证券研究报告·行业深度·2023 年中期策略报告

火电曙光已现，绿电成长在即>

电力>

核心观点>
2021 年煤价大幅上涨后，我国动力煤产能不断提升，叠加进口煤政策不断优化，动力煤供需情况持续改善，国内火电业绩迎来改善契机。我们对火电超额收益分析结果表明，长协煤比例较高电厂在已完成火电修复的情况下，对煤价变化的敏感性不如长协煤比例较低的电厂。我们预计动力煤价格持续下降的情况下，沿海火电有望迎来超额收益。绿电板块，23 年初装机迎来快速增长，主要受益于硅料产能释放带来的成本下降，进而刺激需求修复。我们预期 2023 年光伏装机需求将得到有效修复，推动绿电运营商业绩快速增长。

动力煤价格持续下降，沿海火电有望迎超额收益>
2021 年煤价大幅上涨后，我国动力煤产能不断提升，动力煤供需情况持续改善。供给方面，2021-2023 年，国内新核定煤炭产能达 27530 万吨/年，新核增煤炭产能达 10620 万吨/年，合计 38150万吨/年。截至 2023 年 2 月底，全国动力煤供应总量达 6.27 亿吨，较去年同期增长7.5%；动力煤产量达6.05 亿吨，同比增长5.51%。国际煤炭市场方面，俄乌冲突对全球能源市场的影响逐渐消弱，国际动力煤价格在 2022 年 3 月达峰后持续下行，叠加我国进口煤管控边际改善，进口煤亦有望在 23 年贡献动力煤边际增量。需求方面，2023 年用能需求温和复苏，首二个月国内动力煤总消费量为 6.44 亿吨，同比增长 3.47%，较去年同期放缓 0.88 个百分点。我们对火电超额收益分析结果表明，长协煤比例较高电厂在已完成火电修复的情况下，对煤价变化的敏感性不如长协煤比例较低的电厂。我们预计动力煤价格持续下降的情况下，沿海火电有望迎来超额收益。

火电出力有所提升，水电来水仍偏少>
2023 年 1-3 月份我国全社会用电量增速为 3.6%，增速较上年同期下降 1.4%。3 月份我国全社会用电量为 7369 亿千瓦时，同比上升 5.9%。受用电需求波动影响，火电出力有所增加。今年 1-3月份火电累计发电量为 14951 亿千瓦时，同比增加 1.7%，新能源发电量的快速增长对火电增产产生挤压。2023 年一季度全国降水量较往年同期偏低，整体水电表现疲软， 2023 年 1-3 月水电累计实现发电量 2035 亿千瓦时，同比下降 8.3%。电力板块，我们重点推荐火电持续转型绿电的上海电力、华能国际、大唐发电、福能股份和华电国际，核电向新能源转型的中国核电，绿电业务稳健发展的三峡能源，乌白注入后有望提升盈利能力的长江电力。
维持
强于大市
高兴
gaoxing@csc.com.cn
021-68821600
SAC 编号:s1440519060004
发布日期： 2023 年 05 月 09 日
市场表现

相关研究报告

垃圾焚烧占比快速提升，新增市场加速下沉>
随着我国城市化进程的稳步推进，我国垃圾清运量呈现稳步增长态势，2021 年全国城市垃圾清运量达 2.5 亿吨，同比增长 5.8%。无害化处理方式中，垃圾焚烧占比快速提升，2021 年城市垃圾焚烧量占无害化处理量的比重为73%，较去年同期提升 11 个百分点，城市焚烧产能全覆盖进程不断加快。从 2022 年新增垃圾焚烧招标项目来看，县域级项目不断增加，处理规模基本在 1000 吨/日以下，焚烧新增市场仍呈现加速下沉趋势。在垃圾焚烧渗透率提升的后半场，市场增长点逐步落至垃圾焚烧基础薄弱的中西部地区和人口较少的县城。补贴方面，今年垃圾焚烧项目补贴核查稳步推进，落地后有望加速焚烧企业补贴回流，缓解焚烧企业现金流压力。焚烧板块，我们推荐产能增速较高且有公用事业业务提供稳健现金流的瀚蓝环境，高速公路贡献稳定现金流，焚烧能力快速成长的城发环境。
风险分析：煤价上涨的风险；区域利用小时数下滑的风险；电价下降的风险；新能源装机进展不及预期的风险；新能源电源出力波动的风险；环保公司财务状况恶化的风险；政策推进力度及落实程度不及预期的风险；环保治理财政资金拨付下滑的风险。

目录>
核心观点
动力煤价格持续下降，沿海火电有望迎超额收益..
公用事业及环保板块行情回顾 1
火电、燃气、水电子板块均上涨 . . 2
电力及公用事业板块估值处于行业中游水平.. 2
今年以来环保行业跑输沪深 300 指数1.92 个百分点 ... .. 3
2023 年以来环境卫生、水务运营板块涨幅明显 . ... 4
长协煤政策叠加供需关系宽松，煤电盈利能力有望回升 .. . 6
动力煤供需情况：总供给量稳步提升，需求总量缓速增长 . . 6
动力煤价格与库存：煤炭库存水平同比提升，价格下行趋势有望延续 . ..11
煤炭相关政策：多方助力煤炭产能增长，持续推进煤炭长协履行 .. . 13
超额收益：动力煤价格持续下行，2023 沿海火电超额收益增长可期 .. . 15
电力：一季度火电电量温和增长，水电来水偏少.. . 17
火电：出力呈上涨趋势，利用小时数小幅下滑. 17
用电需求波动较大，利用小时小幅下滑. .. 17
煤价高位震荡，煤炭产量保持高位 .. . 17
水电：一季度来水较差，总体电量下滑 .. . 19
一季度来水较差，利用小时数下滑 .. . 19
风电、光伏：消纳明显改善，平价加速分化. .. 21
风电消纳改善明显，弃风率稳定在 3.2%左右 .... .. 21
弃光率降至2.0%，分布式发展提速 . 24
电力板块推荐火电向新能源转型标的 .. 25
燃气：价格快速下滑，消费有望复苏 . .. 26
燃气价格快速下滑，天然气消费量有望逐步复苏 . ... 26
全球燃气失衡已逐步恢复，天然气消费长期向好 .. . 26
焚烧：规模稳健增长，关注十四五时期中西部发展机会 . . 29
补贴央地分担，推动生物质发电行业逐步走向市场化 . . 30
垃圾焚烧占比仍将持续提升，十四五重点发力中西部地区 . .... 31
风险分析 . . 34

公用事业及环保板块行情回顾>
2023 年市场走势较好，电力及公用事业作为传统防御性板块，表现强于大盘。截止到 2023 年 5 月 5 日，Wind 电力板块今年以来上涨 6.82%，与其他中信一级行业指数相比处于第 9 位；同期沪深 300 指数上涨 3.75%，电力板块累计跑赢大盘 3.06 个百分点。
8 58
40
30 282726
20 16 13
10 8 7 7 6 4 4 4 3 3 2 2 0
0
-100 1 2 4 -4 6 -6 -8 -10
-16
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图 1：23 年以来电力行业上涨 6.82%，处于各行业中上游水平
图 2：2023 年以来电力及公用事业上涨 6.82%，跑赢沪深 300 指数 3.06 个百分点

资料来源：Wind 资讯，中信建投
资料来源：Wind 资讯，中信建投

火电、燃气、水电子板块均上涨>
截止到 2023 年 5 月 5 日，据中信行业指数分类，水电子板块上涨 1.41%，跑输沪深 300 指数 2.34 个百分点；火电子板块上涨 8.62%，跑赢沪深 300 指数 4.87 个百分点；燃气子板块上涨 7.38%，跑赢沪深 300 指数 3.63 个百分点。整体来看，电力行业中火电板块表现相对较好。
图 3：2023 年以来的子板块走势曲线图

资料来源：Wind 资讯，中信建投
图 4：2023 年以来电力及公用事业子板块涨跌幅

资料来源：Wind 资讯，中信建投

电力及公用事业板块估值处于行业中游水平>
截止到 2023 年 5 月 5 日，电力及公用事业行业一致预期市盈率为 22.75 倍，居于各行业中游水平。
图 5：电力及公用事业行业一致预期市盈率 22.41 倍

资料来源：Wind 资讯，中信建投
而根据最新净资产计算的市净率，电力及公用事业行业为 1.78 倍，在所有行业中处于中游的位置。
7 -6.3
6
5 4.54.0
4 3.53.33.33.13.03.0
3
2 222.32.52.12.11.91.81.81.8 1.61.61.41.41.3121.14.04。
1
0食餐计医电国电传农家机基有轻汽综通纺电商交建非煤石建钢房银品饮算药子防力媒林电械础色工车合信织力贸通材银炭油筑铁地行饮旅机元设牧化金制服及零运行石料游器备渔工属造装公售输金化件用融

今年以来环保行业跑输沪深300 指数1.92 个百分点>
截止到 2023 年 5 月 5 日，申万环保指数今年以来上涨 1.83%，与其他 Wind 一级行业相比位居第 16 位，同期沪深 300 指数上涨 3.75%，环保行业累计跑输大盘 1.92 个百分点。
70[58
60
50
40
30 28 27 26
20 16138
10 63 2 2 2 00
-10 -1-2 -4 -4 -4 -6 -6 -8-10
-20 -16
-30传计通建石非家电银纺有机环铁商医国建农电房基综餐媒算信筑油银小电行织贸药防林地础合饮机行服金3 运零制饮牧设产化旅化金器装属 0 输售渔备游融件 0
图 8：2023 年以来环保行业上涨 1.83%，跑输沪深 300 指数 1.92 个百分点

