摘要
光伏制造：我们看好上游涨价趋缓带动中下游盈利空间修复和开工率回暖，建议积极布局光伏板块拐点。供给释放、成本回落或将使得2022年迎来光伏大年。
新能源运营：受益去年抢装及消纳持续改善，新能源运营商在2021年将普遍迎来业绩高增长。进入平价时代，新能源开发规模空间广阔、具备长期成长性。回报方面，我们关注到在建设任务压力面前，运营商并未盲目开启设备招标，而是坚持保障投资回报稳定性和可持续性，且在制造价格出现竞争情况下获取好于预期的投资盈利。此外，6月底碳交易市场启动或将带来额外收益。
风电制造：短期需求来看， 2021年实现40GW以上装机可见度高，龙头企业订单饱满。成本端由于上游原材料价格上涨对零部件环节造成盈利压力，但边际上下半年有好转趋势。长期我们认为机组大型化加速的趋势下，有望重塑风电制造环节的行业格局，把握这一趋势的公司有望取得领先地位。
传统电力：1）水、核电消纳空间大幅提振，新项目审批、建设节奏加快；2）电价压力减轻且市场电价格走高；3）火力发电意愿减弱，加速新能源布局对冲碳交易压力。
环保：“十四五”明确污染治理更加深入，绿色转型带动绿色低碳技术和行业快速发展；未来环保行业仍需围绕高景气、成长确定性强的板块寻找优质技术提供商以及运营能力突出的专业环保企业。
风险
光伏、风电制造环节上游原材料价格居高不下；新能源电力消纳承压。
正文
我们的偏好选择：光伏制造>新能源运营>风电制造>传统电力=环保
光伏制造：价格落、需求起，关注逆变器、胶膜、组件
上游价格拐点或为需求启动信号，2022年政策利好改善板块预期
1~5月行业增速不及预期，上游涨价抑制下游开工率持续走弱
1~5月国内/海外组件出货较2019年同期增长24%/27%，增速略逊预期。今年1~5月，光伏组件出口量36.7GW，较2019年同期增长27%；国内光伏装机量9.9GW，较2019年同期增长24%。考虑到今年硅料供给可以保障170GW的需求，隐含较2019年装机量（109GW）可以实现56%的增长，为1~5月实际出货增速的一倍。
图表：1~5月光伏组件月度出口及同比情况
资料来源：Solarzoom，中金公司研究部
图表：1~5月国内光伏装机量及同比情况
资料来源：中电联，中金公司研究部
各环节传导硅料涨价幅度不同。今年以来，供需紧张推动硅料价格上涨153%，折合0.4元/瓦，中下游环节对于硅料涨价的传导幅度不同。其中，硅片上涨50%，折合0.26元/瓦；电池上涨15%，折合0.14元/瓦；组件上涨8%，折合0.13元/瓦（组件环节额外承受玻璃降价vs海运涨价+汇率升值对成本的负面影响，合计0.08元/瓦）。
下游成本传导难度加大，电池、组件环节开工率持续下行，后续预期尚不明朗。组件1/3/4/5月开工率分别84%/75%/66%/64%（2月有春节影响不做统计），电池分别90%/80%/72%/67%，后续预期看到7月仍不明朗，待上下游价格出现边际变化。
图表：原材料涨价的传导过程（2021年1~6月）
资料来源：Solarzoom，中金公司研究部
图表：3月以来组件、电池厂商开工率加速下行
资料来源：PVInfolink，中金公司研究部
需求压力逐步向上游传导，看好上游涨价出现拐点带来板块行情启动
经过一个季度的博弈，我们认为行业中下游对涨价的承受能力基本探明。我们认为在经历了一个季度的价格博弈后，行业中下游需求对于涨价的负反馈已经自下而上基本形成：终端电站全投资收益率要求基本不低于6%，组件价格、电池价格到1.8元/瓦、1.1元/瓦以上后传导难度加大、拉货力度加速下降。分布式市场基本接受了1.8元/瓦的组件，而地面电站仍围绕1.75元/瓦上下博弈。
高库存+低开工或对上游需求形成负反馈。根据PVInsight统计测算，1Q21、2Q21光伏全行业库存水平持续攀高，截至5月末较去年底增加了41吉瓦（其中，电池组件26.1GW、硅片硅料14.6GW）。我们判断库存已经来到较高位置，结合开工率尚未有明显好转，我们认为上游需求或在一段时间内逐步感受到来自下游的负反馈。
