（报告出品方/分析师：国海证券 杨阳 钟琪 许紫荆 ）

一、至暗时刻已过，修复将至

1.1 回顾2022年：水电板块显著跑赢，绿电回调明显

2022年年初至今，电力板块跌幅14.8%，跑输沪深300 5.2pct，涨跌幅位居行业中下游位置。其中，水电板块跌幅 5.2%，显著跑赢沪深300，抗跌属性突出。

火电：2022年7月以来，火电板块开始跑赢沪深300，一是7-8月份全国大范围缺电凸显火电资产在能源转型中的重要性；二是长协煤政策趋严拉动长协煤兑现率提升。

绿电：2022年风电和光伏板块下挫明显，一是硅料价格持续处于高位，抑制光伏装机需求；二是7月福建海风项目被华能集团以0.19元/KWh的价格中标，引发市场对绿电盈利能力的担忧；三是8月份太极实业可再生能源补贴被收回，引发市场对可再生能源补贴核查结果的担忧。

水电：受2022Q2来水同比偏丰的影响，2022Q2-Q3水电板块相较沪深300收益率明显。

1.2 展望2023年：火电盈利和绿电成长均有望修复

火电：长协煤政策监管的强度和广度全面提升背景下，长协煤兑现率有望提升，火电业绩有望改善；中长期来看，能源转型背景下，火电向灵活性主体转变，叠加辅助服务和现货市场建设持续推进，火电资产价值有望迎来重塑。

绿电：从2023年来看，压制板块估值的因素正逐渐解除，装机也有望重回高增长。一是硅料价格已开始进入下行通道；二是第一批可再生能源补贴核查的合规清单已披露，可再生能源欠补问题有望开始解决；三是绿电交易市场以及 CCER市场建设的推进，有望保障绿电盈利。此外，绿电板块估值已回落至25-30倍左右的合理水平。

水电：来水有望修复，市场化交易叠加外送机制完善有望提升电价。

核电：机组审批加速，叠加市场化交易价格有望上浮，核电运营商长短期收益均有保障。

二、火电：短期盈利有望反转，中长期资产价值或将重估

2.1 短期：电力保供基石，燃煤成本有望下行拉动业绩改善

2022年长协煤政策推进下，火电企业仍面临较大经营压力，我们认为一是长协煤履约在监管上处于持续完善中（来源于华中能监局）；二是现货煤价格高企背景下，2022Q3电力紧张导致火电满发保供。

