1、2022年年4月月14日日借力稳增长东风，加速电源变革时代到来借力稳增长东风，加速电源变革时代到来李想李想 公用公用环保首席分析环保首席分析师师中信证券研究部中信证券研究部电力行业专题报告电力行业专题报告1第一第一章章制造业制造业托起疫情后国内用电托起疫情后国内用电需求需求TXiZuYdWkZtX8Z0V9Y9PdN9PnPrRtRtRkPrRmQlOrQqN8OmMuMNZsPxPMYpPtP2 2预计预计20222023年国内用电需求增速年国内用电需求增速5.7%/4.7%资料来源：中电联，国家统计局，中信证券研究部预测我们采用宏观弹性预测法进行预测，预计20222023年全国用电量增速分

2、别为5.7%/4.7%。时间人口消费（权数：0.4）GDP弹性（权数：0.4）FAI弹性（权数：0.2）加权平均值增速人口数人均消费电力需求GDP增长率需求电力需求FAI增长率FAI电力需求（亿kWh）（亿人）（kWh/人）（亿kWh）（%）弹性（亿kWh）（%）弹性（亿kWh）2006A13.142,15928,36811.61.2428,36822.20.6528,36828,36814.4%2007A13.212,46732,59011.91.2532,59020.00.7432,59032,59014.9%2008A13.282,58534,3349.00.5934,33425.50.

3、2134,33434,3345.4%2009A13.352,72936,4308.70.7036,43030.10.2036,43036,4306.1%2010A13.413,13241,99910.31.4841,99923.80.6441,99941,99915.3%2011A13.473,49147,0269.21.3047,02623.80.5047,02647,02612.0%2012A13.533,66549,5917.80.7049,59120.60.2649,59149,5915.5%2013A13.613,91153,2237.70.9553,22319.60.3753,22

4、353,2237.3%2014A13.684,03855,2337.40.5155,23315.70.2455,23355,2333.8%2015A13.754,03655,5006.90.0755,50010.00.0555,50055,5000.5%2016A13.834,28159,1986.70.7559,1988.10.6259,19859,1985.0%2017A13.904,53863,0776.90.9563,0777.20.9163,07763,0776.6%2018A13.954,90568,4496.61.2968,4495.91.4468,44968,4498.5%20

5、19A14.105,12472,2556.10.7472,2555.40.8372,25572,2554.5%2020A14.125,31975,1102.31.3575,1102.91.0775,11075,1103.1%2021A14.135,88383,1288.11.2783,1284.92.1083,12883,12810.3%2022E14.216,16387,5585.51.2088,6144.41.0086,78687,8265.7%2023E14.286,42391,7485.31.0093,3114.00.8089,56391,9364.7%2024E14.366,6839

6、5,9815.11.0098,0704.00.8092,42996,1064.5%2025E14.446,943100,2585.00.90102,4834.00.8095,387100,1744.2%20222025年年国内用电量需求预测国内用电量需求预测（亿千瓦时）（亿千瓦时）3 320202021年，第二产业在当年用电量增量中占比逆转了201720219年的持续下滑趋势；从2021年用电增长贡献看，第二产业中的制造业托起疫情后时代的国内用电需求；尽管2020年受影响明显，但第三产业对国内用电需求增长在2021年也出现明显回暖；资料来源：Wind，中电联，国家统计局，中信证券研究部制造业托

7、起疫情后国内用电需求制造业托起疫情后国内用电需求20172021年国内用电量增长及其贡献分解年国内用电量增长及其贡献分解20172021年国内全行业用电量增长及其贡献度分解年国内全行业用电量增长及其贡献度分解200202021当年累积用电量增长 亿千瓦时第一产业79653379144第二产业2,3343,1601,4801,2544,705第三产业8491,2211,0252222,147城乡居民627908553705795合计3,8895,3573,0922,2587,790当年累积用电量增长贡献度 % 第一产业2.0%1.2%1.1%3.5%1.8%第二产业60.0

