1、 投資策略半年報|公用事業目錄索引一、風電：風電發展穩中向好，度電成本改善空間大6（一）行情回顧： 風電運營商上半年表現不佳6（二）平價上網政策頻出，補貼缺口是目前行業最大痛點7平價上網政策落地，平價上網加速推進7補貼缺口已成為行業最大痛點8（三）棄風改善邏輯不變，存量效益繼續提升12一季度來風情況同較差，運營商收益增速放緩12棄風限電持續改善，利用小時數同比大幅提升13運維費用進入上升階段，總體經營利潤率穩定上升14（四）窗口期增量短暫承壓，隨后繁榮可期15全國一季度風電新增并網容量增加16陸上風電度電成本持續下降，消納條件改善助裝機重回三北16海上風電進入有序增長階段18（五）重點公司更新

2、19（六）風險提示20二、天然氣：行業中長期景氣度較高，今年下半年預期供需偏緊21（一）行情回顧：燃氣板塊一季度小幅提升21（二）天然氣消費量、產量均有增長，行業前景看好。22（三）接駁費下降敏感度分析28（四）毛差趨勢展望29（五）重點公司更新30（六）風險提示31識別風險，發現價值請務必閱讀末頁的免責聲明3 / 33投資策略半年報|公用事業圖表索引圖 1：風電運營商行情回顧（2019 年 1 月 1 日至 2019 年 6 月 11 日）6圖 2：2011-2018 年可再生能源補貼需求分拆（測算）8圖 3：2011-2018 補貼缺口（測算）8圖 4： 2013-2018 部分港股風電運

3、營商應收賬款8圖 5：2011-2019 年 5 月底 GF 風電平均、恒生公用事業指數以及申萬電力指數 PE（TTM）比較9圖 6：2011-2019 年 5 月底 GF 風電平均、恒生公用事業指數以及申萬電力指數 PB（LF）比較9圖 7：2019-2029 每年可再生能源補貼需求和同比增速（均為測算）10圖 8：2016-2029 每年風電補貼需求和同比增速（均為測算）10圖 9：2011-2019Q1 全國棄風電量和棄風率13圖 10：2011-2018 全國平均利用小時數13圖 11：2018 年部分省份并網裝機容量和不棄風利用小時數（測算）14圖 12：2017-2019 一季度限

4、電地區棄風率14圖 13：2015 年-2021E 測算全國新增全稅或半稅裝機容量14圖 14：部分港股風電運營商有效稅率14圖 15：2014-2018 龍源電力維護費用和營業支出率15圖 16：2014-2018 華能新能源維護費用和營業支出率15圖 17：2014-2018 大唐新能源維護費用和營業支出率15圖 18：2014-2018 三家維護費用和營業支出率15圖 19：2014Q1-2019Q1 全國新增并網風電裝機容量16圖 20：2013-2018 三家維護費用和營業支出率16圖 21：2017/06 2018/12 金風科技風電裝機價格16圖 22：2018 年中國風電整機制

5、造企業新增裝機容量占比17圖 23：2017 年中國風電整機制造企業新增裝機容量占比17圖 24：江蘇省海上風電項目成本結構18圖 25：福建省海上風電項目成本結構18圖 26：燃氣行情回顧（2019 年 1 月 1 日至 2019 年 6 月 11 日）21圖 27：中國天然氣月度消費量情況同比（單位：億立方米）22圖 28：中國天然氣累計消費量情況同比（單位：億立方米）22圖 29：中國天然氣月度產量情況（單位：億立方米）23圖 30：中國天然氣累計產量情況（單位：億立方米）23圖 31：中國天然氣月度進口量情況同比（單位：億立方米）23圖 32：中國天然氣累計進口量情況同比（單位：億立方

6、米）24圖 33：2018 年 1-12 月累計進口天然氣占比24圖 34：2019 年 1-4 月累計進口天然氣占比24圖 35：LNG 月度進口量情況（單位：萬噸）24圖 36：PNG 月度進口量情況（單位：萬噸）24圖 37：2018 年中國進口氣源分布（按國家）25識別風險，發現價值請務必閱讀末頁的免責聲明4 / 33投資策略半年報|公用事業圖 38：2019 年 1-4 月中國進口氣源分布（按國家）25圖 39：天然氣進口依賴度達 43.81%25圖 40：全國天然氣進口均價情況（單位：美元/噸）26圖 41：管道氣進口均價走勢（2015.1-2019.4）26圖 42：LNG 進口

7、均價走勢（2015.1-2019.3）27圖 43：2017 年 5 月-2019 年 5 月主要港口接收站LNG 價格（元/噸）27圖 44：LNG 全國市場價變動情況（元/噸）28圖 45：中國燃氣毛差趨勢（單位：元/立方米）29圖 46：華潤燃氣毛差趨勢（單位：元/立方米）29圖 47：天倫燃氣毛差趨勢（單位：元/立方米）29圖 48：新奧能源毛差趨勢（單位：元/立方米）29表 1：重點公司估值和財務分析表（2019 年 6 月 11 日收盤價）2表 2：風電公司行情回顧（收盤日期：2019 年 6 月 11 日）6表 3：2019 年 1 月 1 日以來重要風電政策、新聞匯總7表 4：

