公用事業(yè)行業(yè)2022年中期策略

1、摘要火電：長協(xié)煤占比高及內(nèi)陸電廠盈利率先改善，容量電價將提升板塊估值中樞 在迎峰度夏火電旺季階段，煤價增長動能有限，我們認為火電行業(yè)有望迎來行情。目前多地電價已高比例上浮，伴 隨7月用電高峰度過，在水電滿發(fā)背景下，我們判斷8月火電發(fā)電需求有望環(huán)比下滑，煤炭價格有望逐步滑落，帶動 火電企業(yè)盈利改善。板塊內(nèi)部來看，盈利能力有所分化，長協(xié)煤占比高及內(nèi)陸電廠盈利有望率先改善。 容量電價方面，我國山東省、廣東省已有對燃煤機組的容量補償政策。為保障電力系統(tǒng)容量充裕性及燃煤機組的合 理收益，容量電價有望加速推進。水電：拐點在何時？ 拐點預(yù)判：發(fā)電量上預(yù)判，我們預(yù)判今年水電發(fā)電量的峰值大概率會出現(xiàn)在7月；來水

2、上預(yù)判，來水量的峰值大概率會出現(xiàn)在八月下旬到九月上旬的時間段內(nèi)。 水電資產(chǎn)ROE分析：聯(lián)合調(diào)度等優(yōu)勢帶來的資產(chǎn)盈利的穩(wěn)定性對長江電力高水平且穩(wěn)定的ROE的貢獻較大；清江公司 高ROE主要來自于機組較早的投產(chǎn)時間帶來的低造價成本優(yōu)勢。天然氣：重視強個股22年H1天然氣價格走勢復(fù)盤：美國價格年初至今暴漲155；俄烏沖突加劇歐洲氣價波動性。國內(nèi)LNG價格年初迅速 上漲，4月后雖有回落但仍處于高位。 推薦新奧股份：城燃端維持穩(wěn)健增長；接收站有望增強協(xié)同效應(yīng)；直銷氣板塊有望貢獻較大彈性。摘要綠電：風(fēng)光持續(xù)引領(lǐng)，利率下行增厚收益風(fēng)光裝機增長勢頭迅猛，2021M1-5風(fēng)、光新增裝機分別為11、22GW，分別

3、同比+56、+70。同時，2022M1-5光 伏組件招標(biāo)79GW，M1-6風(fēng)電招標(biāo)53.46GW，風(fēng)光招標(biāo)量持續(xù)高位，未來裝機增長勢頭不減。2022年穩(wěn)增長基調(diào)下，6月LPR-5yr較去年底下降0.2pct。我們測算貸款利率下行0.2pct，風(fēng)/光電站資本金IRR有望提 升0.3/0.2pct；若保持資本金IRR穩(wěn)定，電站投資方對風(fēng)電系統(tǒng)成本、光伏組件價格容忍度或可提升0.05、0.04元/w。投資建議：火電方面，建議關(guān)注【國電電力】、【華能國際（A+H）】；水電方面，建議關(guān)注【長江電力】、【華能水電】；天然氣方面，建議關(guān)注【新奧股份】(公用環(huán)保&能源組聯(lián)合覆蓋)、【新天然氣】；綠電方面，建議

4、關(guān)注【三峽能源】、【龍源電力（H）】。風(fēng)險提示：政策推行不及預(yù)期、電價下調(diào)風(fēng)險、煤炭價格波動的風(fēng)險、行業(yè)技術(shù)進步放緩、行業(yè)競爭加劇、天然氣價格 波動加劇、天然氣下游需求不及預(yù)期、來水量低于預(yù)期等。表：建議關(guān)注標(biāo)的（2022-07-01）資料來源：wind、天風(fēng)證券研究所板塊證券簡稱市值（億元）歸母凈利潤（億元）PE(倍）20212022E2023E2024E20212022E2023E2024E火電國電電力709.86-18.4559.9476.5488.90-38.4711.849.277.98華能國際943.51-102.6482.40104.81138.39-9.1911.459.006

5、.82水電長江電力5530.82262.73288.10301.43313.8021.0519.2018.3517.63華能水電1287.0058.3872.9077.1580.9822.0517.6516.6815.89天然氣新奧股份516.5241.0254.2060.3366.8212.599.538.567.73新天然氣90.0010.286.967.958.928.7512.9311.3210.09綠電三峽能源1811.6856.4284.84102.99115.4432.1121.3517.5915.69龍源電力1082.7461.5975.0088.0097.0017.5814.