8、%59.0%47.9%55.5%60.4%第三产业21.8%22.8%33.2%9.8%27.6%城乡居民16.1%17.0%17.9%31.2%10.2%当年累积用电量增长当年累积用电量增长 亿千瓦时亿千瓦时当年累积用电量增长贡献度当年累积用电量增长贡献度 %200202021920202021全行业用电分类3,2624,4482,5391,5536,99383.9%83.0%82.1%68.8%89.8%一、农、林、牧、渔业797986811432.0%1.5%2.8%3.6%1.8%二、工业2,2723,0761,3711,2224,58658

9、.4%57.4%44.3%54.1%58.9%（一）采矿业11217464-79732.9%3.2%2.1%-3.5%0.9%（二）制造业1,7962,3171,0341,0553,77046.2%43.3%33.4%46.7%48.4%（三）电力、热力、燃气及水3655862762467439.4%10.9%8.9%10.9%9.5%三、建筑业621.6%1.9%3.3%0.8%1.6%四、交通运输、仓储和邮政业167168143-12404.3%3.1%4.6%-0.1%3.1%五、信息传输、软件和信息技术服务业8712.1%2.8%4.2%9.

10、8%2.2%六、批发和零售业5354.0%4.5%7.3%1.3%6.9%七、住宿和餐饮业.2%1.3%1.6%-2.3%2.1%八、金融业1025-2150.2%0.0%0.2%-0.1%0.2%九、房地产业672.9%3.2%4.3%0.2%3.4%十、租赁和商务服务业03765181330.7%2.1%0.8%1.7%十一、公共服务及管理组织202345228136155.2%6.4%7.4%0.6%7.9%4第二章第二章新能源运营商迎黄金季节新能源运营商迎黄金季节，高成长高成长+ROE扩张扩张周期周期5 5中游制造环

11、节大规模扩产，推动硅料价格走高中游制造环节大规模扩产，推动硅料价格走高资料来源：中国风能协会，IRENA，中信证券研究部2020年以来多晶硅价格及单晶组件价格趋势年以来多晶硅价格及单晶组件价格趋势2020年国内制造环节产能扩充规模远超上游硅料产能扩张规模，带动国内硅料价格上涨；硅料价格上涨带动中游环节被动上涨，但中游涨幅明显低于上游 ，且越接近下游价格涨幅越收窄；2019产能产能2019产量产量2020产能产能2020产量产量硅料 万吨68516151硅片 GW8电池片 GW2组件 GW220192020年光伏上游及中游产能及产

12、量变动趋势年光伏上游及中游产能及产量变动趋势2020年以来多晶硅价格及单晶电池片价格趋势年以来多晶硅价格及单晶电池片价格趋势5003000.600.700.800.901.001.101.201.30单晶158电池片 元/瓦多晶硅 致密料 元/千克 右轴5003001.21.41.61.822.2单晶166组件 元/瓦单晶182组件 元/瓦多晶硅 致密料 元/千克 右轴6 6从2021年国内多晶硅企业产能扩张趋势看，预计2022年国内多晶硅产能将接近80万吨，能够满足全球约200GW的新能光伏装机需求；近期组件价格已经开始下调，预计组件价格有望在20

13、20年重新回归至1.6元/瓦的价格水平，推动光伏全投资成本降至3.6元/瓦附近；硅料产能约束硅料产能约束2022年有望解除，产业链重新进入降价周期年有望解除，产业链重新进入降价周期资料来源：CWEA，中国光伏行业协会预测，中信证券研究部2018-2020年全球前十多晶硅企业产能及产量情况（单位：万吨）年全球前十多晶硅企业产能及产量情况（单位：万吨）序序 号号企业名称企业名称国别国别技术路线技术路线2018年产量年产量2019年产量年产量2020年产量年产量2020年产能年产能预计预计2021年底产能年底产能1四川永祥中国三氯氢硅法1.906.508.628.0018.002新疆大全中国三氯氢硅