展望2023年，我们认为上述因素均有望改善：

I. 长协煤兑现率有望提升：长协煤政策在监管要求上较2022年大幅加严；在监管细节上考虑全面。

II. 动力煤煤价：需求端，根据我们测算，2023年国内煤电需求或整体偏弱；供给端，国内核增的煤炭产能继续落地，国内动力煤供需关系有望缓解，动力煤价格有望回落。

III. 电价端：2023年广东、江苏的年度市场化交易电价已接近20%涨幅，同时，云南省等地容量电价的出台也有望为火电经营纾困。

2.1 短期：电力保供基石，燃煤成本有望下行拉动业绩改善

2.1.1 全面严监管下，长协煤兑现率提升有望拉动业绩改善

核心假设：针对江苏地区火电厂测算，假设秦皇岛下水煤长协港口价720元/吨，运费50元/吨。

根据我们测算，当秦皇岛下水煤长协的港口价为720元/吨，当现货价达到1150元/吨的上限，长协比例达到69%以上，火电企业或可实现盈利。

2.1.2 中性预期下，2023年火电需求偏弱+国内核增产能落地，煤价有望缓和

需求端：

I. 当2023年全社会用电量增速为5%时，当年电煤需求或整体偏弱，火电发电量增速位于-1.5%~1.7%。

II. 当2023年全社会用电量增速为7%时，当年火电发电量增速位于1.9%~5.1%。

2.1.2 国内核增产能落地+海外需求减弱，国内外动力煤价格有望缓和

供给端：展望2023年，我国煤炭产能有望进一步释放。

2021年下半年以来，我国持续出台政策推进加快煤炭产能核增、扩产和投产。

据人民网，2021年9月至2022年8月初，我国共核增了4.9亿吨/年煤炭产能。

2022年6月，国家应急管理部等发布《关于加强煤炭先进产能核定工作的通知》，对煤炭产能的核增幅度、核增间隔期以及剩余服务年限的条件均进行了放松。

在前文假设的基础下，我们针对火电度电净利进行敏感性测算：当长协煤兑现率达到70%时，5500大卡现货煤煤价每下降50元，度电净利或将提升5厘钱/度电。

不考虑容量电价等补偿，假设动力煤现货价格为1150元/吨、长协价格720元/吨且长协煤兑现率为70%，平均供电煤耗300克/千瓦时，各公司发电量与去年同期持平，考虑到税率和少数股东损益后，若5500大卡现货煤价每下降50元/吨，华能国际、国电电力、华润电力、华电国际、大唐发电将分别释放净利润16.4、14.7、5.4、8.2、8.6亿元。

2.1.3 电力保供基石，容量电价等政策落地有望纾困

通过对比已出台2023年中长期市场化方案的省份与2022年的变化，我们发现：在2023年电力紧张背景下，各省份更加强调通过高比例签订中长期合同来保障电力供应基本盘，大部分省份中长期签约电量比例较上年均有提升，同时进一步强调煤电在电力保供当中的重要性，部分省份增加一次能源价格联动机制进一步保障煤电盈利。

电价政策持续催化，火电企业盈利有望改善：

I. 据北极星售电网，广东、江苏2023年火电年度中长期成交价较燃煤基准价涨幅均接近20%（广东2022年涨幅仅7%）。

我们认为，价格机制是疏导火电企业成本、保障电力供应的重要举措，十四五电力供需整体偏紧，火电保供价值有望进一步凸显。

II. 据云南省发改委等，云南已出台容量电价政策为火电企业经营纾困，在当前电力紧张且火电仍面临较大经营压力的背景下，其他省市的容量电价政策有望陆续出台。

2.2 中长期：商业模式变革，资产价值或迎来重估

风电和光伏机组发电具有明显的间歇性和波动性，且“向上”和“向下”调节能力有限。新能源的大规模并网背景下，对电力系统灵活性要求提升。

据经济参考报等，煤电作为电源侧最具经济性且资源体量庞大的灵活性电源，将是我国新能源发展前期提升电力系统灵活性的关键。我们预计煤电将逐渐从电源主体向灵活性主体转变。

火电企业从电量主体向容量主体转变的过程，核心是收益模式的变化。随着新能源高比例并网，我国火电机组收益模式或逐渐由电能量收入转变为电能量收入+辅助服务收入+容量收入等。

从时间节奏看，通过复盘全球火电转型翘楚丹麦和德国的火电转型历程，我们发现当两者风光发电量占比达到20%左右时，火电利用小时数均开始下行。

据中电联统计与数据中心，2021年，我国风光发电量占比11.7%。

从收益机制看，2021年11月，国家发改委发布《全国煤电机组改造升级实施方案》，提出“十四五”实现煤电机组完成灵活性改造规模2亿千瓦，存量煤电机组灵活性改造应改尽改。

我们认为，“十四五”火电灵活性改造目标完成率有望提升：

I. 辅助服务收益机制明确：2021年12月，国家能源局发布《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》，明确了燃煤机组参与辅助服务市场的补偿标准。

II. 市场化电力体系建设持续推进：参考欧洲，在市场化程度较高的电力市场，煤电机组灵活性提升后，可根据电价实时调整出力水平。

据中国能源报，截至2022年6月底，我国已有江苏、山东等14个省市开始运行电力现货市场。

2.3 火电设备：缺电常态下煤电投资有望加速，设备厂商显著受益

2.3.1 “十四五”缺电或成常态，煤电投资有望加速

据央视网和中国电力报，8月中旬，受历史性持续高温天气影响，全国超20个省级电网用电负荷创新高，叠加来水偏枯，全国面临大范围缺电。我们认为，本轮缺电的直接原因是历史性持续高温天气导致的居民用电需求激增，根本原因是“十三五”至今煤电新增装机有限，新能源装机量置信容量低。

“十三五”我国煤电年均新增装机3600万千瓦，显著低于“十二五”，2021年受能耗双控、煤价等因素影响，全国煤电装机仅2803万千瓦，创2005年以来的历史新低，2022H1新增装机仅740万千瓦，而2016-2021年用电量CAGR=7.0%。

