【摘要】

火電：長(zhǎng)協(xié)煤占比高及內(nèi)陸電廠盈利率先改善，容量電價(jià)將提升板塊估值中樞

(資料圖片)

在迎峰度夏火電旺季階段，煤價(jià)增長(zhǎng)動(dòng)能有限，我們認(rèn)為火電行業(yè)有望迎來β行情。目前多地電價(jià)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?jī)r(jià)格有望逐步滑落，帶動(dòng)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(zhǎng)協(xié)煤占比高及內(nèi)陸電廠盈利有望率先改善。

容量電價(jià)方面，我國(guó)山東省、廣東省已有對(duì)燃煤機(jī)組的容量補(bǔ)償政策。為保障電力系統(tǒng)容量充裕性及燃煤機(jī)組的合理收益，容量電價(jià)有望加速推進(jìn)。

水電：拐點(diǎn)在何時(shí)？

拐點(diǎn)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(huì)出現(xiàn)在7月；來水上預(yù)判，來水量的峰值大概率會(huì)出現(xiàn)在八月下旬到九月上旬的時(shí)間段內(nèi)。

水電資產(chǎn)ROE分析：聯(lián)合調(diào)度等優(yōu)勢(shì)帶來的資產(chǎn)盈利的穩(wěn)定性對(duì)長(zhǎng)江電力高水平且穩(wěn)定的ROE的貢獻(xiàn)較大；清江公司高ROE主要來自于機(jī)組較早的投產(chǎn)時(shí)間帶來的低造價(jià)成本優(yōu)勢(shì)。

天然氣：重視強(qiáng)α個(gè)股

22年H1天然氣價(jià)格走勢(shì)復(fù)盤：美國(guó)價(jià)格年初至今暴漲155%；俄烏沖突加劇歐洲氣價(jià)波動(dòng)性。國(guó)內(nèi)LNG價(jià)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(zhǎng)；接收站有望增強(qiáng)協(xié)同效應(yīng)；直銷氣板塊有望貢獻(xiàn)較大彈性。

綠電：風(fēng)光持續(xù)引領(lǐng)，利率下行增厚收益

風(fēng)光裝機(jī)增長(zhǎng)勢(shì)頭迅猛，2021M1-5風(fēng)、光新增裝機(jī)分別為11、22GW，分別同比+56%、+70%。同時(shí)，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(jī)增長(zhǎng)勢(shì)頭不減。

2022年穩(wěn)增長(zhǎng)基調(diào)下，6月LPR-5yr較去年底下降0.2pct.我們測(cè)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(duì)風(fēng)電系統(tǒng)成本、光伏組件價(jià)格容忍度或可提升0.05、0.04元/w.

風(fēng)險(xiǎn)提示

政策推行不及預(yù)期：碳中和背景下國(guó)家大力發(fā)展新能源產(chǎn)業(yè)，相關(guān)利好政策為行業(yè)提供了發(fā)展動(dòng)力，若政策推進(jìn)較慢，企業(yè)項(xiàng)目拓展將受到一定影響。

電價(jià)下調(diào)風(fēng)險(xiǎn)：電力是各公司主要銷售產(chǎn)品，若電價(jià)大幅下調(diào)，在同樣的電力銷售情況下，營(yíng)收會(huì)受其影響而大幅下降。

煤炭?jī)r(jià)格波動(dòng)的風(fēng)險(xiǎn)：若煤炭供給出現(xiàn)較大收縮，則可能導(dǎo)致煤炭?jī)r(jià)格大幅上漲，火電業(yè)務(wù)盈利能力將出現(xiàn)較大幅度的下滑。

行業(yè)技術(shù)進(jìn)步放緩：技術(shù)提升可進(jìn)一步驅(qū)動(dòng)風(fēng)電、光伏發(fā)電成本下降，若技術(shù)進(jìn)步放緩，企業(yè)盈利能力將受到一定影響。