6、4412.3011.16*注：2022-2024年業(yè)績均為天風(fēng)證券預(yù)測數(shù)據(jù)目錄1. 火電：長協(xié)煤占比高及內(nèi)陸電廠盈利率先改善，容量電價將提升板塊估值中樞. 51.1. 板塊盈利分化，長協(xié)煤占比高及內(nèi)陸電廠率先改善. 61.2.保障系統(tǒng)容量充裕性，容量電價有望加速推進. 102. 水電：拐點在何時？. 122.1. 拐點在何時？. 132.2. 不同水電資產(chǎn)ROE分析比較. 153. 天然氣：重視強個股. 163.1. 天然氣價格走勢復(fù)盤. 173.2. 強個股推薦：新奧股份. 214. 綠電：風(fēng)光持續(xù)引領(lǐng)，利率下行增厚收益. 234.1. 風(fēng)光裝機增長勢頭迅猛，持續(xù)引領(lǐng)中國能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型. 24

7、4.2. 貸款利率下行0.2pct，有望帶動風(fēng)/光電站資本金IRR提升0.3/0.2pct. 285. 投資建議. 316. 風(fēng)險提示. 33火電長協(xié)煤占比高及內(nèi)陸電廠盈利率先改善 容量電價將提升板塊估值中樞15請務(wù)必閱讀正文之后的信息披露和免責(zé)申明1.1 火電：板塊盈利分化，長協(xié)煤占比高及內(nèi)陸電廠率先改善2022/2/24國家發(fā)展改革委關(guān)于進 一步完善煤炭市場價格 形成機制的通知引導(dǎo)煤炭價格在合理區(qū)間運行，近期階段秦皇島港下水煤（5500千卡）中長期交易價格每噸570770元（含稅）較 為合理；完善煤、電價格傳導(dǎo)機制；健全煤炭價格調(diào)控機制。關(guān)于明確煤炭領(lǐng)域經(jīng)營存在下列情形之一，且無正當(dāng)理由的

8、，一般可視為哄抬價格行為：2022/4/30者哄抬價格行為的公告（1）經(jīng)營者的煤炭中長期交易銷售價格，超過國家或者地方有關(guān)文件明確的中長期交易價格合理區(qū)間上限的；（2）經(jīng)營者的煤炭現(xiàn)貨交易銷售價格，超過國家或者地方有關(guān)文件明確的中長期交易價格合理區(qū)間上限50%的。2022/5煤炭價格調(diào)控監(jiān)管政策 系列解讀采取“一旬一定價”“一月一定價”“一年一定價”，還是通過“基準(zhǔn)價加浮動價”等方式確定具體價格水平，煤 炭中長期合同的實際交易價格均應(yīng)在合理區(qū)間內(nèi)。各環(huán)節(jié)煤炭價格均應(yīng)在合理區(qū)間內(nèi)。對于港口、出礦環(huán)節(jié)以外，在車板、到廠等環(huán)節(jié)銷售的煤炭，扣除流通環(huán)節(jié)合理費用后，折算的出礦價、港口價也應(yīng)在合理區(qū)間內(nèi)。

9、煤炭生產(chǎn)經(jīng)營企業(yè)與需方簽訂中長期合同時，不得通過捆綁銷售現(xiàn)貨等方式變相提高交易價格，超出合理區(qū)間。煤炭生產(chǎn)經(jīng)營企業(yè)與需方簽訂合同時，不得通過不合理提高運輸費用或不合理收取其他費用等方式，變相大幅度提 高煤炭銷售價格。銷售給發(fā)電供熱企業(yè)或熱值低于6000千卡的煤炭一般可視為動力煤。資料來源：國家發(fā)改委官網(wǎng)和國家發(fā)改委公眾號、天風(fēng)證券研究所國家層面，相關(guān)管控政策頻出，煤價有望回歸至合理區(qū)間內(nèi)。2月下旬，國家發(fā)改委印發(fā)關(guān)于進一步完善煤炭市場價格 形成機制的通知，將長協(xié)煤價的合理區(qū)間重新界定為570元/噸-770元/噸；4月30日，發(fā)布關(guān)于明確煤炭領(lǐng)域經(jīng)營者 哄抬價格行為的公告，明確中長期價格超出合理