“十四五”缺电或成常态化。供给端，据电规总院，按照当前煤电项目建设进度和新规划项目落地情况，预计2022-2024年新增煤电装机仅约1.4亿千瓦，而新增新能源可靠保障容量不足4000万千瓦，电力保障基础仍不牢固。

需求端，据电规总院预测，2021-2024年全社会用电量CAGR约5%。

2.3.2 火电招标+开工整体呈加速趋势，主机环节已量价齐升

据国家能源局官网，国家能源局已开始提前谋划“十四五”中后期电力保供措施。其具体措施包括，逐省督促加快支撑性电源核准、加快开工、加快建设、尽早投运。煤电作为我国电力保供的关键，投资有望提速。

根据我们统计，2022年全年我国招/中标+开工项目合计约10500万千瓦。百万千瓦煤电主机价值量已上涨至11亿元/台以上，较2022年8月份之前的8-9亿元/台提升20%以上。

按照产业链环节，对应标的包括：锅炉管材（盛德鑫泰、武进不锈、太钢不锈）；主机厂（东方电气、哈尔滨电气、上海电气）、辅机（清新环境、青达环保、华电重工、龙净环保、龙源技术）。

展望2023年，短期火电盈利有望修复，中长期资产价值有望重估，火电投资有望加速。

个股方面：运营商：盈利有望改善的华能国际、中国电力、粤电力A、宝新能源、华电国际、华润电力、国电电力、大唐发电；设备商：东方电气、龙源技术、青达环保、清新环境、龙净环保。

三、绿电：装机成本下行+收益机制逐渐完善，回报率有望上行

3.1 硅料价格迎来拐点，光伏装机意愿有望提升

据中国新闻周刊，能源转型背景下，我国光伏装机需求快速提升，但上游硅料扩产周期长，叠加俄乌冲突持续推升欧洲需求等因素影响，硅料价格持续攀升。

2022年12月开始，随着硅料产能的释放，我国多晶硅价格和组件价格开始大幅回落，2023年1月8日多晶硅（致密料，单晶用）价格已下降至17.8万元/吨，较上年11月的高点下降41%；同年1月4日，PERC组件价格(182mm)已下降至1.85元/W，较上年11月的高点下降7.5%。

2022年9月起，硅料产能快速落地。据上海有色网和硅业分会，2022年我国多晶硅产量81.1万吨，同比增长65.5%，其中12月多晶硅产量9.7万吨，国内多晶硅供应不足情况消失。

据集邦咨询预计，2023年多晶硅产量将达134万吨，可支撑375GW以上的光伏装机，500GW以上的组件产出，整体供应充足。

硅料产能落地有望推动组件价格下行，提升运营商光伏装机动力。

据PV Infolink预计，到2023年底，组件价格可能会从目前的0.25～0.27美元下降至0.22～0.23美元/瓦之间，相当于每瓦0.2元人民币降幅。

根据我们测算，当装机成本处于3.6-4.1元/W时，光伏装机成本每下降5分/W，资本金IRR将提升0.35-0.44%；当装机成本下降至3.6元/W时，资本金IRR可达10.4%。

3.2 电源侧配储仍是影响新能源项目收益率的核心

据国际能源网，2021年至2022年11月中旬，全国共有25个省区发布了新能源配储政策，其中，大部分地区对配储规模要求为装机容量10%，配置时间为2h，河南、陕西等部分省份要求达到20%的配储比例，3h及以上的配储时长。

根据我们统计，2022年12月中标的电化学储能配储项目多数时长为2h，价格1.5-2元/Wh，按10%配储比例来看，对应新增单位投资成本0.3-0.4元/W。

在上述假设下，不考虑配储带来的收益，当光伏装机的单位成本为3.7-4.0元/W时，配置2h/10%的电化学储能或将对项目资本金IRR影响2pct以上。

当前来看，虽然新能源配置的储能仍是成本项，但在收益机制层面已经在逐步改善，配储的经济性有望提升：

I. 一是在全国层面已经取消独立储能承担的输配电价和政府性基金及附加；

II. 二是部分省份已出台对新型储能的容量补偿政策，或明确容量租赁费用；

III. 三是明确新型储能可参与现货市场。

3.3 第一批可再生能源补贴核查基本落地，欠补问题有望解决

2022年3月，国家发改委、财政部、能源局联合下发《关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》，要求发电企业在4月15日前完成可再生能源补贴自查工作。