行業(yè)競(jìng)爭(zhēng)加?。?/strong>碳中和背景下行業(yè)景氣有望保持，預(yù)計(jì)會(huì)有越來越多的企業(yè)進(jìn)入光伏、風(fēng)電發(fā)電領(lǐng)域，行業(yè)競(jìng)爭(zhēng)可能加劇。

天然氣價(jià)格波動(dòng)加?。?/strong>天然氣市場(chǎng)化價(jià)格受國(guó)內(nèi)供需及國(guó)際氣價(jià)共同影響，具有較強(qiáng)的波動(dòng)性。由于國(guó)內(nèi)供需及國(guó)際氣價(jià)均有極多的影響因素，具有相當(dāng)程度的不可預(yù)測(cè)性，其大幅波動(dòng)將影響燃?xì)鈽?biāo)的毛差或盈利水平。

天然氣下游需求不及預(yù)期：若天然氣下游需求較弱，天然氣運(yùn)營(yíng)商業(yè)務(wù)將受到不利影響。

來水量低于預(yù)期：若來水低于預(yù)期，水電機(jī)組發(fā)電量將會(huì)出現(xiàn)較明顯的波動(dòng)，進(jìn)而對(duì)水電業(yè)務(wù)產(chǎn)生不利影響。

【正文】

1. 火電：長(zhǎng)協(xié)煤占比高及內(nèi)陸電廠盈利率先改善容量電價(jià)將提升板塊估值中樞

1.1. 火電：板塊盈利分化，長(zhǎng)協(xié)煤占比高及內(nèi)陸電廠率先改善

國(guó)家層面，相關(guān)管控政策頻出，煤價(jià)有望回歸至合理區(qū)間內(nèi)。2月下旬，國(guó)家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步完善煤炭市場(chǎng)價(jià)格形成機(jī)制的通知》，將長(zhǎng)協(xié)煤價(jià)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(yíng)者哄抬價(jià)格行為的公告》，明確中長(zhǎng)期價(jià)格超出合理區(qū)間、現(xiàn)貨價(jià)格超出中長(zhǎng)期交易價(jià)格合理區(qū)間上限50%的，視為哄抬價(jià)格行為。

4月14日大秦煤炭專線碰撞事故后，煤價(jià)開始反彈，同時(shí)伴隨電廠淡季的采購(gòu)節(jié)奏不減，煤價(jià)淡季不淡。6月中旬進(jìn)入應(yīng)峰度夏后，煤價(jià)反而出現(xiàn)下降趨勢(shì)。我們認(rèn)為主要原因?yàn)楫a(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?jī)r(jià)格有所回落。

在迎峰度夏火電旺季階段，煤價(jià)增長(zhǎng)動(dòng)能有限，我們認(rèn)為火電行業(yè)有望迎來β行情。目前多地電價(jià)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?jī)r(jià)格有望逐步滑落，帶動(dòng)火電企業(yè)盈利改善。

企業(yè)層面，火電板塊盈利能力有所分化。

一方面，長(zhǎng)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(guó)電電力等公司長(zhǎng)協(xié)煤比例較高，入爐標(biāo)煤價(jià)格相對(duì)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(gòu)中長(zhǎng)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(zhǎng)12%，增幅處于行業(yè)較低水平。

另一方面，內(nèi)陸電廠盈利能力修復(fù)優(yōu)于沿海電廠。進(jìn)口煤價(jià)格相比國(guó)內(nèi)多數(shù)處于倒掛狀態(tài)，截至2022年7月1日，CCI進(jìn)口動(dòng)力煤4700卡為1139.04元/噸，同比提高44%。而內(nèi)陸電廠進(jìn)口煤占比較沿海電廠相對(duì)較低，故而燃料成本端有望更加充分受益于國(guó)內(nèi)政策管控下的煤價(jià)回落，盈利能力修復(fù)優(yōu)于沿海電廠。

1.2. 火電：保障系統(tǒng)容量充裕性，容量電價(jià)有望加速推進(jìn)