图表：产业链库存情况（截至2021年5月末）
资料来源：PVInsight，中金公司研究部；
上游稳价积极信号正在出现，看好产业链博弈进入尾声带动下半年开工率修复。
硅料价格涨幅趋缓：6月多晶硅周成交均价周环比涨幅较4~5月收窄。多晶硅部分订单议价模式由周度议价回归月度议价，给硅料涨价形成缓冲。6月23日硅料上涨趋势本年度以来首次企稳。截至6月26日，国内单晶复投料、致密料成交均价稳定于217、213元/kg。
硅片开工率出现下调：硅片4、5月开工率亦出现下调迹象，从3月的91%下降至4/5月85%/83%。隆基6月24日硅片官网报价月环比持平，侧面印证下游对于硅片价格承受极限基本探明。
图表：6月以来硅料价格涨幅趋缓
资料来源：Solarzoom，中金公司研究部
图表：4月起硅片厂商开工率亦下调
资料来源：PVInfolink，中金公司研究部
2022年将是光伏大年：硅料新增供给释放+项目电价预期改善
明年一季度起全行业硅料新增供给逐步释放，产业链利润分配有望逐步回归平衡。我们预计明年全行业硅料供给能力增长至240GW，硅料供需格局走出严重紧缺的状态，释放产业链需求增长潜力。
新产能集中于低电价地区，供给增加后有望释放光伏降本空间。根据企业预期，硅料行业新投产能主要集中于电费不高于0.3元/度的低电价区域。电费成本占到硅料生产成本的40%，因此我们预计明年底后全行业成本曲线或将整体下移，释放光伏降本空间、刺激需求反弹。
集中式：政策提高2022年项目电价预期，看好明年项目量利齐升。6月11日，国家发改委《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》明确2021年新建项目按燃煤发电基准价上网，2022年新项目仍可按燃煤标杆电价并网。
分布式：看好组件价格回归后，明年分布式装机延续高增，分布式整县推进试点政策给出屋顶光伏渗透率量化目标。6月20日，国家能源综合司正式下发《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，拟开展整县推进屋顶分布式光伏开发试点工作。
我们认为分布式光伏在碳中和进程中的重要性被逐步认可，看好央企、民企合作实现分布式光伏市场起量。“十四五”电力央企光伏装机目标宏伟，其中分布式是目标实现的关键，我们认为央企具备资金优势，民企可提供地方渠道以及专业、可靠、集成的光伏产品，二者在制造、开发和运营的分工合作有望促进分布式光伏开发。
辅材率先受益“需求起”，优先配置逆变器、胶膜和组件环节
看好2021年全球光伏需求实现150~160GW
考虑到产业链中下游的生产弹性较高，我们维持对全年产业链产出由硅料供给决定，有望达到170GW的预期，但考虑终端组件生产和发货、装机的时间差，名义装机可能略低，在150-160GW。
分季度来看，二、三季度需求或维持偏弱运行，在上游价格回归理性以及国内部分平价项目并网期限的要求下四季度需求或有较大反弹，我们预计年末国内并网口径装机数据或保持60GW以上。若组件价格过高，部分实际组件出货可能递延至明年一季度，但不改光伏潜在需求强劲的本质。
需求复苏背景下，建议围绕三条主线布局2H21光伏行情
主线一：分布式光伏需求韧性足，看好头部逆变器和运营企业。近期国内发改委政策夯实今年15GW+户用装机规模要求，叠加工商业5GW+预期，我们看好国内分布式装机实现20GW+。明年来看，我们预计央企国企大举入局，2022年产业链价格回调后分布式有望快速起量。
主线二：供需优良子版块龙头有望充分受益需求增长。1）胶膜：我们看好上游扩产缓解原材料成本和毛利率压力，下半年充分受益下游开工率复苏和需求增长。2）逆变器：逆变器在光伏系统中成本占比低，原材料芯片涨价基本可以向下游传导，头部企业具备更强的芯片保供能力，有望实现份额提升。