资料来源：Wind 资讯，中信建投

2023 年以来环境卫生、水务运营板块涨幅明显>
我们在环保板块选择了 105 家 A 股和 10 家 H 股进行跟踪研究，并将这些公司细分为环境监测、大气治理、固废资源化、综合治理、环境卫生、污水处理、水务运营、固废无害化以及环保设备 9 个子板块。从各子板块今年年初以来的涨跌幅来看，环境卫生、水务运营、污水处理、固废无害化及环保设备板块分别上涨 15.21%、9.56%、6.79%、6.53%及 3.21%；固废资源化、综合治理、大气治理及环境监测板块分别下跌 0.71%、0.89%、7.80%及 11.51%。
图 9：2023 年以来环保行业各子板块涨跌幅（%）

资料来源：Wind 资讯，中信建投
截至 2023 年 5 月 5 日，环保行业一致预期 PE 为 21 倍，居于各行业中游水平。而根据最新净资产计算的市净率，环保行业只有 1.64 倍，在所有行业中也处于中后的位置。
图 10：环保行业一致预期 PE 为 21 倍
图 11：环保行业 PB 为 1.64 倍

资料来源：Wind 资讯，中信建投
资料来源：Wind 资讯，中信建投
7 6.3
5 4.5 4.0
4
3 .15.05.02.52.42.32.32.12.1191.81.81.61.61.61.41.41312111.01.。
2
1
0 食餐计医电国电传农家机基有轻汽综通纺环商交建非煤石建钢房银品饮算药子防力媒林电械础色工车合信织保贸通材银炭油筑铁地行饮旅机元军设牧化金制服零运行石料游器备渔工属造装售输金化件融

长协煤政策叠加供需关系宽松，煤电盈利能力有望回升>

动力煤供需情况：总供给量稳步提升，需求总量缓速增长>
煤炭供应量方面，国内煤炭产能持续提升，根据各大煤炭集团债券募集说明书和各地发改委公布数据统计整理，2021-2023 年，国内新核定产能达 27530 万吨/年，新核增产能达 10620 万吨/年，合计 38150 万吨/年。随着新建煤矿产能的逐步释放，预计煤炭产量未来还有增长空间。此外，新冠疫情后，煤炭产运逐步能力恢复保障国内动力煤产量的稳步提升；截至 2023 年 2 月底，全国动力煤产量及动力煤进口量达 6.27 亿吨，较去年同期增长 7.5%；动力煤产量达 6.05 亿吨，同比增长 5.51%。
表 1：2021 年新增产煤矿梳理
煤矿名称核定产能（万吨/年）核增产能 (万吨/年）投产时间
北辛窑 400 600 2021年投产
玉溪 240 0 2021年1月
马道头煤矿 1000 500 2021年投产
山西锦兴能源有限公司肖家洼煤矿 800 400 2021年8月联合试运转
山西煤炭运销集团芦子沟煤业有限公司 90 90 2021年4月联合试运转
山西朔州山阴兰花朱和咀煤业有限公司 90 210 2021年7月联合试运转
山西省晋煤集团洪洞晋圣荣康煤业有限公司 90 30 2021年9月联合试运转
山西煤炭运销集团水磨湾煤业有限责任公司 90 150 2021年6月联合试运转
山西潞安集团左权五里堠煤业有限公司 120 60 2021年7月联合试运转
山西潞安环能上庄煤业有限公司 90 30 2021年联合试运转
麻地梁 800 0 2021年6月投产
上海庙矿区长城5号 180 0 2021投产
上海庙矿区长城6号 150 0 2021投产
内蒙古伊东集团古城煤炭有限责任公司 300 200 2021年10月试运转
内蒙古伊泰煤炭股份有限公司白家梁煤矿 90 60 2021年10月试运转
准格尔旗准联煤炭有限责任公司 90 90 2021年3月投产
准格尔旗宏丰运销有限责任公司红树梁煤矿 500 500 2021年3月投产
陕西省子长县羊马河矿业有限公司 120 180 预估 2021年年底
陕西省神木县润邦矿业有限公司 90 210 2021年底试运转
将军戈壁二号露天 2500 0 2021年投产
南露天矿 3500 0 2021年投产
新疆伊宁矿区北区二号露天煤矿 200 预计 2021年下半年投产
红四煤矿 400 0 2021年6月
信湖煤矿 240 300 0 2021年5月投产
板集煤矿 300 0 2021年4月联合试运转
资料来源：资金募集说明书，中信建投
表 2：2022 年新增产煤矿梳理
煤矿名称核定产能 (万吨/年) 核增产能 (万吨/年) 投产时间
灵北煤矿 240 0 预计 2022 年投产
山西煤炭运销集团簸箕掌煤业有限责任公司 120 180 2022.5联合试运转
山西煤炭运销集团帽帽山煤业有限责任公司 180 420 2022.1联合运行
大同煤矿集团同生安顺煤业有限公司 90 210 2022．9联合试运转
山西乡宁焦煤集团元甲煤业有限公司 60 30 2022.5联合试运转
左权鑫顺煤业 180 0 2022．5联合试运转
山西长治县雄山辛呈煤业有限公司 60 60 预计22年联合试运转
山西乡宁焦煤集团富康源煤业有限公司 120 180 2022.4联合试运转
山西煤炭运销集团蒲县昊锦塬煤业有限公司 60 90 2022.4联合试运转
山西平定古州同意煤业有限公司 60 60 2022．9联合试运转
大海则 1500 2000 2022H2 投产
红墩子矿区红一煤矿 240 0 预估 2022 年投产
内蒙古锦泰城塔煤炭公司 90 180 预估 2022H2 投产
内蒙古盈源煤炭运销有限责任公司玉川煤矿 120 180 2022年12月试运转
准格尔旗准格尔矿区兴达工贸有限公司宝通煤矿 120 300 2022 年投产
准格尔旗弓家塔布尔洞煤炭有限公司煤矿 120 300 2022 年投产
准格尔旗公沟煤炭公司 120 240 预计 2022 年投产
西卓煤矿 300 0 预估 2022.10 投产
新疆伊宁矿区资源整合区伊泰伊型矿业公司煤矿 450 0 预估 2022 年投产
新疆准东西黑山矿区资源整合区北山露天煤矿 300 0 预估 2022 年投产
新疆七克台矿区资源整合区二号整合井田项目 120 0 预估 2022 年投产
和什托洛盖矿区小型煤矿整合区阿勒泰鑫泰矿业 120 0 预估 2022 年投产
新疆昌吉白杨河矿区天业煤矿项目 240 0 预估 2022 年投产
夏店煤矿 150 0 预计 2022.12 投产
梁北二井 120 0 预计 2022 年年末投产
鱼卡二号井 180 0 2022 年下半年试运转
马依西一井一区 120 0 2022 年下半年试运转
发耳二矿西井一期 90 0 2022 年下半年
依兰第三煤矿 240 0 2022 年竣工
资料来源：资金募集说明书，中信建投
行业深度报告
表 3：2023 年新增产煤矿梳理
煤矿名称核定产能 (万吨/年) 核增产能 (万吨/年) 投产时间
七元煤矿 500 0 2023.8.31
山西忻州神达卓达煤业有限公司 90 210 预计 2023联合试运转
锦源矿井 600 0 2023 年投产
庄子河 120 0 2023．11联合试运转
山西煤炭运销集团达子沟煤业有限公司 60 120 预计 2023联合试运转
内蒙古贺斯格乌拉矿区农乃庙鲁新煤矿 500 300 预计 2023.6 投产
红二煤矿项目 240 0 预估 2023 年投产
内蒙古华通瑞生有限公司兴旺煤矿 300 200 2023年9月投产
准格尔旗召富煤炭有限公司 120 280 预计 2023 年投产
内蒙古怡和聚源煤炭有限公司 120 180 预计 2023 年投产
内蒙古锦泰川宏煤炭有限公司川宏煤矿 120 180 预计 2023 年投产
鄂尔多斯一通煤化有限公司神运煤矿 120 120 预计 2023 年投产
准格尔旗西召中兴矿 90 90 预计 2023 年投产
内蒙古汇能煤电集团长滩露天矿 2000 500 预计 2023 年投产
巴拉素煤矿 1000 500 2023年8月投产
郭家滩煤矿 1000 0 2023
润田煤矿 120 0 2023年建成
条湖三号矿井一期 120 0 2023年建成
新疆鄯善县七克台矿区资源整合区一号整合井田项目 150 0 2023年建成
陶和矿井一期 120 0 2023年建成
玉鑫煤矿 120 0 2023年建成
新疆七泉湖矿区星亮二矿矿井项目 120 0 预估 2023 年投产
新疆和什托洛盖矿区资源整合区枭龙煤矿项目 120 0 预估 2023 年投产
新疆大南湖矿区西区太南湖七号煤矿 600 0 预估 2023 年投产
丁家梁煤矿 90 0 预计 2023 年试运转
五举煤矿 240 0 预计 2023 年投产
120 0 2023年
马依西一井二区发耳二矿西井二期 150 0 2023年
资料来源：资金募集说明书，中信建投
国际煤炭市场方面，俄乌冲突对全球能源市场的影响逐渐消弱，国际动力煤价格在 2022 年3 月达峰后，持续呈下行。截至 2023 年 4 月 26 日，纽卡斯尔、理查兹、印度东海岸和印度西海岸 Q5500 大卡动力煤价格降至118.0 、107.7 、130.6 和 129.0 美元/吨，同比下降 40.99%、55.41%、42.46%以及 43.17%。
行业深度报告
图 12：国际 Q5500 动力煤价格变化(单位：美元/吨)
图 13：2022 年至今主要煤炭贸易伙伴对华出口动力煤数量(单位：万吨)

