15%20%0-1.88 0.00 1.88 3.76 5.65 7.53 1 0.44 2.32 4.20 6.08 7.97 9.85 2 2.76 4.64 6.52 8.41 10.29 12.17 3 5.08 6.96 8.85 10.73 12.61 14.49 4 7.40 9.29 11.17 13.05 14.93 16.81 5 9.73 11.61 13.49 15.37

80、 17.25 19.13 注：縱軸為風電“以大代小”額外裝機規模（單位：GW），橫軸為綠電交易溢價率，假設僅有平價項目參與綠電交易，且交易電量比例為 30%資料來源：公司公告、華泰研究預測 圖表圖表35：三峽能源三峽能源 2022-2024E 歸母凈利潤增厚比例：“以大代小”與綠電交易溢價的敏感性測算歸母凈利潤增厚比例：“以大代小”與綠電交易溢價的敏感性測算 2022E 增厚增厚%-5%0%5%10%15%20%0-0.60 0.00 0.60 1.20 1.80 2.40 1 4.20 4.80 5.40 6.01 6.61 7.21 2 9.01 9.61 10.21 10.81 11.4

81、1 12.01 3 13.81 14.41 15.01 15.61 16.21 16.81 4 18.61 19.21 19.81 20.42 21.02 21.62 5 23.42 24.02 24.62 25.22 25.82 26.42 2023E 增厚增厚%-5%0%5%10%15%20%0-1.28 0.00 1.28 2.56 3.84 5.11 1 2.54 3.82 5.10 6.38 7.66 8.94 2 6.37 7.65 8.92 10.20 11.48 12.76 3 10.19 11.47 12.75 14.03 15.30 16.58 4 14.01 15.29

82、16.57 17.85 19.13 20.41 5 17.84 19.11 20.39 21.67 22.95 24.23 2024E 增厚增厚%-5%0%5%10%15%20%0-1.73 0.00 1.73 3.46 5.19 6.92 1 1.47 3.21 4.94 6.67 8.40 10.13 2 4.68 6.41 8.14 9.87 11.60 13.33 3 7.88 9.62 11.35 13.08 14.81 16.54 4 11.09 12.82 14.55 16.28 18.01 19.75 5 14.29 16.03 17.76 19.49 21.22 22.95

83、注：縱軸為風電“以大代小”額外裝機規模（單位：GW），橫軸為綠電交易溢價率，假設僅有平價項目參與綠電交易，且交易電量比例為 30%資料來源：公司公告、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。18 公用環保公用環保 重點推薦標的重點推薦標的 三峽能源（三峽能源（600905 CH，買入，目標價：買入，目標價：8.12 元）元）風光項目儲備豐富，維持買入評級風光項目儲備豐富，維持買入評級。截至 21 年末公司投產裝機 22.90GW，其中海上風電4.58GW/陸上風電 9.69GW/光伏 8.41GW，全年新增 3.24/2.15/1.91GW。截至 22 年 4

84、 月末公司平價海上風電已開工 3.4GW，其中平潭/昌邑/青洲分別為 0.1/0.3/3.0GW；加上今年新中標江蘇大豐 0.8GW 與上海金山 0.3GW 兩個項目，公司已鎖定 4.5GW 海上風電增量，助力公司業績持續高增長。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。新能源發電行業可比公司 22 年 PEG 均值為 0.7x（Wind 一致預期）。我們認為公司具備成為全球海上風電龍頭的潛力，凈利潤 CAGR（28%）好于可比均值（25%），給予公司 22 年 1.0 x 目標 PEG（相對溢價 0.3x），對應

85、目標價 8.12 元。（報告發布日期：2022 年 4 月 29 日）風險提示：電價風險；限電風險；可再生能源補貼滯后風險。龍源電力（龍源電力（001289 CH，買入，目標價：買入，目標價：28.50 元）元）國家能源集團新能源主力平臺國家能源集團新能源主力平臺。龍源電力具備四大獨特優勢：1）央企國家能源集團的新能源主力平臺，可充分整合集團資源；2）全球風電龍頭地位牢固，自 2015 年以來裝機規模持續保持首位；3）風電投運項目覆蓋國內 32 個省市，在資源獲取和項目開發上具備先發優勢；4）杠桿率穩健，回歸 A 股后大幅拓寬融資渠道。預計公司 2022-24 年歸母凈利80/95/113 億

86、元，EPS 0.95/1.13/1.34 元。公司行業地位領先，盈利能力優于同行，資產注入增量可觀，給予 2022 年 30 xPE（Wind 一致預期可比均值 24x），目標價 28.5 元。（報告發布日期：2022 年 6 月 27 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。華電國際（華電國際（600027 CH，買入，目標價：買入，目標價：5.91 元）元）高煤價壓力下高煤價壓力下 2Q22 仍保持盈利，參股新能源平臺功不可沒仍保持盈利，參股新能源平臺功不可沒。華電國際于 7 月 14 日發布 2

