2024年策略、公用环保、交运与石化联合报告：2024年高股息年度策略，选择哪些标的进入“避风港”？

1、股息率＜5%，但商业模式赋予高分红确定性或潜力的资产

行业盈利模式具备利润转化率高、现金流持续稳定的特点

水电具备资源供应量有限、沉没成本高、规模经济效益显著等典型的自然垄断行业特 征。

中国水能资源经济可开发空间有限，目前水电开发率已过半。截至 23 年 10 月，我国 常规水电装机规模已达约 3.7 亿千瓦，占技术可开发容量（约 6.9 亿千瓦）的 53.8%。 剩余技术可开发水电资源主要集中在我国西部地区，尤其是青藏高原及其周边地区； 而高海拔地区水电工程普遍面临地质条件复杂、施工条件恶劣、生态环境脆弱等制约 性问题，常规开发模式借鉴价值有限，还需针对重点问题寻求水能发电方面的技术突 破，使其满足经济性要求。

水电站前期投资成本高、具有显著的规模经济效应。一方面，单个项目投资额高，符 合“沉没成本高”的特征。另外，水电还具备“规模经济效益显著”的特征。以长江 电力的溪洛渡水电站和公司的糯扎渡水电站为例，溪洛渡水电站设计装机规模 1260 万千瓦、多年平均年发电量 571.2~640.6 亿千瓦时，工程总投资 792 亿元；糯扎渡水 电站设计装机规模 585 万千瓦、多年平均发电量 239.1 亿千瓦时，工程总投资 611 亿 元。基于总投资成本中约 20%为机电设备购置和安装费，以 18 年为基准计提折旧； 剩余 80%包括永久性建筑工程、临时建筑工程和库区移民费等其他费用均计入挡水建 筑物，以 45 年为基准计提折旧，计算得出溪洛渡水电站度电分摊的折旧成本较糯扎 渡水电站低约 48.8%。

结果上看，中国大型水电基地开发权集中度较高。

《政府核准的投资项目目录（2016 年本）》中明确了在跨界河流、跨省（区、市）河 流上建设的单站总装机容量 50 万千瓦及以上项目由国务院投资主管部门核准，其中 单站总装机容量 300 万千瓦及以上或者涉及移民 1 万人及以上的项目由国务院核准。 其余项目由地方政府核准。

中国十三大水电基地开发主体主要为五大发电集团和国投集团、三峡集团，仅部分流 域上的个别电站控股股东为民企。其中，怒江、金沙江上游、黄河中游尚待开发，东 北、湘西、浙赣闽水系相对分散，大渡河中游、金沙江中游开发主体相对复杂，具有 流域整体独家开发权的上市公司实际仅有长江电力、国投电力与川投能源、华能水电。

全流域一体化开发的大水电具备梯级水库联合调度能力，增发效应和稳定能力显著。 以长江电力和国投电力为例，在乌东德、白鹤滩电站注入前，长江电力既有的“四库 联调”每年可增发电量 100 亿千瓦时；乌白注入后“六库联调”局面形成，有望在原 基础上每年进一步增发 60~70 亿千瓦时。此外，国投电力控股的雅砻江水电公司所属 两河口水电站是具备多年调节能力的龙头水库，投产后可为雅砻江中下游、金沙江下 游和长江干流电站增加枯水期年发电量 342 亿千瓦时。

与其他自然垄断行业类似，水电售价受到一定限制，但也带来了电价的稳定性。

基于电力的公益属性，我国电价中存在交叉补贴。为了兼顾社会公平、实现电力普惠， 政府价格主管部门会在地区之间、电压等级之间、用户之间调剂电价，从而降低欠发 达地区、居民生活和农业生产用电价格。截至目前，我国电价体系仍实行“双轨制”： 推动工商业用户全部进入电力市场，但居民和农业用电继续执行目录销售电价。

我国居民人均用电量相比发达经济体仍有较大增长空间，居民生活水平改善、电气化 水平持续提高下，居民和农业用电需求有望刚性增长。常规水电在所有电源中平均度 电成本最低，适合用来满足此类保障性需求。

在盈利能力强而稳定的基础之上，水电站运营期内以非付现成本为主，可用于分红的 现金流充沛。

水电站固定资产投资成本高，成本以折旧费用和财务费用为主。例如，2013~2022 年 长江电力折旧费占营业成本的比重基本维持在 50%以上，华能水电 2018 年以来折旧 费用和财务费用占公司总成本的 60%以上。

水电发电的特征决定了其运营期内唯一的变动成本是 0.008 元/千瓦时的水资源费， 作为主要成本的折旧费用为非付现成本，因此水电站可源源不断地创造充沛而稳定 的现金流，水电企业净现比普遍大于 1。稳定而充足的现金流不仅可以使水电企业维 持较高的分红比例，还能使其自然条件不利导致业绩下滑的情况下，通过适度提高分 红比例来兑现分红承诺，保持良好的分红信誉。