8、對窗口期內不同平價、競價項目占比情況下，累計補貼缺口測算（人民幣）. 115：提高可再生能源附加費對補貼缺口影響的多情景測算（人民幣）116：港股風電運營商 2017-2019Q1 年風力發電量（單位：Gwh）127：2019 年 4 月全國部分和風電相關特高壓線路情況統計178：燃氣公司行情回顧（收盤日期：2019 年 6 月 11 日）219：接駁費下降對燃氣公司凈利潤的敏感度分析28表表表表表識別風險，發現價值請務必閱讀末頁的免責聲明5 / 33投資策略半年報|公用事業一、風電：風電發展穩中向好，度電成本改善空間大（一）行情回顧： 風電運營商上半年表現不佳2019年初至6月11日，風電運

9、營商板塊行情下跌了2.61，恒生指數上漲了7.52%。協和新能源漲幅最大24.2%，新天綠色能源次之漲幅10.4%，華電福新跌幅最大，為22.0%。風電設備制造商中，金風科技股價2019年初至今漲幅高達29.0%，中國高速傳動下降了34.4%。圖1：風電運營商行情回顧（2019年1月1日至2019年6月11日）恒生指數（左軸）風電行情（右軸）3100011030000105290001002800095270009026000852500024000802019/1/12019/2/12019/3/12019/4/12019/5/12019/6/1數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心注：圖

10、中風電行情和上文風電板塊，為龍源電力、華能新能源、大唐新能源、新天綠色能源和協和心能源的市值加權指數表 2：風電公司行情回顧（收盤日期：2019 年 6 月 11 日）金風科技 協合新能源新天綠色能源華能新能源 中廣核新能源龍源電力大唐新能源華電福新中國高速傳動02208.HK00182.HK00956.HK00958.HK01811.HK00916.HK01798.HK00816.HK00658.HK9.555.345.706.516.409.304.615.1334.0329.0%24.2%10.4%4.3%1.9%-1.1%-17.0%-22.0%-34.4%數據來源：Wind，廣發證券

11、發展研究中心識別風險，發現價值請務必閱讀末頁的免責聲明6 / 33公司名稱公司代碼PE（TTM）2019 年至今收益率投資策略半年報|公用事業（二）平價上網政策頻出，補貼缺口是目前行業最大痛點1. 平價上網政策落地，平價上網加速推進2019年5月30日，國家發展改革委發布關于2019年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知，有關平價上網電價調整和時間表的具體安排終于落地。根據通知， 風電標桿電價改為指導價，2019年新核準風電（包括海上）項目全部競價上網，不得高于所在資源區指導價，2019年風電指導電價下調0.06分每千瓦時，到2021年新核準的陸上項目均不再享受國家補貼。另外2018年底之前核

12、準的陸上風電項目，最后并網期為2020年底；2019年1月1日至2020年底前核準的陸上風電項目，最后并網期為2021年底，否則不再享受國家補貼。政策透露出的國家限制補貼態度堅決，由競價上網逐步過渡到平價上網趨勢已是必然。表 3：2019年1月1日以來重要風電政策、新聞匯總2019 年風電發展政策終于落地。2019-2020 年將控制補貼總體規模，優先發展平價競價項目，保障競價平價項目電力消納，改善風電投資環境。關于 2019 年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知2019 年5 月 30日政策整體思路和內容與征求意見稿及關于完善風電上網電價政策的通知內基本一致。標桿電價改為指導價，新核準風電

13、項目全部競價上網，不得高于所在資源區指導價。2019 年風電指導價分別調整為每千瓦時 0.34 元、0.39 元、0.43 元、0.52 元（含稅、下同）；2020 年補貼退坡趨勢確立，風電電價進入有序下降階段。2021 年將實現陸上風電平價上網。2018 年前標桿電價項目窗口期為兩年，至 2020 年底。3. 競價階段（2019-2020）的陸上風電最后并網期為 2021年底。風電補貼總體規模已經基本確立。指導價分別調整為每千瓦時 0.29 元、0.34 元、0.38 元、0.47 元。2019 年海上風電指導電價下調 0.05 元/千瓦時。2018 年底之前核準的陸上風電項目，2020 年

14、底前仍未完成并網的，國家不再補貼；2019 年 1 月 1 日至2020 年底前核準的陸上風電項目，2021 年底前仍未完成并網的，國家不再補貼。2021 年 1 月 1 日開始新核準的陸上風電項目全面平價。關于完善風電上網電價政策的通知2019 年5 月 24日2019 年新增集中式陸上風電和海上風電項目全部通過競爭方式配置并確定電價。2018 年前核準兩年內未建也未申請延期項目需重新參與市場競價。2020 年前暫停部分建設規模超過 2020 年規劃省份的集中式風電項目建設。18 年 5 月 18 日前核準，本通知前未未辦齊開工前手續海上項目，參與競價配置確定上網電價。降低風電投資非技術成本

15、。窗口期內主要優先發展平價和競價項目。嚴格控制補貼，18 年前核準項目受到限制。確立海上風電有序參與競爭配置，符合海上電價下調預期。關于征求對2019 年風電、光伏發電建設管理有關要求的通知（征求意見稿）意見的函2019 年4 月 11日識別風險，發現價值請務必閱讀末頁的免責聲明7 / 33文件/會議時間政策內容政策解讀投資策略半年報|公用事業關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知優先規劃、開展平價、低價項目。保障平價（低價）項目優先發電和全額消納，采取固定電價收購政策。2020 年前核準開工的平價（低價）項目經營期內，有關支持政策不變。窗口期內對平價、競價項目予以支持政策，并

