公用环保行业2023年投资策略丨2023.1.18

中信证券研究部

李想

公用环保行业首席

分析师

S1010515080002

核心观点

新型电力系统成本正向下游疏导，推动用户侧电价步入上涨周期；光伏产业链上中游降价正从预期走向现实，集中式光伏有望引领2023年光伏装机高增，绿电高增长+项目回报预期持续改善可期；新旧转换期间需要传统化石电源及绿电协同发展，电源建设提速可期，预计2023年国内电源建设投资超8,000亿元；数字化和新型电力系统融合日益加深，正催生功率预测及虚拟电厂等新需求及新模式。推荐三峡能源、龙源电力（A&H）、国电电力、华能国际（A&H）、国投电力、南网储能、信义能源、国网信通、中国电力等。

经济疲弱制约火电上浮区间，但用户侧涨价趋势已定。发电侧方面，预计火电行业盈利仍难修复到合理水平，但预计实体经济压力较大使得2023年火电电价浮动区间进一步放开概率较低。用户侧方面，新型电力系统综合成本达峰可能需要较长时间周期，用户侧方面正面临成本上涨压力引发的电价上涨，即分时电价、辅助服务向下游疏导、现货市场建设等正在推动用户侧电价步入价格上涨周期。

光伏即将度过成本压力高峰，绿电高质高速成长可期。硅料上游产能大规模投产周期来临以及海外需求拉动力度的边际减弱，光伏产业链上游及中游价格已经开始全线松动，光伏组件降价正在从预期走向现实。在组件价格正步入降价周期、各地十四五规划陆续发布、大基地建设持续推进等因素刺激下，我们预计2023年光伏装机有望增至120GW，其中集中式光伏是装机增长核心驱动力。组件降价将有效刺激绿电项目经济性，国内绿电运营商再次回归装机高成长带动的业绩高速成长以及绿电新项目投资回报预期不断改善的良好环境。

行业投资提速，预计2023年电源投资超8000亿元。限电等电力系统安全性问题逐步暴露，传统电源压舱石地位重新得到再认识，电力系统新旧转换期间需要传统电源和绿电互补协同发展，煤电投资重新提速，项目审批及建设节奏明显加快。在火电新增装机发展提速、风光新能源驶入高速发展车道、核电发展提速以及配套风光消纳的火电灵活性改造及抽蓄项目密集建设等一系列因素的共同推动下，预计2023年国内电源建设投资将增加至8200亿元，同比增长超过30%。

数字化及新型电力系统结合，催生新场景及新模式。中电联统计2021年国内电力信息化领域投资已近300亿元，数字化正全面贯穿新型电力系统，传统电力结构、技术特征、运行机制、发展模式均将迎来重大变化。电力体系新应用场景和新商业模式正在不断涌出，发电侧的新能源功率预测技术与用户侧的虚拟电厂技术在提升电网安全性、提升需求侧相应能力、辅助客户参与电力市场交易等方面表现优秀，有望伴随电网数字化加速与电力市场逐步完善实现快速成长。

公用环保行业

评级强于大市 (维持)

风险因素：用电需求增速大幅下滑；售电价格大幅下降；燃料成本大幅上升；新能源装机增长不及预期；风光造价大幅上行；电力数字化投资不及预期。

投资策略。投资选择四条主线，具有估值安全边际且风光成长潜力充沛的火电转型标的以及龙头绿电运营商；受益国内新一轮大型水电装机进入投产释放周期的优质水电；配套绿电大规模发展的发电及电网侧储能标的公司；以及受益数字和和新兴电力系统相互融合的功率预测、虚拟电厂等标的。推荐三峡能源、龙源电力（A&H）、国电电力、华能国际（A&H）、国投电力、南网储能、信义能源、国网信通、中国电力等，建议关注华润电力、广宇发展、大唐新能源等。

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重点公司盈利预测、估值及投资评级

简称	代码	收盘价（元）	EPS（元)			PE			评级
简称	代码	收盘价（元）	22E	23E	24E	22E	23E	24E	评级
三峡能源	600905.SH	5.80	0.29	0.37	0.47	20	16	12买入
龙源电力(H)	0916.HK	10.80	0.92	1.10	1.29	12	10		8买入
国投电力	600886.SH	10.84	0.58	0.93	1.07	19	12		10买入
国电电力	600795.SH	4.07	0.35	0.43	0.49	12	9		8买入
华能国际	600011.SH	6.98	-0.18	0.28	0.57	-39	25	12	买入
国网信通	600131.SH	16.47	0.67	0.78	0.92	25	21		18买入
华润燃气	1193.HK	33.20	2.80	3.15	3.54	10	9		8买入

资料来源：Wind，中信证券研究部预测注：股价为2023年1月17日收盘价，港股公司股价货币单位均为港元，华润燃气财务数据货币单位为港元

预计2023年用电增速为4.6%，清洁持续挤压火电
预计2022\~2024年全国用电增速为3.9%/4.6%/4.5%。 5
经济疲弱制约火电上浮区间，但用户侧涨价趋势已定. .6
火电盈利自底部进一步修复，经济疲弱制约电价区间进一步放开. .6
推进分时电价和辅助服务成本疏导，终端用户电价上涨趋势明确. ..8
光伏即将度过成本压力高峰，绿电高质高速成长可期. ..10
海外拉动力度减弱叠加上游供给释放，绿电供需环境正变得有利 ..10
光伏上中游产业链价格已全线松动，降价正从预期走向现实.. ..12
回报及成长即将重新可以兼得，集中式光伏高速成长可期 ...13
行业投资提速，预计2023年电源投资超8000亿元 ..15
预计2023\~2025年火电新增装机将达到80/80/75GW， ..15
强化电力体系灵活性电带动抽蓄发展 ...16
预计2023年国内电源建设投资将增加至8200亿元. ...16
数字化及新型电力系统结合，催生新场景及新模式， ..17
数字化全面贯彻新型电力系统，电力信息化投资近300亿元 .17
新能源功率预测应用场景不断打开.. ..18
虚拟电厂方兴未艾，市场空间近千亿元 ..20
风险因素... .21
投资策略 .22

插图目录

图1：2017～2022年全国单月发、用电量增速情况 .5
图2：2016～2022年单月用电量情况及模拟（亿KWh） .5
图3：2018～2022M10各类地区单月用电增速（%） .5
图4：2018年以来CECI5,500大卡沿海电煤成交价及综合价走势 ..7
图5：2010\~2022年A股火电板块净资产收益率变动趋势 ..8
图6：2001-2020美国与加州全部门电价对比（美分/千瓦时） ..9
图7：美国与加州居民及工业终端电价对比（美分/千瓦时） ..9
图8：美国历年非水可再生能源发电量占比(百万兆瓦，%） ..9
图9：加州历年非水可再生能源发电量占比(百万兆瓦，%） ..9
图10：2005-2020年德国可再生能源发电量及占比情况. .10
图11：德国2015-2020年月度基荷上网电价.. .10
图12：2012\~2022年国内太阳能电池出口金额及其变动趋势， .11
图13：国内太阳能电池月度出口金额及其同比变化... .11
图14：国内多晶硅产量及进口量变动趋势（万吨/月） .12
图15：部分硅料公司产能扩张计划统计. .12
图16：国内单晶硅片现货均价（元/片） ..12
图17：国内多晶硅单晶用料价格（元/千克） ..12
图18：2021年5月以来国内单晶光伏组件月度价格趋势（元/瓦） ...13
图19：国内单晶PERC182mm 组件周度现货均价（元/瓦） ..13
图20：2016 年以来国内新增光伏装机类型及分布式光伏在当前新增光伏装机中占比（万
千瓦） ..14
图21：2016\~2025年国内火电当年新增装机规模 .. 15
图22：2020年末各国灵活调节电源与风光装机规模占比情况， ...16
图23：2013\~2025年国内电源建设投资完成额及其增速. ..17
图24：2021年国内重点电力企业信息化领域投入情况.. ..18
图25：2019\~2025年国内新能源发电功率预测产品市场规模及预测（亿元） ..19
图26：虚拟电厂运行模式示意图， ..20