14、法2.304.207.737.507.503江苏中能中国硅烷法6.400.300.401.003.00三氯氢硅法7.407.108.009.604Wacker德国三氯氢硅法5.405.105.906.006.00美国三氯氢硅法1.200.600.902.002.005新特能源中国三氯氢硅法3.405.006.507.208.006东方希望中国三氯氢硅法1.602.804.006.009.007OCI韩国三氯氢硅法4.903.900.100.390.50马来西亚三氯氢硅法1.302.202.663.003.008亚洲硅业中国三氯氢硅法1.402.002.101.902.009Hemlock美国三

15、氯氢硅法1.601.601.601.801.8010内蒙古东立中国三氯氢硅法0.700.801.141.201.20全球前十合计（万吨）32.4042.5048.7054.0071.60全球（万吨）44.6050.8052.1060.8077.70全球前十占比73%84%94%89%92%7 7预计预计2022年全球年全球/中国新增光伏装机规模为约中国新增光伏装机规模为约180/70GW资料来源：中国光伏行业协会，IRENA，中信证券研究部预测20112023年全球光伏新增装机规模（年全球光伏新增装机规模（GW）20112023年国内光伏新增装机规模（年国内光伏新增装机规模（GW）我们预计20

16、22年，全球光伏装机规模为180GW，其中国内光伏新增装机规模为70GW；293102115136 1501800%10%20%30%40%50%60%70%02040608001802002011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021E2022E全球光伏新增装机量（GW）同比430495370909090020406080200021E2022E2023E2024E2025E国内光伏新增装机规模 GW

17、8 8从20172019年国内风电市场整体厂商的市场份额构成看，风电整机市场参与者众多且大部分参与者的市场份额在10%之下。风机整体制造环节集中度不高且同质化较强，导致风机整机制造企业在产业链内议价能力要明显弱于下游运营商。风电制造环节同质性强，参与者市场份额普遍在风电制造环节同质性强，参与者市场份额普遍在10%以下以下资料来源：CWEA，中信证券研究部20172019年风电整机制造企业在国内新增装风电装机容量中份额（年风电整机制造企业在国内新增装风电装机容量中份额（%）0.0%5.0%10.0%15.0%20.0%25.0%30.0%35.0%金风科技远景能源明阳智能运达股份东方电气电气风电

18、中国海装联合动力中车风电湘电风能三一重能20 9产业链内博弈能力突出，产业链内博弈能力突出，运营商运营商充分享受本轮风电大型化红利充分享受本轮风电大型化红利资料来源：金风科技官网，各公司公告，Wind，中信证券研究部金风科技月度投标均价（元金风科技月度投标均价（元/千瓦）千瓦）国内国内代表性代表性风风电整机制造企业毛利率趋势（电整机制造企业毛利率趋势（%）目前看目前看，在本轮风电机组大型化过程中在本轮风电机组大型化过程中，风机制风机制造企业通过大幅降价的方式造企业通过大幅降价的方式，几乎将所有机组大几乎将所有机组大型化的技术进步红利全部让给下游运营商；型化的技术进步红利全

19、部让给下游运营商；机组大型化的技术进步红利推动国内风机招标价格持续下行，根据金风科技官网披露，2021年9月，金风科技3S级别机组的全市场整机商参与投标均价已经降至2,410元/千瓦，4S级别机组的全市场整机商参与投标均价已经降至2,326元/千瓦，相比上年抢装时的招标价格高点均已经出现约1,500元/千瓦的绝对价格下降，降价幅度接近40%；观察2021年13季度金风科技、运达股份及电气风电等整机制造企业的毛利率可以发现，各家公司前三季度毛利率相比其20182020年历史毛利率而言均基本稳定，风电整机设备制造商的毛利率并未随着风机大型化而相应扩张。如前所述，风电整机设备制造企业在产业链内议价能