资料来源：wind，中信建投
资料来源：海关总署，中信建投
根据海关总署统计数据，2022 年至今，我国主要动力煤贸易伙伴为印度尼西亚、俄罗斯、蒙古、菲律宾和澳大利亚。主要输入我国福建、浙江、广东、江苏等东南沿海地区。不同贸易伙伴的煤炭进口量受政策、国际市场等因素影响。印度尼西亚方面，2022 年 1 月，印度尼西亚曾表示禁止出口煤炭，但禁令很快废止，没有产生实质重要影响。2022 年受俄乌冲突影响，国际能源市场波动剧烈，印尼出口煤被多方争抢，价格持续上行且供应量不足。2023 年开始，伴随国际能源市场的恢复，印尼进口煤量同比回升。澳大利亚也是我国重要的煤炭贸易伙伴之一，2020 年，我国进口澳煤 7809 万吨，进口量仅次于印尼；2021 年，受地缘政治因素影响，我国停止进口澳煤；2023 年澳煤进口禁令放开，澳煤进口回暖，3 月份动力煤进口量达 193 万吨。俄罗斯方面，受俄乌危机影响，欧盟禁止进口俄罗斯煤炭，俄罗斯计划在 2023 年增加对亚太地区国家的煤炭出口。同时，我国对俄罗斯的煤炭进口则保持稳定增长态势，2022 年进口煤炭 6806 万吨，同比提升 27.31%；占当年煤炭进口总量的 23.2%，同比提升 6.7 个百分点。在国际能源市场恢复、中澳关系好转和俄煤进口增长的影响下，我国动力煤进口量稳步增长。2023 年 1-3 月，中国动力煤进口量累计 7416.55 万吨，同比上涨 97.17%；单 3 月份来看，进口量为 2966.18 万，同比上涨 148.55%。我们预计在全球能源市场供应宽松的大环境下，今年进口煤量有望持续攀升。
3500
3000
2500
2000 1000 mi
500 0 22/122/222/322/422/522/622/722/822/922/10 22/11 22/12 23/123/223/3
表 4：2022 年至今主要贸易伙伴情况
贸易伙伴出口煤种类及占比主要出口区域出口数量(万吨)
印度尼西亚褐煤73%、其他煤18%、其他烟煤9% 福建、广东、北京 22421.56
蒙古褐煤5%、其他煤22%、其他烟煤73% 江苏、海南、福建 814.77
菲律宾褐煤100% 福建、浙江 498.72
俄罗斯褐煤8%、其他煤10%、其他烟煤 82% 福建、浙江、海南、吉林、黑龙江 4830.06
澳大利亚其他煤6%、其他烟煤94% 福建、海南、广东 275.03
资料来源：海关总署、中信建投整理
资料来源：wind，中信建投
需求量方面，2022 年以来，受新冠疫情反复、地缘政治、国际市场波动等因素影响，动力煤需求量增速放缓。2023 年 1-2 月，国内动力煤总消费量为 6.44 亿吨，同比增长 3.47%，较去年同期放缓 0.88 个百分点。2023年1-2 月，火力发电量同比增长，电力行业动力煤消费量达3.99 亿吨，同比增长2.09%；在总消费量中占比61.85%。冶金、化工、建材、供热行业的动力煤消耗量分别为 2871、3507、2769 和 10224 万吨，同比增长 9.21%、0.80%、5.21%以及 4.19%；在总消费量中占比 4.46%、5.44%、4.30%和 15.87%。
火力发电量(右轴：亿千瓦时) 电煤消费量(左轴：万吨)
250000 7000060000
200000
150000 50000 40000
100000 3000020000
50000100000

行业深度报告>
图 15：动力煤总供应量情况(单位：万吨)

资料来源：Wind，中信建投
图 16：动力煤需求量情况(单位：万吨)

资料来源：Wind，中信建投

动力煤价格与库存：煤炭库存水平同比提升，价格下行趋势有望延续>
动力煤价格方面，2022 年 10 月以来，国产与进口动力煤价格均持续呈现下行趋势。截至 2023 年 4 月 30日，秦皇岛 5500 大卡动力煤现货价格为 1010 元/吨，环比上周下降 0.98%，同比去年下跌 13.68%。广州港 5500大卡印尼煤 4 月 28 日价格为 1110 元/吨，环比下降 1.83%，同比下降 18.56%。伴随动力煤供需情况的持续改善，我们预计 2023 动力煤的价格下行趋势将得以延续。
图 17：秦皇岛 Q5500 动力煤现货情况（单位：元/吨）

资料来源：百川盈孚，中信建投
图 18：印尼 Q5500 进口煤现货情况（单位：元/吨）

资料来源：Wind，中信建投
动力煤库存方面，2023 年开年以来，沿海和内陆省份电厂动力煤库存水平总体高于去年同期水平，处于近三年高位。截至 2023 年 4 月 28 日，沿海 8 省份库存 3258.5 万吨，环比上周增加 101.1 万吨，增幅 3.20%；同比去年增加 226.5 万吨，增幅 7.47%。内陆 17 省份煤炭库存为 6983.7 万吨，环比增加 276.1 万吨，增幅 4.12%，同比增加 309.9 万吨，增幅 4.64%。其中，沿海省份动力煤库存提升幅度更为明显，我们认为主要系进口煤数量的回升与长协煤合同的签订与履行的影响，沿海电厂动力煤供应量充足，带动煤炭库存水平持续同比提升。考虑进口煤零税率政策的延续和 2023 年长协煤履约方案的严格要求，我们认为沿海电厂补库压力不大。
图 19：沿海省份煤炭库存变动情况（单位：万吨）

资料来源：百川盈孚，中信建投
图 20：内陆省份煤炭库存变动情况（单位：万吨）

资料来源：百川盈孚，中信建投
从主要港口库存水平来看，秦皇岛港与广州港煤炭库存水平均显著高于去年同期水平。截至 4 月 28 日，秦港库存 505 万吨，环比减少 23 万吨，幅度 4.36%，同比增加 40 万吨，增幅 8.60%。而广州港 4 月 27 日库存为291.2 万吨，环比增加 3 万吨，幅度 1.04%，同比增加 54.2 万吨，增幅 22.87%。考虑到电厂动力煤库存水平较高以及动力煤供应较为充足，我们预计夏季用电高峰来临后电厂补库积极性也不会大幅攀升，港口动力煤库存压力不会快速消解，动力煤市场价格下行势头仍在。
图 21：秦皇岛港煤炭库存变动情况（单位：万吨）