板块高分红选股——推荐关注高分红保障性较强的水电龙头长江电力

水电的规模经济效益还体现在电量的消纳方式上。 目前我国水电共有 4 种定价机制。考虑到水能资源主要分布在我国西南地区，而负荷 中心主要位于东南沿海地区，因此需要建设外送通道实现电力的跨省跨区输送。然而， 一条输电能力 800 万千瓦的特高压直流投资成本约达 250 亿，若直流特高压送端匹 配的电源组规模过小或过于分散致使通道利用率过低，推高度电分摊的输配电成本、 损害投资效率。

长江电力因电站单体规模大（全球装机规模前五大水电站中占据三席），因此所有电 站均为“西电东送”骨干电源、配套特高压外送通道完备，电量以合同售电和保障性 收购为主、且受电省市均为负荷与经济中心，价格承受能力高于云川本地，因此拥有 同业可比公司中最低的市场化电量占比和最高的平均上网电价。

长江电力调节库容占纳入长江流域联合调度范围的水库总调节库容的近 4 成。根据 《2021 年长江流域水工程联合调度运用计划》，三峡集团共有 7 座水库纳入长江流域 联合调度体系、总调节库容 473 亿立方米，占 23 年长江流域联合调度水库总调节容 量的 40%；其中，长江电力 5 座水库总调节库容约 427 亿立方米，占总调节容量的约 37%。此外，公司计划于 10 月 20 日完成 2023 年年度蓄水计划，总可用水量达 410 亿 立方米，蓄能 338 亿千瓦时。据测算，计划完成后六座梯级水库蓄能将同比增加超过 90 亿千瓦时，展现除骨干电源的强大调节能力。

装机规模扩张依靠母集团资产注入，每股自由现金流高于可比公司。拥有全流域一体化水电基地开发权的三家上市水电企业中，长江电力装机规模扩张采用母集团代为 开发、投产后注入公司的模式，而华能水电和国投电力均采用自体开发的模式。考虑 到水电站建设周期长，且建设过程中不产生营业收入但资本开支大，因此在自体开发 的模式下，企业自由现金流将持续受到大额投资性现金支出的影响。而长江电力通过 母集团代为开发、投产后收购资产的模式，使公司企业自由现金流在水电站建设期免 受大额资本开支影响，而通过股权融资的方式筹措收购母集团资产所需的现金也起 到稳定企业自由现金流的作用，为公司维持稳定分红提供现实基础。

2016 年溪向注入时公司对未来十年的分红政策作出承诺并写入《公司章程》，高比例 分红有保障且可持续。2015~2016 年公司筹措溪洛渡、向家坝电站注入相关的重大资 产重组期间，充分考虑交易各方、市场及投资者的核心诉求，作出 2016~2020 年按每 股不低于 0.65 元现金分红、2021~2025 年按不低于当年实现净利润的 70%进行现金 分红的承诺，彰显公司“创造价值、分享价值”的能力和信心。此外，从实际执行情 况来看，公司分红信誉良好。2022 年在来水偏枯导致净利润同比下降 18.3%的背景 下，公司提高股利支付率至 94.3%，每股股利 0.85 元，较 2021 年提升 0.03 元、增 幅 3.7%。

乌白注入后公司装机容量厚增 57.6%，而 23 年来水偏枯致其未能转化为业绩增量。 2014~2015 年公司股价上涨，溪向电站资产注入的预期是一大重要驱动力：溪向注入 完成后，2016 年公司水电装机规模增加 2026 万千瓦、增幅 80.3%；同年公司归母净 利润相应同比增长 80.4%，与装机规模基本一致。反观本次乌白注入后，2023 年公司 装机规模增加 2620 万千瓦、增幅 57.6%。而 1H23 乌东德和三峡水库来水总量分别同 比偏枯 22.9%、30.3%造成公司电量减发，尤其 2Q23 在新增乌白并表的情况下总发电 量同比下降 22%。来水偏枯严重拖累业绩转化，使得公司股价自 4Q22 起震荡下行， 当前股价为 22 年最高水平的约 90%。

23 年秋季蓄水量同比显著增长+来水有望修复，1H24 低基数下业绩增速可期。2022 年入汛后来水情况急转直下，由上半年的偏丰转为极端偏枯且一直延续至 4Q22，导 致水库普遍蓄水不足。龙头水库调节能力受限以及 23 年来水改善后的补库需求，均 对 1H23 枯水期发电量造成了负面影响。据水利部网站报道，截至 10 月 20 日，长江 流域纳入联合调度的 53 座控制性水库死水位以上蓄水量达 1069 亿立方米，较去年 同期偏多 364 亿立方米。另考虑 2Q24 来水仍然极端偏枯的可能性较小，公司 23 年 装机规模的增长有望在 1H24 转化为业绩增长并集中释放，每股股利具有内生增长驱 动力。

核电板块的商业模式可与水电类比，且因进入壁垒较高、典型上市公司也较少，因此 我们直接针对分红率（股息率）稳定提升中广核、中国核电进行行业和推荐标的分析：中广核股息率逐步提升，已可比肩部分水电公司。19~22 年间作为核电运营双寡头之 一的中广核，股息率已有 2.1%提升至 3.2%，超过了华能水电、国投电力等水电公 司。中广核上市公司体内主要为核电运营资产（VS 中国核电上市公司体内有新能源 开发平台），且有集团注入的开发模式，因此相比中国核电，更早体现出分红能力。

