公用事业行业 天然气价格骤升风光水电相对受益

1、电力：气价影响有限，火电盈利仍在修复，清洁能源间接受益煤价仍是火电盈利关键变量，部分公司盈利正在修复天然气价格上涨对国内电力行业影响有限。天然气价格大涨虽显著压制气电厂出力，但对国内电力供给影响有限，主因国内电力结构中天然气发电占比仅为 3%（2021 年），且气电主要分担调峰任务。图表1： 22 年 3-5 月国内火电（含煤电/气电）利用小时数同比下滑图表2： 2016-2021 年国内天然气发电量占比保持在 3%左右(小时)火电利用小时数当月值同比（右）8007006005004003002001002019-022019-042019-062019-082019-102019-12202

2、0-022020-042020-062020-082020-102020-122021-022021-042021-062021-082021-102021-122022-022022-040(%) 302520151050(5)(10)(15)(20)(TWh) 10,0008,0006,0004,0002,0000(%) 4.0煤电其他火电核电光伏发电气电水电 风电气电占比（右）3.53.02.52.01.51.00.520210.02011201220132014201520162017201820192020资料来源：Wind、中电联、资料来源：中电联、对煤电而言，22 年大部分电价已

3、锁定上浮空间，短期煤价是影响盈利的主要因素。由于 2Q21 和 3Q21 煤价高企，火电厂大面积亏损，火电运营商苦不堪言。受此压力，交易电价较基准电价不上浮的限制逐渐放开，多个省份开始允许上浮 10%。2021 年 10 月 12 日，国家发改委发布国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，有序放开全部燃煤发电电量上网电价，市场交易电价较基准电价上下浮动范围-10%,+15%调整为原则上不超过 20%，且高耗能行业不受上浮 20%限制。21 年 10 月 15 日，上述通知开始执行首日，江苏开展了 10 月中旬月内挂牌交易，成交均价较基准

4、价上浮 19.9%。而后，江苏/广东两省陆续公布了其电力市场 2022年度交易结果，火电年度双边协商交易平均成交电价分别为 466.8/497.0 元/兆瓦时，较江苏/广东基准电价同比上浮 19%/10%，进一步印证 2022 年市场化交易电价上涨趋势。图表3： A 股火电公司归母净利与秦皇岛动力煤 Q5500 库存/市场价变化趋势图（元/吨，百万元）秦皇岛动力煤Q5500市场价华能国际归母净利秦皇岛煤炭库存（右轴）华电国际归母净利大唐发电归母净利6,0004,0002,0000(2,000)(4,000)(6,000)(8,000)(10,000)(12,000)（万吨）9007005003

5、00100(100)(300)(500)09/201912/201903/202006/202009/202012/202003/202106/202109/202112/2021资料来源：Wind、公司公告、图表4： 各省份近期市场化交易结果节选（电价单位：元/千瓦时）省份市场化成交价格基准电价较基准电价浮动交易类型19.4%0.39100.46669江苏2022 年电力市场年度交易总结果（含双边和和挂牌交易江苏0.46350.391018.5%2022 年 1 月份月度集中竞价）20.0%0.38440.46128安徽2021 年 11 月份国网安徽代理购电挂牌交易9.7%0.45300.

6、49704广东2022 年电力市场年度交易总结果20.0%0.36440.43725冀南2022 年年度电力直接交易福建省 0.459 16.7%0.39322022 年第一阶段（1-7 月）年度双边协商直接交易19.7%0.37490.44891辽宁2022 年 2 月月度集中竞价无约束交易16.9%0.42070.491618广西2022 年度电力市场化长协交易湖南 0.5080湖南 0.53900.450012.9%0.450019.8%2022 年 1 月月度双边协商交易2021 年 12 月月度双边协商交易资料来源：各省电力交易中心、北极星电力网、部分火电公司 Q1/Q2 业绩已持续

7、修复。得益于市场化电价上浮超过煤价涨幅，A 股部分火电公司已在 22 年前两个季度连续实现盈利，业绩较 21 年下半年大幅改善。图表5： A 股部分火电公司已在 22Q1/Q2 连续实现盈利(百万元)3,0002,0001,0000(1,000)(2,000)(3,000)(4,000)(5,000)(6,000)(7,000)(8,000)21Q121Q221Q321Q422Q122Q2E华电国际国电电力内蒙华电京能电力皖能电力资料来源：Wind、公司公告、水电基本面量价齐升，22 年来水复苏，市场电涨价带来业绩弹性2022 年来水同比大幅偏丰有望带动水电发电量同比增长。2021 年，由于来