87、022年上半年業績預告，公司預計 1H22 歸母凈利 14.9-18.2 億元，扣非歸母凈利 10.9-14.2 億元（同比增長 0%-30%）；對應 2Q22 歸母凈利 8.7-12.0 億元，扣非歸母凈利 4.7-8.0 億元。我們維持 2022-2024 年歸母凈利潤預期 51.1/60.9/66.7 億元。我們預計 22 年公司參股新能源公司貢獻投資收益29.3億元，公司水電/火電歸母凈資產為72/239億元，參考可比公司2022E Wind 一致預期 PE/PB/PB 均值 23.3x/2.2x/1.1x，給予公司參股新能源權益資產/水電/火電目標 PE/PB/PB 16.3x/1.

88、7x/0.9x（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水平有差距，火電折價考慮可比公司擁有控股新能源資產），公司目標市值583 億元，目標價 5.91 元。（報告發布日期：2022 年 7 月 15 日）風險提示：煤價下降/電價上漲不及預期；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。國電電力（國電電力（600795 CH，買入，目標價：買入，目標價：4.65 元）元）傳統能源資產盈利穩中有升，新能源規劃上調加速轉型傳統能源資產盈利穩中有升，新能源規劃上調加速轉型。公司背靠國家能源集團，系集團旗下新能源發展三大主力公司之一。截至 21 年底，公

89、司控股裝機 9981 萬千瓦，其中火電占比78%，系我國火電裝機規模第二大的上市公司。十三五期間，除幾次集團資產整合外，公司盈利穩中有升。我們預計公司 22-25 年歸母凈利為 62/77/92/115 億元。根據公司 22 年新能源板塊歸母凈利潤 17.7 億元，水電/火電歸母凈資產 230/398 億元，參考可比公司 Wind 一致預期 22E PE/PB/PB 均值 21.4/2.1/0.8x，考慮公司新能源/水電資產盈利較可比公司有一定差距及火電可比公司PB一致預期含新能源資產預期，給予公司22E PE/PB/PB預期15/1.5/0.6x，新能源/水電/火電市值 265/345/23

90、9 億元，扣除永續債權益 19.95 億元，目標市值 830 億元，目標價 4.65 元。（報告發布日期：2022 年 6 月 7 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。19 公用環保公用環保 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/大渡河水能利用不及預期。福能股份（福能股份（600483 CH，買入，目標價：買入，目標價：20.96 元）元）估值錨從傳統火估值錨從傳統火電向新能源發電切換電向新能源發電切換。預計 22-24 年歸母凈利為 25.7/28.2/30.5 億元，EPS為 1.31/1.44/1.56 元，新能源發電利潤貢獻占比

91、 73%/76%/76%?；痣?新能源發電 22 年Wind一致預期PE均值為9x/16x。我們認為隨著公司新能源發電凈利潤貢獻占比突破50%，公司估值錨將逐步從火電向新能源發電切換。給予 22 年目標 PE 16x，基于分部估值法：1）火電與其他業務 9x，利潤占比 27%；2）新能源 18x，利潤占比 73%，福建海風前景趨于明朗，給予適當溢價。對應 22 年目標價 20.96 元/股。（報告發布日期：2022 年 4 月 26 日）風險提示：風電項目建設進展不及預期；電價/煤價不及預期；氣電政策不及預期。中閩能源（中閩能源（600163 CH，買入，目標價：買入，目標價：9.80 元）元

92、）資產注入有望顯著增厚業績資產注入有望顯著增厚業績。平海灣二期/三期項目均于 2021 年底完成全容量并網，享受 0.85元/千瓦時上網電價、項目盈利能力突出。三期項目裝機規模 30.8 萬千瓦，高于公司現有海風規模（29.6 萬千瓦），投資主體為閩投海電，目前由中閩海電托管。根據大股東投資集團承諾，未來有望啟動三期項目的資產注入，為公司業績的持續高增長增添強大動力。寧德霞浦海風B 區 30 萬千瓦已通過核準，有望擇機啟動建設。預計 22-24 年歸母凈利 9.4/10.0/10.6 億元，對應 EPS 0.49/0.53/0.56 元。公司海上風電潛力突出，給予 22 年 20 x 目標 P

93、E（相對可比公司 14.4xPE 均值溢價 5.6x/39%），目標價 9.80 元。（報告發布日期：2022 年 4 月 22 日）風險提示：新項目建設不及預期；限電風險；可再生能源補貼滯后風險。圖表圖表36：重點推薦公司重點推薦公司 目標價目標價 股價股價 市值市值 EPS 市盈率市盈率(x)公司名稱公司名稱 股票代碼股票代碼（元（元/股）股）（元（元/股）股）（十億十億元）元）22E 23E 24E 22E 23E 24E 三峽能源 600905 CH 8.12 6.30 180.31 0.29 0.35 0.41 21.72 18.00 15.37 龍源電力 001289 CH 28.