长期看：类比水电，核电折旧完全后度电利润可观，成本结构稳定，具备高分红潜力。 核电度电成本中折旧占比近 40%，目前大亚湾电站折旧完全，加之对港售电，度电净 利润水平接近于其他广东省内核电站的 2 倍。而由于核燃料成本占比 15%，使得市场 将核电与水电资产对标时有所担忧。而考虑到两家运营商均是通过向集团内其他子 公司采购，预计签订天然铀长协价+购买组件能够平抑运营端的成本波动。

相比水电，核电装机/电量成长更确定，因此虽然核电龙头企业目前分红水平不够高 （分红率仅 30%-45%），但未来提升的空间和确定性较强。 连续投产的序幕拉开，24~26 年均装机/电量增速约 5%。自 19 年核准重启以来，19~20 年年核准新机组 4 台，21 年《政府工作报告》提出“积极有序发展核电”，同年核准 5 台机组；22 年两批次共核准 10 台机组，超出预期，核电机组审批和开工的节奏明 显加快。仅中国核电与中广核（含控股股东委托管理公司）两家，当前在建三代机组 容量合计已达 18.3GW，平稳投运、24~26 年装机容量年均增速约 5%（考虑惠州 1/2 号 机组如期并入上市公司体内）。短期看，24 年中核漳州 1 号与中广核防城港 4 号均有 并网计划，有望带来业绩增量贡献。

相比水电，核电市场化改革更激进，但对电价影响有限。核电将长期定位为稳定的基 荷电源，作为相比于水风光更可靠的低成本电源（优先发电电源），来匹配低价购电 用户需求（优先购电用户）。根据早年间发改委、能源局发布的《关于规范优先发电 优先购电计划管理的通知》（下称“144 号文”），要求确保核电按基荷满发、基荷容量 之外的核电按保障核电安全消纳的有关规定安排计划。因此，即使核电市场化逐步推 行，“电量/电价双稳”的定位预计不会改变。

核电市场化比例相较火电仍然较低。1~3Q23 中国核电/中广核市场化电量占比分别约 为 45%/56%，市场化率进一步提升的幅度有所降低。分地区看，福建、广西核电市场 化比例较高（福清核电市场化电量占比低于宁德核电，主因福清 5/6 号机组采取华龙 一号堆型，暂不参与市场交易），而前述分地区有效容量分析结果显示这两个省份供 需存在趋紧的态势，市场价格风险有限。 另一方面，广东/广西针对溢价部分开展了回收机制。其中，广东省近日更新的《关 于 2024 年电力市场交易有关事项的通知》继续明确了成交均价与市场参考价之差 85% 回收的机制；中广核公开业绩交流会中也提及了今年广西同样存在电价回收机制。

典型的政策驱动型行业，边际改善利好分红水平提升

“十三五”以来环境治理布局趋于完善。环保产业是典型的政策驱动型，三废末端治 理与生产/生活环境密切相关，17 年起蓝天/碧水/净土保卫战陆续开展。当前，节能 环保财政支出阶段性回落。

从治理效果来看：“十三五”提出 2020 年底城市污水处理率要达到 95%的目标，至 22 年底该指标已达 98.1%；“十三五”以来大气重污染天数大幅减少、至 22 年已实现“六 连降”；生活垃圾无害化处理率接近 100%，18 年以后焚烧占比已超过填埋，当前占比 超 7 成。

成长性 VS 高股息，环保板块现存两大投资主线。 主线一：产业价值延申，ToB/ToC 商业模式涌现，从成长性中寻找机会。这些企业通 过提供能源、资源、热能、服务、产品等多种价值打开成长空间，主要涉及各细分行 业的资源再生利用等。

主线二：优质资产价值重估，从高股息稳健运营中寻找机会。以水务运营、焚烧、环 卫运营为代表的传统环保企业解决城镇供水、污水处理、垃圾清扫、处理等刚性需求， 具备运营稳定性。从项目存续性、量价机制、付费主体三维度具体分析其稳定性： （1）存续性：除环卫项目平均 5~10 年服务周期外（存量项目续签比例高），其余项 目均以政府特许经营模式开展，存续期 30 年。 （2）量价机制：除垃圾焚烧项目以电价+处理费双路径获益以外，其余均有明确核定 价格/服务中标价格，合约内含调节机制。目前焚烧发电项目电价补贴进入退坡期存 在一定风险，供水价格/污水处理价格/环卫项目价格均较为稳定，并由于新增项目成 本上升/服务要求提高而存在涨价预期。 （3）付费主体：供水项目直接向 B/C 端收费，焚烧发电上网电价由电网代付，其余 多为政府付费。往后看，垃圾产生者责任制已在研究中，有望接替可再生能源补贴基 金、成为垃圾焚烧项目成本疏导途径补充。

低估值高分红，符合高股息投资策略。自 15 年以来水务/焚烧+环卫板块估值下行， 加之疫情防控影响污染处理需求，对行业基本面带来扰动，在 22 年加剧了下行幅度。 而在此背景下，部分企业仍实现了 50%以上的分红比例，达到 5%以上的股息率，资产 价值存在重估空间。