2022年10月底，信用中国网站发布《第一批可再生能源发电补贴核查确认的合规项目清单的公告》，第一批经核查确认的合规项目共计7344个，包含3778个风电项目、2591个光伏项目。

根据我们计算，纳入合规清单的风电光伏项 目占所有集中式带补贴风电光伏项目数量比重为63%，其中，风电占比80%，光伏占比48%。

2022年3月，国家财政部发布《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》，明确指出“推动解决可再生能源发电补贴资金缺口”。2022年中央政府性基金预算本级支出7183亿元，同比大增约 3858亿元，增幅创2017年以来新高。而2017-2021年中央政府性基金预算本级支出仅3000亿上下。

2022年3月以来，国家已下发多次可再生能源补贴。今年新增3858亿元中央级财政预算的背景下，预计2022年起可再生能源欠补问题有望逐步解决。

3.4 绿电交易量价齐升，有望保障绿电运营商收益率

价格方面，据电联新媒，2021年9月首批绿电试点交易溢价3-5分/KWh，2023年江苏绿电年度成交均价较火电成交均价高1.9厘/KWh（来源于江苏电力交易中心）。

2023年广东绿电年度交易的电能量成交均价529.94厘/千瓦时，环境溢价均价21.21厘/千瓦时（来源于广东电力交易中心）。

据国家发改委，截至2022年9月底，我国绿电交易成交电量已超200亿千瓦时，核发绿证超5000万张，折合电量超500亿千瓦时，较2021年绿电交易试点交易量的79.35亿千瓦时大幅提升（来源于经济日报）。

2022年10月，重庆、贵州等8个地区发布相关政策提出做好绿电交易与绿证交易、碳排放权交易的衔接。其中，贵州和广西南宁均对高耗能企业绿电用电比例提出了明确的约束。

随着各省市出台对高耗能企业绿电用电比例的硬约束政策以及绿电与碳市场联动机制的逐渐健全，绿电交易量有望提升。

展望2023年，绿电成长均有望修复，可再生能源补贴核查落地有望接触压制板块估值因素。维持行业“推荐”评级。个股方面，三峡能源、龙源电力、金开新能。

四、水电：来水有望修复，市场化交易叠加外送机制完善提升电价

4.1 水电开发进入后半程，大水电资源稀缺性突出

➢ “十四五”开局水电大增，开发进入后半程：“十四五”开局前两年水电装机容量增长迅速，据iFind数据显示，2022年1-11月，水电装机新增20.6GW，连续两年超过20GW，两杨、乌白等大型机组陆续投产。

随着建设速度加快，水电开发进度也进入后半程，根据2005年我国水力资源复查结果，我国水电经济可开发装机容量为4.02亿千瓦，截至2022年11月，我国水电装机容量（不含抽水蓄能电站）达到3.64亿千瓦，经济可开发量占比达到90.55%，常规水电资源剩余仅38.0GW。

➢ 水电资源存量有限，装机增速放缓：根据《2030年前碳达峰行动方案》提出的“十四五”、“十五五”期间分别新增40GW 的水电发展目标，预计2030年我国常规水电装机将达到4.19亿千瓦，基本完成对存量水电资源的开发。根据规划目标，2021-2030年间水电装机CAGR为1.9%，较2021-2022年放缓。

➢ 川滇臧区域将成开发重点，存量大水电资源稀缺性突出：随着优质水电资源的开发利用，水电建设逐步转向综合条件更加复杂的西部地区（集中在川滇臧区域），据不完全统计，目前主要水电上市公司在建项目装机容量均低于4GW，2GW及以上的水电站仅有孟底沟水电站和松塔水电站2座，存量大水电项目稀缺性不断提升。

➢ 难度成本双升级，水电开发强者愈强：西部水电选址多处于深山峡谷区域，地理环境特殊，生态环境脆弱，建设难度提升。

水电建设成本水涨船高，2010年全面投产的小湾水电站建设成本仅为6603元/KW，而预计“十四五”期末投产的托巴水电站建设成本则达到16571元/KW。

增量空间低、建设难度高以及成本提升等因素导致手握大型水电基地资源，资金实力雄厚，水电开发经验丰富的头部水电企业优势将更加明显，造就“强者愈强”的建设前景。

4.2 枯水影响消弭，调度+来水优化水电出力

➢ 枯水影响消弭，主要流域来水恢复：2022年三季度多流域来水偏枯，水电出力不足叠加用电需求高增，四川、云南等多地出现限电。目前各流域来水情况基本改善，Q3枯水影响消弭，白鹤滩、锦屏一级和瀑布沟等水电站已蓄至正常蓄水位，其余电站水位情况也有所改善。