8、水偏枯，水电发电量同比下降，从国家能源局发布的全国数据看，即使 2021 年乌东德、白鹤滩、杨房沟、两河口等大型水电机组陆续投产，2021 年我国水电发电量同比下降 1.1%，龙头水电公司层面，水电发电量同比下降幅度高于全国平均水平，如华能水电/雅砻江水电（剔除两河口及杨房沟电量）分别同比下降 3.25%/5.3%。2022 年以来，多数流域来水同比偏丰，例如 2月及 4-5 月三峡水库月均入库流量同比增长 25%以上，1-4 月/5 月雅砻江流域月度来水量同比增速达到 50%+/31%。来水增长转换到发电量增长层面还会受用电需求影响，但增减趋势大概率保持一致。1Q22，雅砻江水电（国投/川投

9、）发电量实现 11%的同比增长。根据国家能源局数据，4/5 月全国水电发电量分别同比大幅增长 17%/27%。我们预计 2022 年全年来水同比偏丰，有望带动水电电量同比增长。图表6： 1Q22 水电公司发电量情况11%3408%1761612%（亿千瓦时）发电量发电量yoy 4003503002502001501005012%10%8%6%4%2%0华能水电雅砻江水电（国投/川投）0%长江电力资料来源：公司公告、自 2019 年 8 月以来，云南省月度双边协商交易电价每月均实现同比上涨。因 2018 年政府工作报告提出“一般工商业电价平均降低 10%”，云南一般工商业电价降价分别于 2018

10、年 4 月 1 日、5 月 1 日、7 月 1 日和 9 月 1 日 4 个时间节点进行了 4 次降价。导致云南省2018 年 5 月-9 月月度双边协商交易电价同比下降，最大降幅高达 32%。根据 2019 年云南省政府工作报告，2018 年一批水电铝硅项目于云南省落地开工建设，2019 年要加快水电铝硅一体化发展，确保水电铝材一体化在建项目全部投产。我们认为云南省大规模引入绿电铝硅产业一定程度上扭转了云南省电力供过于求的局面，电力需求提升带动云南市场化电价同比上涨，自 2019 年 8 月以来，其月度双边协商交易电价每月均实现同比上涨。2021年全国电力供需偏紧，多地实施限电政策，云南省

11、5 月和 7 月也两发限电令，推动市场化电价同比上涨幅度出现一波小高峰，6 月-10 月同比上涨比例平均超过 2 位数。2022 年以来，云南省市场化电价同比上涨程度在 1.7 分钱左右。图表7： 2017-2022 年 5 月云南省月度双边协商交易电价图表8： 2018-2021 年四川省水电市场化交易电价情况瓦时)yoy月度双边协商电价(元/千0.300.250.200.150.100.052017/12017/52017/92018/12018/52018/92019/12019/52019/92020/12020/52020/92021/12021/52021/92022/12022/

12、50.0020%10%0%-10%-20%-30%-40%(元/千瓦时） 常规直购 战略长协品种总平均0.2630.2580.2600.2500.2240.2220.2180.2120.1960.2000.1940.1790.280.260.240.220.200.180.162018201920202021资料来源：云南电力市场化交易快报、注：2021 年战略长协电价同比下降主要系口径问题，2021 年该值实际披露口径为计划外交易，除战略长协外，还包括交易电价极低的富余电量、低谷弃水、电能替代、自备替代交易品种（2020 年上述品种电价分别为0.079/0.078/0.177/0.213元/

13、千瓦时，交易电量占比分别为 9/3/1/4%，合计比例接近当年战略长协交易电量比例），拉低了电价水平。资料来源：各年度四川电力市场运营报告、我们预计四川省水电市场化电价将维持 2021 年增长态势。自 2019 年 9 月 26 日，国务院常务会议决定将现行“标杆上网电价机制”改为“基准价+上下浮动”的准市场化机制，一直到 2021 年市场化电价改革以前，由于鼓励工商业发展，降低工商业用电成本，市场化电价基本一直处于较基准电价折价状态，且折价程度较高。因此我们可以看到 2018 年-2020年，四川省水电市场化交易常规直购电价及总体水电市场化交易均价呈现持续下降趋势。 2021 年 7 月以来