16、保證項目經營期內不變。未來平價政策將會有調整。2019 年1 月 9日數據來源：國家發改委，國家能源局，廣發證券發展研究中心2. 補貼缺口已成為行業最大痛點可再生能源補貼缺口快速增長，多重因素導致風電板塊估值受限：由于風電、光伏和生物質等可再生能源發電規模增長過快，可再生能源基金入不敷出，可再生能源補貼缺口日益擴大，根據我們測算，截至2018年，累計可再生能源補貼缺口近人民幣2000億元，2019-2021年將新增可再生能源補貼缺口1051/1194/1289億元。圖 2：2011-2018 年可再生能源補貼需求分拆（測算）圖 3：2011-2018 補貼缺口（測算）風電生物質光伏YOY人民幣

17、億元人民幣億元當年補貼需缺口累計補貼缺口50%20002000170014001100800500200-10040%150030%100020%50010%0%02011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 20182011 2012 2013 2014 2015 2016 20172018數據來源：Wind，國家能源局，廣發證券發展研究中心數據來源：Wind，國家能源局，廣發證券發展研究中心圖4： 2013-2018部分港股風電運營商應收賬款大唐新能源龍源電力華能新能源人民幣億元120100806040200201320142015201620172018數據來源：

18、公司財報，廣發證券發展研究中心識別風險，發現價值請務必閱讀末頁的免責聲明8 / 33投資策略半年報|公用事業補貼衍生的多種問題增加了政策性風險和業績波動風險。2014-2016年底，因為棄風率過高等因素，風電運營商業績下滑較嚴重，估值走低。2017-2018年全國棄風率大幅好轉，公司盈利能力顯著提升，凈利潤普遍實現超預期增長。在基本面改善的情況下，行業PE不增反降，PB維持較低水平。這與運營商公司日益擴大的應收規模以及由補貼衍生的政策制約因素有很大關系。從圖10/11可看到，風電平均估值水平顯著低于恒生公用事業指數和申萬電力指數，2016年后GF風電平均PB僅為0.8左右，長期都難以突破估值上

19、限。圖5：2011-2019年5月底GF風電平均、恒生公用事業指數以及申萬電力指數PE（TTM）比較GF風電平均電力（申萬）恒生公共事業指數352016-2018全國棄風率下降12pp但應收賬款快速增長，龍源、華能、大唐三家營商合計增加近100%2015年棄風率上升，裝機爆發2013-2014棄風率下降，裝機恢復302520151052011年5月2012年5月2013年5月2014年5月2015年5月2016年5月2017年5月2018年5月2019年5月數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心注：GF 風電平均 PE（TTM）為龍源電力、華能新能源、大唐新能源、新天綠色能源、華電福新的算術

20、平均值圖6：2011-2019年5月底GF風電平均、恒生公用事業指數以及申萬電力指數PB（LF）比較GF風電平均電力（申萬）恒生公共事業指數4.03.53.02.52.01.51.00.52011年5月2012年5月2013年5月2014年5月2015年5月2016年5月2017年5月2018年5月2019年5月數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心注：GF 風電平均 PB（LF）為龍源電力、華能新能源、大唐新能源、新天綠色能源、華電福新的算術平均值識別風險，發現價值請務必閱讀末頁的免責聲明9 / 33投資策略半年報|公用事業平價后補貼增長得到控制，但不提高附加費難以解決巨額缺口：平價之后補

21、貼增長將得到有效控制，并且隨著高齡裝機逐步退出市場（第一波可再生能源裝機退休潮預計在2030年前后），年補貼需求增長率3%左右，未來補貼缺口規模比較清晰。補貼增長得到控制后，提高附加費以覆蓋補貼需求將更具可操作性。圖7：2019-2029每年可再生能源補貼需求和同比增速（均為測算）YOY年可再生能源補貼總需求人民幣億元12%26002400220020001800160014001200100080011%10%9%8%6%6%4%3%3%3%3%2%2%2%2% 2%0%2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 202720282029數據來源：廣發證券

22、發展研究中心圖8：2016-2029每年風電補貼需求和同比增速（均為測算）YOY人民幣億元風電補貼需求100030%25%20%15%10%5%25%800160015%1400963322002100%-1-3%0-5%2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029數據來源：廣發證券發展研究中心2019-2020年窗口期內補貼增長敏感性較低，缺口規模基本清晰：平價前的兩年窗口期，新增的陸上風電和光伏項目有三種：之前核準的標桿電價項目，競價項目和平價項目。我們對窗口期平價、競價和標桿電價項目比例進行了四

23、種情景測算，發現在不同情景下2023年之后累計補貼缺口變動幅度在140億元以內，相比缺口整體規模并不顯著，未來缺口規模已經基本清晰。識別風險，發現價值請務必閱讀末頁的免責聲明10 / 330%8%投資策略半年報|公用事業表 4：對窗口期內不同平價、競價項目占比情況下，累計補貼缺口測算（人民幣）假設 1：窗口期內新增容量 5%為平價 10%為競價時5580累計補貼缺口（億30774281假設 2：窗口期內新增容量 10%為平價 20%為競價時5556累計補貼缺口（億30734266假設 3：窗口期內新增容量 20%為平價 30%為競價時5518累計補貼缺口（億30654244假設 4：窗口期內新