10、區(qū)間、現(xiàn)貨價格超出中長期交易價格合理區(qū)間上限50 的，視為哄抬 價格行為。表：近期煤價管控政策及解讀日期主題內(nèi)容資料來源：wind，光明時政，鄂爾多斯煤炭網(wǎng)公眾號，國家能源局、天風(fēng)證券研究所4月14日大秦煤炭專線碰撞事故后，煤價開始反彈，同時伴隨電廠淡季的采購節(jié)奏不減，煤價淡季不淡。6月中旬進 入應(yīng)峰度夏后，煤價反而出現(xiàn)下降趨勢。我們認為主要原因為產(chǎn)業(yè)鏈存貨高企，貿(mào)易商出貨壓力增大，旺季需求尚 未兌現(xiàn)導(dǎo)致煤炭價格有所回落。在迎峰度夏火電旺季階段，煤價增長動能有限，我們認為火電行業(yè)有望迎來行情。目前多地電價已高比例上浮，伴隨7月用電高峰度過，在水電滿發(fā)背景下，我們判斷8月火電發(fā)電需求有望環(huán)比下滑

11、，煤炭價格有望逐步滑落，帶動 火電企業(yè)盈利改善。圖：2022年動力煤報價（單位：元/噸）1.1 火電：板塊盈利分化，長協(xié)煤占比高及內(nèi)陸電廠率先改善企業(yè)層面，火電板塊盈利能力有所分化。一方面，長協(xié)煤占比高的企業(yè)盈利能力優(yōu)于現(xiàn)貨煤占比高的企業(yè)。 具體來看，吉電股份、國電電力等公司長協(xié)煤比例較高，入爐標(biāo) 煤價格相對較低，故而度電毛利顯著高于其他公司。以吉電股份 為例，2021年公司煤炭采購中長協(xié)煤占70 且履約率超過96 ，因 而公司入廠標(biāo)煤（含稅）為780元噸，火電燃料成本同比增長12 ， 增幅處于行業(yè)較低水平。公司201620172018201920202021華能國際51.316.937.75

12、1.560.9-26.7內(nèi)蒙華電92.984.693.790.178.956.2華電國際73.235.842.253.462.2-36.7大唐發(fā)電127.979.684.497.349.3-36.1上海電力181.1132.6121.978.091.0-13.9吉電股份41.434.938.838.4國電電力100.760.431.675.176.7-1.9國投電力47.218.537.949.566.0-24.8申能股份64.618.717.59.554.6-3.3福能股份129.659.357.462.349.528.0廣州發(fā)展97.564.355.964.465.8-47.4618.77

13、900.421022.001052.001238.480200400800600100012001400內(nèi)蒙華電國電電力華潤電力申能股份上海電力入爐標(biāo)煤（元/噸）資料來源：各公司公告、天風(fēng)證券研究所表：各公司2016-2021年度電毛利（單位：元/兆瓦時）資料來源：公司公告、天風(fēng)證券研究所圖：各公司2021年入爐標(biāo)煤1.1 火電：板塊盈利分化，長協(xié)煤占比高及內(nèi)陸電廠率先改善企業(yè)層面，火電板塊盈利能力有所分化。另一方面，內(nèi)陸電廠盈利能力修復(fù)優(yōu)于沿海電廠。進 口煤價格相比國內(nèi)多數(shù)處于倒掛狀態(tài)，截至2022年7月 1日，CCI進口動力煤4700卡為1139.04元/噸，同比提 高44 。而內(nèi)陸電廠進

14、口煤占比較沿海電廠相對較低， 故而燃料成本端有望更加充分受益于國內(nèi)政策管控下 的煤價回落，盈利能力修復(fù)優(yōu)于沿海電廠。2000180016001400120010008006004002000動力煤價格指數(shù)(RMB):CCI進口4700(含稅)資料來源：、天風(fēng)證券研究所圖：CCI進口動力煤4700卡（單位：元/噸）資料來源：、天風(fēng)證券研究所表：粵電力與建投能源業(yè)績對比項目20192020202121Q121Q422Q1歸母凈利潤粵電力A11.4717.46-31.48-0.49-29.27-4.50（億元）建投能源6.409.25-22.103.00-14.700.70粵電力A6.2%9.3%-

15、10.1%-0.7%-27.1%-6.3%銷售凈利率建投能源6.4%8.5%-18.3%8.1%-40.9%2.1%1.1 火電：板塊盈利分化，長協(xié)煤占比高及內(nèi)陸電廠率先改善1.2 火電：保障系統(tǒng)容量充裕性，容量電價有望加速推進資料來源：武昭原等激勵火電提供靈活性的容量補償機制設(shè)計、天風(fēng)證券研究所分散式的容量義務(wù)高全市場偏難澳大利亞、法國 售電商或負荷聚合商有義務(wù)保證滿足其消費者需求所需的總?cè)萘?。全市場的容量費用補償?shù)腿袌銎字抢鶕?jù)對未來所需容量的費用估計，向市場中所有符合條件的容量提供者按預(yù)先設(shè)定的補償價格基于裝機容量或參與市場電量支付容量費用容量市場是一種經(jīng)濟激勵機制，使機組能夠獲得能