14、电力供需偏紧带来多省电力市场化交易电价上涨，因此 2021 年四川省水电市场化交易常规直购及总体交易均价分别同比上涨 1 分钱/1.8 分钱，打破四川省水电市场化电价 2018-2020 年的下降态势。2021 年 10 月 11 日，四川省发布关于全省节约用电倡议书，由于“今冬明春”（2021 年冬天和 2022 年春天）电力供应缺口较大，倡议全社会联合行动，共同做好节约用电工作。在供需仍偏紧的态势下，我们认为 2022 年四川省水电市场化电价将呈现稳中向上态势。成本端：存量机组折旧完成将带来利润释放。我们测算十四五期间，华能水电部分存量机组折旧完成将累计带来约 8.9 亿元的利润释放，十五

15、五期间累计为 7.6 亿元，分别占 2021年归母净利润 58.4 亿的 15%和 28%。雅砻江水电 2022 年折旧将因 2021 年杨房沟全部机组和两河口 5 台机组投产而大幅上升，2023 年折旧因两河口最后一台机组投产小幅上涨， 2023 年-2031 年折旧将保持平稳，2032 年开始折旧将因二滩水电站房屋及建筑物及锦官+桐子林电站机电设备折旧陆续完成而显著下降。图表9： 雅砻江水电存量机组折旧趋势预测（2005-2035E）(亿元)房屋及建筑物机器设备运输工具办公设备及其他70 73 73 73 73 73 73 73 73 73 6965 62 6052412933 33 34

16、 35 3519151010 10 10 11 10 108070605040302010200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E2031E2032E2033E2034E2035E0注：该测算仅考虑存量机组（包括两河口、杨房沟），暂不考虑大规模机电设备置换对公司整体折旧带来的增量影响资料来源：公司公告、预测图表10： 华能水电存量机组折旧趋势预测（2006-2030E）)房屋及建筑物机器设备其他57 59515

17、6 54 5251 5041 4344 4646 44 44 44 42332418 202247(亿元 7060504030201020062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E0注：本测算仅考虑存量机组，暂不考虑托巴水电站建设及投产，及大规模机电设备置换，对公司整体折旧带来的增量影响资料来源：公司公告、预测看好水电基本面稳健增长和股价表现。进攻性角度水电 2022 量价齐升概率较大，防御性角度经营稳健历史股价波动较小。2

18、012 年中至 2013 年中，雅砻江的锦官机组和金沙江的向家坝/溪洛渡等产能集中投产，和今年情况非常类似，水电板块在此过程中绝对收益和相对收益都较为显著（均在 20%左右）。推荐国投电力/川投能源/华能水电。绿电板块估值回调到位，后续关注装机与电价预期差绿电长期成长趋势确定，预计 2022-2025 年风电、光伏年均中枢分别抬升至 65GW、96GW。截至 2022 年 5 月末，国内风电/光伏装机容量达到 339/328GW，较 2021 年末分别增加11/21GW。假设 2022-2025 年全社会用电和发电量 CAGR 均为 6%（略高于 Wind 一致预期 GDP 增速）、考虑到双碳

19、目标下火电受挤压、而水电与核电增量有限，新增用电需求主要由风光电满足，我们测算 2022-2025 年风电/光伏年均新增装机中枢抬升至 65/96GW，较 2018-2021 年的 41/44GW 大幅提高，2025 年风光合计装机占比将达到 39%（2021 年为 26%），发电量占比将达到 19%（2021 年为 12%）。图表11： 2022-2025 年国内电力装机预测能源类型装机量/GWCAGR预计占比市占率变化20212022E2023E2024E2025E22-25/%2025/%21-25/pct火电1,2971,3511,3951,4391,4733.245.1-9.4水电3

20、914084214324423.113.5-2.9核电53606266686.42.1-0.2风电32837844051158915.718.14.2光伏30738247257769222.621.28.3合计2,3772,5782,7903,0253,2648.3发电量/TWh火电5,6465,6965,9586,1836,3342.960.7-6.7水电1,3401,4501,4811,5261,6034.615.4-0.6核电4084334694965196.35.00.1风电6567468921,0371,19916.311.53.7光伏32742551963877223.97.43.