容量市場(chǎng)是一種經(jīng)濟(jì)激勵(lì)機(jī)制，使機(jī)組能夠獲得能量市場(chǎng)和輔助服務(wù)市場(chǎng)以外的穩(wěn)定收入，從而鼓勵(lì)機(jī)組建設(shè)，保障系統(tǒng)的容量充裕性與靈活性。

從我國(guó)來看，山東省、廣東省已有對(duì)燃煤機(jī)組的容量補(bǔ)償政策。為保障我國(guó)電力系統(tǒng)容量充裕性及燃煤機(jī)組的合理收益，容量電價(jià)有望加速推進(jìn)。

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(chǎng)容量補(bǔ)償電價(jià)有關(guān)事項(xiàng)的通知》，提出山東容量市場(chǎng)運(yùn)行前，參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的發(fā)電機(jī)組容量補(bǔ)償費(fèi)用從用戶側(cè)收取，電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)暫定為每千瓦時(shí)0.0991元(含稅)，收取標(biāo)準(zhǔn)與上一版容量補(bǔ)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(chǎng)結(jié)算試運(yùn)行工作有關(guān)事項(xiàng)的補(bǔ)充通知(征求意見稿)》，提出9月份起，對(duì)可調(diào)節(jié)負(fù)荷試行基于峰荷責(zé)任法的容量補(bǔ)償電價(jià)收取方式。在新能源大發(fā)、發(fā)電能源充裕的時(shí)段，容量補(bǔ)償電價(jià)為：基準(zhǔn)價(jià)99.1元/兆瓦時(shí)*谷系數(shù)K1(K1取值0-50%)；發(fā)電緊張時(shí)段，容量補(bǔ)償電價(jià)為：基準(zhǔn)價(jià)99.1元/兆瓦時(shí)*峰系數(shù)K2(K2取值100%-160%)。

2. 水電：拐點(diǎn)在何時(shí)？

2.1. 拐點(diǎn)在何時(shí)？

每年三季度是豐水期。我們選取包括長(zhǎng)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(yíng)業(yè)收入的角度分析三季度對(duì)于水電公司的重要性。

發(fā)電量：三季度來水偏豐帶動(dòng)水電發(fā)電量快速增長(zhǎng)。2018-2021年，長(zhǎng)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(yíng)業(yè)收入：營(yíng)收占比的走勢(shì)與發(fā)電量占比的走勢(shì)相同，三季度的高發(fā)電量帶動(dòng)營(yíng)業(yè)收入的高增。2018-2021年，長(zhǎng)江電力、華能水電和雅礱江水電Q3的營(yíng)收占全年總營(yíng)收的平均比例分別為37.7%、30.3%和34.5%，三季度對(duì)于全年的營(yíng)收貢獻(xiàn)均超過30%。

水電發(fā)電量歷史峰值：我們統(tǒng)計(jì)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(guó)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(huì)出現(xiàn)在7月。

來水量歷史峰值：我們梳理了金沙江、長(zhǎng)江和雅礱江流域的主要水庫近三年入庫流量達(dá)到峰值的時(shí)間，發(fā)現(xiàn)金沙江下游來水峰值集中在九月中下旬，長(zhǎng)江上游來水峰值時(shí)間波動(dòng)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(shí)間段。由此我們判斷今年來水量的峰值大概率會(huì)出現(xiàn)在八月下旬到九月上旬的時(shí)間段內(nèi)。

2.2. 不同水電資產(chǎn)ROE分析比較

我們選取了包括長(zhǎng)江電力、華能水電、雅礱江水電在內(nèi)的多家水電公司，分析比較其資產(chǎn)的盈利性。

長(zhǎng)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(dòng)對(duì)業(yè)績(jī)的影響；同時(shí)，投資收益的穩(wěn)步提升為業(yè)績(jī)提供良好支撐。此外，較低的融資成本以及不斷下行的財(cái)務(wù)費(fèi)用進(jìn)一步增強(qiáng)了長(zhǎng)電的盈利能力。