16、量市場和輔助服務(wù)市場以外的穩(wěn)定收入，從而鼓勵機組建設(shè)，保障系 統(tǒng)的容量充裕性與靈活性。表：容量補償機制分類及特點容量補償機制市場化程度 適用范圍 實施難度典型地區(qū)特征新建機組的招投標(biāo)制度低定向偏易時期中國“集資辦電” 通過政府公開招標(biāo)并管制、承諾給新建機組提供財政補貼或簽訂長期購電協(xié)議等方式刺激容量投資。戰(zhàn)略性備用容量中定向適中在電量市場之外，通過簽訂合同對一部分僅在容量短缺情況下（現(xiàn)貨 比利時、德國市場容量不足或電價高于某一限定值）使用的發(fā)電容量或需求響應(yīng)進行約定。定向容量費用補償中定向偏易西班牙系統(tǒng)運營商通過設(shè)置固定價格的方式向特定的市場主體（如特定的機 組類型或新建機組）購買容量。集中式

17、的容量市場高全市場偏難意大利、美國PJM 由市場運營商組織的獨立于電量市場之外的容量市場，發(fā)電企業(yè)通過 集中競價的方式向市場運營商提供容量產(chǎn)品，從而回收投資成本。1.2 火電：保障系統(tǒng)容量充裕性，容量電價有望加速推進發(fā)電側(cè)容量補償費用 = 機組月度可用容量 用戶側(cè)容量補償費用/ 機組月度可用容量 ，N為全網(wǎng)所有市場化機組個數(shù) 直調(diào)公用火電機組月度可用容量=直調(diào)公用火電機組日可用容量 用戶側(cè)容量補償費用=容量補償電價全網(wǎng)所有市場化用戶月度用電量地 方公用電廠及并網(wǎng)自備電廠月度可用容量=地方公用電廠及并網(wǎng)自備電廠月度可用容量/當(dāng)月總天數(shù) 新能源電站月度可用容量=月度市場化有效發(fā)電容量 獨立儲能設(shè)施

18、月度可用容量=SB（有效充放電容量/2）， SB初期暫定為1.0資料來源：山東省發(fā)改委、天風(fēng)證券研究所從我國來看，山東省、廣東省已有對燃煤機組的容量補償政策。為保障我國電力系統(tǒng)容量充裕性及燃煤機組的合理收益， 容量電價有望加速推進。以山東為例，2022年3月，山東發(fā)改委發(fā)布關(guān)于電力現(xiàn)貨市場容量補償電價有關(guān)事項的通知，提出山東容量市場運行前，參與電力現(xiàn)貨市場的發(fā)電機組容量補償費用從用戶側(cè)收取，電價標(biāo)準(zhǔn)暫定為每千瓦時0.0991元（含稅），收取標(biāo)準(zhǔn)與上一版容量補償政策一致。近日，山東印發(fā)關(guān)于2022年山東省電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行工作有關(guān)事項的補充通知（征求意見稿），提出9月 份起，對可調(diào)節(jié)負荷試行

19、基于峰荷責(zé)任法的容量補償電價收取方式。在新能源大發(fā)、發(fā)電能源充裕的時段，容量補 償電價為：基準(zhǔn)價99.1元/兆瓦時*谷系數(shù)K1（K1取值0-50 ）；發(fā)電緊張時段，容量補償電價為：基準(zhǔn)價99.1元/兆 瓦時*峰系數(shù)K2（K2取值100 -160 ）。圖：山東省電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則(試行)（2022年試行版 V1.0）容量補償重點內(nèi)容水電：拐點在何時？212請務(wù)必閱讀正文之后的信息披露和免責(zé)申明2.1 拐點在何時？資料來源：Wind、各公司公告、天風(fēng)證券研究所資料來源：Wind、各公司公告、天風(fēng)證券研究所每年三季度是豐水期。我們選取包括長江電力、華能水電在內(nèi)的四家水電公司，分別從發(fā)電量和營業(yè)收入