环保板块分红能力有望边际提升。

视角 1：盈利能力、自由现金流转好。疫后复苏带来污染处理需求修复，加之进入存 量资产运营阶段各家提升了精细化运营管理目标，毛利率/净利率指标显示 1~3Q23 水 务/焚烧+环卫板块均看到修复态势。同时，伴随 21 年以来资本开支增速下降，水务 板块自由现金流已转正，焚烧+环卫板块自由现金流趋于回正。

视角 2：环保化债预期上升。水务/焚烧+固废板块业务模式均以 ToG 为主，重资产投 入依靠运营阶段持续的政府购买获得现金流回收，因此地方化债水平将直接影响到 环保高股息标的分红能力。本轮特殊再融资债券发行或超 1.5 万亿，截至 11/28 日完 成 1.37 亿元（进度已超 90%），地区结构上看偿债压力较大的区域发行规模较大，利 好相关区域性环保公司边际改善。

2、股息率≥5%，且业绩稳定带来高分红较强确定性的资产

股东强诉求、丰沛现金流驱动高分红意愿和能力，低估值赋予较强安全边际

煤企普遍所属股东偿债压力大、行业现金流充裕且投资扩产需求低，叠加龙头煤企集 中度和业绩稳定性提升，行业高分红驱动力及能力较强。

多数煤企控股股东为非上市发债主体，历史负担较重、成本较高导致整体财务压力较 大，平均资产负债率在 65%左右（高于煤企上市公司约 15pct），普遍偿债压力较大， 因而对上市煤企的现金分红普遍有较高诉求，驱使上市煤企具备较强的分红动机。

上市煤企经营性现金流创造能力在行业中处于领先，同时煤炭作为成熟行业无需大 量再投资，使得创造的经营性现金流中剔除投资性现金流后所剩的自由现金流较为 充裕，这也是用于分红的重要现金流来源。

龙头煤企业绩稳定性走强主要来自于行业集中度的提升和售价的企稳。一方面，在我 国煤炭需求具备刚性的基础上，行业产能也持续向优质资源区和龙头企业汇聚，进一 步为头部上市煤企提供业绩确定性。另一方面，19-23 年市场长协煤占比逐步提升后， 煤企售煤综合价格企稳，面对煤价波动时业绩韧性更强，有利于利润维稳，进而为分 红提供支撑；虽然发改委 11 月 6 日最新发布的《关于做好 2024 年电煤中长期合同 签订履约工作的通知》对中长协需求端的签监管略有放松，但考虑 2024 年+3-5%的火 电发电耗煤量，实际 2024 年电煤中长期合同执行量预计基本稳定在较高水平。

此外煤炭板块估值具备安全边际和提升驱动，有望在震荡市中体现抗跌和稳定资本 利得的作用。纵向对比来看，煤炭板块估值仍处在自身历史估值水平的底部区间，且 从煤炭板块 PB 与 ROE 的关联度来看，近年煤炭板块 PB 修复程度偏弱；横向对比来 看，煤炭行业近年估值稳定处在各行业估值水平的下游。从中长期看，未来煤炭资源 稀缺性提升、龙头企业盈利稳定性提升及能源转型逻辑将为板块估值提供新支撑。

从高分红确定性角度选股

中国神华长协占比超过 80%、处于行业领先水平，可有效平抑市场煤价波动对公司业 绩的扰动。2022 年公司年度长协煤销售量占比 55%，较 2021 年提升 12.2pct，1H23 进一步提升为 57%；将年度长协与月度长协销售合计来看，公司长协销售占比近五年 均保持在 80%以上，且 2022、1H23 长协煤销售量占比分别达到 89%、86%，在上市煤 企中占比处于领先低位。受益于长协煤的高占比，公司近年来煤炭综合销售价格波动 幅度小于可比公司，2022 年公司煤炭平均价格 644 元/吨、同比上升 9.5%，1H23 市 场煤价大幅下行 30%时，公司煤炭综合售价也仅回落 5.1%至 601 元/吨，降幅分别较 兖矿能源、中煤能源低 8.1pct、10.1pct。

中国神华具备“煤电联营”的业务协同体系，由于煤炭、火电为互相分割产业链利润 的上下游关系，因而可对公司业绩起到平滑作用。公司深耕煤炭全产业链，以煤炭生 产与销售业务为基础形成了“煤炭、铁路、港口、航运、电力、煤化工”的一体化运 营方式。2021 年市场煤价上行时煤炭业务因售煤价格提升而毛利率同比上升 1.6pct、 火电业务因用煤成本提升而毛利率同比下滑 22pct，但 1H23 市场煤价大幅下行时， 煤炭业务、火电业务毛利率则分别同比-4.5pct、+3.7pct，可见二者变动幅度呈现一 定反向关系可对利润起到平滑作用。