清江公司ROE高但是波動(dòng)性較大的原因分析：1)盈利能力較強(qiáng)主要得益于電站投產(chǎn)時(shí)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(shí)現(xiàn)全部機(jī)組投產(chǎn)。較早投產(chǎn)的水電站造價(jià)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(dòng)性：清江公司的業(yè)績(jī)受到來水波動(dòng)的影響較大。2019年三個(gè)電站來水量都處于16年以來的最低值，清江公司的ROE也在2019年降至8.9%的低點(diǎn)。

3. 天然氣：重視強(qiáng)α個(gè)股

3.1. 天然氣價(jià)格走勢(shì)復(fù)盤

年初至今Henry Hub價(jià)格走勢(shì)：

2022年初至美國(guó)天然氣價(jià)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(dá)155%。

邊際因素干擾，近期氣價(jià)有所回落：6月初由于美國(guó)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(jià)格已從6月8日回落25%至6.5美元/百萬英熱。

HH價(jià)格走勢(shì)原因復(fù)盤：

價(jià)格持續(xù)上漲核心原因：從總量上看，2022年1-4月美國(guó)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(zhǎng)，由21年1-4月的34%大幅增長(zhǎng)至22年1-4月的65%。出口量的大幅增長(zhǎng)持續(xù)抽緊美國(guó)國(guó)內(nèi)供應(yīng)，加劇美國(guó)國(guó)內(nèi)的供需緊張。

庫存處于五年內(nèi)低位，對(duì)高位氣價(jià)形成支撐。截至6月10日，美國(guó)天然氣儲(chǔ)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(jià)格回落原因：自由港出口終端產(chǎn)能受阻，有望增加美國(guó)的國(guó)內(nèi)天然氣供應(yīng)量，同時(shí)補(bǔ)充處于低位的庫存。

年初至今TTF價(jià)格走勢(shì)：

3月初由于俄烏沖突影響，歐洲天然氣價(jià)格跳漲：由2月中旬的79.625美元/兆瓦時(shí)最高上漲3月7日的230.55美元/兆瓦時(shí)，漲幅高達(dá)190%。

美增加對(duì)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(jià)震蕩回落。由3月7日高點(diǎn)230.55美元/兆瓦時(shí)回落至6月8日84.233美元/兆瓦時(shí)的低點(diǎn)。

近期氣價(jià)再度上行：6月初由于美國(guó)自由港出口終端爆炸導(dǎo)致出口受阻加劇歐洲供應(yīng)緊張，6月8日-6月27日，TTF價(jià)格累計(jì)上漲幅度已經(jīng)超過60%。

國(guó)內(nèi)LNG價(jià)格年初迅速上漲，4月后雖有回落但仍處于高位：國(guó)內(nèi)LNG價(jià)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(diǎn)，漲幅高達(dá)86.2%；截至6月28日價(jià)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(guó)內(nèi)天然氣累計(jì)表觀消費(fèi)量為1230億方，同比小幅下滑0.4%。

供給端：自產(chǎn)端，1—5月生產(chǎn)天然氣924億方，同比增長(zhǎng)5.8%；進(jìn)口端，1—5月進(jìn)口天然氣4491萬噸，同比下降9.3%。

進(jìn)口呈現(xiàn)管道氣增加LNG減少的結(jié)構(gòu)分化：1-4月LNG進(jìn)口量同比減少18%，管道氣進(jìn)口量同比增加8%。

3.2. 強(qiáng)α個(gè)股推薦：新奧股份

行業(yè)基本面上，高氣價(jià)環(huán)境城燃運(yùn)營(yíng)壓力大。2022年中海油、中石化、中海油新一合同年定價(jià)政策，綜合價(jià)格較基準(zhǔn)門站價(jià)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α優(yōu)勢(shì)：

1)城燃端維持穩(wěn)健增長(zhǎng)。

銷氣量方面，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(jià)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(qiáng)的韌性。