表格目录

表1：2006\~2024年国内用电量需求预测. 6
表2：采用下水煤的电厂燃料采购成本测算(元/吨) .7
表3：2023年下水煤发电企业度电利润测.. .7
表4：模拟光伏项目关键参数假设． ..13
表5：模拟光伏项目回报对项目投资成本及利用小时的敏感性分析测算 ..14
表6：2022年沿海省份出台"十四五"能源规划中涉及煤电部分内容， .. 15
表7：我国不同区域"双细则"的主要考核指标和具体要求. .. 18
表8：近年来虚拟电厂相关政策.. ..21
表9：重点公用事业公司盈利预测及估值 .23

预计2023年用电增速为4.6%，清洁持续挤压火电

预计2022\~2024年全国用电增速为3.9%/4.6%/4.5%。

2022年M1-M10，全社会用电量71,760亿kWh，同比增长3.8%，10月国内用电同比增速下降使得1\~10月累计增速较1\~9月增速小幅回落0.2个百分点；10月单月用电量6,834亿kWh，同比上升2.2%，增速较单9月用电增速0.9%提升1.3个百分点，天气逐渐转冷带动居民用电需求提升使得用电需求增速出现小幅回升。月度环比来看，2022 年10月用电量环比9月下降3.6%，且降幅较2005\~2022年-2.8%的环比波动中值拉大0.8个百分点。

图1：2017～2022年全国单月发、用电量增速情况

资料来源：中电联、中信证券研究部；2022年截至10月

图2：2016～2022年单月用电量情况及模拟（亿KWh)

资料来源：中电联、中信证券研究部；2022年截至10月

高耗能地区2022年1\~10月用电增速4.7%，10月单月增速4.0%，较上月增速下降1.0个百分点。沿海地区2022年1\~10月用电增速2.3%，10月单月增速3.7%，较上月增速提升2.9个百分点，增速高于全国整体增速。其他地区2022年1\~10月用电增速5.2%，10月单月增速-1.5%，较上月增速提升0.2个百分点。

图3：2018～2022M10各类地区单月用电增速（%）

资料来源：中电联，中信证券研究部

结合1\~10月国内用电数据，我们采用宏观弹性预测法，预计2022\~2024年全国用电量增速分别为3.9%/4.6%/4.5%。

表1：2006\~2024年国内用电量需求预测

时间	人口消费（权数：0.4)			GDP弹性（权数：0.4)			FAI弹性（权数：0.2)			加权平均值	增速
时间	人口数	人均消费	电力需求	GDP增速	需求	电力需求	FAI增速	FAI	电力需求		增速
	亿人	kWh/人	亿 kwh	(%)	弹性	亿 kWh	(%)	弹性	亿 kWh	亿 kWh
2010A	13.41	3,132	41,999	10.3	1.48	41,999	23.8	0.64	41,999	41,999	15.3%
2011A	13.47	3,491	47,026	9.2	1.30	47,026	23.8	0.50	47,026	47,026	12.0%
2012A	13.53	3,665	49,591	7.8	0.70	49,591	20.6	0.26	49,591	49,591	5.5%
2013A	13.61	3,911	53,223	7.7	0.95	53,223	19.6	0.37	53,223	53,223	7.3%
2014A	13.68	4,038	55,233	7.4	0.51	55,233	15.7	0.24	55,233	55,233	3.8%
2015A	13.75	4,036	55,500	6.9	0.07	55,500	10.0	0.05	55,500	55,500	0.5%
2016A	13.83	4,281	59,198	6.7	0.75	59,198	8.1	0.62	59,198	59,198	5.0%
2017A	13.90	4,538	63,077	6.9	0.95	63,077	7.2	0.91	63,077	63,077	6.6%
2018A	13.95	4,905	68,449	6.6	1.29	68,449	5.9	1.44	68,449	68,449	8.5%
2019A	14.10	5,124	72,255	6.1	0.74	72,255	5.4	0.83	72,255	72,255	4.5%
2020A	14.12	5,319	75,110	2.3	1.35	75,110	2.9	1.07	75,110	75,110	3.1%
2021A	14.13	5,883	83,128	8.1	1.27	83,128	4.9	2.10	83,128	83,128	10.3%
2022E	14.21	6,083	86,421	3.5	0.95	85,892	5.5	0.90	87,243	86,374	3.9%
2023E	14.28	6,343	90,605	5.0	1.00	90,187	4.0	0.80	90,035	90,324	4.6%
2024E	14.36	6,603	94,832	5.0	1.00	94,696	4.0	0.80	92,916	94,394	4.5%

资料来源：中电联，国家统计局，中信证券研究部预测

经济疲弱制约火电上浮区间，但用户侧涨价趋势已定

火电盈利自底部进一步修复，经济疲弱制约电价区间进一步放开

预计2023年动力煤现货价格和长协价格走势高度分化仍将延续。从中电联编制的5,500 大卡CECI沿海电煤采购价格指数走势可以看出，侧重反映当期市场真实成交的成交价指数和和侧重反映综合加权价格的综合价指数，两者仍处于高度分化状态，目前实际成交价居高不下且最新成交价较综合价高出约600元。价格差异巨大反映煤炭企业的长协签约意愿和长协履约率意愿仍然较低。展望2023年，考虑全球能源供应危机仍未解除，在不出现经济大幅衰退情况下，我们预计现货煤价仍将高企，即CECI成交价指数和综合价指数，仍将呈现较大的分化。

图4：2018年以来CECI5,500大卡沿海电煤成交价及综合价走势

资料来源：Wind，中电联，中信证券研究部

我们假设2023年下水煤电厂的长协比例均值提升至60%，对应5,500大卡动力煤的含税综合采购成本约为930 元/吨。我们估计目前以下水煤为原料的电企中，严格执行长协价格的长协比例大概在30%\~60%区间内，其中央企普遍位于该区间上沿，地方国企普遍位于该区间下沿。在政府推进长协煤执行力度相关措施不断加严、动力煤市场新增供给逐步释放等因素的助推下，我们假设2023年以下水煤为主的电企，严格执行长协价格的长协煤比例均值提升至60%，此外跟随现货的长协煤比例约 20%，其余部分为现货价格采购。按照此比例测算，我们5,500大卡动力煤的含税综合采购成本约为930元/吨。

预计2023年，以下水煤为原料的沿海电厂能够实现整体盈利。沿海地区火电标杆电价均值为0.40元/千瓦时，假设市场交易电价在基准基础上浮20%，对应扣税后销售电价为0.42元/千瓦时，按照上述930元/吨的综合采购煤价我们测算，对应火电度电利润0.01元/kWh，即沿海电厂基本能够实现整体盈利。对于能够签订更高长协比例、或者电价更高的电厂而言，其盈利有望进一步抬升。

表2：采用下水煤的电厂燃料采购成本测算(元/吨)

采用下水煤的电厂燃料采购成本测算：
长协煤采购价格	元/吨	720
跟随现货长协价格	元/吨	1000
现货煤采购价格	元/吨	1,500
控价长协煤比例	%	60%
跟随现货长协比例	%	20%
现货占比	%	20%
综合加权采购价格：5500大卡	元/吨	932