20、力较弱，需要通过大幅让利以保住或赢取市场份额，进而使得下游运营商几乎全部攫取了本轮风机大型化的技术进步红利。2,0002,5003,0003,5004,0004,5003S级别 元/千瓦4S级别 元/千瓦0.0%5.0%10.0%15.0%20.0%25.0%30.0%金风科技明阳智能运达股份电气风电20Q212Q213Q211010我们假设一个风电模拟项目，用于测算风电造价下行对于项目回报的影响。按照目前的陆风招标价格，国内风电单位建造已经降至6,000元/千瓦附近的水平，相比本轮降价前的7,5008,000元的常见造价区间，下降了约20%。我们假设模拟项目的单位装机合

21、计投资为6,000元/千瓦，其中风机造价为2,500元/千瓦，项目年利用小时为2,800小时，上网标杆电价为0.35元/千瓦时，项目投资的资本金比例为30%。风机降价对于平价风电项目回报改善带动作用显著风机降价对于平价风电项目回报改善带动作用显著模拟风电项目关键假设模拟风电项目关键假设资料来源：中信证券研究部测算项目运营数据假设：项目运营数据假设：项目财务数据假设：项目财务数据假设：单位装机投资合计元/kw6,000项目总投资万元30,000装机容量MW50资本金比例%30.0%利用小时h2,800贷款比例%70.0%标杆上网电价元/千瓦时0.350财务费用率%4.3%电网辅助费用分摊元/千瓦

22、时0.005还款期限y15折旧年限y20等额本金偿还金额万元-1,929材料费元/kw5增值税率%13%其他费用元/kw12所得税率%25%职工人数6人均薪酬万元/年8维修费%1.40%1111在上述假设基础上，我们测算的项目权益项目权益IRR高达高达20.0%，项目，项目ROE在生命周期前期即能达到在生命周期前期即能达到15%左右的较高水平。左右的较高水平。降价后的平价风电项目降价后的平价风电项目ROE在生命周期前期即能达到在生命周期前期即能达到15%左右左右模拟风电项目回报测算模拟风电项目回报测算资料来源：中信证券研究部测算FY0FY1FY2FY3FY4FY5FY6FY7FYFY23FY2

23、4FY25电费收入万元4,5224,5224,5224,5224,5224,5224,5224,5224,5224,522生产成本：合计万元2,1422,1442,1462,1472,1492,1512,3生产成本：现金成本万元6426446466476496593折旧费用万元1,5001,5001,5001,5001,5001,5001,500利息支付万元9038598608本金支付万元1,0261,0701,1161,1641,2141,2661,320债务余额万元21,00019,97418,90517,78916,625

24、15,41214,14612,825税后利润万元1,4771,5191,5641,4091,4511,4951,3212,8762,8742,872ROE%16.4%16.9%17.4%15.7%16.1%16.6%14.7%32.0%31.9%31.9%现金流入万元4,5224,5224,5224,5224,5224,5224,5224,5224,5224,522现金流出万元9,0002,5712,5732,5742,7772,7852,7933,0211,6461,6481,650其中：付现成本万元6426446466476496593其中：利息支付万元9038598

25、608000其中：本金支付万元1,0261,0701,1161,1641,2141,2661,320000其中：所得税万元0002059958957其中：项目建设支出万元9,000现金流净额万元-9,0001,9511,9501,9481,7451,7371,7291,5012,8762,8742,872权益IRR%20.1%NPV万元18,57812第三章第三章基地化实施项目开发，新能源运营环节迎集中度提升基地化实施项目开发，新能源运营环节迎集中度提升1313实施基地模式项目开发，助力双碳目标完成实施基地模式项目开发，助力双碳目标完成资料来源：中国