2)接收站注入助力資源池多元化，協(xié)同效應(yīng)有望增強(qiáng)：到2026年公司LNG長(zhǎng)約合同量將超過700萬噸。舟山接收站與公司業(yè)務(wù)具有高度的協(xié)同效應(yīng)，注入后將幫助公司實(shí)現(xiàn)海外LNG資源采購(gòu)長(zhǎng)中短約的動(dòng)態(tài)調(diào)整，在上游形成更加穩(wěn)定、有市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力的資源池，在下游進(jìn)一步提升天然氣分銷能力。

3)直銷氣業(yè)績(jī)彈性較大：今年7月公司部分僅與亨利中心天然氣價(jià)格掛鉤的LNG長(zhǎng)協(xié)開始執(zhí)行，將增加低成本的氣源供應(yīng)量。同時(shí)，美國(guó)Henry Hub價(jià)格明顯低于歐洲TTF價(jià)格以及東北亞的LNG現(xiàn)貨價(jià)格，具有顯著的成本優(yōu)勢(shì)。較高的國(guó)際現(xiàn)貨價(jià)格與長(zhǎng)約鎖定的低成本氣源有望進(jìn)一步增厚今年公司直銷氣板塊盈利。

4. 綠電：風(fēng)光持續(xù)引領(lǐng)，利率下行增厚收益

4.1. 風(fēng)光裝機(jī)增長(zhǎng)勢(shì)頭迅猛，持續(xù)引領(lǐng)中國(guó)能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型

風(fēng)、光裝機(jī)增長(zhǎng)勢(shì)頭迅猛。雙碳目標(biāo)下，清潔能源裝機(jī)占比不斷提升，推動(dòng)電力部門深度脫碳。風(fēng)光增長(zhǎng)勢(shì)頭迅猛，引領(lǐng)能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型。2022M1-5中國(guó)火電、水電、風(fēng)電、光伏、核電新增裝機(jī)5、6、11、22、1GW，分別同比-75.5%、+51.6%、+55.7%、+75.6%、+1.7%。

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(jī)量高于集中式光伏。組件價(jià)格高居不下，抑制集中式光伏裝機(jī)需求。2022M1-5國(guó)網(wǎng)25省份分布式光伏新增裝機(jī)13.45GW，占2021全年裝機(jī)比重的49%；集中式光伏新增裝機(jī)5.65GW，占2021全年裝機(jī)比重的30%。

2022M1-5光伏組件招標(biāo)量已超2021年全年招標(biāo)規(guī)模。根據(jù)能源雜志，2022M1-5光伏組件招標(biāo)累計(jì)已達(dá)78.7GW(不含2021M12的14GW招標(biāo))，遠(yuǎn)超2021年45GW的全年招標(biāo)量。

風(fēng)電：“十四五”長(zhǎng)周期景氣開啟，招標(biāo)數(shù)量持續(xù)高位，增長(zhǎng)勢(shì)頭不減。

根據(jù)風(fēng)電之音不完全統(tǒng)計(jì)，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(shì)頭不減。截至6月29日，風(fēng)電項(xiàng)目招標(biāo)規(guī)模達(dá)53.47GW。其中，央、國(guó)企共發(fā)布風(fēng)機(jī)招標(biāo)52.14GW，占總招標(biāo)量的97%；民企公開招標(biāo)僅統(tǒng)計(jì)到1.33GW.

4.2. 貸款利率下行0.2pct，有望帶動(dòng)風(fēng)/光電站資本金IRR提升0.3/0.2pct

2022年穩(wěn)增長(zhǎng)基調(diào)下，貸款利率持續(xù)下行，支持實(shí)體經(jīng)濟(jì)發(fā)展。2022年6月20日，5年期貸款市場(chǎng)報(bào)價(jià)利率(LPR)報(bào)價(jià)4.45%，較去年年底(4.65%)下降0.2pct，推動(dòng)企業(yè)貸款利率持續(xù)下行。根據(jù)中國(guó)經(jīng)濟(jì)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(jì)以來的低位。

我們測(cè)算，貸款利率下行0.2pct時(shí)，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(shí)，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(duì)組件價(jià)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(shí)，系統(tǒng)成本可由4.10元/w提升至4.14元/w.