资料来源：中信证券研究部测算

表3：2023年下水煤发电企业度电利润测算

2023年下水煤电厂盈亏测算
5,500大卡煤炭采购均价	元/吨	930	燃料	元/千瓦时	0.314
折算标煤价格	元/吨	1,047	折旧	元/千瓦时	0.045
单位供电煤耗	克标煤/千瓦时	300	人工	元/千瓦时	0.015
度电期间费用	元/千瓦时	0.03	维修	元/千瓦时	0.010
含税标杆电价	元/千瓦时	0.40	其他	元/千瓦时	0.010
2023 年电价在基准基础涨幅	元/千瓦时	20.0%	直接生产成本	元/千瓦时	0.394
2023年扣税后上网电价	元/千瓦时	0.425	全成本	元/千瓦时	0.424
			度电利润	元千瓦时	0.001

资料来源：中电联，中信证券研究部预测

火电企业盈利仍在底部徘徊，但考虑到实体经济压力相对较大且火电已经度过成本压力峰值，预计2023年火电市场交易电价浮动区间进一步放开概率较低。从盈利情况看，A 股火电板块 2022Q1\~3的ROE为1.4%，我们预计2022年全年ROE约为1.8%，相比2021年虽然回正但仍处于历史底部。结合我们上述下水煤电厂盈利能力的分析测算，预计 2023年火电企业的盈利能力虽有一定修复，但修复后的A股火电板块ROE仍处在较低水平。在发改委于2021年下半年将火电市场交易电价浮动区间上限放宽至基准价格的1.2倍之后，2022年的火电企业盈利能力仍在底部徘徊，这意味着火电市场交易电价的浮动区间需要进一步放开以修复火电企业盈利能力。但考虑到火电企业已经普遍度过成本压力峰值时刻，同时下游实体经济普遍压力较大，因此2023年的火电市场交易电价进一步放开概率较低。

图5：2010\~2022年A股火电板块净资产收益率变动趋势

资料来源：Wind，中信证券研究部

推进分时电价和辅助服务成本疏导，终端用户电价上涨趋势明确

新能源发电具有间歇、波动、反调峰等特点，因此增加了系统的负荷峰谷差与不稳定性，对电力系统的调峰消纳能力提出了更高的要求。这意味着系统内不仅需要接入更多当前尚未完全实现平价的新能源，还需要在电网侧投入更多资本开支以应对电力系统冲击。在欧美国家，由于发电侧与电网侧的电价机制均鼓励投资主体收回合理收益，额外的投资通常意味着电价提升。

近年来加州地区电价增幅明显，而美国全国平均电价仅为稳中略升。2001-2020年美国全部门电价基本保持稳定，从2001年的7.29美分/千瓦增长到2020年10.26 美分/千瓦时，累计增长40.74%；相比之下，加州全部门电价从2011年11.22美分/千瓦增长到2020年18.15 美分/千瓦时，累计增长161.76%。具体到居民及工业部门的电价，也呈现出类似的现象，加州地区的居民和工业用电增幅明显，而美国居民和工业用电增幅不明显。

图6：2001-2020美国与加州全部门电价对比 (美分/千瓦时)

资料来源：U.S.EIA，中信证券研究部

图7：美国与加州居民及工业终端电价对比 (美分/千瓦时)

资料来源：U.S.EIA，中信证券研究部

加州地区非水可再生能源发电量占比显著高于全国水平，与当地电价上行呈现强相关。2001-2020年间美国总发电量基本保持在35至40亿兆瓦之间，非水可再生能源发电量持续走高，从2001年的2%到2020年的10%，而加州的地区可再生能源占比更高，从2001年的11%到2020年的26%，可再生能源比例逐步提升。因此可以得出，加州地区电价的逐步攀升与当地不断提高的可再生能源发电占比具备较强的相关性。

图8：美国历年非水可再生能源发电量占比(百万兆瓦，%)

资料来源：U.S.EIA，中信证券研究部

图9：加州历年非水可再生能源发电量占比 (百万兆瓦，%)

资料来源：U.S.EIA，中信证券研究部

德国可再生能源发电量大幅提升，德国电价也出现明显涨幅。德国是全球主要发达国家中电价最高的国家之一。根据德国能源和水业协会BDEW的数据，德国居民电价中包括电力供应成本、电网费（由联邦网络局规定使用的使用费用7.09 欧分/千瓦时，占比约25%)，可再生能源附加费（向生产者支付可再生能源的国家保证价格6.41欧分/千瓦时，占比高达约20%）、销售增值税，电力税等费用。其中，电网费与可再生能源附加费合计占比接近终端电价的一半，是德国电价水平在全球偏高的主要原因。

由于碳价走高、加速淘汰煤电与核电，德国不仅需要加快建设可再生能源以弥补电力供给，也需要对电网进行相应扩建。与加州类似，这导致了近年来德国电价整体显著上行。

2015年至2020年，德国仅发电侧基荷上网电价就上行了约60%。

图10：2005-2020年德国可再生能源发电量及占比情况

资料来源：德国联邦经济与能源部，中信证券研究部

图11：德国2015-2020年月度基荷上网电价

资料来源：Bloomberg，中信证券研究部

尽管风电光伏的降本曲线显著，已经初步显现出平价状态，但对于电力系统整体而言，风光的冲击性带来的额外电网投资需求，通常完全抵消了风光自身在发电侧的降本效果，导致系统整体供电成本大幅上行。只有在电网为匹配以新能源为主体的新电力系统所开启的资本开支周期告一段落后，风光的后续降本方可真正带来电力系统整体成本的下行。

我国在碳达峰、碳中和推动下，目前国内正处于风光装机快速增长的起步阶段，且国内装机高速成长将持续较长时间周期。而从德国及美国加州的经验看，在新能源装机大幅上升后，电力系统综合成本的达峰可能需要较长时间周期。这意味着对于国内终端用户而言，从中长期看面临新能源装机提升后的系统成本上升带来的电价上行压力，即通过分时电价、完善现货市场、将辅助服务成本向下游疏导等方式，将建设新型电力系统增加的成本逐步向下游转移。

光伏即将度过成本压力高峰，绿电高质高速成长可期

海外拉动力度减弱叠加上游供给释放，绿电供需环境正变得有利

月度数据显示光伏组件出口增速近期已有明显放缓，出口拉动作用正在减弱。2022年年初迄今，俄乌冲突使得欧洲的能源向清洁化转型及能源保供的需求迫切，来自欧洲的光伏产品需求爆发式增长，带动国内整体光伏出口数据量价齐升。2022年1\~10月，国内光伏组件出口规模达到132GW，同比增长61%；2022年1\~11月，国内太阳能电池出口金额高达433亿美元，同比增长70%，全年出口金额及其增速均有望创下自2012年有数据统计以来的新高。从2022年1\~11月的月度出口金额数据看，在经历前期接近100%的爆发式增长后，国内光伏出口增速在7月达到峰值并自9月以来已经明显下降，其中11月出口金额同比增速已经回落至23%。劳动力短缺使得安装人员无法满足过快增长的订单量，同时前期大量进口使得欧洲累计了一定的库存量，相应导致海外需求强度对国内光伏出口的拉动力度明显减弱。

我们预计2023年国内光伏组件出口将延续高增，但增速或将降至40%附近。展望全年，我们预计2022年国内光伏组件出口规模约155GW，同比增长约60%；2023年的海外需求将受制于高基数及欧洲安装人员短缺等制约因素，预计 2023年国内光伏组件出口规模约为220GW，同比增长约40%。