24、增容量 25%為平價 35%為競價時5499累計補貼缺口（億30624233數據來源：廣發證券發展研究中心注：窗口期為 2019-2020 年不提升可再生能源附加費將無當前可再生能源附加費征收標準過低，3分/千瓦時征收標準可覆蓋光伏+風電當年補貼需求：我們根據國家統計局發電量數據，測算得出2010-2018年可再生能源附加費征收電量（全社會用電量減去居民生活用電量和農業用電量）年復合增速為6.5%。我們假設未來10年征收電量保持6%增速，并測算多種提高可再生能源附加費的情景下，補貼缺口變化的情況。從表5可以看到：若不提高可再生能源附加費，補貼缺口將無法解決。理論上，以2023 年為例，可再生能

25、源附加費每提高1分錢每年可提供1600億元左右可再生能源基金收入。對于2021-2030年，等額覆蓋當年所有可再生能源附件補貼需求，所需的附加費標準在3.5-4.2分/千瓦時之間，要覆蓋光伏+風電當年補貼需求的征收標準在2.5- 3.2分/千瓦時，僅考慮風電補貼需求，則當前征收標準即可有效。對于累計補貼缺口，6分/千瓦時的征收標準可以在4年內完全解決累計缺口，5.5分/千瓦時征收標準可在5-6年內解決累計缺口。目前可再生能源附加費為1.9分/KWh，用電成本中占比不到3%，提升至5.5分/千瓦時后占比約6%。相比歐洲國家（例如德國29%左右）10-25%的占比水平仍較低。表 5：提高可再生能源

26、附加費對補貼缺口影響的多情景測算（人民幣）假設 1：自 2021 年提高可再生能源電價附加費至 6 分/千瓦時1491367-869-2226-3716-5350-7147累計補貼缺口（億元）假設 2：自 2021 年提高可再生能源電價附加費至 5.5 分/千瓦時累計補貼缺口（億元）23061480556-1625-2903-4330-475假設 3：自 2021 年提高可再生能源電價附加費至 5 分/千瓦時累計補貼缺口（億元）3121259319811276467-456-1513假設 4：自 2021 年提高可再生能源電價附加費至 4.5 分/千瓦時累計補貼缺口（億元）-3936-3706

27、-3406-3027-2558-1991-1305識別風險，發現價值請務必閱讀末頁的免責聲明11 / 332023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2019E2020E2021E投資策略半年報|公用事業全額覆蓋當年可再生能源補貼總需求，所需可再生能源附加費標準4.214.114.023.923.813.703.57（分/千瓦時）全額覆蓋當年風電+光伏補貼總需求，所需可再生能源附加費標準（分/千瓦時）3.223.112.992.882.762.642.50全額覆蓋當年風電補貼總需求，所需可再生能源附加費標準（分/千瓦時）1.391.361.321.281.231.17

28、1.09數據來源：廣發證券發展研究中心注：數值變負為補貼盈余風電光伏平價后若補貼補貼問題得到解決后，將有助于打開行業估值上限。當前可再生能源補貼缺口整體規模已經較為清晰，但目前還沒有補貼缺口解決方案能夠落實。若補貼問題能夠得到解決，補貼回收進度得到改善，將會為風電板塊帶來多重利好：現金流改善，市場預期更加清晰，實際ROE得到提升。消除部分政策風險：消除電價下調風險，也同時降低了不理性搶裝風險；并 消除部分由補貼補貼間接引起的縣產量、限規模等政策風險。降低行業不確定性。（3）促進行業整合：平價時代將更有利于行業加速整合，優質公司競爭優勢將逐步凸顯，淘汰落后產能，有利于風電行業進一步降低度電成本。

29、（4）打開估值上限：若補貼困境得到化解，風力發電的可再生性、清潔性、以及業績穩定等優勢才能充分展現，風電板塊投資邏輯更為清晰，促使行業估值水平得到提升。（三）棄風改善邏輯不變，存量效益繼續提升1. 一季度來風情況同較差，運營商收益增速放緩2019年一季度全國風電發電量1041億千瓦時，同比增長6.3%；全國平均風電利用小時數556小時，同比下降37小時。全國個省份中平均利用小時數較高的省份是云南（1078小時）、四川（1048小時），東部沿海地區普遍來風較差，另一方面由于2018年一季度來風超預期，基數較大的情況下同比有所下降。表 6：港股風電運營商 2017-2019Q1 年風力發電量（單位

30、：Gwh）15,03814,7576,73734,44821,19117,68916,8697,67739,54123,56317.6%14.3%14.0%14.8%11.2%4,8924,5602,48110,9776,8374,9964,3152,62810,8557,6112.1%-5.4%5.9%-1.1%11.3%大唐新能源華電福新新天綠色能源龍源電力華能新能源數據來源：公司業績公告，廣發證券發展研究中心識別風險，發現價值請務必閱讀末頁的免責聲明12 / 33公司名稱2017A2018A增幅2018Q12019Q1一季度增幅投資策略半年報|公用事業2. 棄風限電持續改善，利用小時數同