20、的角度分析三 季度對于水電公司的重要性。發(fā)電量：三季度來水偏豐帶動水電發(fā)電量快速增長。2018-2021年，長江電力、華能水電和雅礱江水電Q3的發(fā)電量 占全年總發(fā)電量的平均比例分別為38.3 、31.4 和35.6 ，均超過30 。營業(yè)收入：營收占比的走勢與發(fā)電量占比的走勢相同，三季度的高發(fā)電量帶動營業(yè)收入的高增。2018-2021年，長江電力、華能水電和雅礱江水電Q3的營收占全年總營收的平均比例分別為37.7 、30.3 和34.5 ，三季度對于全年的營 收貢獻均超過30 。圖：18-21年Q3發(fā)電量占全年發(fā)電量比例圖：18-21年Q3營業(yè)收入占全年營業(yè)收入比例2.1 拐點在何時？水電發(fā)電量

21、歷史峰值：我們統(tǒng)計了1963-2021年各月水電發(fā)電量數(shù)據(jù)后發(fā)現(xiàn)，歷年發(fā)電量峰值均落在6月-8月的區(qū)間 內(nèi)。其中，發(fā)電量峰值出現(xiàn)在7月的比例最大，為55.6 ；其次是8月，占比為36.1 ；也有一小部分年份峰值出現(xiàn)在6 月。此外，從2015年開始一直到2021年的7年內(nèi)，全國水電發(fā)電量峰值均出現(xiàn)在7月，由此我們預(yù)判今年水電發(fā)電量 的峰值大概率也會出現(xiàn)在7月。來水量歷史峰值：我們梳理了金沙江、長江和雅礱江流域的主要水庫近三年入庫流量達到峰值的時間，發(fā)現(xiàn)金沙江 下游來水峰值集中在九月中下旬，長江上游來水峰值時間波動較大，七月到九月均有；雅礱江流域來水峰值集中在 八月下旬至九月中上旬的時間段。由此我

22、們判斷今年來水量的峰值大概率會出現(xiàn)在八月下旬到九月上旬的時間段內(nèi)。資料來源：Wind、天風(fēng)證券研究所圖：1986-2021年水電發(fā)電量峰值出現(xiàn)月份占比統(tǒng)計資料來源：Wind、四川省水文水資源勘測中心、天風(fēng)證券研究所表：近三年部分大型水庫入庫流量峰值時間統(tǒng)計流域水庫201920202021金沙江及長 江流域溪洛渡9/199/179/13向家壩9/309/179/13三峽7/258/209/7雅礱江 流域二灘9/189/169/10錦屏一級7/98/208/272.2 不同水電資產(chǎn)ROE分析比較資料來源：、公司公告、天風(fēng)證券研究所我們選取了包括長江電力、華能水電、雅礱江水電在內(nèi)的多家水電公司，分析

23、比較其資產(chǎn)的盈利性。長江電力ROE水平較高且穩(wěn)定：首先，“四庫聯(lián)調(diào)”緩解了來水波動對業(yè)績的影響；同時，投資收益的穩(wěn)步提升為 業(yè)績提供良好支撐。此外，較低的融資成本以及不斷下行的財務(wù)費用進一步增強了長電的盈利能力。清江公司ROE高但是波動性較大的原因分析：1）盈利能力較強主要得益于電站投產(chǎn)時間較早，其中水布埡水電站、 隔河巖水電站、高壩洲水電站分別在2008年、1994年、2000年就已實現(xiàn)全部機組投產(chǎn)。較早投產(chǎn)的水電站造價成本較低，較低的資產(chǎn)折舊規(guī)模決定了較低的年折舊成本；2）波動性：清江公司的業(yè)績受到來水波動的影響較大。2019 年三個電站來水量都處于16年以來的最低值，清江公司的ROE也在

24、2019年降至8.9 的低點。 圖：部分水電公司凈資產(chǎn)收益率比較天然氣：重視強個股316請務(wù)必閱讀正文之后的信息披露和免責(zé)申明3.1 天然氣價格走勢復(fù)盤年初至今Henry Hub價格走勢：2022年初至美國天然氣價格一路上漲，由年初的3.65美元/百萬英熱最高上漲至9.32美元/百萬英熱，漲幅高達155 。邊際因素干擾，近期氣價有所回落：6月初由于美國自由港出口終端爆炸導(dǎo)致出口受阻，截至6月27日，Henry Hub價 格已從6月8日回落25 至6.5美元/百萬英熱。資料來源：Wind、天風(fēng)證券研究所圖：2021年以來美國Henry Hub價格走勢1098765432103.1 天然氣價格走勢