图12：2012\~2022年国内太阳能电池出口金额及其变动趋势

资料来源：海关总署，Wind，中信证券研究部，注释：2022年数据为1\~11月出口数据

图13：国内太阳能电池月度出口金额及其同比变化

资料来源：海关总署，Wind，中信证券研究部

在持续上涨的高硅料价格刺激下，多晶硅企业纷纷扩产。2022年上半年，大全能源、合盛硅业、东方希望、四川永祥、上机数控、特变电工等硅料厂商共计发布约200万吨的硅料扩产计划。按照硅料常见的1\~2年投产周期，按照各家企业投产计划估计，预计2023年国内有约25万吨产能投放，2024年约有80万吨产能投放。

我们按照国内各家企业的硅料计划投产产能推算，远期国内硅料产能足以支撑每年新能1,000G光伏装机的装机目标，远超当前全球光伏约200GW的实际新增装机。随着上游硅料产能的逐步释放，硅料市场供需格局有望逐步从严重短缺走向市场平衡并迈入过剩阶段。按照硅料产能投放进度，结合近期的价格下行态势，我们硅料价格新一轮下行周期已经到来。硅料价格拐点出现有望带动组件价格重新回归下行通道，提升终端光伏电站回报并有效刺激绿电运营商装机积极性。

图14：国内多晶硅产量及进口量变动趋势（万吨/月）

资料来源：硅业协会，Wind，海关总署，中信证券研究部注：多晶硅进口量数据截至2022年9月

图15：部分硅料公司产能扩张计划统计

硅料商	单位	2021A	2022E	2023E
通威股份	万吨	18.0	23.0	35.0
大全能源	万吨	10.5	10.5	20.5
协鑫科技	万吨	7.5	30.5	50.5
新特能源	万吨	10.0	20.0	30.0

资料来源：通威股份等公司公告（含计划），中信证券研究部

光伏上中游产业链价格已全线松动，降价正从预期走向现实

近期，光伏产业链上游及中游价格已经开始全线松动。硅料方面，单晶用料价格已经重新回归300元/千克之下，部分产品最新报价已经降至250元/吨左右；硅片价格呈现断崖式下跌，2022年12月中旬的182mm及210mm单晶硅片已经跌至6.2元/片及8.10元/片，相比10月份的近期价格高点已经下跌约20%,且价格进一步明显下跌的概率较高。

图16：国内单晶硅片现货均价 (元/片）

资料来源：Wind，中信证券研究部

图17：国内多晶硅单晶用料价格(元/千克）

资料来源：CEIC，中信证券研究部

2022年年初以来，硅料价格上涨带来的成本压力以及海外组件出口需求强劲增长刺激，推动组件价格持续上涨，推动光伏电站的组件招标价格上涨至约2元/瓦的水平。但是，从周度高频数据看，随着上游产能大规模投产预期的不断强化以及需求拉动力度的边际减弱，国内组件价格已经掉头向下，12月中的组件价格已经回落至1.90元/瓦的水平，相比近期价格高点已经回落了5%左右。

图18：2021年5月以来国内单晶光伏组件月度价格趋势（元/瓦）

资料来源：CEIC，中信证券研究部

图19：国内单晶PERC182mm组件周度现货均价（元/瓦）

资料来源：Wind，中信证券研究部

回报及成长即将重新可以兼得，集中式光伏高速成长可期

2022年年初以来，对组件价格接受能力更强的欧洲需求大幅爆发，将组件价格接受能力弱于欧洲的国内绿电运营企业推向不利地位，高组件环境将国内绿电运营企业陷入保成长还是保股东回报的两难境地，大量集中式光伏项目在组件价格上涨环境下已经不能满足企业的收益率标准要求。

我们模拟假设了一个光伏项目，按照1.95元/瓦的组件采购价格、4.28元/瓦的单位投资成本、1400小时的利用小时假设以及0.35元/千瓦时的含税上网电价等关键参数假设，我们测算得到该项目的权益IRR为5.9%。从该项目的回报测算可以看出，今年有大量光伏项目（如项目所在地区标杆电价较低、储能配置需求要求较高、市场化相对激进等）的投资回报不能满足企业的底线投资回报标准，进而导致大量集中式光伏项目无法按照原定投资计划顺利投产。

表4：模拟光伏项目关键参数假设

项目运营数据假设：		项目财务数据假设：
装机容量	MW	150	组件价格	元	1.95
利用小时	h	1,400	单位成本合计	元W	4.28
标杆上网电价	元./千瓦时	0.350	项目总投资	万元	64,241
电网辅助费用分摊	元./千瓦时	0.005	资本金比例	%	25.0%
首年衰减率	%	2.50%	贷款比例	%	75.0%
次年衰减率	%	0.60%	财务费用率	%	4.0%
折旧年限	y	20	还款期限	y	15
材料费	元/kw	7	等额本金偿还金额	万元	-4,333
其他费用	元/kw	30	增值税率	%	13%
职工人数	人	10	所得税率	%	25%
人均薪酬	万元/年	10
维修费	%	0.2%~1.0%
通胀率	%	2.50%
年保险费/资产原值	%	0.25%

资料来源：中信证券研究部假设

从2022年1\~11月并网数据看国内光伏装机增长迅速，1\~11月国内光伏发电新增装机容量高达6,571万千瓦，相比上年同期增加3,088万千瓦。在高组件对集中式电站投资意愿构成明显压制情况下，光伏并网增长仍能迅速增长，背后的原因是工商业及户用分布式光伏电站出现爆发式增长，填补了集中式光伏电站增长乏力的缺口。和集中式光伏电站对标项目所在省火电标杆电价不同，分布式光伏项目对标电价为价格较高的终端用户电价，随着新型电力系统建设的不断推进以及市场化改革的持续加深，终端工商业用户电价上涨明显，明显提振工商业企业投资分布式光伏电站的积极性。2022年前三季度，户用及工商业分布式光伏在光伏装机中的占比高达65%，分布式光伏在光伏新增装机中占比创下历史新高。

图20：2016年以来国内新增光伏装机类型及分布式光伏在当前新增光伏装机中占比（万千瓦)

资料来源：国家能源局，中信证券研究部；注：3Q22为2022年截至三季度末的累计数据

仍以上述模拟光伏项目为例，从敏感性分析测试结果看，如果组件价格回落0.2元/瓦，在其他边界条件不变的情况下，组件降价带动该模拟项目的权益回报提升至7.1%;如果组件降价回报0.4元/千瓦时，该项目的权益回报将进一步增加至8.5%。

表5：模拟光伏项目回报对项目投资成本及利用小时的敏感性分析测算

	利用小时
	1,250	1,300 1,350	1,400	1,450	1,500	1,550
3.68	6.5%	7.7%	8.9% 10.1%	11.4%	12.7%	14.0%
3.88	5.2%	6.3% 7.4%	8.5%	9.7%	10.9%	12.1%
4.08	4.0%	5.0% 6.1%	7.1%	8.2%	9.3%	10.5%
单位成本 4.28	3.0%	3.9%	4.9%	5.9% 6.9%	8.0%	9.0%
4.48	2.0%	3.0%	3.9%	4.8%	5.8% 6.7%	7.7%
4.68	1.2%	2.1%	2.9%	3.8%	4.7% 5.6%	6.5%
4.88	0.4%	1.2%	2.1%	2.9% 3.8%	4.6%	5.5%

资料来源：中信证券研究部测算

我们预计2022年国内光伏并网规模约为8,500万千瓦，相比2021年的5,493万千瓦增长约3,000万千瓦。在组件价格步入降价周期、各地十四五规划陆续发布、大基地建设持续推进等因素刺激下，我们预计2023年光伏装机有望增至120GW，其中集中式光伏是装机增长核心驱动力。

