【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

(資料圖片)

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β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α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。

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，分別同比+56%、+70%。同時，2022M1-5光伏組件招標79GW，M1-6風(fēng)電招標53.46GW，風(fēng)光招標量持續(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.

風(fēng)險提示

政策推行不及預(yù)期：碳中和背景下國家大力發(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)展動力，若政策推進較慢，企業(yè)項目拓展將受到一定影響。

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

煤炭價格波動的風(fēng)險：若煤炭供給出現(xiàn)較大收縮，則可能導(dǎo)致煤炭價格大幅上漲，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)進步放緩：技術(shù)提升可進一步驅(qū)動風(fēng)電、光伏發(fā)電成本下降，若技術(shù)進步放緩，企業(yè)盈利能力將受到一定影響。

行業(yè)競爭加?。?/strong>碳中和背景下行業(yè)景氣有望保持，預(yù)計會有越來越多的企業(yè)進入光伏、風(fēng)電發(fā)電領(lǐng)域，行業(yè)競爭可能加劇。

天然氣價格波動加?。?/strong>天然氣市場化價格受國內(nèi)供需及國際氣價共同影響，具有較強的波動性。由于國內(nèi)供需及國際氣價均有極多的影響因素，具有相當程度的不可預(yù)測性，其大幅波動將影響燃氣標的毛差或盈利水平。

天然氣下游需求不及預(yù)期：若天然氣下游需求較弱，天然氣運營商業(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，水電機組發(fā)電量將會出現(xiàn)較明顯的波動，進而對水電業(yè)務(wù)產(chǎn)生不利影響。

【正文】

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

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

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。

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β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。

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。

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。

1.2. 火電：保障系統(tǒng)容量充裕性，容量電價有望加速推進

容量市場是一種經(jīng)濟激勵機制，使機組能夠獲得能量市場和輔助服務(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。

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，電價標準暫定為每千瓦時0.0991元(含稅)，收取標準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：基準價99.1元/兆瓦時*峰系數(shù)K2(K2取值100%-160%)。

2. 水電：拐點在何時？

2.1. 拐點在何時？

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%。

水電發(fā)電量歷史峰值：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)。

2.2. 不同水電資產(chǎn)ROE分析比較

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2019年降至8.9%的低點。

3. 天然氣：重視強α個股

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。

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)天然氣供應(yīng)量，同時補充處于低位的庫存。

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%。

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，1—5月生產(chǎn)天然氣924億方，同比增長5.8%；進口端，1—5月進口天然氣4491萬噸，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%。

3.2. 強α個股推薦：新奧股份

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α優(yōu)勢：

1)城燃端維持穩(wěn)健增長。

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。

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。

4. 綠電：風(fēng)光持續(xù)引領(lǐng)，利率下行增厚收益

4.1. 風(fēng)光裝機增長勢頭迅猛，持續(xù)引領(lǐng)中國能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型

風(fēng)、光裝機增長勢頭迅猛。雙碳目標下，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%。

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%。

2022M1-5光伏組件招標量已超2021年全年招標規(guī)模。根據(jù)能源雜志，2022M1-5光伏組件招標累計已達78.7GW(不含2021M12的14GW招標)，遠超2021年45GW的全年招標量。

風(fēng)電：“十四五”長周期景氣開啟，招標數(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年一季度招標量創(chuàng)歷史單季度新高后，二季度招標勢頭不減。截至6月29日，風(fēng)電項目招標規(guī)模達53.47GW。其中，央、國企共發(fā)布風(fēng)機招標52.14GW，占總招標量的97%；民企公開招標僅統(tǒng)計到1.33GW.

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

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。

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.

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.

5. 投資建議

火電方面，電價上浮疊加煤價有望回落，或?qū)佑芰Τ掷m(xù)修復(fù)，建議關(guān)注優(yōu)質(zhì)資產(chǎn)標的【國電電力】、【華能國際(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)績彈性可期，建議關(guān)注【長江電力】、【華能水電】；天然氣方面，國內(nèi)外天然氣價格持續(xù)處于高位，建議關(guān)注天然氣全產(chǎn)業(yè)鏈運營的【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的擁有自有氣源的彈性標的【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】、【龍源電力(H)】。

6. 風(fēng)險提示

政策推行不及預(yù)期：碳中和背景下國家大力發(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)展動力，若政策推進較慢，企業(yè)項目拓展將受到一定影響。

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

煤炭價格波動的風(fēng)險：若煤炭供給出現(xiàn)較大收縮，則可能導(dǎo)致煤炭價格大幅上漲，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)進步放緩：技術(shù)提升可進一步驅(qū)動風(fēng)電、光伏發(fā)電成本下降，若技術(shù)進步放緩，企業(yè)盈利能力將受到一定影響。

行業(yè)競爭加?。?/strong>碳中和背景下行業(yè)景氣有望保持，預(yù)計會有越來越多的企業(yè)進入光伏、風(fēng)電發(fā)電領(lǐng)域，行業(yè)競爭可能加劇。

天然氣價格波動加?。?/strong>天然氣市場化價格受國內(nèi)供需及國際氣價共同影響，具有較強的波動性。由于國內(nèi)供需及國際氣價均有極多的影響因素，具有相當程度的不可預(yù)測性，其大幅波動將影響燃氣標的毛差或盈利水平。

天然氣下游需求不及預(yù)期：若天然氣下游需求較弱，天然氣運營商業(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，水電機組發(fā)電量將會出現(xiàn)較明顯的波動，進而對水電業(yè)務(wù)產(chǎn)生不利影響。

（文章來源：天風(fēng)證券）