25、復(fù)盤資料來源：EIA、天風(fēng)證券研究所HH價格走勢原因復(fù)盤：價格持續(xù)上漲核心原因：從總量上看，2022年1-4月美國LNG出口量相較于2021年1-4月同期上漲19.5 ；從出口結(jié)構(gòu) 上看，出口至歐洲的比例大幅增長，由21年1-4月的34 大幅增長至22年1-4月的65 。出口量的大幅增長持續(xù)抽緊美 國國內(nèi)供應(yīng)，加劇美國國內(nèi)的供需緊張。庫存處于五年內(nèi)低位，對高位氣價形成支撐。截至6月10日，美國天然氣儲氣庫庫存水平升至20950億立方英尺，較 上年同期水平低3300億立方英尺，較5年均值（2017-2021年）低3230億立方英尺。近期價格回落原因：自由港出口終端產(chǎn)能受阻，有望增加美國的國內(nèi)天然

26、氣供應(yīng)量，同時補充處于低位的庫存。圖：20211-4月與2022年1-4月美國LNG出口量以及出口結(jié)構(gòu)變化（單位：十億立方英尺）3.1 天然氣價格走勢復(fù)盤資料來源：Bloomberg、天風(fēng)證券研究所年初至今TTF價格走勢：3月初由于俄烏沖突影響，歐洲天然氣價格跳漲：由2月中旬的79.625美元/兆瓦時最高上漲3月7日的230.55美元/兆瓦 時，漲幅高達190 。美增加對歐天然氣供應(yīng)量疊加需求逐步回落以及庫存逐步增加，3月-6月中旬歐天然氣價震蕩回落。由3月7日高點230.55美元/兆瓦時回落至6月8日84.233美元/兆瓦時的低點。近期氣價再度上行：6月初由于美國自由港出口終端爆炸導(dǎo)致出口受

27、阻加劇歐洲供應(yīng)緊張，6月8日-6月27日，TTF價 格累計上漲幅度已經(jīng)超過60 。圖：2021年以來歐洲TTF價格走勢（單位：美元/兆瓦時）3.1 國內(nèi)天然氣價格走勢復(fù)盤國內(nèi)LNG價格年初迅速上漲，4月后雖有回落但仍處于高位：國內(nèi)LNG價格由1月27日的4601元/噸快速上漲至3月2日8568元/噸的高點，漲幅高達86.2 ；截至6月28日價格回落至6252元/噸，但仍大幅高于去年同期3795元/噸的水平。需求端：需求小幅下降。2022年1-4月國內(nèi)天然氣累計表觀消費量為1230億方，同比小幅下滑0.4 。供給端：自產(chǎn)端，15月生產(chǎn)天然氣924億方，同比增長5.8 ；進口端，15月進口天然氣4

28、491萬噸，同比下降9.3 。進口呈現(xiàn)管道氣增加LNG減少的結(jié)構(gòu)分化：1-4月LNG進口量同比減少18 ，管道氣進口量同比增加8 。資料來源：上海石油天然氣交易中心、天風(fēng)證券研究所圖：中國LNG出廠價格全國指數(shù)（單位：元/噸）資料來源：上海石油天然氣交易中心、天風(fēng)證券研究所圖：中國LNG綜合進口到岸價格指數(shù)資料來源：新奧能源歷年年報、天風(fēng)證券研究所資料來源：公司公告、天風(fēng)證券研究所行業(yè)基本面上，高氣價環(huán)境城燃運營壓力大。2022年中海油、中石化、中海油新一合同年定價政策，綜合價格較基準(zhǔn)門站價格的上浮比例普遍為35 -60 ，城燃成本端持續(xù)承壓。新奧股份優(yōu)勢：1）城燃端維持穩(wěn)健增長。 銷氣量方面

29、，銷氣量增速穩(wěn)健。2011-2021年，新奧能源的天然氣零售量從48億方增至252.69億方，復(fù)合增速為18.1 。2022年天然氣零售銷氣量指引維持在12-15 的增速。 毛差方面，雖然去年毛差在高氣價的沖擊下有所下滑，但是今年毛差指引仍維持在5毛/方，在今年城燃行業(yè)成本端持續(xù) 承壓的背景下顯示出了較強的韌性。圖：零售氣銷氣量保持穩(wěn)健增長（單位：億方）圖：新奧能源歷年毛差情況（單位：元/方）3.2 強個股推薦：新奧股份資料來源：Bloomberg、天風(fēng)證券研究所新奧股份優(yōu)勢：2）接收站注入助力資源池多元化，協(xié)同效應(yīng)有望增強：到2026年公司LNG長約合同量將超過700萬噸。舟山接收站與公 司