➢ 梯级水库联合调度，抵消枯水影响：梯级水库联合调度能够充分发挥流域内水库的调节性能，提高水能利用率，2022年前三季度华能水电在来水整体同比偏枯1-2成的情况下，实现发电量同比增长6.59%；2022年12月，白鹤滩16台机组全部投产，乌白资产注入后，长江电力在梯级调度方面将由“四库联调”变为“六库联调”，预计年发电量可增加60-70亿千瓦时。

➢ 降水变化重要外因，ENSO影响水电出力：ENSO现象是影响我国降水南北分布的重要外因，当其表现为拉尼娜现象时，会造成我国“冷冬热夏、南旱北涝”的情况，而当其表现为厄尔尼诺现象时则相反，增加我国南方降水。

我国水电装机主要集中在南方，因此厄尔尼诺现象的出现会改善南方各大流域来水情况，增加水电发电量。

➢ 2023年预计发生厄尔尼诺现象，增加水电发电量：我国《厄尔尼诺/拉尼娜事件判别方法》采用国际通用的NINO3.4指数作为ENSO判别标准，即NINO3.4区域温度3个月滑动平均值高于0.5℃且至少持续5个月则判定为一次厄尔尼诺现象。

根据国家气候中心数据，2023年5-10月满足以上判定标准，预计明年将发生厄尔尼诺现象，改善南方降水情况，增加水电发电量。

4.3 市场化改革抬高电价，外送机制更新打开增长空间

➢ 市场化改革抬高电价，交易比例上升利好公司业绩：随着电力市场化改革的不断推进，电力回归商品属性，水电装机前两位的四川和云南市场化交易电价持续上涨。2022年四川和云南市场化交易平均电价分别为0.235元/千瓦时和0.223元/千瓦时，同比分别上涨约2.6分和2.0分。主要水电公司市场化交易占比和上网电价均有所提升，电价上行一定程度上对冲了枯水影响。

➢ 电力供需平衡偏紧，电价预计稳中有升：据国网能源研究院预测，2023年我国全社会用电量将增长5.5%，在迎峰度夏及迎峰度冬期间，预计全国电力供需平衡偏紧、电价稳中有升，助力水电企业业绩增长。

➢ 锦官落地电价更新，享受电价上涨红利：2022年7月，江苏省发改委将雅砻江水电锦官电源组送苏落地电价形成机制由参考煤电基准价完善为“基准落地电价+浮动电价”，享受江苏电价上涨红利。新机制实施后，锦官电源组2022年外送江苏上网电价为0.3195元/千瓦时，较2021年平均上网电价提升32.57%。按2021年锦官电源组发电量及外送占比计算，此次电价机制完善，将为雅砻江水电年收入增厚约6.3亿元。此外，乌东德水电站和澜沧江上游水电站送粤部分电量电价亦随市场变化波动。

➢ 打开水电外送电价机制增长空间：江苏更新雅砻江水电电价为其他省份水电外送电价机制的完善打开增长空间，目前各大水电上市公司外送地包括广东、江苏、浙江和江西等，未来若更多省份跟进完善跨省电价形成机制，将利好各水电站业绩。

4.4 抽蓄迎来快速发展机遇期，增长空间广阔、收入模式清晰

➢ 抽蓄增长空间广阔：抽水蓄能是目前最成熟、最安全、最具大规模开发潜力的储能技术，双碳目标下将迎来快速发展机遇期。

截至2022年11月，我国抽水蓄能电站装机达到4399万千瓦，较2021年底增长20.9%，仅2022年新增投产抽水蓄能电站就达到760万千瓦。

据《抽水蓄能中长期发展规划（2021年-2035年）》，计划2025年/2030年抽水蓄能投产总规模达到6200万千瓦/1.2亿千万以上，2021-2030年间CAGR达到14%，保持高速增长态势，发展空间广阔。