结合长协占比和煤电联营两方面来看，我们对 2024 年公司业务毛利润对于市场煤的 价波动进行了敏感型测算，可见若假设公司无长协煤销售，则市场煤价下行 5%、10% 时，公司毛利润降幅可分别达到-15%、-29%，若考虑 80%的长协煤占比则可将降幅收 窄至-9%、-15%，若再考虑煤电联营的协同效应则可进一步将降幅收窄至-4%、-7%。 可见长协高占比、多业务协同可增强公司的抗风险能力。

在利润维稳的基础上，公司 19-21 年的承诺分红率为 50%，且于 2022 年披露的股东 回报规划中，提出 22-24 年承诺分红率提升至 60%。此外，从历年分红情况来看，公 司 20-22 年分红率分别高达 92%、101%、73%，均实现大幅超额兑现，预计未来仍将 保持良好的分红信用和较高的分红水平。

资源禀赋决定其较强的成本竞争力和利润控制力。煤炭生产成本很大程度由各家煤 企矿产的资源禀赋决定，各家差距较大，因此成为煤企最为重要的竞争力之一。与可 比公司对比来看，陕西煤业的吨煤生产成本竞争力凸显，主要有两方面原因：一方面， 公司煤矿（特别是陕北地区）具有煤炭赋存条件好、埋藏浅、开采技术条件优越等特 性，因此自产煤的吨煤生产成本（不包括运输费用）维 216 元、在同行业中处于较低 水平；另一方面，公司区位优势凸显，雄踞关中而联动四方（东临晋、豫，南面川、 鄂，西扼宁、甘，北接内蒙古），在我国西部地区距离煤炭主要消费地最近的省份， 因此吨煤运输成本仅 36 元，与同行相比具备明显优势。由于煤价有涨有跌、可控性 差，但成本优势可以使得在煤价波动的各阶段保证可观利润率。

核心资产和销售网络优势有望保障销量稳健。一方面，公司煤炭资源优质，公司产煤 区 90%以上的煤炭储量都是特低灰、特低磷、特低硫、中高发热量的优质动力煤、气 化煤和理想的化工用煤，由于优质煤炭为稀缺资源，即便我国煤炭需求增长乏力甚至 后期转为下滑，优质煤炭的需求量预计仍将保持基本稳定。另一方面，公司不仅具备 临近煤炭消费地的区位优势，还围绕“六线四区域”形成了市场销售网络，在沿包西 线继续巩固省内市场的同时，沿“北煤南运”煤运大通道浩吉铁路深入“两湖一江” 市场，从而涵盖了能源化工“金三角”（蒙西、陕北、宁东）和长江经济带两大潜力 市场，在保障优质煤炭产品顺利销售的同时，还有望为产品需求提供一定增长潜力和 可持续性。

在公司因成本、销量把控能力而带来业绩稳定性的同时，公司最新承诺 22-24 年分红 率达 60%、较原承诺提高了 20pct，结合 21-22 年 61.9%、60.2%的分红率来看，公司 分红兑现情况较好，未来分红水平稳定性较强。

炼焦煤下游需求结构逐步优化，支撑未来需求量企稳提升。炼焦煤消费量占煤炭总消 费的比重约为 10%、为需求量第二大的煤种，主要用途为生产焦炭以用于炼钢，其需 求量在我国“稳字当头、稳中有进”的战略要求下仍将保持较为稳定的态势；特别是 目前钢材消费结构持续优化，虽然房地产、建筑钢材需求承压，有待政策持续刺激和 修复，但政策鼓励大力发展的高端制造业，如新能源汽车、装备制造、光伏产业等未 来将成为 钢材需求增长的重要驱动力。

炼焦煤供需格局较动力煤更紧，对焦煤价格起到有利支撑。一方面，主产区近年来安 监趋严且逐步常态化，存量产能释放受限，焦煤产量占比合计超 50%的山东、山西两 省自 21 年以来已陆续出台多项安全检查、生产管控相关政策；另一方面，炼焦煤矿 新增产能有限、埋藏深且更易发生矿难，存量煤矿的开采成本也在持续上升、抑制扩 产意愿；此外，炼焦煤进口依存度（约 10%）高于动力煤（约 5%），在 24 年进口煤增 量有限的情况下也难以贡献可观新增长。不同于动力煤，炼焦煤价格受到政策影响较 小，基本由供需决定，因此可以实现较好的供需驱动和成本传导，在供需格局趋紧下 炼焦煤价格有望保持坚挺。

山西焦煤是国内炼焦煤规模最大、品种最全的龙头企业，所属矿区资源储量丰富（占 全国煤炭储量的约 25%）、煤层赋存稳定，属近水平煤层、地质构造简单、开采成本 较低，且所产煤具有低灰分、低硫分、结焦性好等优点，业绩稳定性和可持续性较强。 虽然公司分红承诺仅 10%，但由于业绩稳定、现金流充足，21-22 年分红率分别达到 64%、65%，均实现大幅超额兑现。我们预计在焦煤市场供需偏紧的格局下，公司未来 利润将持续企稳，有望至少维持当前的较高分红水平。

商业模式赋予强现金流及业绩稳定性，资本开支减少带来分红提升

出行和货运持续增长确保交运基础设施业绩稳定。同时，交运基础设施营收多为即期 收取，且付现成本较少，现金流非常充沛；叠加当前上市公司基础设施建设放缓，支 持行业维持较高分红。