26、政府网“十四五”大型清洁能源基地布局示意图“十四五”大型清洁能源基地布局示意图具有基地化、规模化的风光大基地将会缩短目标完成周期，加速新能源的放量增长，助力实现“双碳”目标和“十四五”规划任务；2021年3月30日，“十四五”规划和2035年远景目标纲要中提到未来将建成九大集风光（水火）储一体化的新能源基地。1414风光大基地开发模式有望成为“十四五”项目释放主力风光大基地开发模式有望成为“十四五”项目释放主力资料来源：中电联，北极星电力网，中信证券研究部预测20152025年年国内国内新能源新增装机及风光大基地装机新能源新增装机及风光大基地装机（GW）第 一 批 基 地 项 目 规 划 装

27、机 97GW ， 其 中20222023年分别投产44/53GW，第二批风光基地项目已经于2021年末启动申报并在20232024年陆续并网，我们预计第二批基地项目规划装机规模低于第一批概率较低；基地模式开发的新能源项目在“十四五”期间将超过200GW，成为国内新能源开发的主力模式；448080900%10%20%30%40%50%60%70%0204060800200021E2022E2023E2024E2025E新能源装机 GW风光大基地项目装机 GW% 基地项目占比 - 500 1,000 1,500 2,000 2,50

28、0内蒙古陕西青海甘肃吉林广西辽宁宁夏河北贵州新疆生产建设兵团黑龙江云南新疆山西山东四川安徽湖南2022年投产容量(万千瓦)2023年投产容量(万千瓦)第一批风光基地项目在各省分布情况（万千瓦）第一批风光基地项目在各省分布情况（万千瓦）1515基地项目在资金、资质等进入门槛提升明显，龙头竞争优势放大基地项目在资金、资质等进入门槛提升明显，龙头竞争优势放大资料来源：北极星电力网，中电联，中信证券研究部测算，注释：对于没有表明装机规模的项 目均为100万千瓦装机第二批风光大基地项目申报要求第二批风光大基地项目申报要求国内典型电源项目投资规模估计（亿元）国内典型电源项目投资规模估计（亿元）相比传统电源

29、建设，国内此前的风光新能源开发一定程度具有审批权下放、碎片化开发的特征；从第二批基地项目申报标准看，项目规模明显放大且对企业综合能力要求陡升，百万千瓦级别的风光项目单体投资额已经进入50亿元级别；第二批风光大基地新增要求第二批风光大基地新增要求生态要求不涉及生态红线外送消纳依托外送通道消纳的项目应基于在运、在建，或已核准输电通道，配套风电光伏装机规模与通道输电能力相匹配，并落实消纳市场单体规模坚持集约整装开发，避免碎片化，单体项目规模不小于单体项目规模不小于100 万千瓦，以联合体形式开发的联合体单位原则万千瓦，以联合体形式开发的联合体单位原则上不超过上不超过2家家多能互补坚持联营优先、多能互

30、补，鼓励煤电风光储联营，在同一外送区域内有既有或规划内煤电、天然气发电项在同一外送区域内有既有或规划内煤电、天然气发电项目的报送主体优先安排目的报送主体优先安排调峰措施配套煤电灵活性改造、水电、抽水蓄能、新型储能等调峰措施储能鼓励建设集中式、共享式储能，最大化发挥储能效益利用率并网后利用率低于 95%的项目，由省级能源主管部门结合实际明确利用率标准，组织开发企业签订承诺书，项目建成后按承诺利用率保障消纳46404060080120160光伏10万千瓦陆风10万千瓦火电光伏陆风水电海风核电典型电源项目投资规模估计 亿元1616新能源竞争格局演变，龙头优势企业市场份额提升在即

31、新能源竞争格局演变，龙头优势企业市场份额提升在即资料来源：中电联，北极星电力网、华能集团等各公司公告，中信证券研究部，注释：央企发电集团指“五大四小”以及中核集团及中节能集团第一批风光基地项目初步中标情况梳理（万千瓦）第一批风光基地项目初步中标情况梳理（万千瓦）20182020年央企发电集团在国内各电源市场中份额（年央企发电集团在国内各电源市场中份额（%）2020年，以发电为主业的央企发电集团新能源累计装机规模为2.34亿千瓦，占全国新能源装机份额的44%，低于同期火电装机份额的59%和水电装机份额的54%；从第一批已公布中标方的风光基地项目运营主体情况看，传统发电龙头企业在项目获取方面竞争优