行业投资提速，预计2023年电源投资超8000亿元

预计2023\~2025年火电新增装机将达到80/80/75GW

随着局部性缺电频发等问题的暴露，传统火电在电力系统的保供压舱石地位得到重新审视；与此同时，煤电在经过灵活性改造后通过较低出力参与电力系统调峰，可以缓解我国新能源装机增长与灵活调节电源建设不同步的矛盾。经济增速下行压力较大带动地方政稳增长压力，地方政府现阶段也希望将火电作为重大基础设施项目建设投资以发挥其在稳增长中的积极作用。在上述多种因素合力推动下，从2022年沿海省份出台的“十四五”能源规划和后续的项目审批情况看，广东、浙江、福建均将煤电新增或扩建作为能源规划重要构成，并在2022年下半年明显加快煤电项目审批节奏。

表6：2022年沿海省份出台“十四五”能源规划中涉及煤电部分内容

省份	时间	相关文件	煤电规划相关内容
广东	2022/4/18	《广东省能源发展 “十四五”规划》	新增投产河源电厂二期、江门新会双水热电联产扩建、华润西江电厂、华电丰盛汕头电厂、清远国华电厂、湛江京信东海电厂；推进揭阳京信电厂等项目建设工作。
浙江	2022/5/19	《浙江省能源发展 “十四五”规划》	建设乐清电厂三期、六横电厂二期、舟山电厂三期和沿海优选场址等项目，新增煤电装机632万千瓦。
福建	2022/6/1	《福建省“十四五” 能源发展专项规划》	推动神华罗源湾电厂、华电可门三期、泉惠热电建设，加快泉惠热电第二台机组、古雷热电、江阴热电前期工作，争取开工建设并投产，装机总量796万千瓦；布局漳浦电厂及两座百万千瓦气电作为应急备用调峰电源，争取“十四五”末开工。

资料来源：各省发改委官网，中信证券研究部

2022年1\~10月，国内火电行业投资规模已经达到640亿元，同比增长43%，已经明显超出同期19%的电源整体建设投资增速。综合考虑火电在保供、保障新能源消纳、拉动地方经济等方面的积极作用，预计火电新增装机在2022年后将迎来较快发展，具体而言，我们预计 2022\~2025年火电新增装规模为4,500/8,000/8,500/7,500万千瓦。

图21：2016\~2025年国内火电当年新增装机规模

资料来源：中电联，中信证券研究部预测

强化电力体系灵活性电带动抽蓄发展

对比中国灵活性电源（气电、抽水蓄能）在整体电源中的装机占比可以看出，2020年末我国灵活调节电源占比仅为5.9%，远低于法国/西班牙/英国/美国的14.0%/30.4%/38.3%/39.4%，灵活调节电源与风光装机比值仅为0.24，低于法国 (0.65)与西班牙（0.67）同期水平，国内灵活调节资源明显不足。

考虑到抽水蓄能项目的建设通常需要5\~10 年，在“十四五”期间难以大规模投产；天然气资源不足叠加国家LNG价格暴涨下，气电不能作为主力调峰电源；新型储能尚不具备普遍商业化的条件，“十四五”期间煤电灵活性改造有望成为补充灵活调节资源，以保障新能源大规模接入的主要途径。国家发改委、能源局在2021年发布的《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》中预计“十四五”期间我国将完成煤电灵活性改造2.0亿千瓦、煤电灵活性制造1.5亿千瓦。灵活性改造有望进一步强化煤电在我国电力系统中的地位，加速推进容量电价机制与辅助服务分摊机制改善煤电盈利模式。

图22：2020年末各国灵活调节电源与风光装机规模占比情况

资料来源：IRENA，EIA，BNEF，BEIS，IEA，中电联，国家统计局，中信证券研究部

预计2023年国内电源建设投资将增加至8200亿元

电源建设投资提速明显，我们预计2023年增加32%至8,200亿元。在火电新增装机发展提速、风光新能源驶入高速发展车道、核电发展提速以及配套风光消纳的火电灵活性改造及抽蓄项目密集建设等一系列因素的共同推动下，我们预计2023年国内电源建设投资将增加至8200 亿元，同比增长超过30%，并在2025年增至1.1万亿元。

图23：2013\~2025年国内电源建设投资完成额及其增速

资料来源：Wind，中电联，中信证券研究部预测

数字化及新型电力系统结合，催生新场景及新模式

数字化全面贯彻新型电力系统，电力信息化投资近300亿元

在新型电力系统的构建过程中，传统电力结构、技术特征、运行机制、发展模式等将发生革命性的变化，将催生大量新技术、新模式、新业态。实现新型电力系统下源网荷储全环节的智能互动、精准控制，亟待运用数字技术，具备融"采集感知+算力算法+运行控制+智慧运营"于一体的能力，加快推动电力企业数字化转型升级。

根据中电联统计，2021年，国内在电力信息化领域的投入规模为283亿元。电网领域，2021年信息化投入达154亿元，其中国家电网、南方电网、内蒙古电力的投入分别为97/53/3亿元。电源领域，2021年信息化投入达112亿元，其中规模较大的有中国华能13.4亿元、国家能源集团28亿元、国家电投14亿元、中国三峡集团14亿元。电建领域，2021年信息化投入16亿元。

图24：2021年国内重点电力企业信息化领域投入情况

资料来源：中电联，中信证券研究部

随着新型电力系统数字化技术的应用实践持续推进，数字化技术有望全面应用于新型电力系统中发电、输电、变电、配电、用电等各个环节，提升电力系统的智能化、自动化、数字化程度，推动传统电网加速向能源互联网升级。其中，发电侧的新能源功率预测技术与用户侧的虚拟电厂技术在提升电网安全性、辅助客户参与电力市场交易方面表现优秀，有望伴随电网数字化加速与电力市场逐步完善实现快速成长，市场规模增长前景广阔。

新能源功率预测应用场景不断打开

在新能源占比日益增多情况下，强化新能源发电功率预测是电网端进行电力调控和电力管理的必要前提。和自带调节能力的火电及水电等传统电源不同，风光新能源出力具有间歇性、波动性、随机性等典型特征，其大规模接入会提高电力系统的调峰调频压力，加大频率稳定、电压稳定等方面的潜在安全隐患。为降低新能源大规模接入对电力系统的冲击，电网端相应需求为可视化新能源发电曲线，及时掌握新能源出力情况，并据此做出及时、合理的发电规划，实现发电端和用电端的实时平衡，维持电网稳定，新能源功率预测需求相应诞生。

国家发改委及能源局等主管部门正持续加强对新能源功率预测的考核。2018年以来，国家能源局区域监管局纷纷更新所辖区域《发电厂并网运行管理实施细则》和《并网发电厂辅助服务管理实施细则》（以下简称“两个细则")，要求新能源电站对发电功率进行预测，并对上传率、准确率、合格率等指标进行偏差考核，推动发电功率预测类软硬件产品的市场需求显著提升。随着电力辅助服务补偿机制的不断完善，新能源发电功率预测考核以及并网智能控制考核等考核奖惩制度也相应明确，且考核要求也更为严格，新能源电站承担的功率预测考核成本也显著增加，功率预测准确性成为影响电站盈利能力的重要因素，催生了功率预测需求并带动功率预测产品出现。