31、比大幅提升根據國家能源局最新統計數據，2019年一季度全國棄風電量43億千瓦時，同比減少48億千瓦時；全國平均棄風率4.0%，棄風率同比下降4.5個百分點。全國棄風電量和棄風率持續“雙降”。棄風仍較為嚴重的地區是新疆（棄風率15.2%、棄風電量13.7億千瓦時）、甘肅（棄風率9.5%、棄風電量5.5億千瓦時）、內蒙古（棄風率7.4%、棄風電量13.0億千瓦時）。圖 9：2011-2019Q1 全國棄風電量和棄風率圖 10：2011-2018 全國平均利用小時數億千瓦時棄風電量棄風率利用小時數60020%2200210020001900180017001600150017%15%17%50020

32、952074115%40012%194811%192030010%1893189087%20017425%17284%10000%2011 2012 20132014 2015 2016 2017 2018數據來源：國家能源局，廣發證券發展研究中心數據來源：國家能源局，廣發證券發展研究中心根據國家能源局出臺的政策文件，未來棄風電量和棄風率作為重要先行指標將繼續雙降，棄風問題的持續改善將給行業帶來重大利好。截至2018年年底，我國總體棄風率已經降到7.0%，全年利用小數達到近年最高水平為2095小時。這一方面得益于我國風電布局由北向南轉移帶來的結構性變化，另外主要還是得益于棄風區域消納改善和電力

33、外送規模擴大。2019年度風電投資檢測預警結果中，僅剩新疆和甘肅為紅色區域，內蒙古為橙色區域。按照國家能源局的發展計劃，2020年盡量實現所有棄風省份棄風率控制在5%以內，若實現估計全國棄風率將降至2%以內。截至2019年一季度，全國棄風最嚴重的6個省市的累計風電裝機容量占比為48%。根據歷史數據測算，棄風率每降低1pp，利用小時數上升25-50小時，下圖中可以看到裝機規模較大的內蒙、新疆、河北和甘肅等省（自治區）利用小時數仍有較大提升空間。識別風險，發現價值請務必閱讀末頁的免責聲明13 / 33%5%投資策略半年報|公用事業圖 11：2018 年部分省份并網裝機容量和不棄風利用小時數（測算）

34、圖 12：2017-2019 一季度限電地區棄風率累計并網容量2018利用小時數不棄風利用小時數（測算）%2017Q12018Q12019Q1萬千瓦503000300040200025003015.220100020009.57.4104.33.12.61.60.7015000新疆內 河遼 黑 甘 吉 山 陜山東寧夏青海蒙古龍北 寧肅 林 西 西黑龍江 吉林遼寧 內蒙古甘肅新疆山西寧夏江來源：國家能源局，廣發證券發展研究中心數據來源：國家能源局，廣發證券發展研究中心3. 運維費用進入上升階段，總體經營利潤率穩定上升稅收費用結構式增長：除了電價補貼外，風電作為新能源發電行業屬于公共基礎設施項目，

35、并享受“三免三減半”政策，第一至三年免交企業所得稅，第四年至第六年減半征收。2013年-2015年全國風電裝機快速增長，三年總計新增規模超過70GW，在2015年累計裝機容量占比超過55%，在2018年累計裝機容量占比超過35%（見圖9）。根據“三免三減半”政策推算，2018年后將出現稅收費用的一個階梯式的增長，由于2015年新增規模最大超過了34GW，我們預計在2018/19和2021/22稅收增幅會較為顯著。由此來看存量裝機的稅收費用增長峰值基本發生在2018-2019年之間。圖 13：2015 年-2021E 測算全國新增全稅或半稅裝機容量圖 14：部分港股風電運營商有效稅率新增全稅裝機

36、容量 新增半稅稅裝機容量GW龍源電力大唐新能源華能新能源合計30%30 新增全稅或半稅裝機容量占累計裝機比例30%23%20%2020%20%20%18%18%17%110%10%100%00%201420152016201720182015201620172018201920202021數據來源：國家能源局，廣發證券發展研究中心注：統計容量=新增脫離半稅期裝機+新增脫離免稅期裝機數據來源：公司財務報表，廣發證券發展研究中心注：2014-2016 年大唐新能源因業績虧損有效稅率不具參考性識別風險，發現價值請務必閱讀末頁的免責聲明14 / 336%投資策略半年報|公用事業脫質保+高齡風機維護，運

37、維費用上升，但營運支出率整體下降趨勢：隨著裝機變舊以及脫離質保期，未來運維費用將進入上升階段。我國風電的快速發展和裝機快速增長主要開始于2009年，對于20年的設計運營周期，我國風電運營行業才剛剛走過第一個運營周期的一半，所以業內對老舊風機的后期運維實際經驗并不豐富，且早期部分搶裝風機設備有運行不穩定、故障頻發等問題，運維費用將長期面臨上升風險。以龍源電力、大唐新能源和華能新能源三家公司為例，2018年三家公司風電運維費用均同比上升20-30%。平均運維成本大概占總營業支出的17%。雖然維護費用有較大增長但是整體經營支出率呈下降趨勢（華能新能源由于2017-2018年分別計提在建工程減值撥備約

38、人民幣2.4億元導致支出率上升），主要還是得益于棄風率改善帶來的發電量釋放。圖 15：2014-2018 龍源電力維護費用和營業支出率圖 16：2014-2018 華能新能源維護費用和營業支出率人民幣百萬元龍源電力維護費用營業支出率人民幣百萬元華能新能源維護費用營業支出率55%55%1000400054%54%3000550%50050%200050%55100045%045%02014201520162017201820142015201620172018數據來源：公司業績公告，廣發證券發展研究中心數據來源：公司業績公告，廣發證券發展研究中心圖 17：2014-2018 大唐新能源維護費用和