21、5合计8,3778,7519,3189,88010,4275.6资料来源：中电联、预测各省“十四五”规划隐含风光装机增量 660GW，内蒙古/云南/甘肃引领 TOP3。梳理国内各个省/自治区/直辖市“十四五”能源规划，我们统计规划中对应的 2022-2025 年风光新增装机合计 660GW，和前文预测基本一致。其中，内蒙古/云南/甘肃规划增量引领全国， 2022-2025 年风光装机分别新增 80/73/53GW。借助于优良的风光资源禀赋，新能源发电已成为内陆省份重要的投资方向。图表12： 各省“十四五”规划隐含风光装机增量 660GW（2022-2025 年），内蒙古/云南/甘肃领衔(万千瓦

22、)9,0008,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,0000风电 光伏内 云 甘 山 河蒙 南 肃 西 北古青 陕 广海 西 东山 广 贵东 西 州宁 江 江夏 苏 西湖 四 辽 川 宁黑 河 湖龙 南 南江浙 西 海江 藏 南新 天 上 福 北 吉疆 津 海 建 京 林资料来源：各省发改委与能源局、装机增长决定，风光运营在成长期理应获得更高溢价，把握上游价格拐点前的配置机会。在 2003-05 年，火电股作为成长股时期 A 股 P/B 估值相对大盘出现溢价。火电在成长阶段，溢价来自于下游需求迅速增长、装机规模快速上升与原材料供需平衡三方面。从成长性来看，当前

23、主要风光运营商隐含 2022-2025 年装机 CAGR 20%-26%，成长性不弱于 2003-05年火电的装机增速（13%），应当享受更高的估值溢价。图表13： 2000-2010 年火电装机容量和发电量几乎一路上行图表14： 2000-2010 年火电板块 P/B vs A 股整体 P/B(万千瓦、亿千瓦时）80,00070,00060,00050,00040,00030,00020,00010,00020000火电装机容量（万千瓦）火电发电量（亿千瓦时）容量YoY（右） 电量YoY（右）30%25%20%15%10%5%0%-5%80%70%60%50%40%30%20%10%0%-1

24、0%-20%(x) 8火电指数对上证A股估值折价 火电指数PB（右） 上证A股PB（右）76543210(1)2000200020012001200220022003200320042004200520052006200620072007200820082009200920102010(2)2001200220032004200520062007200820092010资料来源：国家统计局、资料来源：Wind、图表15： A 股主要风光运营商装机增速图表16： A 股主要风光运营商 PE 与 PB 估值水平（2022 年 6 月均值(%) 70605040302010018-2122-25E龙

25、源电力三峡能源南网能源吉电股份节能风电(x) 454035302520151050龙源电力 三峡能源 南网能源 吉电股份 节能风电 信义能源(x) 5PEPB（右）43210资料来源：公司公告、预测资料来源：Wind、上游价格拐点前的估值洼地，新能源运营商出现配置机会。考虑到光伏上游价格高位震荡、海上风电平价项目收益率不高，市场对新能源运营装机增长有所担忧，部分压制了新能源运营板块的相对估值水平。但从中长期角度来看，中国“双碳”目标不会改变，建立以新能源为主体的新型电力系统路径势在必行。因此，我们认为，在组件价格有望迎来向下拐点、海上风电平价加速推进的预期下，新能源运营板块仍处于估值洼地。业绩

26、弹性区分，优选具备核心竞争力的头部运营商。新能源运营商的竞争力最终体现在中长期业绩弹性与持续性。三维度评价：1）运营能力，发电量最为直观，综合体现开发/投资/建设/运维实力；2）盈利能力，对风电而言资源区域运营效率融资成本，对光伏而言融资成本与电价是关键；3）融资能力，保障竞争力的可持续性，杠杆是内在约束，央/国企融资成本壁垒牢固。竞争力最终体现在运营商中长期的业绩弹性与持续性。我们认为三类新能源运营商有望体现出属性：1）装机规模快速增长的新能源运营商龙头，包括三峡能源、龙源电力；2）传统能源转型标的，包括华电国际、国电电力；3）占据优质资源的区域型运营商。核电电价上涨弥补短期电量增长放缓，中

27、长期贡献稳定业绩各省份市场化电价的上涨给核电带来的业绩增厚较为可观。2022 年广东、福建的核电市场化电量有明显提升，而浙江、江苏等省份核电市场化电量比例基本维持稳定。市场化电价方面，已经明确签订的中国广核广东省 112.9 亿度 2022 年度电力长协，其市场化交易价格与中国广核本次在广东参与市场化机组的计划电价相当；根据 2022 年江苏电力市场年度交易结果，中国核电在江苏省签订的 140 亿度核电交易长协，市场化电价 466.69 元/MWh，较江苏省基准电价上浮 19.36%。对于中国核电部分尚未明确的市场化电价，我们做了 3 种假设，分别为与参与市场化核电机组计划电价一致，较各省份基