表7：我国不同区域“双细则”的主要考核指标和具体要求

区域	相关细则	主要考核指标	具体考核要求
国家电网西北区域	2019版西北 “两个细则”	上传率、准确率	上传率：短期、超短期功率预测曲线及其他满足运行的数据文件，上传率应>95%; 准确率：风电场提供的日短期功率预测曲线最大误差不超过25%，光伏电站最大误差不
			超过20%;风电场、光伏电站的超短期预测曲线第2小时调和平均数准确率不小于75%。上报率：中短期/超短期功率预测上报率应达到100%;
国家电网华北区域	2019 版华北 “两个细则”	上报率、准确率	准确率：中短期功率预测的次日预测准确率应大于等于85%；超短期功率预测准确率应 ≥90%。
国家电网东北区域	2020版东北 “两个细则”	上传率、准确率、合格率	上传率：功率预测数据传送率应达到100%; 准确率：月平均风电功率预测准确率≥75%为合格；月平均光伏预测准确率≥85%；合格率：月平均风电/光伏功率预测合格率≥80%，为合格。
国家电网华东区域国家电网	2019版华东 “两个细则” 2020版华中	上报率、准确率	上报率：风电场和光伏电站短期/超短期功率预测上报率应达到100%; 准确率：短期功率预测准确率应≥80%；超短期功率预测准确率应≥85%。准确率：风电场次日0~24h 日前（短期）功率预测准确率应≥80%，光伏电站次日0~24
华中区域	“两个细则”	准确率	日前(短期)功率预测准确率应≥85%;风电场超短期功率预测第4小时的准确率应≥85%，光伏电站超短期功率预测第4小时的准确率应≥90%。上报率：短期/超短期上报率应达到100%；
南方电网	2020版南网 “两个细则”	上报率、准确率	准确率：风电短期功率预测准确率应≥80%，超短期功率预测准确率应≥85%，光伏短期功率预测准确率应≥85%，超短期功率预测准确率应≥90%。

资料来源：国家能源局各区域监管局官网，国家电网、南方电网官网，国能日新公司公告，中信证券研究部

新能源发电功率预测产品将在电源侧的运维管理与电网侧的电力调控方面发挥关键作用，在风光装机规模快速提升、现货市场加速推进等因素催化下，预计“十四五”期间我国功率预测产品市场空间及持续扩大。根据国能日新公司招股说明书披露的2019 年公司市占率及收入情况，我们推测当年全国风光功率预测产品市场规模约5.6亿元。考虑到“十四五”新增投产装机推动下游需求增长，以及现货市场建设推进带动功率预测产品渗透率提升，我们预计到2025年国内新能源发电功率预测产品市场规模将达到19.5亿元，对应“十四五”期间年均复合增速为20.0%。

图25：2019\~2025年国内新能源发电功率预测产品市场规模及预测（亿元）

资料来源：国能日新公司招股说明书，中信证券研究部预测

虚拟电厂方兴未艾，市场空间近千亿元

虚拟电厂是一种运用信息通信技术与软件系统，统一协调控制分布式电源、可控负荷、电动汽车、储能系统等分布式能源资源（Distributed Energy Resource，以下简称 DER）并整合形成特殊电厂，基于新型需求侧响应技术参与电力市场与电网调度的协调管理系统。在新型电力系统中，虚拟电厂既能作为发电与售电企业参与电力中长期交易与现货交易，又能作为辅助服务提供商进行调峰调频等辅助服务。

作为一种新型电力商业模式，虚拟电厂可基于能源互联网的智能技术，感知不同用户的用电需求弹性差异，并据此优化调配电量；参与者兼具发电与用电属性，改变了传统电网单向逐级流动的模式。虚拟电厂在电力系统中的价值主要体现在三个方面：

聚集资源：虚拟电厂能够解决海量用户侧异构资源地理位置分散、单体容量小、调控难度大的特征，将小型分布式电源整合并网运行，结合储能系统、可控负荷、电动汽车等，通过数字化手段降低新能源间歇性与波动性对电网的冲击；

削峰填谷：聚合源网荷储后，虚拟电厂可根据用户需求情况，结合电力供需与综合电价来调度电力，实现自适应、去中心化能源调度，大幅提升调度效率。虚拟电厂可参与电力中长期与现货市场以及辅助服务市场，发挥削峰填谷作用并平滑用电曲线，在满足用电需求与用电安全的基础上实现用能成本最小化；

提高效率：虚拟电厂在改变分布式电源并网方式的基础上，对厂内源网荷储协调优化，以数据赋能提升电网运行效率与电能利用效率。初期以算法指导发电、用电、储能与电力交易，后续通过持续积累数据进一步优化能源网络协调机制，最大程度平抑新能源间歇性与波动性，提高电能利用率并提高市场化交易收益。

图26：虚拟电厂运行模式示意图

资料来源：汪莞乔等《虚拟电厂通信网络架构及关键技术研究展望》，中信证券研究部

近年来国家发改委、能源局在推动电力市场建设、鼓励源网荷储与新型储能发展的政策中多次提到鼓励探索虚拟电厂商业模式与加大虚拟电厂投资力度。作为一种能够有效聚合海量DER 的需求侧响应技术手段，虚拟电厂在我国新型电力系统中将扮演重要角色，作为灵活调节资源通过现货市场套利、辅助服务交易、需求侧响应容量补贴、能效优化服务等途径实现盈利。根据全球能源互联网发展合作组织预测，2025/2030年我国最大负荷将达到15.7/18.2亿千瓦，按照最大负荷5%/6%的可调节负荷资源库建设比例，我们预计虚拟电厂市场空间将达到785/1,092亿元，增长空间广阔。

表8：近年来虚拟电厂相关政策

时间	部门	文件	相关内容
2021/02/05	国家发改委、能源局	《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》	充分发挥负荷侧的调节能力，进一步加强源网荷储多向互动，通过虚拟电厂等一体化聚合模式，参与电力中长期、辅助服务、现货等市场交易，为系统提供调节支撑能力；研究建立源网荷储灵活高效互动的电力运行与市场体系，充分发挥区域电网的调节作用，落实电源、电力用户、储能、虚拟电厂参与市场机制。
2021/07/23	国家发改委、能源局	《关于加快推动新型储能发展的指导意见》	鼓励聚合利用不间断电源、电动汽车、用户侧储能等分散式储能设施，依托大数据、云计算、人工智能、区块链等技术，结合体制机制综合创新，探索智慧能源、虚拟电厂等多种商业模式。
2022/01/28	国家发改委、能源局	《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》	引导各地区根据实际情况，建立市场化的发电容量成本回收机制，探索容量补偿机制、容量市场、稀缺电价等多种方式，保障电源固定成本回收和长期电力供应安全，鼓励抽水蓄能、储能、虚拟电厂等调节电源的投资建设。
2022/02/10	国家发改委、能源局	《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》	拓宽电力需求响应实施范围，通过多种方式挖掘各类需求侧资源并组织其参与需求响应，支持用户侧储能、电动汽车充电设施、分布式发电等用户侧可调节资源，以及负荷聚合商、虚拟电厂运营商、综合能源服务商等参与电力市场交易和系统运行调节。
2022/03/22	国家发改委、能源局	《"十四五”现代能源体系规划》	开展工业可调节负荷、楼宇空调负荷、大数据中心负荷、用户侧储能、新能源汽车与电网（V2G）能量互动等各类资源聚合的虚拟电厂示范。以多能互补的清洁能源基地、源网荷储一体化项目、综合能源服务、智能微网、虚拟电厂等新模式新业态为依托，开展智能调度、能效管理、负荷智能调控等智慧能源系统技术示范。
2022/11/25	国家能源局	《电力现货市场基本规则（征求意见稿)》	推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易。