主线三：前期受到两头挤压最严重，当前盈利能力有望触底回升的组件环节。建议关注组件环节预期差，若上游涨价出现缓解迹象，我们认为有望带动产业链下游开工率和盈利能力迎来拐点。明年一季度后，随着硅料价格回归，我们预期产业链利润分配有望逐步由上游向下游转移，其中组件价格在海外具备一定的期货属性，我们看好组件环节毛利率享受硅料降价带来的阶段性红利。
新能源运营：平价后具备长期成长性、回报稳定可持续
新增装机、利用小时改善兑现2021年业绩高增长
2020年新能源装机快速增长，部分并网量在1H21实现商运。2020年全国新增风电、光伏装机7,167万千瓦、4,820万千瓦，累积在运量达2.8亿千瓦、2.5亿千瓦，同比增长34.6%、24.1%。今年前5个月，新增风电、光伏装机779万千瓦、991万千瓦，使得累计装机同比增加34.4%、24.7%。
去年大规模抢装后，风电、光伏仍有良好的消纳能力。风电方面，今年1~5月限电率持续改善，风电机组利用小时数同比增加10%至1,053小时；光伏方面，受日照偏弱等客观因素影响，利用小时数同比小幅下降1.7%至541小时，但1Q21弃光率较上年减少0.75ppt达到2.5%，光伏消纳能力有所提升。
图表：各省份2021年1-4月风电利用小时同比增速
资料来源：中电联，中金公司研究部
图表：各省份2021年1-4月光伏利用小时同比增速
资料来源：中电联，中金公司研究部
建设任务压力下，电企未盲目开展设备招标、坚守回报底线要求
上半年上游硅料紧缺、推高下游组件价格，光伏项目难达投资回报要求，大型电力企业放缓设备集中招标。年初至今，上游硅料价格较年初上涨幅度超过150%，组件报价上行至1.8元/瓦以上，致使电站投资回报较难达到运营商的收益率底线（资本金回报7%-9%），设备招标节奏放缓、开工率较低。我们认为电力企业仍对项目回报水平有一定重视。
风机价格持续回落，平价项目回报好于预期，未来需求维持景气。随着机组大型化推进和零部件价格下降明显，2021年5月风机招标均价已经来到2500元/千瓦附近，较2020年价格下降35%。我们测算风电项目初始投资每下降100元/千瓦，电站的权益收益率约提升0.5pct，在近期的风机价格下，风电项目回报率较优，电企可以优先推进风电项目的建设而满足装机目标，且有望提升未来回报。
图表：2020年初至今风机价格走势
资料来源：风电招标网，中金公司研究部
图表：2021年国内光伏组件集采价格走势
资料来源：光伏们，中金公司研究部
6月底碳交易市场启动 新能源运营商有望获额外收益
全国碳市场6月底前将启动上线交易，存量已备案项目或率先受益。生态环境部已于今年5月颁布碳排放权登记、交易、结算相关文件，全国碳交易市场启动进入倒计时阶段。当前CCER已备案项目超过860个，预计年减排量约1.08亿吨CO2当量。已备案项目中，风电占比最高，约为34%，光伏约占7%。我们看好新能源运营商有望凭借碳排放权市场化定价机制进一步提升盈利能力增厚现金流。
CCER短期供需紧张，重启认证有望促进CCER价格发现。我们测算2021年CCER年需求约2亿吨。但由于发改委2017年暂停新项目和减排量的CCER申请，目前存量已备案项目总量有限，仅为CCER年需求量的一半。我们预计CCER供需短期或保持紧张，长期则有望通过重启项目认证，将更多绿色减排项目纳入碳交易市场体系，促进CCER价格发现，成为新能源运营商的一大新收入来源。
图表：中国温室气体自愿减排 --- 分类汇总，已备案项目预计年减排量
资料来源：中国自愿减排交易信息网站，中金公司研究部
风电制造：需求景气，成本压力边际有望改善
招标回暖，2021年行业新增有望维持较高水平
2020年抢装带来一定的新增装机数据“失真”。（1）并网数据偏大可能是由于以往年份个别未纳入并网统计项目的集中确认和2020年末仅完成部分容量并网项目被全容量统计而造成的；（2）风机出货数据偏大则可能是由于整机环节提前生产而出货集中在2020年统计。