28、准电价上涨 10%以及较各省份基准电价上涨 20%。考虑中国核电 2022 年新投产机组带来的电量增量。我们测算，假设江苏、海南、浙江市场化电价与参与市场化核电机组计划电价一致/较各省份基准电价上涨 10%/20%，中国核电将新增收入 70.4-88.61 亿元，其 2022 年综合上网电价将同比上涨 0.011-0.022 元/千瓦时，2022 年核电市场化量价齐升为公司带来归母净利润弹性预计为 25%-35%（基数为公司2021 年归母净利润 80.37 亿元）。图表17： 中国核电 2022 年市场化电价上涨带来收入/归母净利润增厚假设江苏、海南、浙江市场收入增量综合电价综合电价上涨归母

29、净利增量较 2021 年公司归母净利弹性化电价(亿元）（元/千瓦时）（元/千瓦时）(亿元）（%）与机组计划电价持平70.400.4140.01119.7825%较各省基准电价上浮 10%78.680.4190.01623.5029%较各省基准电价上浮 20%88.610.4260.02227.9735%注：1）由于我们的测算考虑了公司本身由新投产机组及存量机组利用小时提升带来的电量增长，故归母净利润增量=（收入增量*（1-营业税金及附加比例）-成本增量）*（1-所得税率）*（1-少数股东损益比例）；2）营业税金及附加率/所得税率/少数股东损益比例均参考公司 2020 年年报数值 1. 2%/1

30、6.9%/45.2%。资料来源：预测城燃分销：盈利能力有望见底回升，但低估值或是新常态中国天然气供需紧平衡，俄气增量摊薄进口气价国内天然气对外依存度不降反升。据国家发改委、国家统计局和海关总署发布的数据，2021年国内天然气表观消费量为 3726 亿方（同比+15%），天然气总供给为 3736 亿方（同比+13%）。扣除国内天然气产量 2053 亿方（同比+9%），2021 年国内天然气供需缺口为 1673亿方，主要由进口气满足，国内天然气消费对外依存度同比+3pp 至 45%。2021 年天然气进口量为 1675 亿方（同比+19%），其中 LNG 1089 亿方（同比+18%），管道气 5

31、86 亿方（同比+23%）。图表18： 2021 年国内天然气表观消费量同比+15%，对外依存度 45%图表19： 2021 年国产气同比+9%、进口气同比+19%表观消费量 对外依存度（右）yoy（右）(亿方) 4,000%)(亿方)国产气进口管道气50进口LNG国产气yoy（右）(%)3,5003,0002,5002,0001,5001,00050004540353025201510502016201720182019202020214,0003,0002,0001,0000进口管道气yoy（右）进口LNGyoy（右）6050403020100(10)2016201720182019202

32、02021资料来源：国家发改委、国家统计局、海关总署、资料来源：国家发改委、国家统计局、海关总署、气电承压或将导致 22 年天然气消费量增长低于预期。2022 年 1-5 月国内天然气表观消费量为 1529 亿方，同比-0.94%。随着疫情管控边际放松，下半年天然气需求有望复苏；但考虑到今年 LNG 价格高企显著压制气电出力，我们预计 22 年天然气需求同比+7%至 3,986亿方（增幅 260 亿方），低于 4 月中石油经研院预测的同比+8.2%（4,031 亿方）。图表20： 2021 年下半年以来中国 LNG 到岸价震荡上行图表21： 预计 22 年天然气需求同比+7%，低于 4 月中石

33、油预测(美元/MMBTu)LNG到岸价：中国(%)天然气表观消费量累计同比1690148012701060850640430220010(2)8.56.615.0-0.947.08.2001/202104/202107/202110/202101/202204/202207/20222019202020215M222022E华泰预测2022E中石油预测资料来源：金联创、资料来源：国家发改委、国家统计局、海关总署、中石油、预测国产气 22 年增幅 147 亿方。根据“三桶油”对常规与非常规天然气的增储部署和安排，预计 2022 年天然气产量将达到 2200 亿立方米左右，同比增长 7%左右，增幅

34、 147 亿方。进口管道气：以中亚线为主，俄气为最大增量。2021 年进口管道气中，中亚管道气 441 亿立方米，中俄东线天然气 100 亿立方米（俄罗斯从 2021 年开始成为仅次于土库曼斯坦的我国第二大管道天然气进口国），其余 40 多亿立方米来自中缅天然气管道。俄气计划 2022年对华输气 150 亿立方米。2 月 4 日俄气与中石油签署新的天然气长期供应协议，将中俄东线供应能力由 380 亿方/年提升至 480 亿方/年。7 月 18 日蒙古国总理宣布，中俄天然气管道“西伯利亚力量 2 号”（即中俄中线）将于 2024 年开工，2030 年投产，设计运力 500亿方/年。俄气报关价接近