39、營業支出率圖 18：2014-2018 三家維護費用和營業支出率人民幣百萬元大唐新能源維護費用營業支出率人民幣百萬元三家合計維護費用營業支出率70%10008006004002000600056%55%67%55%65%65%54%400063%60%52%200055%50%050%2014201520162017201820142015201620172018數據來源：公司業績公告，廣發證券發展研究中心數據來源：公司業績公告，廣發證券發展研究中心（四）窗口期增量短暫承壓，隨后繁榮可期根據前面提到的最新風電政策，在平價上網前的窗口期內優先發展平價和競價項目， 核準項目會受到一定的擠壓。此外，

40、2018年底前已并網和已核準建設的風電項目（扣除應廢止或其他原因不具備建設條件的項目），總規模已超過本省級區域2020年規識別風險，發現價值請務必閱讀末頁的免責聲明15 / 3353%52%52%63%58%48%50%51%53%0%1%0%投資策略半年報|公用事業劃并網目標的，除平價上網風電項目外，暫停新增陸上集中式風電項目建設。受政策影響，控制補貼增長的趨勢依舊，我們認為平價前的窗口期內，風電裝機增量依舊會短暫承壓（有序增長），平價上網之后隨著消納改善增量有望進一步釋放。1. 全國一季度風電新增并網容量增加根據國際能源局最新公布行業數據，2019年1-3月，全國新增風電裝機容量478萬千

41、瓦，同比增長21%，其中海上風電12萬千瓦，累計并網裝機容量達到1.89億千瓦圖 19：2014Q1-2019Q1 全國新增并網風電裝機容量圖 20：2013-2018 三家維護費用和營業支出率人民幣億元全國新增裝機容量全國累計裝機容量新增并網裝機同比增速600500400300200100030%20%10%0%-10%-20%-30%-40%200150100500201320142015201620172018 2019Q1數據來源：公司業績公告，廣發證券發展研究中心數據來源：公司業績公告，廣發證券發展研究中心2. 陸上風電度電成本持續下降，消納條件改善助裝機重回三北風機價格持續下降,行

42、業持續出清促進技術降本：從2016年開始，國內新增風電裝機容量持續下降，整機生產商面臨較大價格競爭壓力。以2MW風電機組的價格為例，2018年年初約3800元/千瓦時，第三季度價格最低時降至近3000元/千瓦時，下降幅度約26%。圖 21：2017/06 2018/12金風科技風電裝機價格2.0MW2.5MW人民幣元/KW4,0003,8003,6003,4003,2003,000Jun-17Sep-17Dec-17Mar-18Jun-18Sep-18Dec-18數據來源：金風科技 2018 業績展示 PPT，廣發證券發展研究中心識別風險，發現價值請務必閱讀末頁的免責聲明16 / 33投資策略

43、半年報|公用事業2017-2018年，風電設備制造商行業集中度不斷提升，我們認為在機型容量增大趨勢和下游電價下調向上傳導的壓力下，風機設備商行業將持續出清，行業集中度進一步提高，淘汰落后產能，打開成本下降空間。圖 22：2018 年中國風電整機制造企業新增裝機容量占比圖 23：2017 年中國風電整機制造企業新增裝機容量占比金風科技上海電氣遠景能源中國海裝明陽智能其他聯合動力金風科技上海電氣遠景能源運達風電明陽智能其他聯合動力21%27%27%32%4%5%6%6%15%6%12%20%7%12%數據來源：CWEA，廣發證券發展研究中心數據來源：CWEA，廣發證券發展研究中心非技術成本有望下降

44、：2019年1月10日，發改委、能源局發布關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知，指出要優化平價上網項目和低價上網項目投資環境，切實降低項目的非技術成本。具體包括（1）對平價上網項目和低價上網項目在土地利用及土地相關收費方面予以支持。（2）鼓勵按復合型方式用地， 降低項目場址相關成本。（3）協調落實項目建設和電力送出消納條件。（4）禁止收取任何形式的資源出讓費等費用，不得將在本地投資建廠、要求或變相要求采購本地設備作為項目建設的捆綁條件。目前不包括棄風在內的非技術成本約占風電度電成本的10%，降低非技術成本是推進平價上網進程的重要進環節之一，政策落實力度可期。特高壓重啟幫助解決

45、消納困境：2018年國家能源局發布關于加快推進一批輸變電重點工程規劃建設工作的通知發布，新核準7項特高壓項目，并預計將在兩年內陸續開工。目前我們統計的幾條在建特高壓線路均經過三北重要風光能源地，長期來看，由于三北地區比較依賴于電力外送消納，新特高壓項目將有效改善三北的消納環境。不過由于特高壓項目建設工期較長，并且配套電網設施也需要額外建設周期，所以不能在短期內產生效果，預計在兩到三年后將有助于陸上裝機再次釋放。表 7：2019年4月全國部分和風電相關特高壓線路情況統計天中直流靈紹直流錫盟-山東祁韶直流792978862980新疆寧夏內蒙甘肅火電+風電火電+風電火電+風電風電+光伏152.634