交运基础设施行业业绩的稳定性主要来自于出行和货运的稳定增长。以高速公路行 业为例，车辆保有量的持续增加推动客车流量稳定增长；伴随经济发展，社会物流总 量的增长是货车流量增加的主要驱动力。同样的，港口货物吞吐量、铁路货物运输量 也受到社会物流总量增长的驱动。因此，交运基础设施行业业绩较为稳定，受 GDP 影 响较小，业绩呈现出防御性。

营收多即期收取，付现成本少。以高速公路行业为例，其营收主要来源是通行费收入， 当车辆在高速公路通行一般会即时收取通行费，因此不存在商品积压、赊销等问题。 同时，高速行业成本中折旧摊销成本占比一般在 50%以上，这部分无需现金支付，因 此高速企业付现成本较少，企业现金流非常充沛。

以经营性现金流占营收比重来衡量，高速公路行业 18-22 年平均占比为 43%，在行业 排名中仅次于银行业，超过 A 股平均 29pct。港口、铁路行业经营性现金流占营收比 重分别为 25%、22%，分别超过 A 股平均 11pct、8pct。

上市公司基础设施建设放缓，行业分红比例提升。核心区域路产逐步饱和，新建路产 位置相对偏远且建设成本较高，高速公路企业再投资意愿不强，高速公路新增路产里 程增速下滑。而港口经历过往产能过剩、同行业竞争激烈的阶段后，产能建设趋于理 性，且新建泊位审批难度加大。整体来看，上市公司基础设施建设增速放缓。同时， 交运基础设施行业已处于成熟阶段，盈利稳定增长，现金流充裕。在谨慎的再投资风 格下，行业分红比例持续提升。

我们看好交运基础设施板块估值提升，主要基于：1）明年宏观波动仍存在较大不确 定性，交运基础设施行业业绩及现金流稳定，可以享受确定性溢价，带来估值的提升。 2）我们判断明年稳增长加码延续，且基本面尚处于修复通道，流动性环境或维持平 稳宽松。无风险利率下行环境下，投资者对股息率的要求或将降低，从而带来估值提 升。

从分红稳定性角度选股

核心路产改扩建，施工完成后车流量可增加。道路通行能力不够是阻碍高速公路车流 量增长的瓶颈，可以通过扩建加宽道路提升车流量。改扩建通常需要 3-5 年，完成后 车流量会较改扩建之前大幅提升。公司核心路产京台高速 2019 年开始分批改扩建， 其中两段道路已经改扩建完成，剩余一段或能在 2024 年底改扩建完成。公司济菏高 速预计于 2024 年底改扩建完成。届时路产车流量将有较大增长。

改扩建后收费费率可提升。根据山东省交通运输厅公布的《山东省高速公路车辆通行 费收费标准》，2018 年以后新建和改扩建的高速公路实行新的收费标准，新标准于 2020 年开始实施。新收费标准下对 1-4 类客车分别提价 25%、30%、30%、31%；对 1- 2 类货车分别提价 25%、20%，对 3 轴以上货车提价 25%以上。京台高速齐济段以及济 菏高速改扩建完成后收费费率可以提升。

五年高比例分红承诺，连续三年兑现。2020 年 7 月公司发布《山东高速股份有限公 司未来五年（2020-2024 年）股东回报规划》，在符合现金分红条件的情况下，2020- 2024 年五年期间公司以现金形式分配的利润不少于当年实现的合并报表归属母公司 所有者净利润的 60%。2020-2022 年公司现金分红比例分别为 89.7%、63.1%、67.6%， 公司已经连续三年兑现分红承诺。我们预计 2023-2024 年公司分红比例仍会维持在 60%以上。

产量持续稳定、油价中高位震荡，赋予板块业绩确定性

石化行业资源壁垒较高且行业集中度高，典型龙头上市公司中石油、中石化、中海油 市占率超过 55%、基本可以代表行业现状和趋势，因此我们直接针对高分红率（高 股息率）的“三桶油”进行行业和推荐标的分析： 资本开支维持较高水平，上游油气勘探开发稳定。 为响应国家增储上产号召，保障国家能源安全，三桶油持续维持较高的勘探开发资本 开支水平，2023 年 10 月中国海油发布业绩公告，称为加速建设油气田以提升公司 储量和产量调整全年资本开支预算为 1200-1300 亿元，在调整后三桶油 2023 年勘 探开发资本开支指引合计约为 3949 亿元，同比减少 2.55%，持续维持在较高水平， 三桶油上游油气勘探开发业绩有望维持稳健。

三桶油合计原油储量自 2020 年底部回升，整体维持在较高水平。2022 年三桶油合 计原油储量达到 127.13 亿桶，同比上升 8.32%；三桶油合计天然气储量持续维持较 高水平，2022 年三桶油合计天然气储量为 91.22 兆立方英尺，同比下降 0.54%。