2021年新增装机仍有望维持较高水平。最近的行业招标量已经较2020年抢装时期开始回暖，4Q20-1Q21合计行业招标量达到28GW以上（基本为陆上项目），加上此前招标的超过10GW于2021年抢装的海上风电的项目和更早的陆上项目，已经能够保证2021年大部分新增规模。我们预计2021年国内新增并网容量有望达到40GW以上。
图表：中国风电行业招标量
资料来源：中国风能协会，金风科技官网，中金公司研究部
图表：中国风电新增吊装、并网量及预测（2011-2021）
资料来源：中国风能协会，中国能源局，中金公司研究部
机组大型化趋势风电降本明显，陆上项目合理收益率推动需求持续景
抢装后风机中标价下行趋势明显。风机价格下行主要源于大功率机型产能投放、零部件成本同比下降等。我们分析近期招标价下行的主要原因为：1）风机大型化导致风机单位功率的重量减小，零部件采购成本节约；2）各家整机厂商在临近地区均投产了新机型产能，运输成本节约；3）陆上风电抢装后零部件采购成本一定程度回落。
图表：风电整机月度公开招标价
资料来源：金风科技官网，中金公司研究部
图表：4M21风电新中标项目价格分布
资料来源：风电招标网，中金公司研究部
注：项目统计可能不全。与实际情况存在小幅偏差
机组大型化持续推动风电度电成本下降。我们认为，近期随着机组大型化带来的度电成本下降已经较为明显，陆上风电在三北优质风资源但低电价的区域和部分高电价但资源一般的区域均已经显现合理收益率，风电装机需求有望持续景气。
图表：不同造价下陆上风电项目IRR测算对比（无补贴情况）
资料来源：发改委，水电水利规划设计总院，中金公司研究部
原材料价格上涨可能临近尾声，零部件环节成本压力有望逐渐改善
风电相关的上游大宗商品涨价可能临近尾声。我们认为下半年铁产品价格有可能缓慢回落，零部件环节成本压力有望改善。
图表：铸造生铁价格走势
资料来源：万得资讯，中金公司研究部
图表：普通中板价格走势
资料来源：万得资讯，中金公司研究部
推荐受益于机组大型化趋势的领先零部件和整机公司
我们建议关注通过先进产能扩张实现市占率提升的公司。我们认为未来几年整机环节仍要关注厂商的新机型研发水平、与上游零部件供应商的合作能力与持续降成本的趋势，建议关注整机环节的领先企业。
传统电力：水、核率先受益，关注火电个股转型机会
电力供应偏紧叠加能耗管控，传统电力多重变化
火电受高煤价和能耗制约供给受限，水电、核电消纳空间大幅提振
电力行业迎峰度夏，用电增加，火电供给受限。经济增长叠加高温天气，使得夏季用电需求旺盛，从当前部分省份对今夏电力供需预测来看，多地或将出现电力缺口。然而受煤炭供应紧张、价格高企影响，火电度电利润低甚至亏损，能耗指标约束使得火电企业从发电能力和意愿两方面受限。尽管发改委及相关部门出台煤炭保价稳供措施，但进入7月，建党100周年加速筹备，煤矿可能进入安全检查，影响供给释放，煤价下降仍待观望。
水电、核电补位需求明显，且装机建设会有明显提速。在此条件下，我们认为水电、核电机组作为非化石能源率先受益，消纳空间显著提升，有望实现满负荷出力，进一步优化项目回报水平。项目建设方面，我们对核电审批持乐观积极看法，作为清洁基荷能源，新项目审批加速，我们看好2021年审批机组或有望达到8台，且十四五有望具备持续性；水电方面，两会再次强调了雅鲁藏布江下游水电开发工程，其开工建设将尽快提上日程，多个在建水电站也在今年投产，我们预计中游大机组的加速投产将提高水电发电贡献率。
电力供应偏紧推升整体交易电价水平
各地市场化电价均有积极表现。江苏，山东，广东多地电价均上调。电力现货方面，5月广东日均成交价格不断攀升。
供需情况在企业端反应明显，华能水电1~5月份省内消纳电力每度上涨0.012元，且我们预计未来三年电价上涨具有持续性。此外，我们预计十四五“西电东送”部分的电价水平也有望较上一个5年周期走高。
图表：江苏竞价成交电价
资料来源：电力交易中心，中金公司研究部
图表：山东竞价成交电价
资料来源：电力交易中心，中金公司研究部
图表：广东竞价价差