资料来源：Wind 资讯，中信建投
图 22：广州港煤炭库存变动情况（单位：万吨）

资料来源：Wind 资讯，中信建投

煤炭相关政策：多方助力煤炭产能增长，持续推进煤炭长协履行>
2022 年以来，随着能源保供重要性的不断深化，煤炭保供增产调价政策频出。煤炭产能方面，2022 年 3月，面对煤电企业生产成本高企，煤电行业上下游利润分化明显的情况，国家发改委发布《关于成立工作专班推动煤炭增产增供有关工作的通知》，明确提出主要产煤省区和中央企业全力挖潜扩能增供，年内再释放产能 3亿吨以上。此后，中国中央政治局、国务院、国家发改委等机构都发文强调能源保供的重要性。2022 年 10 月，国务院在《第十次全国深化“放管服”改革电视电话会议重点任务分工方案》中，提出在确保安全生产和生态安全的前提下，加快煤矿核增产能相关手续办理，推动已核准煤炭项目加快开工建设；督促中央煤炭企业加快释放先进煤炭产能，带头执行电煤中长期合同。此后，发改委发布《扩大内需战略规划纲要（2022－2035 年）》，提出优化煤炭产运结构，推进煤矿智能化、绿色化发展；优化建设蒙西、蒙东、陕北、山西、新疆五大煤炭供应保障基地，提高煤炭铁路运输能力。
2023 年以来，国常会会议明确提出持续释放煤炭先进产能，支持能源企业节日安全正常生产；国家发改委在《“权威部门话开局”系列主题新闻发布会讲话》中，提出进一步强化能源等大宗商品的保供稳价。稳定煤炭生产，加强储备能力建设。国家能源局在《2023 年能源工作指导意见》中，提出坚持把能源保供稳价放在首位，坚持积极稳妥推进绿色低碳转型；深入推进与重点能源资源国的互利合作，加强与能源生产国、过境国和消费国的协同合作。煤炭增产政策的持续执行有助于动力煤产量的持续提升，加强与重点能源资源国的互利合作有助于我国动力煤多元化供应渠道的建设。随着煤炭增产保供政策进程的推进，动力煤市场供需情况逐步转向宽松。
电煤价格方面，2022 年 2 月，国家发改委先后发文要求完善煤炭市场价格形成机制与做好 2022 年煤炭中长期合同监管工作，规定长协煤价格波动的合理区间，重视长协合同的履约率水平。2022 年4 月，国家发改委发文明确煤炭领域经营者哄抬价格行为。2022 年 6 月，市场监管总局提出《关于查处哄抬价格违法行为的指导意见》，明确要求加强对重点区域、重点环节、重点商品的价格监管。2022 年 7 月，国家发改委进一步提出加快推进 2022 年电煤中长期合同补签换签，确保煤炭生产企业签订的中长期合同数量应达到自有资源量 80%以上，发电供热企业年度用煤扣除进口煤后应实现中长期合同全覆盖，尽快达到三个“100%”的目标要求。
2022 年11 月，《2023 年电煤中长期合同签约履约工作方案》出台，进一步将长协合同保供的范围扩充到所有在产的煤炭生产企业，规定贸易商可作为中间环节签订合同；提出合同下水煤（5500 大卡）合同基准价为 675元/吨；对长协合同履约的监管更加严格，违约惩戒措施操作性更强。2022 年 4 月，国务院提出延长煤炭零进口暂定税率，继续实施进口煤炭零税率政策至 2023 年底。电煤价格调控政策的出台，有助于引导煤炭市场价格回归合理区间；2023 长协煤履约方案的提出，在降低基准价格水平的同时，强调长协合同的履约率水平，保障长协煤的稳定供应。伴随着长协煤政策的推进以及进口煤零税率的延续，我们认为燃煤市场价格上行可能较小，电厂煤炭供应将愈发稳定，燃煤采购成本有望持续降低。
表 5：2022 以来煤炭重要相关政策整理
发布日期发布机构政策名称相关内容
2022年2月国家发改委《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》引导煤炭价格在合理区间运行，完善煤、电价格传导机制，健全煤炭价格调控机制。
2022年2月国家发改委《关于做好2022年煤炭中长期合同监管工作的通知》合理价格区间内自主协商确定价格水平，鼓励双方多签定“一口价” 合同，保证单笔合同月度履约率不低于80%、季度和年度履约率不低于90%。
2022年3月国家发改委《关于成立工作专班推动煤炭增要求主要产煤省区和中央企业全力挖潜扩能增供，年内再释放产能
产增供有关工作的通知》 3 亿吨以上。
2022年4月人民银行《人民银行官网消息》增加1000 亿元支持煤炭清洁高效利用专项再贷款额度，专门用于支持煤炭开发使用和增强煤炭储备能力。
2022年4月国家发改委《关于明确煤炭领域经营者哄抬价格行为》明确煤炭领域经营者哄抬价格行为，包含捏造涨价信息、散布涨价信息、囤积居奇、无正当理由大幅度或者变相大幅度提高价格等。
2022年6月市场监管总《关于查处哄抬价格违法行为的指导意见》加强对重点区域、重点环节、重点商品的价格监管，依法查处哄抬价格等价格违法行为。对性质严重、社会影响大的典型案例要公开
2022年6月局国务院《关于全力做好迎峰度夏能源运曝光，发挥震慑和警示作用。全力做好迎峰度夏能源运输保障，确保电煤等能源运输通道畅通。
输保障有关工作的通知》《生态环境部7月例行新闻发布 2021年10月以来全国生态环境系统已审查审批煤矿项目102个，涉及产能5.1亿吨/年，上半年，生态环境部审查审批煤矿项目20 个，
2022年7月生态环境部会》涉及新增产能1.25 亿吨/年。全方位守住安全底线，提升能源资源供应保障能力，加大力度规划
2022年7月中共中央政治局《关于十九届中央第九轮巡视情况的综合报告》《关于强化中长期合同管理确保建设新能源供给消纳体系。
2022年8月国家发改委电煤质量稳定的通知》《对十三届全国人大五次会议第明确长协煤签订数量与价格限制，强调长协合同的履约情况。
2022年8月国家能源局 6274号建议的答复》推进煤电高效清洁发展，根据发展需要合理建设先进煤电。在确保安全生产和生态安全的前提下，加快煤矿核增产能相关手续
2022年10月国务院《第十次全国深化“放管服”改革电视电话会议重点任务分工方案》办理，推动已核准煤炭项目加快开工建设。督促中央煤炭企业加快释放先进煤炭产能，带头执行电煤中长期合同。
2022年11月国家发改委《2023年电煤中长期合同签约履约工作方案》引导市场主体按照约定进行履约，保障电煤质量稳定在合理水平
2023年1月人民银行《人民银行官网消息》 2023 年继续并行实施碳减排支持工具和支持煤炭清洁高效利用专项再贷款，在保障能源供应安全的同时支持经济向绿色低碳转型。
2023年3月国家发改委《“权威部门话开局”系列主题新闻发布会讲话》进一步强化能源等大宗商品的保供稳价。稳定煤炭生产，加强储备能力建设。持续抓好煤炭价格调控监管，引导煤炭价格运行在合理区间。
2023年3月国务院《关于延长煤炭零进口暂定税率实施期限的公告》继续对煤炭实施税率为零的进口暂定税率。
2023年4月国家能源局《2023年能源工作指导意见》坚持把能源保供稳价放在首位，坚持积极稳妥推进绿色低碳转型。深入推进与重点能源资源国的互利合作，加强与能源生产国、过境
资料来源：政府网站，中信建投

超额收益：动力煤价格持续下行，2023 沿海火电超额收益增长可期>
我们以华电国际和华能国际为例，对比火电上市公司的超额收益水平与动力煤价格的关系。从华电国际与沪深 300 的超额收益率变化情况来看，2020 年 9 月到 2021 年 7 月，华电国际超额收益呈先减后增又减的趋势，在此期间内：秦皇岛Q5500 大卡动力煤市场价先由551 元/吨升至高点1043 元/吨，较期初价格水平增幅89.29%，随后回落至 580 元/吨的低点，然后开始反弹回升，价格逐渐超越此前高点。该阶段内，公司燃煤以市场采购为主，超额收益变化与市场煤价格变化呈显著负相关关系。
2021 年 9 月到 2022 年 1 月，华电国际与沪深 300 超额收益呈先增后减趋势。在此期间，由于燃煤价格持续高位运行，多地政府提高当地电价水平，缓解电力企业成本压力；叠加公司绿电业务价值得到重估，公司超额收益有所增长。此后，燃煤市场价格大幅增长，秦皇岛 Q5500 大卡动力煤现货价格最高达 2570 元/吨，较期初燃煤价格高位继续增长 55.76%，火电业务承压导致超额收益率逐渐缩减。2021 年底，在长协煤政策、电价水平上涨以及煤价水平受管控的影响下，公司火电业务预期转好，股价有所增长，超额收益水平持续提高。
2022 年 1 月到 2022 年 3 月，华电国际股价呈下行趋势，与沪深 300 的超额收益持续缩减。在此期间内，新冠疫情的反复使得公司所在地区电力消费量下降，俄乌冲突导致国际能源市场波动，新冠疫情致使国内煤炭产运受阻使得国内动力煤市场价格高企，秦皇岛 Q5500 大卡动力煤现货价格增长明显，由 808 元/吨增长至 1610元/吨，增幅达 99.26%。2022 年中后期，华电国际股价水平显著回升，超额收益率水平持续增长。在此时间段内，长协煤政策不断落实，兑现比例逐步提升，公司对市场煤依赖性减少，火电业务盈利能力改善，超额收益与动力煤市场价格负相关性减弱。2023 年以来，燃煤市场价格总体呈下行趋势叠加长协煤政策的执行，华电国际超额收益率水平持续维持高位。考虑到目前国内动力煤市场的供需情况与长协电价的高位运行，我们认为随着动力煤价格的持续下行，华电国际超额收益水平仍有增长空间。
图 23：华电国际-沪深 300 超额收益分析（右：秦皇岛 Q5500 动力煤现货价格增幅）

资料来源：wind，中信建投
从华能国际与沪深 300 的超额收益率变化情况来看，华能国际的超额收益率变化情况与华电国际总体相似，受电价政策与燃煤成本影响，超额收益率水平相应波动。2020 年 9 月到 2021 年 7 月，华能国际对市场煤依赖性较强，超额收益率水平与燃煤市场价格走势相反。2021 年 9 月到 2022 年 1 月，在电价政策和绿电业务的助力下，华能国际超额收益率水平同样逐渐增长；但由于燃煤市场价格持续攀升，公司超额收益被逐渐抵消。2021年底，长协电价和燃煤价格调节政策逐渐实施，叠加长协煤政策的逐步落实，公司火电业务转好预期增强，超额收益回升。2022 年中期后期，华能国际超额收益率水平回升，但幅度不及华电国际，我们认为主要系公司沿海电厂较多，且长协煤比例较低，使得综合燃煤采购成本较高，受燃煤价格高位运行的影响更深。2023 年以来，燃煤市场价格总体呈下行趋势，华能国际超额收益率呈持续增长趋势。公司 2022 年业绩主要拖累为火电盈利，2023 年沿海动力煤现货价格的持续下行将改善公司所属电厂盈利能力，叠加光伏组件价格低位运行和新能源投建速度提升带来的新能源业务发展，我们预计公司 2023 超额收益率增长空间较大。
100% 2021年7月前，对市场煤依 2022年初受电价、长协煤和煤价政策影响，超额 400%
80% 赖大，超额收益与煤价负相收益提升，-燃煤价格回升后.--超额收益回落 350%
60% 关 Anmyma 300%
40%250%
20%200%0%
-20%020-1 2020↓ 150%
-40% 100%
-60% 2021年，绿值得以提升，长政，断，协 50%
-80% 燃煤价格高企，-超额收益缩减影响较深-50%
华电国际与华能国际超额收益变化的差异性主要源于二者电厂分布的区位不同。华电国际电厂多靠近动力煤产地，而华能国际主要电厂多分布与沿海地区，距我国主要的动力煤煤产地较远，运输成本更高，长协煤的签约和兑现难度更大，对下水煤和进口煤更为依赖。因此，公司超额收益对动力煤现货价格波动呈现出更加敏感的特点。
图 24：华能国际-沪深 300 超额收益分析（右：秦皇岛 Q5500 动力煤现货价格增幅）
图 25：华电国际与华能国际超额收益对比（右：秦皇岛 Q5500 动力煤现货价格增幅）