资料来源：国家发改委，国家能源局，中信证券研究部

风险因素

用电需求增速大幅下滑：我们按照全社会用电需求及双碳目标下能源结构变化对全国各类电源装机增速进行预测。若未来全社会用电需求低于预期，可能导致建成的风电、光伏项目弃风弃光率上升，或火电利用小时数减少，导致火电、新能源业绩低于预期;

售电价格大幅下降：售电价格直接影响电力企业的营收，若电价低于预期，则可能导致行业内各公司营收与利润不及预期，影响各公司业绩与现金流；

燃料成本大幅上升：燃料成本在火电成本中占比接近60%\~70%，对煤电盈利有较大影响。目前动力煤价格已从高位有所回落，但若煤价再次大幅上行，则可能导致火电企业盈利受到极大冲击；

新能源装机增长不及预期：风电、光伏项目建设中，土地审批、设备招投标、工程施工等环节影响项目进度，若新能源运营商建设项目受上述因素影响，可能导致装机增速低于预期，进而影响发电量及上网电量增速，导致可再生能源板块业绩成长速度低于预期；

风光造价大幅上行：虽然我们预计在未来中长期，风光运营商有望通过新能源设备造价下行攫取行业技术进步红利，但短期原材料价格波动等因素可能导致风电、光伏造价波形反弹，此外市场利率波动可能影响运营商成本。新能源项目初期投资规模较大，项目投资回报率对造价较为敏感，若上游设备、组件等原料造价上行或融资成本上行，可能影响新能源投资规模，导致装机增速不及预期或项目回报率不及预期；

电力数字化投资不及预期：新型电力系统建设催生数字化需求，我们预计发电企业、电网公司、电力用户等市场主体将在“十四五”期间加大数字化与信息化投资力度，推动新能源功率预测、虚拟电厂等能源新技术与新场景商业模式落地。若电力数字化投资规模与进度不及预期，则可能导致相关新兴技术需求低于预期。

投资策略

下游承受成立较弱制约发电侧的火电市场交易电价上浮空间的进一步打开，但在用户侧，向新型电力系统升级的系统成本压力已经无法在中游发电及电网环节内化，分时电价、辅助服务向下游疏导、现货市场建设推进等正在推动用户侧电价步入上涨周期，为电力行业较好发展创造良好市场环境。

在火电新增装机发展提速、风光新能源驶入高速发展车道、核电发展提速以及配套风光消纳的火电灵活性改造及抽蓄项目密集建设等一系列因素的共同推动下，我们预计2023年国内电源建设投资将增至8200 亿元，同比增长超过30%，并在2025年增至1.1万亿元。光伏产业链上中游价格全面松动带来绿电装机提速格外需要关注，我们预计2023 年光伏装机有望增至120GW，其中集中式光伏重新成为装机增长核心驱动力，国内绿电运营商重新回归装机高成长带动的盈利业绩高速成长以及绿电新项目投资回报预期不断改善的良好环境。

随着新型电力系统数字化技术的应用实践持续推进，数字化技术有望全面应用于新型电力系统各个环节，推动传统电网加速向能源互联网升级。新型电力系统中的信息化应用正带动电力领域新场景、新商业模式等不断爆发，其中发电侧的新能源功率预测技术与用户侧的虚拟电厂技术正方兴未艾。

投资选择四条主线，具有估值安全边际且风光成长潜力充沛的火电转型标的以及龙头绿电运营商；受益国内新一轮大型水电装机进入投产释放周期的优质水电；配套绿电大规模发展的发电及电网侧储能标的；以及受益数字和和新兴电力系统相互融合的功率预测、虚拟电厂等标的。推荐三峡能源、龙源电力（A&H)、国电电力、华能国际（A&H)、国投电力、南网储能、信义能源、国网信通、中国电力等，建议关注华润电力、广宇发展、大唐新能源等。

表9：重点公用事业公司盈利预测及估值

	股价	市值		EPS			P/E		P/B	ROE	股息率	评级
		亿元	2022E	2023E	2024E	2022E	2023E	2024E	2022E	2022E	2022E
华能水电	6.64	1,195	0.39	0.42	0.44	17	16	15	2.2	13%	3.0%	买入
川投能源	12.38	552	0.78	0.89	1.03	16	14	12	1.7	11%	3.2%	买入
国投电力	10.84	808	0.58	0.93	1.07	19	12	10	1.5	8%	2.9%	买入
南网储能	14.45	462	0.71	0.81	0.82	20	18	18	2.1	10%	1.5%	买入
中国核电	5.97	1,125	0.55	0.58	0.60	11	10	10	1.3	12%	3.4%	买入
中国广核	2.67	1,348	0.20	0.25	0.25	13	11	11	1.2	9%	3.6%	买入
三峡能源	5.80	1,660	0.29	0.37	0.47	20	16	12	2.2	11%	0.8%	买入
龙源电力	19.22	1,611	0.92	1.10	1.29	21	17	15	2.4	11%	1.0%	买入
云南能投	12.00	110	0.38	0.62	1.05	32	19	11	1.9	6%	0.9%	买入
华能国际	6.98	1,096	-0.18	0.28	0.57	-39	25	12	1.9	-5%	0.6%	买入
华电国际	5.51	544	0.29	0.35	0.45	19	16	12	1.4	7%	0.6%	买入
内蒙华电	3.43	224	0.37	0.48	0.52	9	7	7	1.2	14%	3.8%	买入
建投能源	5.18	93	-0.01	0.16	0.31	-518	32	17	1.0	0%	0.0%	买入
福能股份	12.18	238	1.18	1.21	1.33	10	10	9	1.2	12%	2.9%	买入
皖能电力	4.35	99	0.23	0.28	0.38	19	16	11	0.8	4%	0.4%	买入
物产环能	16.45	92	1.87	2.10	2.29	9	8	7	2.0	23%	5.7%	买入
深圳燃气	7.34	211	0.42	0.52	0.63	18	14	12	1.6	9%	2.6%	买入
国能日新	106.26	75	1.06	1.47	1.81	100	72	59	6.9	7%	0.4%	买入
国网信通	16.47	198	0.67	0.78	0.92	25	21	18	3.5	14%	1.2%	买入
国电电力	4.07	726	0.35	0.43	0.49	12	9	8	1.4	12%	4.3%	买入
华能国际（H)	3.70	581	-0.18	0.28	0.57	-21	13	6	0.9	-5%	1.3%	买入
中广核电力（H)	1.90	959	0.20	0.25	0.25	9	8	8	0.8	9%	5.8%	买入
龙源电力（H)	10.80	905	0.92	1.10	1.29	12	10	8	1.1	11%	2.0%	买入
信义能源	3.00	223	0.19	0.23	0.27	13	11	10	1.6	10%	6.4%	买入
华润燃气	33.20	768	2.80	3.15	3.54	10	9	8	1.7	14%	3.8%	买入
中国燃气	11.66	634	1.42	1.67	1.88	7	6	5	0.9	11%	4.9%	买入

资料来源：Wind，公司公告，中信证券研究部预测，注释：股价为2023年1月17日收盘价，其中港股公司股价数据货币单位均为港元，其中华润燃气、中国燃气、信义能源公司财务预测数据货币单位为港元

分析师声明

主要负责撰写本研究报告全部或部分内容的分析师在此声明：(i）本研究报告所表述的任何观点均精准地反映了上述每位分析师个人对标的证券和发行人的看法；（i）该分析师所得报酬的任何组成部分无论是在过去、现在及将来均不会直接或间接地与研究报告所表述的具体建议或观点相联系。

一般性声明

本研究报告由中信证券股份有限公司或其附属机构制作。中信证券股份有限公司及其全球的附属机构、分支机构及联营机构（仅就本研究报告免责条款而言，不含 CLSA group of companies)，统称为“中信证券”。