35、管道气最低。我们根据海关数据，结合人民银行发布的 2021 年美元兑人民币平均汇率 6.4515 换 算，2021 年土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦、缅甸、俄罗斯进口管道气价格分别为 1.54/1.28/1.39/2.25/1.20 元/立方米。自 2019 年 12 月通气以来，中俄东线管道气价格在大部分时间都处于最低水平。图表22： 俄气是中国进口管道气最大增量图表23： 俄气在进口管道气中价格相对更低(万吨)450400350300250200150100500土库曼斯坦哈萨克斯坦乌兹别克斯坦缅甸俄罗斯201620172018201920202021(美元/千克) 土库曼斯坦缅甸俄

36、罗斯 乌兹别克斯坦 哈萨克斯坦0.60.50.40.30.20.101/201605/201609/201601/201705/201709/201701/201805/201809/201801/201905/201909/201901/202005/202009/202001/202105/202109/20210资料来源：海关总署、注：气态天然气密度约为 0.7174 千克/立方米资料来源：海关总署、进口管道气价：油价强相关，俄气增量影响边际递减。中国管道气定价中，中缅气与原油挂钩，中亚气与成品油挂钩。根据我们测算，原油价格下降 10%，中国进口气平均成本下降 0.17 元/立方米，边际

37、效应相对稳定。中俄管道气作为低价的气源补充，进口管道气均价下降的边际效应递减，例如 100 至 200 亿方区间均价降低 0.043 元/方、200-300 亿方降低0.017 元/方。但考虑到油价的强相关性，高油价期俄气增量的降价效果好于低油价期。图表24： 俄气增量与油价涨跌幅对中国进口管道气均价的影响测算进口管道气均价100200300400600900-30%1.2011.1711.1591.1491.1211.086-20%1.3731.3381.3251.3131.2811.241-10%1.5441.5051.4901.4771.4411.3960%1.7161.6731.656

38、1.6411.6021.55110%1.8871.8401.8211.8051.7621.70620%2.0592.0071.9871.9691.9221.86130%2.2312.1742.1522.1332.0822.016注：进口管道气均价单位元/方，横轴为中俄管道气进口量（亿方），纵轴为油价涨跌幅资料来源：海关总署、预测城燃销气毛差有望改善，但低估值或是新常态22H1 销气毛差有望环比小幅改善。销气毛差、气量与接驳是影响城燃公司盈利能力的核心变量。2021 年国内主要城燃公司（除昆仑能源以外）销气毛差均同比下滑 0.060.10 元/方（降幅 1118%），主因 21H2 以来天然气价

39、格大幅上涨、而城燃顺价相对滞后。随着供暖季结束、顺价比例提高，22Q1-Q2 销气毛差环比正小幅改善；下半年民用气新合同落地，有望推动 22H2 毛差同比大幅改善。图表25： 除昆仑能源以外，2021 年国内其他主要城燃公司销气毛差同比下滑 1118%(元/方)0.82016201720182019202020210.70.60.50.40.30.20.10新奥能源华润燃气中国燃气昆仑能源香港中华煤气港华燃气资料来源：公司公告、天然气需求增速放缓。22-25 年国内天然气需求有望保持 8%左右 CAGR，较 17-21 年 12%的 CAGR 明显放缓。国内天然气增量需求以工商业煤改气为主、居

40、民用气内生增长为辅。图表26： 我们预计 22-25 年国内天然气需求增速较 17-21 年放缓天然气总需求 城市燃气工业燃气 天然气发电天然气化工(%) 403020100(10)(20)2016201720182019202020212022E2023E2024E2025E资料来源：国家发改委、国家统计局、未来 2-3 年气量增速与新增接驳展望较“十三五”均有所收窄，料城燃公司归母净利增速将回落至 1015%（“十三五”2025%），行业或将进入低估值的新常态。图表27： 我们预计 22-24 年主要城燃公司新增接驳规模将收窄(千户)16,000中国燃气华润燃气新奥能源昆仑能源港华智慧能源