30、業(yè)務(wù)具有高度的協(xié)同效應(yīng)，注入后將幫助公司實現(xiàn)海外LNG資源采購長中短約的動態(tài)調(diào)整，在上游形成更加穩(wěn)定、有 市場競爭力的資源池，在下游進一步提升天然氣分銷能力。 3）直銷氣業(yè)績彈性較大：今年7月公司部分僅與亨利中心天然氣價格掛鉤的LNG長協(xié)開始執(zhí)行，將增加低成本的氣源供應(yīng)量。同時，美國Henry Hub價格明顯低于歐洲TTF價格以及東北亞的LNG現(xiàn)貨價格，具有顯著的成本優(yōu)勢。較高的國際 現(xiàn)貨價格與長約鎖定的低成本氣源有望進一步增厚今年公司直銷氣板塊盈利。圖：2021年至今HH與TTFJKM價差情況3.2 強個股推薦：新奧股份23請務(wù)必閱讀正文之后的信息披露和免責(zé)申明綠電：風(fēng)光持續(xù)引領(lǐng)，利率下行增

31、厚收益4風(fēng)、光裝機增長勢頭迅猛。雙碳目標(biāo)下，清潔能源裝機占比不斷提升，推動電力部門深度脫碳。風(fēng)光增長勢頭迅猛，引 領(lǐng)能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型。2022M1-5中國火電、水電、風(fēng)電、光伏、核電新增裝機5、6、11、22、1GW，分別同比-75.5%、+51.6%、+55.7%、+75.6%、+1.7%。4.1 風(fēng)光裝機增長勢頭迅猛，持續(xù)引領(lǐng)中國能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型圖：2016-2022M5各能源類型新增裝機規(guī)模（GW）資料來源：wind、天風(fēng)證券研究所圖：2016-2022M5風(fēng)光新增裝機規(guī)模（GW）資料來源：wind、天風(fēng)證券研究所光伏：分布式光伏一路狂飆，集中式光伏持續(xù)蓄力。2022M1-5分布式光伏裝機量高于

32、集中式光伏。組件價格高居不下，抑制集中式光伏裝機需求。2022M1-5國網(wǎng)25 省份分布式光伏新增裝機13.45GW，占2021全年裝機比重的49%；集中式光伏新增裝機5.65GW，占2021全年裝 機比重的30%。4.1 風(fēng)光裝機增長勢頭迅猛，持續(xù)引領(lǐng)中國能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型圖：2016-2022Q1全國光伏裝機規(guī)模（GW）資料來源：wind、天風(fēng)證券研究所圖：2016-2022M5國網(wǎng)25省光伏新增裝機規(guī)模（GW）資料來源：國家能源局、中國電力企業(yè)聯(lián)合會、國家電網(wǎng)有限公司、天 風(fēng)證券研究所光伏：分布式光伏一路狂飆，集中式光伏持續(xù)蓄力。2022M1-5 光伏組件招標(biāo)量已超2021 年全年招標(biāo)規(guī)模。根

33、據(jù)能源雜志， 2022M1-5 光伏組件招標(biāo)累計已達78.7GW（不含2021M12的14GW招標(biāo)），遠超2021年45GW的全年招標(biāo)量。4.1 風(fēng)光裝機增長勢頭迅猛，持續(xù)引領(lǐng)中國能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型圖：2022年光伏組件招標(biāo)容量（GW）資料來源：能源雜志公眾號、天風(fēng)證券研究所風(fēng)電：“十四五”長周期景氣開啟，招標(biāo)數(shù)量持續(xù)高位，增長勢頭不減。根據(jù)風(fēng)電之音不完全統(tǒng)計，2022年一季度招標(biāo)量創(chuàng)歷史單季度新高后，二季度招標(biāo)勢頭不減。截至6月29日，風(fēng)電項目 招標(biāo)規(guī)模達53.47GW。其中，央、國企共發(fā)布風(fēng)機招標(biāo)52.14GW，占總招標(biāo)量的97%；民企公開招標(biāo)僅統(tǒng)計到 1.33GW。4.1 風(fēng)光裝機增長勢頭迅猛

34、，持續(xù)引領(lǐng)中國能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型圖：2016-2022M5中國風(fēng)電新增裝機規(guī)模（GW）資料來源：wind、天風(fēng)證券研究所圖：2022H1能源央企開發(fā)商招標(biāo)統(tǒng)計（GW）資料來源：風(fēng)電之音公眾號、天風(fēng)證券研究所2022年穩(wěn)增長基調(diào)下，貸款利率持續(xù)下行，支持實體經(jīng)濟發(fā)展。2022年6月20日，5年期貸款市場報價利率（LPR）報 價4.45%，較去年年底（4.65%）下降0.2pct，推動企業(yè)貸款利率持續(xù)下行。根據(jù)中國經(jīng)濟網(wǎng)，2022M1-4企業(yè)新發(fā)放 貸款平均利率為4.39%，創(chuàng)下有統(tǒng)計以來的低位。4.2 貸款利率下行0.2pct，有望帶動風(fēng)/光電站資本金IRR提升0.3/0.2pct圖：貸款市場報價利率