94、50 21.38 179.21 0.95 1.13 1.34 22.51 18.92 15.96 華電國際 600027 CH 5.91 4.78 47.18 0.52 0.62 0.68 9.19 7.71 7.03 國電電力 600795 CH 4.65 3.89 69.38 0.34 0.43 0.52 11.44 9.05 7.48 福能股份 600483 CH 20.96 11.93 23.32 1.31 1.44 1.56 9.11 8.28 7.65 中閩能源 600163 CH 9.80 7.39 14.06 0.49 0.53 0.56 15.08 13.94 13.20 注

95、：1）股價及市值為 2022 年 7 月 22 日；2）EPS 均來源于華泰研究預測 資料來源：Wind，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。20 公用環保公用環保 風險提示風險提示 疫情對在建項目進度的影響疫情對在建項目進度的影響。在全球碳中和減排目標下，行業整體發展形勢向好。但是，隨著變異毒株的傳播，全球疫情蔓延趨勢未得到有效控制，邊境管控仍然存在，境外前期開發工作無法有效推進。新冠疫情對全球物流和產業鏈、供應鏈的沖擊將繼續影響在建項目的供貨及運輸。來風情況不及預期來風情況不及預期。風電行業面臨的主要氣候風險是風資源的年際大小波動，即大風年發電量高于正

96、常年水平，小風年低于正常年水平。2022 年一季度因風資源的同比下降，導致利用小時同比減少。而隨著規模的擴張，折舊攤銷、員工成本保險費等經營費用相對增加，綜合導致風電分布的凈利潤同比下降。棄電率回升風險棄電率回升風險。若國家電網的用電需求小于發電供應，電網就會進行限電。在十四五期間，我們預計發電企業規?？焖贁U大，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%），綠電消納面臨挑戰。未來若需求持續降低且未出臺保障風光消納相應的政策，綠電運營商的發電業務可能會受到不利影響。電價下調風險電價下調風險。2021 年，隨著電力市場化改革

97、的不斷深入，風光電量市場交易規模和范圍持續擴大。電力現貨市場的逐步開展以及政策要求一般工商業用戶須全部進入電力市場，促使全社會市場化交易電量的增加，新能源企業可能面臨著電價進一步下降，收益下滑的風險?？稍偕茉囱a貼回款速度不及預期可再生能源補貼回款速度不及預期。目前綠電運營商的應收帳款主要由拖欠補貼缺口構成，補貼回款速度的不確定性會對綠電運營商資產結構和現金流產生不利影響。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 附錄：報告涉及的公司與股票代碼附錄：報告涉及的公司與股票代碼 圖表圖表37：報告涉及的公司與股票代碼報告涉及的公司與股票代碼 公司公司 股票

98、代碼股票代碼 龍源電力 001289 CH 三峽能源 600905 CH 華電國際 600027 CH 國電電力 600795 CH 福能股份 600483 CH 中閩能源 600163 CH 華電福新 0816 HK 大唐新能源 1798 HK 華潤電力 0836 HK 華能國際 600011 CH 金風科技 002202 CH 中國電建 601669 CH 節能風電 601016 CH 中廣核新能源 1811 HK 京能清潔能源 0579 HK 吉電股份 000875 CH 中國電力 2380 HK 國投電力 600886 CH 正泰電器 601877 CH 太陽能 000591 CH 晶

99、科科技 601778 CH 信義能源 3868 HK 林洋能源 601222 CH 京運通 601908 CH 協鑫新能源 0451 HK 南網能源 003035 CH 廣宇發展 000537 CH 中國核電 601985 CH 資料來源：Bloomberg、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。22 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

100、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。本報告僅供本公司及其客戶和其關聯機構使用。本公司不因接收人收到本報告而視其為客戶。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

101、，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 FINRA 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

102、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

103、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

104、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、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

105、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。23 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。正泰電器（601877 CH）：華泰金融控股（香港）有限公司、其子公司和/或其關聯公司實

106、益持有標的公司的市場資本值的 1%或以上。華電國際（600027 CH）、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_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

107、，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。美美國國-重要

108、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，包括源自公司投資銀行業務的收入。三峽能源（600905 CH）、龍源電力（001289 CH）、華電國際（600027 CH）、國電電力（600795 CH）、大唐新能源（1798 HK）：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

109、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。正泰電器（601877 CH）：華泰證券股份有限公司、其子公司和/或其聯營公司實益持有標的公司某一類普通股證券的比例達 1%或以上。華電國際（600027 CH）、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

110、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 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

111、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 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 法律實體法律實體披露披露 中國中國：華泰證券股份有

112、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 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/

113、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：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 美國紐約哈德遜城市廣場 10 號 41 樓（紐約 10001）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