32、势异常突出；我们预计随着基地化开发重要性日益提升，新能源运营市场的竞争格局将发生演变，具有资金、资源、综合开发能力的龙头企业有望逐步提升其在新能源运营市场中份额。100%59%56%54%44%0%20%40%60%80%100%120%核电火电整体水电风光202004006008000三峡集团大唐集团国家能源集团华能集团国家电投中国电建中核集团阳光新能源华润集团华电集团湖北能源集团酒钢集团山东发展集团国投集团第一批基地项目中标梳理17第四章第四章 补贴拖欠问题有望迎来重要边际补贴拖欠问题有望迎来重要边际变化变化1818我们估计新能源累计欠补规模已经

33、达到我们估计新能源累计欠补规模已经达到6000亿元亿元资料来源：中电联，财政部，中信证券研究部测算国内可再生能源电价补贴缺口国内可再生能源电价补贴缺口估估算（算（亿元）亿元）可再生能源发展基金提供的电价补贴资金来源主要依赖征收可再生能源电价附加，目前可征收规模约1,000亿元，而我们估计含补项目当年所需补贴资金超2,000亿元，缺口不断累积使得我们估计在2021年末国内欠补规模已经达到约6,000亿元。单位2000021补贴收入当年理论补贴收入亿元3454497167159521,0121,1041,1631,2021,244当

34、年实际补贴收入亿元5648706786868897970征收率%57%66%69%72%68%70%71%75%75%78%补贴支出当年合计补贴支出亿元95957970支出率%99%81%103%101%92%101%107%99%103%100%风电补贴支出亿元5770348325366420360407393360太阳能补贴支出亿元3853生物质补贴支出亿元958补贴需求当年补贴需求合计亿元30042,4491,80

35、52,0512,3342,488风电补贴需求亿元20628629633259861,128太阳能补贴需求亿元204568161,0011,0401,030生物质补贴需求亿元759080补贴缺口当年补贴缺口当年补贴缺口亿元3757379661,1921,4101,518累计补贴缺口累计补贴缺口亿元78111,5492,5153,7065,1176,634风电当年亿元37416593767风电累计亿元146773

36、21,1691,5852,1782,945太阳能当年亿元-4078太阳能累计亿元-11-4491633397391,2451,8332,4012,879生物质当年亿元-33-4389250272生物质累计亿元-33-76-62-4767701919截至2020年末，重点上市新能源运营商累计欠补规模普遍超过50亿元，其中规模最大的龙源电力欠补接近200亿元，累计欠补规模普遍在当年利润的3倍以上；欠补增加可再生能源企业财务成本、影响其加杠杆扩大规模能力，并通过产业链传导，对整个可再生能源发电行业产生一定负面影响

37、。重点公司补贴拖欠情况统计重点公司补贴拖欠情况统计资料来源：Wind，各公司公告，中信证券研究部新能源运营新能源运营商商截至截至2020年末的欠补情况及年末的欠补情况及2020年净利润、资本支出及应收规模（亿元年净利润、资本支出及应收规模（亿元）公司简称公司简称累计欠补累计欠补应收账款应收账款资本支出资本支出净利润净利润龙源电力三峡能源大唐新能源1101219012华润电力7826525764上海电力71951459吉电股份69671065太阳能60841510浙江新能3633473福能股份14274815晶科科技39215中国核电10123960华

38、能国际28642746林洋能源38210江苏新能14162节能风电34766协鑫能科193682020政府在关于2021年中央和地方预算执行情况与2022年中央和地方预算草案的报告明确提出“推动解决可再生能源发电补贴资金缺口”，为近年来政府预算报告首次，预计补贴拖欠问题可能出现边际变化；补贴拖欠的解决或者部分解决，有望对新能源行业投资能力提升带来极大助力。补贴拖欠迎来政策边际变化，或有效提升行业投资能力补贴拖欠迎来政策边际变化，或有效提升行业投资能力资料来源：Wind，中电联，中信证券研究部预测20112025年新能源电源建设投资规模（亿元）年新能源电源建设投资规模（亿元）01,0002,00