➢ 资源充足项目齐备，抽蓄建设保持快节奏：根据新一轮抽水蓄能资源普查结果显示，我国抽水蓄能可开发装机资源达16.04亿千瓦，资源储备充足。

“十四五”期间预计核准抽水蓄能项目219个，截至2021年底，我国抽蓄能电站核准在建项目总规模达6153万千瓦，而仅2022年1年内计划核准项目达52个，总装机规模达6400万千瓦，抽蓄建设保持快节奏。

➢ 633号文明确抽蓄收入模式：2021年4月，发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确抽水蓄能电站收入分为容量电价收入、电量电价收入和辅助服务收入三部分，其中容量电价保证电站内部收益率达到6.5%，为电站收入兜底；电量电价直接按照电力现货市场交易规则进行结算，电站可进行价差套利，拓展盈利空间；抽水蓄能电站获取辅助服务收入，主要参与深度调峰，新版南方电网和西北电网“两个细则”均将抽水蓄能电站列入并网主体，打通辅助服务收入渠道。

➢ 保障非电网投资电站，吸引多方参与抽水蓄能建设：633号文明确电网企业要与非电网投资主体投资建设的抽水蓄能电站签订规范的中长期购售电合同，保障非电网投资电站正常运行，吸引更多资本参与到抽水蓄能建设中，2022年10月，长江电力所属甘肃张掖抽水蓄能电站获得核准批复，项目总装机达140万千瓦。

➢ 展望2023年，水电来水有望改善叠加市场化电价提升有望增厚业绩。

个股方面：长江电力、 华能水电、国投电力、川投能源。

五、核电：市场化电价上浮提振收益，机组审批加速保障长期成长

5.1 市场化电价有望保持上浮，提振运营商收益

电力紧张背景下，2023年江苏、广东的电力年度交易加权电价较当地燃煤标杆电价涨幅均接近20%。而核电同样也可参与市场化交易，享受电价上浮区间扩大的红利。

5.2 核电审批加速，保障长期成长

受日本福岛核电站事故以及我国核电技术的影响，2011年以来，我国核电审批放缓。2019年，核电重启；2021年提出“积极有序发展核电”。

核电核准力度超预期。2022年共核准10台机组，核准数量已创2009年以来新高，远高于2019-2021年的4-5台/年。

核电审批加速，其核心逻辑是在新型电力系统下的基荷负载缺位。在当前电力紧张的背景下，还可通过增加火电来提高可控电源装机规模，但在2030年碳达峰的约束下，火电装机难以大规模增加，“十四五”和“十五五”期间核电和火电或将共同成为增量基荷的重要来源。随着三代和四代核电技术的逐步成熟，以及安全性的提高，核电发展趋势确定性强。

根据中国核能行业协会秘书长表示，我国已成为少数自主掌握三代核电技术的国家、具备自主化、批量化、规模化建设三代核电的条件，四代技术中的高温气冷堆技术世界领先。

假设2022-2025年年均核准10台机组、单台机组120万千瓦、建设成本1.6万元/千瓦测算，我们预计2022-2025年我国核电年均建设投资有望达1920亿元，核电建设有望在十四五中后期迎来快速发展，并拉动产业链相关核心设备国产化需求。

展望2023年，核电市场化电价上浮有望提振收益，核电审批加速，有望保障长期成长。

六、报告总结及重点公司

展望2023年，火电盈利和绿电成长均有望修复，水电来水有望改善叠加市场化电价提升有望增厚业绩，核电市场化电价上浮有望提振收益。

个股方面，火电：

运营商：盈利有望改善的华能国际、华电国际、华润电力、中国电力、国电电力、大唐发电、粤电力A、宝新能源；

设备商：东方电气、龙源技术、青达环保、清新环境、龙净环保。

绿电：三峡能源、龙源电力、金开新能。

水电：长江电力、华能水电、国投电力、川投能源。

核电：中国核电。

图表73：盈利预测表

七、风险提示

电价下降；来水偏枯；政策变动风险；煤价大幅上涨；新增装机不及预期；政策执行力度不及预期；组件价格下行不及预期；测算存在主观性，仅供参考；可再生能源补贴核查带来的减值风险；中国与海外市场并不具有完全可比性，其他国家数据仅供参考；重点关注公司业绩不及预期。

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