41、14,00012,00010,0008,0006,0004,0002,000020152016201720182019202020212022E2023E2024E资料来源：公司公告、预测重点推荐看好水电基本面稳健增长和股价表现，进攻性角度 22 年量价齐升概率较大，防御性角度经营稳健历史股价回撤较小，推荐国投电力/川投能源/华能水电。中长期业绩弹性与持续性检验竞争力，把握估值回调后的布局机会，推荐绿电运营龙头三峡能源/龙源电力、火电转型先锋华电国际/国电电力，关注优质区域资源分配。城燃行业高频数据边际向好，天然气价格既是板块业绩主变量也是影响投资者情绪的关键点。能源转型打开二次成长曲线，推荐

42、新奥股份/港华智慧能源；业绩与估值双见底，建议关注中国燃气。国投电力（600886 CH，买入，目标价：13.09 元）火电板块亏损导致 21 年利润下滑，两河口/杨房沟水电站有待发力。公司 21 年营业收入/归母净利润 436.8/24.4 亿元（归母净利低于我们预期的 37.5 亿元），同比+11.1%/-55.8%；1Q21 营业收入/归母净利润为 110.4/10.4 亿元，同比+20.1%/-14.9%。21 年煤价高企致火电净利承压，22 年煤电板块有望反转；两河口/杨房沟机组已全部投产，有待其电量充分释放，预计公司 22-24 年归母净利 64/66.6/68.1 亿元。公司 2

43、2E 火电/清洁能源归母净利 6.5/57.5 亿元，参考可比火电/清洁能源公司 22 年 Wind 一致预期 PE 均值 11.21/15.71x，给予公司火电/清洁能源板块 22 年目标 PE 11.21/15.71x，公司市值 976 亿元，对应目标价13.09 元，维持“买入”。（报告发布日期：2022 年 5 月 3 日）风险提示：来水/两杨发电量/市场化电价上涨不及预期；煤价增长超预期。川投能源（600674 CH，买入，目标价：14.18 元）田湾河电站因大坝治理影响公司业绩，期待两杨发电量释放。公司 21 年营业收入/归母净利润 12.6/30.9 亿元（低于我们预期的 12.

44、8/33.9 亿元），同比+22.5%/-2.4%；1Q21 营业收入/归母净利润为 1.7/5.6 亿元，同比减少 18.2%/13.7%。公司 21 年 DPS 为 0.40 元，对应派息率高达 57.0%（高于承诺比例 50%）。田湾河水电站仁宗海水库 21 年因大坝治理未蓄水，将影响 2022 年发电量，我们预计 22-24 年归母净利 36.8/38.8/39.2 亿元。参考可比公司Wind 一致预期 22 年平均PE16x，考虑两河口/杨房沟水电站产能释放带来长期价值提升，给予公司 22 年 17x 目标 PE，对应目标价 14.18 元，维持“买入”评级。（报告发布日期： 202

45、2 年 4 月 21 日）风险提示：两河口/杨房沟发电量不及预期；经济下行拖累水电需求。华能水电（600025 CH，买入，目标价：8.30 元）云南市场化量价齐升促公司业绩增长，2022 年预计新能源装机增长。公司 21 年营业收入/归母净利润 202/58.4 亿元（高于我们预期的 196.5/55.4 亿元），同比+4.9%/+20.8%；1Q22营业收入/归母净利润为 39.4/7.4 亿元，同比+2.7%/23.4%。公司 21 年 DPS 为 0.17 元，对应派息率 52.4%。由于公司云南省市场化量价齐升且 22 年公司预计新增新能源装机 1.3GW，预计 22-24 年归母净

46、利为 69.5/76.2/87 亿元。参考可比公司Wind 一致预期 22 年平均 PE15x，考虑公司水风光一体化发展带来长期价值提升，给予公司 22 年 21.5x 目标 PE，对应目标价 8.30 元，维持“买入”评级。（报告发布日期：2022 年 4 月 23 日）风险提示：来水/市场化电价上涨不及预期，水风光电站投产不及预期。三峡能源（600905 CH，买入，目标价：8.12 元）风光项目储备丰富，维持买入评级。预计 22-24 年归母净利为 82/100/119 亿元，CAGR=28%，EPS 为 0.29/0.35/0.41 元。新能源发电行业可比公司 22 年 PEG 均值为

47、 0.7x（Wind 一致预期）。我们认为公司具备成为全球海上风电龙头的潜力，净利润 CAGR（28%）好于可比均值（25%），给予公司 22 年 1.0 x 目标 PEG（相对溢价 0.3x），对应目标价 8.12 元。（报告发布日期：2022 年 4 月 29 日）风险提示：电价风险；限电风险；可再生能源补贴滞后风险。龙源电力（001289 CH，买入，目标价：28.50 元）国家能源集团新能源主力平台。龙源电力具备四大独特优势：1）央企国家能源集团的新能源主力平台，可充分整合集团资源；2）全球风电龙头地位牢固，自 2015 年以来装机规模持续保持首位；3）风电投运项目覆盖国内 32 个省