我們測(cè)算，貸款利率下行0.2pct時(shí)，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(shí)，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(duì)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(shí)，系統(tǒng)成本可由6.00元/w提升至6.05元/w.

5. 投資建議

火電方面，電價(jià)上浮疊加煤價(jià)有望回落，或?qū)?dòng)盈利能力持續(xù)修復(fù)，建議關(guān)注優(yōu)質(zhì)資產(chǎn)標(biāo)的【國(guó)電電力】、【華能國(guó)際(A+H)】；水電方面，今年以來主要流域來水偏豐，基本面明顯改善，水電業(yè)績(jī)彈性可期，建議關(guān)注【長(zhǎng)江電力】、【華能水電】；天然氣方面，國(guó)內(nèi)外天然氣價(jià)格持續(xù)處于高位，建議關(guān)注天然氣全產(chǎn)業(yè)鏈運(yùn)營(yíng)的【新奧股份】(公用環(huán)保&能源組聯(lián)合覆蓋)以及受益于上游漲價(jià)的擁有自有氣源的彈性標(biāo)的【新天然氣】；綠電方面，風(fēng)光持續(xù)引領(lǐng)，利率下行增厚收益，建議關(guān)注【三峽能源】、【龍?jiān)措娏?H)】。

6. 風(fēng)險(xiǎn)提示

政策推行不及預(yù)期：碳中和背景下國(guó)家大力發(fā)展新能源產(chǎn)業(yè)，相關(guān)利好政策為行業(yè)提供了發(fā)展動(dòng)力，若政策推進(jìn)較慢，企業(yè)項(xiàng)目拓展將受到一定影響。

電價(jià)下調(diào)風(fēng)險(xiǎn)：電力是各公司主要銷售產(chǎn)品，若電價(jià)大幅下調(diào)，在同樣的電力銷售情況下，營(yíng)收會(huì)受其影響而大幅下降。

煤炭?jī)r(jià)格波動(dòng)的風(fēng)險(xiǎn)：若煤炭供給出現(xiàn)較大收縮，則可能導(dǎo)致煤炭?jī)r(jià)格大幅上漲，火電業(yè)務(wù)盈利能力將出現(xiàn)較大幅度的下滑。

行業(yè)技術(shù)進(jìn)步放緩：技術(shù)提升可進(jìn)一步驅(qū)動(dòng)風(fēng)電、光伏發(fā)電成本下降，若技術(shù)進(jìn)步放緩，企業(yè)盈利能力將受到一定影響。

行業(yè)競(jìng)爭(zhēng)加劇：碳中和背景下行業(yè)景氣有望保持，預(yù)計(jì)會(huì)有越來越多的企業(yè)進(jìn)入光伏、風(fēng)電發(fā)電領(lǐng)域，行業(yè)競(jìng)爭(zhēng)可能加劇。

天然氣價(jià)格波動(dòng)加劇：天然氣市場(chǎng)化價(jià)格受國(guó)內(nèi)供需及國(guó)際氣價(jià)共同影響，具有較強(qiáng)的波動(dòng)性。由于國(guó)內(nèi)供需及國(guó)際氣價(jià)均有極多的影響因素，具有相當(dāng)程度的不可預(yù)測(cè)性，其大幅波動(dòng)將影響燃?xì)鈽?biāo)的毛差或盈利水平。

天然氣下游需求不及預(yù)期：若天然氣下游需求較弱，天然氣運(yùn)營(yíng)商業(yè)務(wù)將受到不利影響。

來水量低于預(yù)期：若來水低于預(yù)期，水電機(jī)組發(fā)電量將會(huì)出現(xiàn)較明顯的波動(dòng)，進(jìn)而對(duì)水電業(yè)務(wù)產(chǎn)生不利影響。

（文章來源：天風(fēng)證券）