资料来源：wind，中信建投
资料来源：wind，中信建投

电力：一季度火电电量温和增长，水电来水偏少>

火电：出力呈上涨趋势，利用小时数小幅下滑>

用电需求波动较大，利用小时小幅下滑>
2023 年 1-3 月份我国全社会用电量增速为 3.6%，增速较上年同期下降 1.4%。3 月份我国全社会用电量为7369 亿千瓦时，同比上升 5.9%。受用电需求波动影响，火电出力有所增加。今年 1-3 月份火电累计发电量为 14951亿千瓦时，同比增加 1.7%。从利用小时来看，今年 1-3 月我国火电利用小时为 1097 小时，较上年同期下降 18小时。
图 26：火电单月月度发电增速（单位：%）

资料来源：国家统计局，中信建投
图 27：火电设备利用小时数（单位：小时）

资料来源：中国电力企业联合会，中信建投

煤价高位震荡，煤炭产量保持高位>
2023 年1-3 月，我国原煤产量达 11.5 亿吨，同比增长 5.5%；3 月单月原煤产量为 4.2 亿吨，同比增长 4.3%。2023 年以来我国原煤产量稳中有升，且自 2022 年以来受新冠疫情反复等因素影响，动力煤需求增速放缓，总体而言，动力煤市场供需情况逐步转向宽松。我们预期在煤炭先进产能不断释放的背景下，后续原煤产量稳中向好。

行业深度报告>
图28：原煤月度产量保持高位（单位：亿吨）

资料来源：国家统计局，中信建投
图29：原煤累计产量及增速（单位：亿吨）

资料来源：国家统计局，中信建投
近年来进口煤作为我国煤炭供需格局重要的平衡因素，已成为政府调节煤炭价格的重要抓手。2023 年 1-3月，我国累计进口煤 1 亿吨，同比增长 96.1%；3 月单月进口煤为 4117 万吨，同比增长 150.7%。一季度进口煤量同比大幅增长主要系去年同期基数较低。从进口煤结构分析，进口占比较多的应是动力煤品种。从京唐港炼焦煤进口结构来看，俄罗斯煤炭由于具有较高性价比，进口量显著增加，占比超过 60%。
图30：我国煤炭月度进口量（单位：万吨）

资料来源：海关总署，中信建投
图31：我国煤炭累计进口量及同比（单位：万吨）

资料来源：海关总署，中信建投
从动力煤市场价来看，2022 年现货价格大幅波动，2022Q3 依然维持高位震荡。2021 年随着我国用电需求高增长拉动火电发电增速，煤炭需求持续提升，供需缺口被不断拉大，现货煤价持续上涨。自 21 年 9 月底开始，受部分煤企执行保供政策减少市场煤销售、山西洪水影响煤炭生产等因素影响，煤价出现罕见的暴涨，5500 大卡现货煤价一度突破 2500 元/吨，远超历史极值。2022 年初受地缘政治冲突影响，国际能源价格飙升，景气度外溢导致国内煤炭价格同步走高。2022 年夏季受干旱气候影响，水电出力显著下降，火电顶峰压力提升导致煤炭需求走强。煤炭价格持续处于高位，对于能源安全保供产生不利影响，发改委紧急启动调控措施，通过政策干预、边际产能核增、推动长协煤保供等手段平抑煤价波动。2022 年 2 月，国家发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，通知要求煤炭价格在合理区间内运行，针对秦皇岛下水煤环节，明确 5500 大卡动力煤中长期交易煤炭合理交易价格区间为 570-770 元/吨。2022 年 5 月 1 日，长协煤政策正式实施，对于火电长协煤量、价均做出明确规定。2022 年 11 月，发改委印发《2023 年电煤中长期合同签订履约工作方案》，要求 21 年 9 月以来的核增产能全部进入长协，并采用多种手段促进长协煤履约率提升。伴随着长协煤政策的推进以及进口煤零税率的延续，我们认为燃煤市场价格上行可能较小，电厂煤炭供应将愈发稳定，燃煤采购成本有望持续降低。
图32：秦皇岛 5500 大卡动力煤市场价（单位：元/吨）

资料来源：Wind 资讯，中信建投
图33：秦港 5500 动力煤价格同比持续下滑（单位：%）

资料来源：Wind 资讯，中信建投

水电：一季度来水较差，总体电量下滑>

一季度来水较差，利用小时数下滑>
2023 年第一季度全国降水量较往年同期偏低，整体水电表现疲软，水电发电量明显下降。2023 年 1-3 月水电累计实现发电量 2035 亿千瓦时，同比下降 8.3%。其中 3 月份单月水电实现发电量 684 亿千瓦时，同比下降15.5%。从利用小时来看，2023 年 1-3 月我国水电累计平均利用小时为 544 小时，同比减少 92 个小时，主要系一季度来水偏枯所致。

行业深度报告>
图 34：水电月度发电量同比（单位：亿千瓦时，%）

资料来源：国家统计局，中信建投
图 35：水电设备利用小时数（单位：小时）

资料来源：中国电力企业联合会，中信建投
从历史经验看，水电的装机利用小时与气候变化，特别是与降水量具有很强的正相关性，降水量较大的年份，水电的全年装机利用小时也较高。2023 年 1-3 月，降水量累计达到 50.7 毫米，较去年同期下降 21.5 毫米。1-3 月份水电利用小时 544 小时，同比减少 92 个小时。我们预期 2023 年上半年水电利用小时将同比下降，但考虑到 22Q3 季度低基数，23Q3 汛期利用小时有望实现同比修复。
图 36：全国降水量与水电设备平均利用小时数（单位：毫米，小时）

资料来源：国家气象局，中电联，中信建投
分省份来看，除四川省及广东省以外，2023 年第一季度主要水电省份水电利用小时均较去年同期均有不同程度下降，云南、湖北、贵州、广西、湖南、福建、青海和浙江的水电利用小时较去年同期分别下降 10、203、351、386、620、109、135 和 140 小时。分月份来看，我国 2018-2023 年一季度降雨量变化趋势基本相同，总体呈现 1-7 月逐月递增，8 月达到峰值后回落的趋势，这是由于我国以季风性气候为主，每年降雨量主要集中在夏季所致。
行业深度报告
图 37：主要省份水电利用小时情况（单位：小时）

资料来源：国家统计局，中信建投
图 38：全国单月降雨量变化（单位：毫米）

资料来源：中国气象局，中信建投

风电、光伏：消纳明显改善，平价加速分化>

风电消纳改善明显，弃风率稳定在 3.2%左右>
自 2016 年起，我国风电并网装机容量增速放缓，而发电量增速保持高位。风电发电量增速高于同期装机增速表明闲置
图 39：风电累计并网装机容量及同比（单位：亿千瓦，%）

资料来源：Wind，中信建投
图 40：风电发电量及同比（单位：亿千瓦时，%）

资料来源：Wind，中信建投
尽管风电受到国家政策补贴退坡影响，在 20 年迎来抢装潮导致新增装机处于高基数，但是抢装潮过去后风电需求依然强劲，23Q1 我国风电依旧保持高增长。其中，陆风大型化降本加速推进带来良好经济效应，海风资源丰富未来发展空间广阔，叠加新能源利好政策频频落地，“十四五”期间风电行业将持续保持景气。2023 年第一季度我国新增风电装机 981 万千瓦，同比增加 29.25%，风电维持高增速。
行业深度报告
图 41：我国风电年度新增装机及同比（单位：万千瓦，%）

资料来源：Wind，中信建投
我们对比风电新增装机与弃风率可以发现，2014-2015 年新增装机同比快速增长，受消纳能力及煤价走低带来的火电发电意愿提升等因素影响，弃风率整体呈现上升趋势。2014 年弃风率虽有所下降，但同期风电利用小时数也有所下滑，我们判断当年弃风改善是由于来风情况不好所致的“被动改善”，实际风电消纳情况仍然处于持续恶化。
2016 年弃风情况达到顶峰，受政策限制及企业投资意愿下降影响，新增并网装机大幅回落。综合来看，装机增速下降叠加消纳情况改善是弃风率下降的最重要推动力。2016 年以来我国风电新增装机规模快速提升，2021年风电装机增速同比回落主要受 2020 年陆风抢装高基数影响。我国年平均弃风率自 2016 年以来持续回落，风电消纳能力大幅改善。据全国新能源消纳监测预警中心数据显示，2023 年第一季度我国总弃风 73 亿千瓦时，整体弃风率为 3.2%，国家电网对于弃风率降至 5%以内的承诺已基本完成。