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本报告所载资料的来源被认为是可靠的，但中信证券不保证其准确性或完整性。中信证券并不对使用本报告或其所包含的内容产生的任何直接或间接损失或与此有关的其他损失承担任何责任。本报告提及的任何证券或金融工具均可能含有重大的风险，可能不易变卖以及不适合所有投资者。本报告所提及的证券或金融工具的价格、价值及收益可跌可升。过往的业绩并不能代表未来的表现。

本报告所载的资料、观点及预测均反映了中信证券在最初发布该报告日期当日分析师的判断，可以在不发出通知的情况下做出更改，亦可因使用不同假设和标准、采用不同观点和分析方法而与中信证券其它业务部门、单位或附属机构在制作类似的其他材料时所给出的意见不同或者相反。中信证券并不承担提示本报告的收件人注意该等材料的责任。中信证券通过信息隔离墙控制中信证券内部一个或多个领域的信息向中信证券其他领域、单位、集团及其他附属机构的流动。负责撰写本报告的分析师的薪酬由研究部门管理层和中信证券高级管理层全权决定。分析师的薪酬不是基于中信证券投资银行收入而定，但是，分析师的薪酬可能与投行整体收入有关，其中包括投资银行、销售与交易业务。

若中信证券以外的金融机构发送本报告，则由该金融机构为此发送行为承担全部责任。该机构的客户应联系该机构以交易本报告中提及的证券或要求获悉更详细信息。本报告不构成中信证券向发送本报告金融机构之客户提供的投资建议，中信证券以及中信证券的各个高级职员、董事和员工亦不为（前述金融机构之客户）因使用本报告或报告载明的内容产生的直接或间接损失承担任何责任。

评级说明

投资建议的评级标准		评级	说明
报告中投资建议所涉及的评级分为股票评级和行业评级(另有说明的除外)。评级标准为报告发布日后6到12个月内的相对市场表现，也即：以报告发布日后的6到12个月内的公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅作为基准。其中：A 股市场以沪深 300指数为基准，新三板市场以三板成指 (针对协议转让标的)或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以摩根士丹利中国指数为基准；美国市场以纳斯达克综合指数或标普 500 指数为基准；韩国市场以科斯达克指数或韩国综合股价指数为基准。	股票评级	买入	相对同期相关证券市场代表性指数涨幅 20%以上
		增持	相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于5%～20%之间
		持有	相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%～5%之间
		卖出	相对同期相关证券市场代表性指数跌幅10%以上
	行业评级	强于大市	相对同期相关证券市场代表性指数涨幅10%以上
		中性	相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%～10%之间
		弱于大市	相对同期相关证券市场代表性指数跌幅10%以上

特别声明

在法律许可的情况下，中信证券可能（1）与本研究报告所提到的公司建立或保持顾问、投资银行或证券服务关系，（2）参与或投资本报告所提到的公司的金融交易，及/或持有其证券或其衍生品或进行证券或其衍生品交易，因此，投资者应考虑到中信证券可能存在与本研究报告有潜在利益冲突的风险。本研究报告涉及具体公司的披露信息，请访问 https:/research.citicsinfo.com/disclosure。

法律主体声明

本研究报告在中华人民共和国（香港、澳门、台湾除外）由中信证券股份有限公司（受中国证券监督管理委员会监管，经营证券业务许可证编号：Z20374000）分发。本研究报告由下列机构代表中信证券在相应地区分发：在中国香港由CLSALimited（于中国香港注册成立的有限公司）分发；在中国台湾由CLSecurities Taiwan Co.,Ltd.分发；在澳大利亚由CLSAAustraliaPtyLtd.（商业编号：53139 992331/金融服务牌照编号：350159）分发；在美国由CLSA（CLSAAmericas,LLC 除外）分发；在新加坡由CLSASingapore PteLtd.（公司注册编号：198703750W）分发；在欧洲经济区由CLSAEurope BV分发；在英国由 CLSA（UK)分发；在印度由 CLSA India Private Limited 分发（地址:8/F, Dalamal House,Nariman Point,Mumbai 400021;电话：+91-22-66505050；传真：+91-22-22840271；公司识别号：U67120MH1994PLC083118)；在印度尼西亚由PTCLSA Sekuritas Indonesia分发；在日本由 CLSA Securities Japan Co., Ltd.分发；在韩国由 CLSA Securities Korea Ltd.分发；在马来西亚由 CLSA Securities Malaysia Sdn Bhd 分发；在菲律宾由CLSAPhilippines Inc.（菲律宾证券交易所及证券投资者保护基金会员）分发；在泰国由 CLSA Securities (Thailand) Limited 分发。

针对不同司法管辖区的声明

中国大陆：根据中国证券监督管理委员会核发的经营证券业务许可，中信证券股份有限公司的经营范围包括证券投资咨询业务。

中国香港：本研究报告由CLSALimited分发。本研究报告在香港仅分发给专业投资者（《证券及期货条例》（香港法例第571章）及其下颁布的任何规则界定的),不得分发给零售投资者。就分析或报告引起的或与分析或报告有关的任何事宜，CLSA客户应联系CLSALimited 的罗鼎，电话：+85226007233。

美国：本研究报告由中信证券制作。本研究报告在美国由CLSA（CLSAAmericas,LLC 除外）仅向符合美国《1934年证券交易法》下15a-6规则界定且CLSAAmericas,LLC提供服务的“主要美国机构投资者”分发。对身在美国的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所述任何观点的背书。任何从中信证券与CLSA获得本研究报告的接收者如果希望在美国交易本报告中提及的任何证券应当联系CLSAAmericas,LLC（在美国证券交易委员会注册的经纪交易商)，以及 CLSA 的附属公司。

新加坡：本研究报告在新加坡由CLSA Singapore Pte Ltd.，仅向（新加坡《财务顾问规例》界定的）“机构投资者、认可投资者及专业投资者”分发。就分析或报告引起的或与分析或报告有关的任何事宜,新加坡的报告收件人应联系 CLSASingapore Pte Ltd,地址:80 Raffles Place,#18-01,UOB Plaza1,Singapore 048624，电话：+6564167888。因您作为机构投资者、认可投资者或专业投资者的身份，就CLSASingaporePte Ltd.可能向您提供的任何财务顾问服务，CLSA Singapore Pte Ltd豁免遵守《财务顾问法》（第110章)、《财务顾问规例》以及其下的相关通知和指引（CLSA业务条款的新加坡附件中证券交易服务C部分所披露）的某些要求。MCI（P）085/11/2021。

加拿大：本研究报告由中信证券制作。对身在加拿大的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所载任何观点的背书。

英国：本研究报告归属于营销文件，其不是按照旨在提升研究报告独立性的法律要件而撰写，亦不受任何禁止在投资研究报告发布前进行交易的限制。本研究报告在英国由CLSA（UK）分发，且针对由相应本地监管规定所界定的在投资方面具有专业经验的人士。涉及到的任何投资活动仅针对此类人士。若您不具备投资的专业经验，请勿依赖本研究报告。

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印度：CLSAIndiaPrivateLimited，成立于1994年11月，为全球机构投资者、养老基金和企业提供股票经纪服务（印度证券交易委员会注册编号：INZ000001735）、研究服务（印度证券交易委员会注册编号：INH000001113）和商人银行服务（印度证券交易委员会注册编号：INM000010619)。CLSA及其关联方可能持有标的公司的债务。此外，CLSA及其关联方在过去12个月内可能已从标的公司收取了非投资银行服务和/或非证券相关服务的报酬。如需了解CLSA India“关联方”的更多详情，请联系 Compliance-India@clsa.com。

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