39、03,0004,0005,0006,0007,0008,0002011A2012A2013A2014A2015A2016A2017A2018A2019A2020A2021A2022E2023E2024E2025E风电太阳能2121风险提示风险提示用电量增速超预期下滑；煤价大幅上行；售电价格大幅下降；新能源装机增长不及预期；风光造价大幅上行。2222投资策略：三主线布局，首选龙头投资策略：三主线布局，首选龙头资料来源：Wind，各公司公告，中信证券研究部预测遵循三条投资主线：受益电价上涨环境，可扩张ROE及释放电价业绩弹性的核电龙头；高成长+降本扩张ROE的龙头新能源运营商及部分优质火电转型标的

40、；大水电陆续投产带动新一轮成长周期来临的优质水电龙头，推荐中国核电中国核电、三峡能源三峡能源、龙源电力龙源电力（H）、华润电华润电力力（H）、华能国际华能国际（A&H）、华能水电华能水电、川投能源川投能源、信义能源信义能源（H）、中国电力中国电力（H）、华润燃气华润燃气（H）等。重点公司盈利预测及估值重点公司盈利预测及估值股价股价市值市值EPSP/EP/BEV/EBITDAROE股息率股息率评级评级亿元亿元2021E2022E2023E2021E2022E2023E2021E2021E2021E2021E600025.SH华能水电6.161,1090.320.370.391917162.112

41、.311%2.6%买入600674.SH川投能源10.954820.700.790.891614121.614.910%3.2%买入600236.SH桂冠电力5.384240.290.290.301918182.410.813%3.6%买入601985.SH中国核电7.861,4820.430.600.621813131.912.411%2.3%买入003816.SZ中国广核2.721,3740.190.200.241413111.48.510%3.1%买入600905.SH三峡能源5.731,6400.200.290.372920152.315.98%0.5%买入001289.SZ龙源电力2

42、3.311,9540.760.991.213124193.412.811%0.5%买入600011.SH华能国际6.24980-0.790.390.48-816131.722.4-22%0.0%买入600027.SH华电国际3.35331-0.590.080.26-640130.820.5-15%7.5%持有000600.SZ建投能源4.1474-1.360.200.34-320120.8-157.7-26%0.0%买入600483.SH福能股份10.262011.251.601.628661.17.613%3.7%买入000543.SZ皖能电力3.9088-0.690.010.25-6356

43、160.7-271.5-12%买入601139.SH深圳燃气6.891980.540.600.661312101.66.912%3.5%买入0902.HK华能国际（H）3.47545-0.790.390.48-4760.822.4-22%0.0%买入1816.HK中广核电力（H）2.031,0250.190.200.249870.88.710%5.1%买入0836.HK华润电力14.567000.331.962.4844760.89.42%2.0%买入0916.HK龙源电力（H）16.801,4080.760.991.211814112.012.711%0.9%买入3868.HK信义能源4.4

44、83270.170.200.242622192.719.910%3.9%买入1193.HK华润燃气33.807822.492.783.061412112.05.715%3.0%买入0384.HK中国燃气9.535282.182.452.774430.04.517%6.9%买入感谢您的信任与支持！感谢您的信任与支持！THANK YOU李想李想（首席首席公用公用环保分析师环保分析师）执业证书编号： S02免责声明免责声明分析师声明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

45、看法；（ii）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。评级说明评级说明其他其他声明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”。法律主体声明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