行业深度报告>
图 43：我国风电利用小时（单位：小时）

资料来源：Wind，中信建投
图 42：我国弃风电量及弃风率（单位：亿千瓦时，%）
图 44：我国风电分季度弃风电量及弃风率对比（单位：亿千瓦时，%）

资料来源：Wind，北极星电力网，中信建投
资料来源：Wind，北极星电力网，中信建投
弃风电量及弃风率也呈现明显的周期性特征，从弃风电量角度分析三季度单季弃风电量显著低于其他季度，主要原因系第三季度是国内大部分风电场的小风季节，发电量整体低于其他季节。从弃风率角度分析一季度单季弃风率均显著高于其他季度，主要原因除了冬季风资源较丰富外，我们判断还包括供暖需求推高热电联产发电占比及节假日因素导致用电需求较低等。近五年来，2018 年第一季度弃风电量及单季弃风率达到历史最高值，此后弃风电量与单季弃风率同比均处于下降通道，证明风电消纳改善呈现持续性而非脉冲性。从累计弃风率角度来看，2017 年以来累计弃风率持续平稳下降，2021 年累计弃风率仅为 3.1%，为 2017 年以来最低水平，23年第一季度弃风率为 3.2%，保持较好水平，这表明风电消纳情况持续好转，有助于刺激风电装机高速增长。
累计弃风率
100 16%
90 14%
80 12%
70
50 40 T 6%
30
20
10 2% 0 0%

弃光率降至2.0%，分布式发展提速>
自 2015 年以来，我国光伏累计装机容量保持稳健增长，截至 2023Q1 光伏发电累计并网装机容量达 4.25 亿千瓦，同比增长 33.60%，是 2015 年光伏发电累计并网装机容量的 8.84 倍。2023 年第一季度光伏发电量为 1135亿千瓦时，同比增长 34.90%；弃光电量 23 亿千瓦时，弃光率约 2.0%，光伏发电消纳利用水平整体较高。
图 45：我国光伏累计装机容量及同比（单位：亿千瓦）

资料来源：国家能源局，中信建投
IYOY
2500 40% 35%
2000 30%
1500 25%
20% 10% 5% 0 0% 20182019 2020 2021 2022 2022/ 2023/ 1-3 1-3
从光伏装机总量上看，集中式光伏大幅领先分布式光伏，截至 2023 年一季度末，我国集中式光伏总装机2.49 亿千瓦，占总装机的 59%；分布式光伏总装机为 1.76 亿千瓦，占总装机容量的 41%。从新增装机结构来看，近年来分布式占比逐渐提升，2023Q1 分布式光伏新增装机 1813 万千瓦，占新增光伏装机的 53.9%；集中式光伏新增装机 1553 万千瓦，占新增光伏装机的 46.1%，分布式光伏发展提速主要受户用光伏补贴和整县（市、区）屋顶分布式光伏开发利好影响。随着分布式光伏逐步发展，电力能源生产效率有望得到进一步提升。
图 46：我国光伏发电量及同比（单位：亿千瓦时。%）
图 47：2017-2023Q1 年光伏累计装机构成（单位：亿千瓦）
图 48：2017-2023Q1 光伏新增装机构成占比（单位：%）

资料来源：国家能源局，中信建投
资料来源：国家能源局，中信建投
资料来源：国家能源局，中信建投
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
0.0 201720182019202020212022 2022/ 1-3

电力板块推荐火电向新能源转型标的>
整体来看，我国能源工作仍保持先立后破，坚定推进能源绿色转型的战略。具体来看，国家能源局发布的《2023 年能源工作指导意见》，从保障能源安全稳定供应、持续推动能源高质量发展等多个角度出发，对全年能源发展规划进行了详尽指导。在能源供应能力方面，意见预期 2023 年全国能源生产总量达到 47.5 亿吨标准煤左右，能源自给率稳中有升。原油稳产增产，天然气较快上产，煤炭产能维持合理水平，电力充足供应，发电装机达到 27.9 亿千瓦左右，发电量达到 9.36 万亿千瓦时左右（2022 年发电量为 8.69 万亿千瓦时，测算 23 年发电增速预期为 7.7%），“西电东送”输电能力达到 3.1 亿千瓦左右。
在能源结构转型方面，意见提出煤炭消费比重稳步下降，非化石能源占能源消费总量比重提高到 18.3%左右。非化石能源发电装机占比提高到 51.9%左右，风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到 15.3%。稳步推进重点领域电能替代。推动绿证核发全覆盖，做好与碳交易的衔接，完善基于绿证的可再生能源电力消纳保障机制，科学设置各省（区、市）的消纳责任权重，全年风电、光伏装机增加 1.6 亿千瓦左右。2022 年风光发电量占全社会用电量比重约为 13.7%，此前规划 22 年非化石能源占总体比例为 17.3%。综合来看能源结构转型仍在积极稳妥推进，新能源有望维持高增长。
火电板块，在政府部门能源保供政策的影响及进口煤明显提升的预期下，我们预期煤炭供需格局有望进一步好转。具体来看，国内原煤产量维持高位，且年内仍有增产空间，动力煤供应增长的确定性增加，疫情影响逐步并消退后用能需求温和复苏，动力煤供需情况趋向宽松，动力煤市场价格仍有望持续下行。从国际市场供需来看，欧洲与亚太地区煤炭库存持续维持高位，叠加全球经济恢复放缓与商品价格的下行，进口煤价格同样有望逐步下行。本轮火电业绩改善由进口煤及港口煤跌价驱动，沿海火转绿电力企业迎来较好布局机会。
绿电板块，23 年初装机迎来快速增长。2023 年 1\~2 月，全国新增发电装机容量 3511 万千瓦，其中风电、光伏分别为 584 万千瓦、2037 万千瓦，分别较去年同期增长量高出 10 万千瓦、952 万千瓦。年初光伏装机增速较高，主要受益于硅料产能释放带来的成本下降，进而刺激需求修复。据 infolink 数据显示，4 月 20 日\~4 月 26日集中式项目单玻 PERC 组件均价为 1.69 元/瓦，分布式项目单玻 PERC 组件均价为 1.74 元/瓦，光伏组件价格已跌入大部分光伏项目可承受的价格区间。我们预期 2023 年光伏装机需求将得到有效修复，推动绿电运营商业绩快速增长。
综合而言，当前时点我们认为电力板块主要演绎两个逻辑，一是长协煤比例提升叠加现货煤价回落推动火电盈利改善及估值修复；二是光伏组件下降推动光伏装机量利齐升。我们持续看好火电转绿电的投资机会，重点推荐标的包括上海电力、华能国际、华电国际、大唐发电、福能股份等。稳健性标的推荐核电向新能源转型的中国核电，纯绿电标的三峡能源、龙源电力。
由于水电开发资源有限的特殊性，在目前大部分流域都已经开发成熟的情况下，有着明确装机增长的水电公司是较为稀缺的标的。水电板块我们重点推荐乌白电站注入在即，有望提升公司盈利水平的水电龙头长江电力。此外，我们还推荐采用 EPCO 模式进行全产业链布局的智能用电服务龙头苏文电能。

燃气：价格快速下滑，消费有望复苏>

燃气价格快速下滑，天然气消费量有望逐步复苏>

全球燃气失衡已逐步恢复，天然气消费长期向好>
2022 年燃气价格震荡走高，受俄乌冲突影响一度创历史新高。2023 一季度以来天然气价格开始回落，截至4 月 20 日，IPE 英国天然气期货价格交易价格为 3.00 元/方（96.80 便士/色姆），同比减少 44.84%。截至 4 月18 日，美国 Henry Hub 天然气交易价格为 0.55 元/方（2.23 美元/百万英热），同比减少 70.19%。
图 49：IPE 英国天然气期货价格（便士/色姆）

资料来源：wind，中信建投
图 50：美国 Henry Hub 天然气现货价格（美元/百万英热）

资料来源：wind，中信建投
2018-2022 年，我国天然气表观消费量总体呈上升趋势， 2022 年疫情扰动等因素影响全年天然气累计消费量 3638.12 亿立方米，同比下降 2.72%。
图 51：我国天然气月度消费及增速（亿立方米，%）

资料来源：wind，中信建投
图 52：我国天然气累计消费量及增速（亿立方米，%）

资料来源：wind，中信建投
中国天然气进口量也逐年提高，进口依赖度近年来接近 40%，对外依赖性较强。分类别来看，LNG 进口量增长较为迅速，而管道气变化较小，且 2019、2020 年发生负增长，主要是因为这两年全球天然气价格较低，LNG存在一定的价格优势。2021 下半年以来进口 LNG 价格短期波动剧烈，进口量有所减少。2023 年 1-2 月，中国进口天然气 1792.70 万吨，同比减少 9.54%，进口依赖度为 42.01%。其中，LNG 进口 1111.74 万吨，同比减少12%；管道气 680.96 万吨，同比减少 5.17%。我国进口的 LNG 可分为现货和长协两种模式，2021 年以现货形式进口的 LNG 为 2563 万吨，占总 LNG 进口量的 32.15%。
图 53：中国天然气进口量与进口依赖度（万吨，%）

资料来源：wind，中信建投
图 54：中国 LNG 进口结构（万吨，%）

资料来源：wind，中信建投
我国管道气进口价格与国际油价挂钩，受到国际油价影响大，且价格相关性存在 3-6 个月的滞后性。2018年下半年国际原油价格涨至 90 美元/桶的历史高位，次年的管道气进口价格也攀升至了历史高点；2020 年国际油价历史性下跌导致 2021 年管道气进口价格也落至近五年最低点。2020 年后半年以来，国际原油价格不断上升，导致 2021 年以来管道气进口价格从 250 美元/吨的地位不断上升。国际油价在 2022 年 9 月左右出现回落，这导致 2023 年 1 月起管道气进口价格开始下降。2023 年 1-2 月，我国管道气进口价格均价为 448.11 美元/吨。
图 55：中国管道气进口价格（美元/吨）