46、.407042%17%040%投運投運投運投運識別風險，發現價值請務必閱讀末頁的免責聲明17 / 33可再生能源輸設計容量可再生能源輸線路名稱電源地輸送能源類別送電量（億千狀態（MW）送電量占比萬時）投資策略半年報|公用事業3201000水電+風電火電+風電1.4-100%30%新東直流蒙西-天津南云南內蒙古投運投運扎魯特-青州張北-雄安青海-河南陜北-湖北500100010001000火電+風電風電風電+ 光伏火電+風電-內 蒙 古 內蒙、河北青海周邊陜北周邊在建在建在建在建數據來源：北極星電力網、廣發證券發展研究中心3. 海上風電進入有序增長階段海上風電實現快速增長： 2018年全國新增海

47、上風電裝機容量1.65GW，累計裝機容量達到4.45GW。2019年一季度的新增海上風電裝機容量120MW。開工建設環節取得技術和產能突破：海上風電開發模式類似于陸上的大型集中風電電站，但由于海上風電的和開發和維護需要配備額外諸如，安裝船、打樁船、海底電纜和海上裝機維護的一系列“海洋工程”，使得海上風電投資成本為陸上裝機的兩倍多。目前海上風電開發成本平均為15000-18000元/千瓦，其中風機成本僅占40%，海上風電在吊裝工程技術和成本上有較大壁壘，我們預計未來海上風電的增長將主要體現在龍頭風電運營商中。圖 24：江蘇省海上風電項目成本結構圖 25：福建省海上風電項目成本結構風電機組含塔筒（

48、設備費用） 場內、送出海纜用海（地）費用其他10%2%風電機組基礎及施工海上升壓站陸上升壓站2%5%46%11%24%數據來源： 水電水利規劃設計總院，廣發證券研究中心數據來源：水電水利規劃設計總院，廣發證券研究中心海上風電競爭性配置已經確認，促進行業有序發展：根據2019年5月24日國家發展改革委發布的關于完善風電上網電價政策的通知，未來新核準的海上風電均按照競爭配置確定上網電價，電價不得超過每年規定的指導電價。我們認為，大部分是出于控制補貼增長目的。海上風電的發展要積極借鑒陸上風電的歷史，政策透露出的信息已經基本確立了海上風持續降低度電成本、降上網電價的預期。目前我們測算海上風電度電成本在

49、0.47元/千瓦時左右，若要實現平價上網需要將度電成本降識別風險，發現價值請務必閱讀末頁的免責聲明18 / 33風電機組含塔筒（設備費用）風電機組基礎及施工場內、送出海纜海上升壓站用海（地）費用陸上升壓站其他1% 9%2%5%9%41%33%投資策略半年報|公用事業至0.29元/千瓦時，競價配置還將維持多年，補貼壓力會對海上風電增量產生一定的限制。（五）重點公司更新（1）新天綠色能源(00956.HK)：燃氣銷量高漲，風電板塊有序增長2019年一季度，公司實現營業收入人民幣42.7億元，同比增長39.6%，歸母公司凈利潤6.7億元，同比增長8.1%。公司歸母凈利潤中風電板塊占比約70%。收入增

50、長由于燃氣銷氣量增幅較大（+35.1% yoy），凈利潤不及預期主要是因為占比較大的風點板塊售電量增幅不及預期（+5.9% yoy）。2019年一季度，公司風電業務實現發電量2,628GWh（其中給河北省占比82%）， 同比增長5.9%。一季度利用小時數775小時，同比降低33小時。主要原因是河北省來風情況不及去年同期。2019年公司仍有穩定的風電裝機新增安排，結合配額制拓寬消納渠道，風電業務繼續穩中向好，2019-2021年新增風電裝機容量分別為480/450/500MW。2019年一季度，公司天然氣業務累計售氣量為11.7億立方米，同比增長35.1%，其中：天然氣批發業務、零售業務、CNG

51、/LNG業務分別實現售氣量8.5/3.0/2.6億立方米，同比增長34.9%/37.6%/17.2%。一季度燃氣銷售量快速增長也為全年業績奠定了良好基礎，受益于河北省煤改氣發展、沙河地區工業企業用氣量的恢復、天然氣下游市場的持續開拓以及上游燃氣供應缺口得到填補，全年預計能實現銷氣量同比增長20%的目標。2019年6月11日，新天綠色能源收盤價為2.23港幣，我們預測公司2019-2021年EPS 分別為人民幣0.412元、0.478元和0.532元，基于2019年6倍市盈率給予合理價值2.88 港元/每股，維持“買入”評級。（2）大唐新能源(01798.HK)：棄風率改善潛力大，2019年一季

52、度來風差2019 年一季度公司主營業務收入人民幣 22.7 億元，同比減少 0.66%，凈利潤5.27 億人民幣元，同比減少 9.97%。2019 年一季度公司風電發電量 4,997GWh， 較 2017 年同比增加 2.1%。2018 年由于來風情況好加上棄風率大幅改善，公司歸母凈利潤大幅增長 78.7%， 從此邁上新臺階。2018 年公司棄風率為 8.1%，處于業內較高水平。根據國家能源局安排，到 2020 年將盡量把棄風省份的棄風率控制在 5%以內。公司 2018 年新增裝機 188.5MW，累計控股裝機 8835MW，其中限電省份占比約為 63.6%， 高于同業其他公司，因此公司的棄風