资料来源：电力交易中心，中金公司研究部
注：2020年8月数据为-130元/兆瓦时
图表：云南竞价成交电价
资料来源：电力交易中心，中金公司研究部
传统电源加速新能源布局，强现金流成为其转型的重要支撑点
顺应我国电力结构调整，传统电源加速新能源布局，重铸企业成长性。碳中和目标下，火力发电转型任务繁重，普遍目标十四五末新能源装机占比超过50%，五年新增规模在20-40GW不等。水电、核电企业主动出击，拓宽公司业务，其中长江电力目标在“十四五”期间在金沙江下游规划15GW新能源装机，而我们看好华能水电则有望结合澜沧江上游西藏段梯级水电开发，打造清洁能源基地，配套新能源资源25GW。
不同于新能源运营补贴项目，火、水、核电电费回收健康、带来稳定现金流。2020年，传统电力企业的经营活动现金流净额在146~421亿元区间不等，为公司注入持续稳定的现金流。然而随着火电项目建设停滞、大型水电开发接近尾声以及核电建设放缓，传统电力企业的自由现金流逐步改善，资产负债率逐步走低，为“十四五”开启转型周期，加速布局新能源运营提供了资金基础。
图表：传统电力企业2020年经营性现金流
资料来源：万得资讯，中金公司研究部
图表：主要电力企业加权平均资产负债率
资料来源：万得资讯，中金公司研究部
环保：政策有望持续严格，绿色低碳重要性凸显
十四五规划明确污染治理更加深入，生态环保治理需求有望持续
十四五规划中生态环保治理有望持续推动，需求进一步提升。2020年11月《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标的建议》（简称“《建议》”），计划从1）加快推动绿色低碳发展；2）持续改善环境质量；3）提升生态系统质量和稳定性；4）全面提高资源利用效率方面推动绿色发展。《建议》明确未来环保治理政策持续严格，当前环保治理方面短板依旧明显，我们认为未来国家将进一步推动在大气、污水、土壤、危废等方面的治理；同时《建议》计划建立生态产品价值实现机制，推动垃圾分类、加快构建废旧物资循环利用体系，我们看好未来相关产业链需求提升。
十四五规划明确生态环保治理趋势不改，未来污染治理更加深入。此次十四五规划中对生态环保建设要求依旧严格，相比“十三五”规划，我们认为：
强调政策延续性：明确环保治理工作任重道远，在十三五污染物排放总量大幅减少、生态环境质量总体改善要求污染排放进一步减少、环境质量持续改善；
环境保护更加深入：十四五期间污染防治方向不变，力度不减，且对生态环境改善的要求更高，攻坚战延伸更深度、拓展更广度。
目光长远至2035年：增加2035远景目标，提出广泛形成绿色生产生活方式，碳排放达峰后稳中有降，生态环境根本好转，美丽中国建设目标基本实现。
助力碳中和，绿色转型是“十四五”重点
绿色低碳是“十四五”重点方向之一，助力碳中和的实现。
从供给端来看，推动更清洁的能源的使用以及吸碳技术（碳捕捉）有助于碳中和大方针的实现；而从需求端来看，我们认为绿色低碳的转型则是必不可少的组成部分。
“节能+减排”实现绿色低碳转型。
节能：目前我国GDP依旧保持较为稳健增长，碳达峰碳中和概念的提出意味着单位GDP能耗的大幅下滑，因此我们认为未来有助于降低能耗、提高效能的技术市场空间充足，比如资源化利用、智慧环保等。
减排：过往二氧化碳并不是污染物，因此此前对于二氧化碳的排放和监测并不完善，随着绿色低碳的推动，我们认为有助于带动碳排放碳交易相关体系的建设完善，比如碳交易市场和CCER。
碳交易+CCER，实现碳达峰碳中和的必经之路
碳交易市场实现绿色低碳的必要手段。碳交易市场能利用市场机制推动碳排放减少，通过配额和交易制度提升企业减少碳排放的价值，推动企业绿色升级和转型。CCER市场可通过抵消机制和配额市场进行联动，国家会给相应符合标准的项目核证自愿减排量（CCER），配额市场的控排企业可以购买相应的CCER抵消排放量，当前可用于抵消排放量比例不得超过5%。
图表：碳交易示意图