三桶油合计原油产量持续维持稳定，2023 年前三季度合计原油产量达到 13.06 亿桶， 同比增加 4.48%。三桶油合计天然气产量维持稳中有升，2023 年前三季度合计天然 气产量达到 5.3 兆立方英尺，同比上升 7.19%。三桶油上游资产开发稳定为未来业绩 增长和公司高股息回报奠定了坚实基础。

近年来三桶油上下游一体化程度不断加深，抵御风险的能力或将提升，业绩与油价波 动相关性逐步减弱。自 2017 年以来，除 2020 年疫情影响终端消费需求油价暴跌外， 均实现业绩增速高于原油价格增速，2023年前三季度更是在原油价格同比下降20.04% 的情况下，三桶油合计归母净利润仅下降 1.20%，下降幅度远低于历史油价下跌年 份，三桶油即使在油价下行周期业绩仍然持续维持稳健，公司防御属性强。

重点产油国原油供应边际增量有限，原油价格预计维持中高位震荡。 2022 年全年，美国原油持续维持去库存状态，美国持续释放战略库存以提高原油供应抑制油价，美国原油战略库存跌至近 39 年最低点（1983 年 12 月至今），但原油 价格在 2022 年下半年开始由于市场对于需求衰退的悲观预期，导致原油价格持续下 滑，2022 年底至 2023 年初，由于供需基本面多空交错，原油价格持续震荡，3 月5 月受 SVB 破产影响，金融风险带来悲观预期带动原油跌价，但伴随 OPEC+重点国 家持续减产顶价、美国原油战略库存开始补库以及中国成品油需求持续复苏，2023 年下半年原油价格相较于上半年环比修复并维持中高位震荡。

美国核心页岩油产区 Permian 新增钻井数与完井数量均出现一定回落，但完井数相 对下降更为明显，库存井数去库速度减缓，开采强度整体回落，但或许说明美国完井 阶段或许存在产能瓶颈或意愿不足。此外，油价维持中高位水平但单位长度的页岩油 气井产量衰减叠加页岩油开采活跃度回落，美国原油产量边际增量或较小。

我们统计了 23 家页岩油企业 2023 资本开支预算以及产量指引，发现较为明显的趋 势是伴随 2022-2023 年疫情结束全球经济复苏，叠加地缘局势紧张和高油价引发的 能源安全问题，样本页岩油企业仍存在着不小的资本开支增量，2022、2023 年样本 页岩油企业资本开支分别有 27%、23%的增量；但与此同时，2022、2023 年样本页 岩油企业产量增速仅有 4%、4%。上游开发成本通胀严重或冲抵实物工作量，导致页 岩油气企业产量增速不及预期。此外，10 月美国原油出口量为 379 万桶/天，环比减 少 9.76%，2023 年以来美国原油出口量未出现明显增量。

在美国页岩油产量增长无力的背景下，OPEC+已经事实上成为原油边际定价商， 2023 年 4 月，OPEC 宣布自 5 月起自愿原油减产约 115 万桶/天。2023 年 6 月， OPEC+部长级会议又将共计约 165 万桶/天的自愿减产延续至 2024 年底，并于 2024 年 1 月起设立新的基准生产配额，部分非洲成员国生产配额受到压缩。此外，沙特还 在 2023 年 7 月进行独立于 OPEC+自愿减产外的额外 100 万桶/天的减产，目前已延 长至 2023 年底。2023 年 11 月 30 日，OPEC+宣布于 2024 年第一季度进行 220 万 桶/天的自愿减产。

2023 年 2 月，俄罗斯宣布自 3 月份起自愿原油减产 50 万桶/天维持到 2024 年底。 此外，俄罗斯将在现有减产的基础上于 2023 年 8 月进行额外 50 万桶/天的减产以及 2023 年 9 月-12 月削减 30 万桶/天的原油出口。

2023 年 10 月 OPEC 原油产量为 2745 万桶，环比增加 0.35%，原油出口量为 2076 万桶，环比增加 5.01%。OPEC 原油对外出口量基本恢复至 2019 年疫情前水平，考 虑到 OPEC 目前决定维持 200 万桶/天的减产执行计划至 2023 年底、维持 115 万桶 /天的额外自愿减产至 2024 年底、沙特将在 2023 年 7-12 月实施独立于 OPEC+的额 外减产 100 万桶/天，以及 OPEC+于 2024 年第一季度进行 220 万桶/天的自愿减产， OPEC 后续原油边际供应增量或较为有限。

2023 年 10 月俄罗斯原油产量为 951 万桶，环比减少 0.84%，10 月原油出口量为 462 万桶，环比增加 3.13%。俄罗斯原油供应自 2022 年开始逐步增加对亚洲供应量， 而减少欧洲供应量，实际对外原油供应并未出现显著下滑，基本维持在历史中高位水 平，但考虑到俄罗斯宣布 3 月起减产 50 万桶/天，并维持到 2024 年底，同时将在 2023 年 8 月额外减产 50 万桶/天，在 2023 年 9-12 月减少出口 30 万桶/天，后续俄 罗斯原油对外供应量或出现边际减少。