资料来源：海关总署，中信建投
图 56：中国 LNG 到岸价格（美元/吨）

资料来源：金联创，中信建投
LNG 的供气价格市场化程度较高。目前国内的 LNG 供给有两个主要途径，一是售卖通过 LNG 接收站进口的 LNG；二是国内的液化厂将管道天然气加工为 LNG。国内 LNG 的价格几乎不受政府管控，其价格主要受供需关系的影响。一般来说，每年的夏季为天然气传统淡季，在冬天来临之前，LNG 的价格处于低位。但 2021年 7 月份以来，LNG 价格呈现明显的“淡季不淡”的特征，一路震荡走高，且 2022 年俄乌冲突后刷新历史最高值 8437.2 元/吨。然而 2022 年 12 月起，LNG 市场价开始下滑，截至 2023 年 4 月 25 日，我国 LNG 市场价达2020 元/吨，同比提升下降 73.78%。相比于去年同期，俄乌冲突对今年国际 LNG 市场的影响已大幅减弱，各国库存保持相对充足，国际市场采购 LNG 现货意向疲软。受国际 LNG 现货价格走跌影响，国内接收站进口成本大大降低，接收站放量促销，与国产气竞争有限的 LNG 市场，导致 LNG 价格进一步下跌。
图 57：国内 LNG 市场价（元/吨）

资料来源：百川盈孚，中信建投

焚烧：规模稳健增长，关注十四五时期中西部发展机会>
近年来，随着我国城市化进程的稳健推进，叠加人民生活水平的不断提升、快递及外卖等行业迅猛发展，我国城市生活垃圾清运量总体呈现逐年增加的态势。2022 年全国城市生活垃圾清运量达 26361 万吨，同比上涨6.0%，主要系疫情回稳、生产生活复工所致。生活垃圾无害化处理的方式主要包括卫生填埋、垃圾堆肥和垃圾焚烧等，目前我国垃圾无害化处理率已稳定保持在 99%左右，整体处于较高水平。
图 58：近年我国城市生活垃圾清运量稳中有增（万吨）

资料来源：城乡建设统计年鉴，中信建投
图 59：我国城市生活垃圾无害化处理量（单位：万吨）

资料来源：城乡建设统计年鉴，中信建投
从无害化处理方式来看，近年来垃圾焚烧处理量增速明显快于城市生活垃圾清运量及无害化处理量增速，城市垃圾焚烧量占无害化处理量的比重也从 2014 年的 33%提升至 2021 年的 73%。
图 60：我国城市生活垃圾处理方式（单位：万吨）

资料来源：城乡建设统计年鉴，中信建投
图 61：城市生活垃圾填埋及焚烧占比（%）

资料来源：城乡建设统计年鉴，中信建投

补贴央地分担，推动生物质发电行业逐步走向市场化>
2020 年 10 月，财政部、发改委及国家能源局发布补充通知，针对可再生能源发电项目制定全生命周期发电小时数。通知规定，生物质发电项目，包括农林生物质发电、垃圾焚烧发电和沼气发电项目，全生命周期合理利用小时数为 82500 小时。此外，对于纳入可再生能源发电补贴清单范围的生物质发电项目，自并网之日起满 15 年后，无论项目是否达到全生命周期补贴电量，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。
2021 年 8 月 19 日，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合印发《2021 年生物质发电项目建设工作方案》，按照“以收定补、央地分担、分类管理、平稳发展”的思路，进一步完善生物质发电开发建设管理。《方案》中明确指出为推动生物质发电行业摆脱补贴依赖，2020 年 9 月 11 日后的全部机组并网项目实行央地分担规则，具体比例按地区划分，长期来看中央补贴压力逐步减小，应发补贴的发放有望提速。2021 年生物质发电中央补贴资金总额为 25 亿元，其中：用于安排非竞争配置项目的中央补贴资金 20 亿元；用于安排竞争配置项目的中央补贴资金 5 亿元（其中：安排农林生物质发电及沼气发电竞争配置项目补贴资金 3 亿元，安排垃圾焚烧发电竞争配置项目补贴资金 2 亿元）。
《方案》中注明，申报 2021 年中央补贴的生物质发电项目分为非竞争配置项目和竞争配置项目。2020 年 1月 20 日（含）以后当年全部机组建成并网但未纳入 2020 年补贴范围的项目及 2020 年底前开工且 2021 年底前全部机组建成并网的项目，为非竞争配置项目；2021 年 1 月 1 日（含）以后当年新开工项目为竞争配置项目。此外，纳入规则也实行分类依序纳入：1.非竞争配置项目按全部机组建成并网时间先后依序纳入，并网时间相同的，按热电联产项目优先、装机容量小者优先纳入，直至纳入项目所需中央补贴总额达到相应补贴资金额度为止。2.竞争配置项目分农林生物质发电和沼气发电、垃圾焚烧发电两类分别开展竞争配置，根据竞争配置结果依序纳入。
全部中央承担