资料来源：生态环境部，中金公司研究部
CCER渐行渐近，市场空间充足。根据中国碳核算数据库数据，电力与热力部门2018年碳排放量高达4510 Mt，占总碳排放量比重约47%，如果按照5%的抵消比例上限测算，对应的CCER交易需求约2.25亿吨。考虑到未来更多的高耗能企业（石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、电力和民航等）将逐步纳入，我们测算未来CCER需求量有望达到4亿吨，可实际吸收碳排放的负碳技术或更受青睐，比如林业碳汇、碳捕捉、填埋气发电。
环保行业：围绕高景气、成长确定性强的板块寻找优质技术提供商以及运营能力突出的专业化环保企业
主线一：资源化符合绿色低碳发展大方向，龙头竞争优势显著
资源回收利用将废弃的可用资源（比如钢铁、橡胶、塑料）经过重新加工之后再重新利用，有利于缓解我国日益增长的资源需求压力，同时降低生产能耗，有助于碳中和方针的整体推动。金属危废资源化市场空间广阔，商业模式清晰，是其中优选板块：
商业模式清晰：企业核心赚取的是加工制造利润，盈利模式稳定。
市场空间充足：我们测算未来金属危废资源化行业市场空间约1500亿元。
市场集中度小：危废行业当前市场较为分散，以金属危废资源化板块来看，头部企业市占率仅1%-5%。
我们看好未来具有技术优势且规模效应较强的行业。建议关注行业龙头企业。
主线二：填埋沼气发电渗透率提升充足，受益CCER弹性显著
纳入CCER带来度电利润提升显著。填埋沼气项目带来的碳减排主要来自于两方面，1）减少沼气等温室气体直接排放，2）减少通过化石燃料等方式发电或供热带来的碳排放。我们计算得到CCER交易有望带来沼气发电项目利润端提升101.4%，填埋气发电业务仍具有较大的市场空间。
图表：2010-2019中国填埋场个数及处理能力
资料来源：万得资讯，中金公司研究部
图表：2015-2019中国沼气发电累积及新增装机
资料来源：中国生物质发电产业发展报告，中金公司研究部
主线三：碳中和提升新能源环卫需求，环卫依旧有望保持高景气度
新能源环卫装备是长期趋势。“垃圾分类”等固废政策推出带动环卫装备需求快速提升，根据相关协会数据显示，2016-2020年，新能源环卫车渗透率持续在1.5%-3.5%之间，占比依旧较低。2020年，在工信部公布的《新能源专用车推荐目录》中，环卫车占比较大，我们认为未来受益于国家持续推动环卫领域的新能源车的渗透率，未来行业提升空间充足。我们建议关注环卫装备龙头企业。
图表：新能源环卫车渗透率较低
资料来源：中国汽车工业协会专用车分会，华经产业研究院，中金公司研究部
图表：2020年公布的13批《新能源专用车推荐目录》中环卫车占比较大
资料来源：汽车总站网，中金公司研究部
主线四：智慧水务景气度高，降本增效解决水务行业短板
智慧水务缓解水务行业短板，未来增长空间充足。我们认为智慧水务则有望通过对水务的整合管理，优化水务业务流程，有利于缓解我国目前水资源不足、水污染情况严峻及漏损率比较高的现状。我们认为测算未来智慧水务市场空间超过3000亿元，根据前瞻产业研究数据，当前市场规模不足200亿元，未来提升空间充足。建议关注先发布局智慧水务，未来有望成为智慧水务物联网集成商头部企业。
图表：智慧水务市场空间充足
资料来源：中金公司研究部
主线五：垃圾焚烧依旧属于政府刚需，CCER或提升公司盈利
垃圾焚烧属于政府刚需。垃圾焚烧处理民生属性突出，需求较为刚性，受经济影响较小，有利于保障盈利模式的稳定，且我们预计“十四五”期间垃圾焚烧产业依旧有望保持稳定增长。垃圾焚烧可替代化石燃料发电或供热，因此可纳入CCER进行交易，我们测算CCER有望对垃圾焚烧项目利润贡献约11.1%的增量，将一定程度对冲补贴下滑的风险。建议关注项目运营能力强、产能密集投运的垃圾焚烧企业。
图表：CCER对垃圾焚烧项目利润弹性测算
资料来源：中金公司研究部
本文选编自“中金证券”，作者：刘俊，蒋昕昊等；智通财经编辑：秦志洲