46、国香港由CLSA Limited分发；在中国台湾由CL Securities Taiwan Co., Ltd.分发；在澳大利亚由CLSA Australia PtyLtd.（金融服务牌照编号：350159）分发；在美国由CLSA group of companies（CLSA Americas, LLC（下称“CLSA Americas”）除外）分发；在新加坡由CLSA Singapore Pte Ltd.（公司注册编号：198703750W）分发；在欧洲经济区由CLSA Europe BV分发；在英国由CLSA （UK）分发；在印度由CLSA India Private Limited分发（

47、地址：孟买（400021）Nariman Point的Dalamal House 8层；电话号码：+91-22-66505050；传真号码：+91-22-22840271；公司识别号：U67120MH1994PLC083118；印度证券交易委员会注册编号：作为证券经纪商的INZ000001735，作为商人银行的INM000010619，作为研究分析商的INH000001113）；在印度尼西亚由PT CLSA 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

48、马来西亚由CLSA Securities Malaysia Sdn Bhd分发；在菲律宾由CLSA Philippines 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针对不同司法管辖区的声明中国：中国：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。美国：美国：本研究报告由中信证券制作。本研究报告在美国由CLSA group of companies（CLSA Americas除外）仅向符合美国1934年证券交易法下15

49、a-6规则定义且CLSA Americas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载任何观点的背书。任何从中信证券与CLSA group of companies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CLSA Americas。新加坡：新加坡：本研究报告在新加坡由CLSA Singapore Pte Ltd.（资本市场经营许可持有人及受豁免的财务顾问），仅向新加坡证券及期货法s.4A（1）定义下的“机构投资者、认可投资者及专业投资者”分发。根据新加坡财务顾问法下财务顾问（

50、修正）规例（2005）中关于机构投资者、认可投资者、专业投资者及海外投资者的第33、34及35 条的规定，财务顾问法第25、27及36条不适用于CLSA Singapore Pte Ltd.。如对本报告存有疑问，还请联系CLSA Singapore Pte Ltd.（电话：+65 6416 7888）。MCI (P) 024/12/2020。加拿大：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：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

51、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。欧洲经济区：欧洲经济区：本研究报告由荷兰金融市场管理局授权并管理的CLSAEurope BV 分发。澳大利亚：澳大利亚：CLSA Australia Pty Ltd (“CAPL”) (商业编号：53 139 992 331/金融服务牌照编号：350159) 受澳大利亚证券与投资委员会监管，且为澳大利亚证券交易所及CHI-X的市场参与主体。本研究报告在澳大利亚由CAPL仅向

52、“批发客户”发布及分发。本研究报告未考虑收件人的具体投资目标、财务状况或特定需求。未经CAPL事先书面同意，本研究报告的收件人不得将其分发给任何第三方。本段所称的“批发客户”适用于公司法（2001）第761G条的规定。CAPL研究覆盖范围包括研究部门管理层不时认为与投资者相关的ASX All Ordinaries 指数成分股、离岸市场上市证券、未上市发行人及投资产品。CAPL寻求覆盖各个行业中与其国内及国际投资者相关的公司。一般性声明一般性声明本研究报告对于收件人而言属高度机密，只有收件人才能使用。本研究报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布该研究报告的人员。本研究

53、报告仅为参考之用，在任何地区均不应被视为买卖任何证券、金融工具的要约或要约邀请。中信证券并不因收件人收到本报告而视其为中信证券的客户。本报告所包含的观点及建议并未考虑个别客户的特殊状况、目标或需要，不应被视为对特定客户关于特定证券或金融工具的建议或策略。对于本报告中提及的任何证券或金融工具，本报告的收件人须保持自身的独立判断。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所包含的材料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

54、融工具的价格、价值及收益可能会受汇率影响而波动。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

55、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。未经中信证券事先书面授权未经中信证券事先书面授权，任何人不得以任何目的复制任何人不得以任何目的复制、发送或销售本报告发送或销售本报告。中信证券中信证券2022版权所

56、有版权所有。保留一切权利保留一切权利。投资建议的评级标准投资建议的评级标准评级评级说明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%以上证券研究报告证券研究报告2022年年4月月14日日