垃圾焚烧占比仍将持续提升，十四五重点发力中西部地区>
2021 年5 月国家发改委发布《“十四五”城镇生活垃圾分类和处理设施发展规划》。《规划》提出到 2025年底垃圾资源化利用率达到 60%、垃圾分类收运能力 70 万吨/日、垃圾焚烧处理能力 80 万吨/日和占比 65%等具体指标要求。《规划》部署了 10 个方面重点任务，分别是加快完善垃圾分类设施体系、全面推进生活垃圾焚烧设施建设、有序开展厨余垃圾处理设施建设、规范垃圾填埋处理设施建设、健全可回收物资源化利用设施、加强有害垃圾分类和处理、强化设施二次环境污染防治能力建设、开展关键技术研发攻关和试点示范、鼓励生活垃圾协同处置和完善全过程监测监管能力建设。
与《“十三五”全国城镇生活垃圾无害化处理设施建设规划》中的关键指标及完成情况对比，结果显示主要城市的生活垃圾无害化处理率基本满足社会生活需要，但是全国约 50%的城市（含地级市和县级市）尚未建成焚烧设施，大多数县城焚烧处理能力有较大缺口。此外在生活垃圾处理设施规模上，尽管 2020 年垃圾焚烧处理能力达 58 万吨/日，基本完成“十三五”规划目标，但是并没有实现以垃圾焚烧为主体的垃圾处理设施格局。同时，不同地域间垃圾焚烧处理设施发展的不平衡愈发凸显，东部地区发展速度较快，东南沿海城市垃圾焚烧处理率超过 60%，但中西部地区焚烧处理率不到 50%。为解决垃圾无害化和垃圾焚烧发展不充分、不均衡的问题，发改委明确了到 2025 年垃圾焚烧处理设施规模 80 万吨/日且占比不低于 65%的要求，能够符合中西部地区经济情形的垃圾焚烧项目将得到政府大力支持。
表 6：“十三五”、“十四五”期间城镇垃圾处理发展规划
指标 2015A 2020E 2020A 2025E
生活垃圾无害化处理率（%）直辖市单列市和省会城市 94.1 100 进一步提升
其他设市城市 95 99.2 进一步提升
县城 79.04 80
建制镇 / 70 西部、东北仅30
31 50 东部超过
生活垃圾焚烧处理能力占无害化处理能力（%）设市城市其中东部地其中东部地 60，中西部
区48 区60 不到50
/ 35 50 60
生活垃圾无害化处理能力 (万吨/日) 75.83 110.49 127
生活垃圾处理设施规模(万吨/日) 填埋 50.15 47.71 67
焚烧 23.52 59.14 58 80，且占比不低于65%
其他 2.16 3.64 4
资料来源：政府网站，中信建投
据此，各省也陆续加大生活垃圾焚烧处理的力度，结合各省生活垃圾焚烧发电中长期规划做适当调整，出台生活垃圾处理“十四五”规划。分区域看，各省发展不平衡状况仍旧突出。人口密度较高的省份在生活垃圾焚烧处理能力上有更高期待，例如广东省计划到 2025 年底，生活垃圾无害化处理总能力达到 16 万吨/日以上；全省焚烧能力占比达到 80%以上。
但是“十四五”期间的主要增长点仍在垃圾焚烧基础薄弱的中西部地区和人口较少的县城。目前西部及东北部分地区建制镇生活垃圾无害化处理率低于 30%，中西部地区焚烧处理率不到 50%，因此该类地区颁布的“十四五”垃圾焚烧发电规划均更加积极，如陕西省 2020 年焚烧发电处理垃圾量仅占应处理量的 36.7%，但 2025年和 2030 年的焚烧发电处理垃圾占比目标分别为 59.6%和 68%。
表 7：各省垃圾焚烧发电中长期规划和十四五规划产能梳理
（期观划和个四五观划）能梳理 2025 年生活垃圾
省份 2020 年全省生活 2020 年生活垃圾焚烧处理能力占 2025 年全省生烧处理能力占无害化处理总能 2030 年全省生活垃圾烧处理能 2030年生活垃圾烧处理能力占
垃圾烧处理能力(万吨/日）无害化处理总能活垃圾烧处理能力(万吨/日）力(万吨/日）无害化处理总能
力比例力比例力比例
广东 11.2 67% 12.8 80%
福建 3.5 74% 85% 5.6 93%
湖北 2.3 50% 7.0 80%
贵州 2.3 60% 3.0 3.7
江苏 7.0 80% 12.3 85%
山东 8.8 85% 85%
安徽 3.3 64% 4.9 75% 6.8 82%
河北 7.3 60% 8.6 80% 80%
江西 2.6 4.1
内蒙古
辽宁 1.1 51% 2.7
浙江 8.0 9.0 100%
四川 5.3 65% 6.3 7.3 80%
上海 2.1 2.9 65%
北京 1.7 51% 2.4 2.3 2.5
重庆 1.1 54% 40% 60% 4.7 70%
湖南 2.0 46% 3.2 65% 3.3
云南 1.8 40% 8.4 60% 70%
河南 3.2 70% 2.4 85% 5.0
广西 3.1 44% 0.7 90%
天津 0.7 2.3 65%
吉林陕西 1.0 43% 37% 60% 3.5 68%
2.7 3.3
黑龙江 2.0 51% 1.7 100% 1.7 100%
海南 1.3 95% 0.8
甘肃
山西 2.4 65% 3.1 81%
宁夏 42%
新疆 0.7 42% 1.0 28%
西藏
青海 0.4 59% 0.4 63%
资料来源：各省住房和城乡建设厅，中信建投
2022 年全年，全国共 20 个省市共开标（包括签约）了 65 个项目。根据北极星环保网的统计，2022 年新增垃圾焚烧处理产能 39750 吨/日，平均垃圾处理单价为 93.7 元/吨，项目总投资额为 258 亿元；其中，100-300 吨/日项目 9 个，400-600 吨/日项目 32 个，700-1000 吨/日项目 14 个，1000 吨以上项目 5 个。从省份分布上看，云南垃圾焚烧发电市场在 2022 年迎来爆发，先后开标和签约 11 个垃圾焚烧发电项目，新增产能 4300 吨/日。广东省作为东南沿海的经济大省，垃圾焚烧发电市场仍在持续爆发，且开标的项目规模普遍较大。2022 年共开标 9 个垃圾焚烧发电项目，除广州市中心城区生活垃圾焚烧处理服务项目外，其余 8 座垃圾焚烧发电项目新增产能 7950 吨/日。河南省持续前两年的高速发展态势，今年开标数量虽较前两年相比有所下降，但在今年各省开标数量中，排名第二，释放 7 个垃圾焚烧发电项目，总产能新增 2850 吨/日。广西与河南释放垃圾焚烧发电项目数量相同，未来将新增产能 2800 吨/日。
此外，在“国补退坡”、省补减少的政策背景下，垃圾焚烧的发电业务面临一定压力。垃圾焚烧国补始于2012 年国务院《关于完善垃圾焚烧发电价格政策的通知》，规定“以生活垃圾为原料的垃圾焚烧发电项目，均先按其垃圾处理量折算成上网电量进行结算，每吨生活垃圾这算上网电量暂定为 280 千瓦时，并执行全国统一垃圾发电标杆电价每千瓦时 0.65 元（含税）；其余上网电量执行当地同类燃煤发电机组上网电价”。然而，2022年后半年以来，垃圾焚烧发电补贴逐渐退坡，各省份均发布了新的补贴价格，从原先标杆电价 0.65 元/千瓦时下滑到 0.4 元/千瓦时左右。
表 8：部分省份垃圾焚烧发电补贴政策梳理
省份发布主体政策文件发布时间内容
山东山东省发改委《关于生物质发电上网电价有关事项的通知（鲁发改价格（2022）916号）》 2022年10月 2022年起,新核准(备案)生物质发电项目上网电价按同期燃煤发电基准价执行，现行标准为每千瓦时0.3949 元(含税)。后期具备条件时通过竞争性配置方式形成上网电价。
河北河北省发改委《河北省发展和改革委员会关于生物质发电上网电价有关事项的通知（冀发改能价[2023]154 号)》 2023年2月 2022年1月1日（含）以后核准的生物质发电项目、 2021年底前核准但未开工的生物质发电项目，以及 2021年底前核准且开工在建但在2023年6月30日前仍未全部机组并网的生物质发电项目，上网电价执行我省当期燃煤发电基准价（现行标准为河北南网每千
贵州贵州省发改委《关于生物质发电上网电价有关事项的通知（征求意见稿）》 2022年12月瓦时0.3644元、冀北电网每千瓦时0.3720元）。 2022 年起，新核准(备案)生物质发电项目上网电价按同期燃煤发电基准价（含税）执行，现行标准为每千瓦时0.3515元(含税)。发挥市场作用引导生物质发电产业持续健康发展，支持具备条件的生物质发电项目
浙江浙江省发改委《关于生物质发电上网电价相关事项的通知》 2022年12月自行选择参与电力市场交易，市场化形成上网电价。垃圾焚烧发电项目自并网之日起满15年或达到全生命周期补贴电量的，上网电价执行我省当期燃煤发电基准价（现标准为含税0.4153元/千瓦时）。鼓励生物质发电项目通过市场化交易形成上网电价。
资料来源：各省住房和城乡建设厅，中信建投
综合而言，我们认为垃圾焚烧板块补贴政策靴子已基本落地，后续影响板块业绩因素的不确定性将显著降低。“十四五”期间各省垃圾焚烧发展规划较“十三五”提出更高目标，随着焚烧在建产能不断投产，相关上市公司业绩仍有望保持稳健增长，我们重点推荐产能增速较高且有公用事业业务提供稳健现金流的瀚蓝环境，高速公路贡献稳定现金流，焚烧能力快速成长的城发环境。

风险分析>
煤价上涨的风险：由于目前火电长协煤履约率不达 100%的政策目标，因此火电燃料成本仍然受到市场煤价波动的影响。如果现阶段煤价大幅上涨，则将造成火电燃料成本提升。
区域利用小时数下滑的风险：受经济转型、疫情反复等因素影响，我国用电需求存在一定波动。如果后续我国用电需求转弱，那么火电存在利用小时数下滑的风险。此外风电、光伏受每年来风、来光条件波动的影响，出力情况随之波动。如果当年来风、来光较差，或者受电网消纳能力的限制，则风电、光伏存在利用小时数下滑的风险。
电价下降的风险：在发改委全面推进火电进入市场化交易并放宽电价浮动范围后，受市场供需关系和高煤价影响市场电价长期维持较高水平。如果后续电力供给过剩或煤炭价格回落、火电长协煤机制实质性落地，引导火电企业燃料成本降低，则火电的市场电价有下降的风险。
新能源装机进展不及预期的风险：新能源发电装机受到政策指引、下游需求、上游材料价格等多因素影响，装机增速具备不确定性，存在装机增速不及预期的风险。
新能源电源出力波动的风险：新能源的分散性、不稳定性和利用的高成本性制约着新能源发电项目的发展。新能源发电项目面临着在资源、技术、经济、管理、市场等多方面问题，其投资建设和管理模式也存在诸多差异和不确定性。
环保公司财务状况恶化的风险：环保企业中民营企业数量较多，融资成本相对较高，如果货币政策或融资环境等发生变化，公司面临财务状况恶化的风险。
政策推进力度及落实程度不及预期的风险：环保行业受政策指引、驱动属性较为明显，如果相关环保政策发布、推进或落实程度不及预期，则存在企业发展条件不及预期的风险。
环保治理财政资金拨付下滑的风险：环保企业多为针对政府的商业模式，若环境治理的财政资金下滑则企业订单增长或产品销售存在相应下滑的风险，对公司发展产生不利影响。

分析师介绍>

高兴>
华中科技大学工学学士，清华大学热能工程系硕士，三年电力设备行业工作经验，2017年开始从事卖方研究工作。2018 年加入中信建投证券，2021 年起担任公用环保首席分析师，带领团队获取 2021-2022 年新财富电力公用事业入围、2022 年水晶球电力公用入围（第五名）等奖项。

研究助理>

罗焱曦>
luoyanxi@csc.com.cn
评级说明
投资评级标准报告中投资建议涉及的评级标准为报告发布日后6 评级说明
个月内的相对市场表现，也即报告发布日后的6个月内公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市股票评级场代表性指数的涨跌幅作为基准。A股市场以沪深 300指数作为基准；新三板市场以三板成指为基准；香港市场以恒生指数作为基准；美国市场以标普买入相对涨幅15%以上
增持相对涨幅5%一15%
中性相对涨幅-5%一5%之间
减持相对跌幅5%-15%
卖出相对跌幅15%以上
行业评级强于大市相对涨幅10%以上
中性相对涨幅-10-10%之间
弱于大市相对跌幅10%以上

分析师声明>
本报告署名分析师在此声明：（i）以勤勉的职业态度、专业审慎的研究方法，使用合法合规的信息，独立、客观地出具本报告, 结论不受任何第三方的授意或影响。（ii）本人不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接收到任何形式的补偿。

法律主体说明>
本报告由中信建投证券股份有限公司及/或其附属机构（以下合称“中信建投”）制作，由中信建投证券股份有限公司在中华人民共和国（仅为本报告目的，不包括香港、澳门、台湾）提供。中信建投证券股份有限公司具有中国证监会许可的投资咨询业务资格，本报告署名分析师所持中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格证书编号已披露在报告首页。
在遵守适用的法律法规情况下，本报告亦可能由中信建投（国际）证券有限公司在香港提供。本报告作者所持香港证监会牌照的中央编号已披露在报告首页。

一般性声明>
本报告由中信建投制作。发送本报告不构成任何合同或承诺的基础，不因接收者收到本报告而视其为中信建投客户。
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