53、率改善幅度會較同行可比公司更為明顯，未來業績彈性較大。2019 年公司提高了年并網裝機容量指引，我們預計 2019-2020年新增并網裝機容量為 1000/1000MW。2019 年 6 月 11 日，大唐新能源的收盤價為 0.78 港幣，我們預測 2019-2021 年 EPS 分別為人民幣 0.186/0.230/0.280 元，并基于 2019 年 6.5 倍市盈率給予合理價值 1.41 港元/股，維持“買入”評級。識別風險，發現價值請務必閱讀末頁的免責聲明19 / 33投資策略半年報|公用事業（3）龍源電力(00916.HK)：棄風持續改善，擴大投產計劃2019年一季度公司實現收入人民

54、幣70.9億元，同比增長3.34%，實現歸母凈利潤18.76億元，同比降低1.11%，略低于預期。風電收入同比降低1.1%，煤銷售增加和新增EPC項目公司收入有所增加。由于煤銷售和EPC毛利率較低，整體經營利潤率同比下降3.3pp。2019年一季度公司實現累計風電發電量10,856GWh，同比下降1.11%，利用小時數591，同比下降35小時。地域分布上來看東部沿海地區來風情況較差，內蒙、甘肅、吉林、云南和貴州等內陸省份發電量增幅較大。公司平均棄風率5.03%，同比下降2.4個百分點。我們認為來風情況有季度波動性實屬正常，并且是相較于基數較大的18年一季度，不過部分棄風省份發電量增長顯著，棄風

55、持續向好，說明風電消納得到改善。2019年公司提高年并網規模指引，我們預計2019-2020年分別能夠并網1200/1500MW。2019 年 6 月 11 日，龍源電力的收盤價為 5.15 港幣，我們預測 2019-2021 年EPS 分別為人民幣 0.537/0.588/0.635 元，由于棄風率仍保持改善趨勢，未來兩年基本面整體向好。我們基于 2019 年 9.5 倍市盈率和給予合理價值 5.94 港元/ 股，維持“買入”評級。（4）華能新能源(00958.HK)：發電量穩增，業績持續提升2019年一季度公司共實現營業收入人民幣37.7億元，較2017年同期增長11.6%，實現歸母公司凈

56、利潤17.9億元，較去年同期增長25.0%，與同業公司比較下，公司業績較為亮眼，主要原因是公司一季度風電發電量同比增幅較大。2019年一季度公司風電發電量為7,612GWh，同比增長11.3%，在全國一季度平均來風情況低于2018年同期的情況下，由于公司在來風相對較好的我國西南地區較高風電裝機容量分布。公司整體棄風率較低，運營管理能力較為穩健。預計公司2019-2020年新增裝機在1.2-1.5GW之間。2019年6月11日，華能新能源收盤價為2.19港幣，我們預測公司2019-2020年EPS 分別為人民幣0.320/0.357元，由于公司棄風率較低，業績穩定，我們基于2019年7 倍PE基

57、于2.64港元/股的合理價值，維持“買入”評級。（六）風險提示風資源不確定性風險，限電率回升風險，政策不確定性風險，新增裝機并網容量低于預期，電價下降風險，融資成本上升風險。識別風險，發現價值請務必閱讀末頁的免責聲明20 / 33投資策略半年報|公用事業二、天然氣：行業中長期景氣度較高，今年下半年預期供需偏緊（一）行情回顧：燃氣板塊一季度小幅提升2019年年初至6月11日，燃氣版塊行情上漲了3.326%，恒生指數上漲了7.520%。天倫燃氣股價年初至今漲幅最高，達到27%。華潤燃氣漲幅23%，新奧能源漲幅6%， 中國燃氣股價下降了7%。圖26：燃氣行情回顧（2019年1月1日至2019年6月1

58、1日）恒生指數（左軸）燃氣行情（右軸）3100030300002929000282800027270002626000252500024000242019/1/12019/2/12019/3/12019/4/12019/5/12019/6/1數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心注：圖中和上文燃氣板塊為11家港股燃氣的市值加權指數表 8：燃氣公司行情回顧（收盤日期：2019 年 6 月 11 日）01600.HK01193.HK02688.HK01083.HK06828.HK00934.HK00384.HK00135.HK12.3118.7725.3013.1311.016.4622.351

59、0.7627%23%6%1%-2%-5%-6%-15%天倫燃氣華潤燃氣新奧能源港華燃氣北京藍天燃氣中石化冠德 中國燃氣昆侖能源數據來源：Wind，廣發證券發展研究中心識別風險，發現價值請務必閱讀末頁的免責聲明21 / 33公司名稱公司代碼PE（LYR）2019 年至今收益率投資策略半年報|公用事業（二）天然氣消費量、產量均有增長，行業前景看好。2019年前4月天然氣累計消費量、產量均同比增長，累計進口量同比降低。2019年1-4月天然氣累計消費量974億立方米，同比增長7.5%。比去年同期累計消費量的增長率有所下降。圖27：中國天然氣月度消費量情況同比（單位：億立方米）201420182016

60、增長率201520192017增長率20162014增長率2018增長率20172015增長率2019增長率35030050%40%25030%20020%15010%1000%500-10%-20%1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11 月 12 月數據來源：發改委，廣發證券發展研究中心圖28：中國天然氣累計消費量情況同比（單位：億立方米）201420182016增長率201520192017增長率20162014增長率2018增長率20172015增長率2019增長率300030%250020%200010%15000%1000-10%5000-20%1月2月3月4月5月6月7月8