35、（LPR）走勢資料來源：wind、天風(fēng)證券研究所我們測算，貸款利率下行0.2pct時， 集中式光伏電站：存量電站資本金IRR有望上行0.22pct。我們基于相同的假設(shè)，當(dāng)貸款利率由5.4%下降至5.2%時，集中式光伏電站 的資本金IRR由8.57%提升至8.79%。保持一致的資本金IRR，電站投資方對組件價格容忍度或可提升0.04元/w。我們基于相同的資本金IRR，當(dāng)貸款利 率由5.4%下降至5.2%時，系統(tǒng)成本可由4.10元/w提升至4.14元/w。4.2 貸款利率下行0.2pct，有望帶動風(fēng)/光電站資本金IRR提升0.3/0.2pct表：集中式光伏收益率測算核心假設(shè)表：集中式光伏電站收益率

36、對比資料來源：wind、陽光巨匠光伏網(wǎng)、中國會計網(wǎng)、西勘院規(guī)劃研究中心、 北極星太陽能光伏網(wǎng)、海南省綠色金融研究院公眾號、融誠有信、天風(fēng) 證券研究所項目單位數(shù)值利用小時數(shù)小時1280上網(wǎng)電價元/千瓦時0.367所得稅率%25%單位綜合成本元/瓦4.1項目經(jīng)營期年25貸款期限年15貸款比率%70%貸款利率%5.4%還款方式-等額還款資料來源：wind、陽光巨匠光伏網(wǎng)、中國會計網(wǎng)、西勘院規(guī)劃研究中 心、北極星太陽能光伏網(wǎng)、海南省綠色金融研究院公眾號、融誠有信、 天風(fēng)證券研究所貸款利率5.4%5.2%5.2%全系統(tǒng)成本（元/w）4.104.104.14全投資IRR（%）6.45%6.45%6.35%

37、資本IRR（%）8.57%8.79%8.57%全投資回收期（年）11.4711.4711.57資本金回收期（年）15.5715.4015.54我們測算，貸款利率下行0.2pct時， 風(fēng)電電站：存量電站資本金IRR有望上行0.32pct。我們基于相同的假設(shè)，當(dāng)貸款利率由5.4%下降至5.2%時，風(fēng)電電站的資本 金IRR由9.48%提升至9.80%。保持一致的資本金IRR，投資方對風(fēng)電系統(tǒng)成本容忍度或可提升0.05元/w。我們基于相同的資本金IRR，當(dāng)貸款利 率由5.4%下降至5.2%時，系統(tǒng)成本可由6.00元/w提升至6.05元/w。4.2 貸款利率下行0.2pct，有望帶動風(fēng)/光電站資本金IR

38、R提升0.3/0.2pct資料來源：wind、陽光巨匠光伏網(wǎng)、中國會計網(wǎng)、西勘院規(guī)劃研究中 心公眾號、國際風(fēng)力發(fā)電網(wǎng)、海南省綠色金融研究院公眾號、融誠有 信、天風(fēng)證券研究所資料來源：wind、陽光巨匠光伏網(wǎng)、中國會計網(wǎng)、西勘院規(guī)劃研究中心 公眾號、國際風(fēng)力發(fā)電網(wǎng)、海南省綠色金融研究院公眾號、融誠有信、 天風(fēng)證券研究所表：風(fēng)電電站收益率測算核心假設(shè)表：風(fēng)電電站收益率對比項目單位數(shù)值利用小時數(shù)小時2300貸款利率5.4%5.2%5.2%上網(wǎng)電價元/千瓦時0.367全系統(tǒng)成本（元/w）6.006.006.05所得稅率%25%單位綜合成本元/瓦6.0全投資IRR（%）6.42%6.42%6.31%項目經(jīng)營期年20資本IRR（%）9.48%9.80%9.48%貸款期限年15全投資回收期（年）10.3410.3410.44貸款比率%70%貸款利率%5.4%資本金回收期（年）8.668.178.63還款方式-等額還款投資建議531請務(wù)必閱讀正文之后的信息披露和免責(zé)申明5. 投