48、市，在资源获取和项目开发上具备先发优势；4）杠杆率稳健，回归 A 股后大幅拓宽融资渠道。预计公司 2022-24 年归母净利 80/95/113 亿元，EPS 0.95/1.13/1.34 元。公司行业地位领先，盈利能力优于同行，资产注入增量可观，给予 2022 年 30 xPE（Wind 一致预期可比均值 24x），目标价 28.5 元。（报告发布日期：2022 年 6 月 27 日）风险提示：疫情对在建项目进度的影响；来风情况不及预期；弃电率回升风险；煤价上升风险；电价下调风险；可再生能源补贴回款速度不及预期。华电国际（600027 CH，买入，目标价：5.91 元）高煤价压力下 2Q22

49、 仍保持盈利，参股新能源平台功不可没。华电国际于 7 月 14 日发布 2022年上半年业绩预告，公司预计 1H22 归母净利 14.9-18.2 亿元，扣非归母净利 10.9-14.2 亿元（同比增长 0%-30%）；对应 2Q22 归母净利 8.7-12.0 亿元，扣非归母净利 4.7-8.0 亿元。我们维持 2022-2024 年归母净利润预期 51.1/60.9/66.7 亿元。我们预计 22 年公司参股新能源公司贡献投资收益 29.3 亿元，公司水电/火电归母净资产为 72/239 亿元，参考可比公司 2022E Wind 一致预期 PE/PB/PB 均值 23.3x/2.2x/1.

50、1x，给予公司参股新能源权益资产/水电/火电目标PE/PB/PB16.3x/1.7x/0.9x（新能源折价考虑公司拥有的为参股资产，水电折价考虑与可比公司水电盈利水平有差距，火电折价考虑可比公司拥有控股新能源资产），公司目标市值 583亿元，目标价 5.91 元，维持“买入”评级。（报告发布日期：2022 年 7 月 15 日）风险提示：煤价下降/电价上涨不及预期；参股新能源平台发展不及预期；对参股新能源平台的持股比例被稀释风险。国电电力（600795 CH，买入，目标价：4.65 元）传统能源资产盈利稳中有升，新能源规划上调加速转型。公司背靠国家能源集团，系集团旗 下新能源发展三大主力公司之

51、一。截至 21 年底，公司控股装机 9981 万千瓦，其中火电占比 78%，系我国火电装机规模第二大的上市公司。十三五期间，除几次集团资产整合外，公司 盈利稳中有升。我们预计公司 22-25 年归母净利为 62/77/92/115 亿元。根据公司 22 年新能 源板块归母净利润 17.7 亿元，水电/火电归母净资产 230/398 亿元，参考可比公司 Wind 一致 预期 22E PE/PB/PB 均值 21.4/2.1/0.8x，考虑公司新能源/水电资产盈利较可比公司有一定差 距及火电可比公司PB 一致预期含新能源资产预期，给予公司22E PE/PB/PB 预期15/1.5/0.6x，新能源

52、/水电/火电市值 265/345/239 亿元，扣除永续债权益 19.95 亿元，目标市值 830 亿元， 目标价 4.65 元，给予“买入”评级。（报告发布日期：2022 年 6 月 7 日）风险提示：煤价超预期及长协煤保障不及预期；煤电电价上涨/新能源发展/大渡河水能利用不及预期。新奥股份（600803 CH，买入，目标价：24.06 元）新签大额 LNG 采购长约，资源池优化，供应能力有望增强。3 月 29 日，公司发布签订日常经营重大合同公告：公司子公司 ENN LNG (Singapore) Pte Ltd （新奥新加披公司）及 ENN Global Trading Pte Ltd （新奥贸易公司）分别与 Energy Transfer LNG Export, LLC（ET LNG 出口公司）签署 180 和 90 万吨/年 LNG 采购合同，为期 20 年，公司预计最早自 2026 年开始，采购价格与 Henry Hub 基准价格挂钩。我们认为依托公司拟收购的新奥舟山 LNG 接收站，此次大额 LNG 采购合同的签订有利于公司资源池优化，进一步提升公司天然气供应能力，直销气业务发展未来可期。维持公司 22-24 年归母净利预测 48.9/57/62 亿元，根据可比公司Wind 一致预期 22E PE 均值 11x，考虑公