出行逐步复苏为油气下游需求提供支撑。 整体海外出行强度持续维持复苏趋势，2023 年欧美出行指数基本维持 2021-2022 年 同期水平，法国出行强度甚至超过了疫情前同期水平。伴随美联储加息结束，需求预 期回暖，海外油品需求或将持续维持较为稳健的态势。

东南亚、南美、非洲等亚太地区出行强度持续维持强劲的恢复态势，当前恢复状况已 接近 2019 年疫情前水平，出行强度恢复持续强劲或将推动亚太地区各类油品边际需 求持续增加。

三桶油持续维持高股息政策，股东投资回报丰厚

三桶油持续维持高股利支付率，2022 年中海油/中石油/中石化全年现金分红分别为 606 亿元/733 亿元/428 亿元，对应股利支付率分别为 42.75%/51.78%/64.48%；2023 年中海油/中石油/中石化中期分红分别为 261 亿元/385 亿元/174 亿元，对应股利支 付率分别为 40.95%/45.07%/49.5%。

三桶油持续维持高股息政策，股东投资回报丰厚，以 2022 年 12 月 31 日收盘价计 算，中海油/中石油/中石化 A 股股息率分别为 8.33%/8.50%/8.18%，H 股股息率分别 为 14.29%/13.25%/10.59%。三桶油股利支付率处于可比公司中高水平，股息率高于 其他可比企业，三桶油股东投资回报丰厚。

3、股息率≥5%，且业绩成长性有望带来分红提升潜力的资产

虽然高股息的板块多为成熟行业、普遍业绩成长受限，但部分公司也具备一定成长性。 业绩的成长来自两个方面：量、利（利率）。例如煤炭、交运（高速）板块利率难以 再有显著增长，但部分公司自身产能具备释放空间和成长性，进而有望从“量”上带 来可观的业绩增长；而城燃企业中的高分红标的蓝天燃气则不仅在募投项目放量、区 域气化率提升下带来“量”的增长，还因气价下行以及顺价机制的改善而可带来利（利 率）上的提升，进而实现“量”、“利”双升的业绩成长。

成长性自然带来估值上升的动力。高股息资产估值近年持续偏低的主要原因就是在于板块成长性普遍较低，从而使市场对于其业绩的确定性和可持续性产生分歧；但部 门企业的成长性可以为其未来估值中枢的维稳或提升提供一定助力。

成长占用现金流后能否保证分红？——若公司有分红承诺作为保障，则即便不考虑 超额兑现、仅按照保守分红承诺计算，增长的业绩在承诺分红率下也有望带来分红水 平的提升潜力。

煤炭利润率难以有明显上升，行业增产同样受限，但存量在建矿或对外资源整合有优 势的公司具备稀缺的业绩成长性。

预计煤炭供需格局整体较 1H23 转紧，供需仍处于紧平衡，煤价向上和向下均受到一 定约束；此外，随着开采年限和深度的持续增加，目前我国综合成本较低的煤矿已逐 步建设完毕，未来新增产能成本预计将继续提升。因此多数煤企未来利润率上行空间 不大。

此外，1H23“保供”政策下存量煤矿产能挖潜持续推进，而目前煤炭产能挖潜能力基 本到顶（煤矿产能利用率均值已基本达到 75%的高位），新建产能释放空间有限，国 内产能释放 CAGR 预计收窄为 0.7-0.9%，因此整体而言“十四五”后期板块“量”方 面的增长有限。

虽然整体板块产能放量趋缓，但龙头企业由于在资金、手续流程等方面较中小企业更 具优势，产能扩张也理应快于行业整体产能增速，而且各个地方政府近年对资产证券 化比例的要求有所提升，部分上市煤企也陆续通过收购集团优质煤炭资产来扩张规 模。因此，部分煤企受益于丰富的煤炭储量、自身规模领先在建煤矿资源以及收并购 其他优质资产而带来稀缺且较为显著的业绩成长性。

交运基础设施行业盈利内生增速稳健，但可以通过收并购资产的方式实现业绩的成 长性。例如：高速企业通过收购、改扩建、新建等方法增加收入来源。部分高速公路 企业在募资购买路产或者改扩建时，为取得股东支持，会伴随着分红率的提升。例如 皖通控股在 2023 年两次上调承诺的分红比例，由原先的 60%上调至 70%，再至 75%。 对于这样的企业，每股股利可享受到业绩提升+分红率提升的双重增益。

城燃企业对接相当比例的 ToC 客户利好回款，且下游需求 23 年起企稳向好、行业集 中度提升，叠加气价下行、顺价机制逐步改善，龙头企业（包括区域龙头）业绩有望 稳健增长，从而为分红奠定坚实基础：

燃气行业所处环节和商业模式决定其拥有较强的回款能力。 我国天然气产业链分为上游勘探生产、中游运输以及下游分销三部分，城市燃气公司 处于产业链下游，主要从事燃气分销业务，且通常还包括燃气接驳、燃气运营和燃气 设备代销等业务；其中，下游城市分销系统就是城市燃气的核心运营模式，城燃运营 商在通过市场竞争取得特许经营权之后，首先在城市中投资建设城市输配售系统，然 后从长输或中输管道和门站取得天然气气源，再通过输配售系统将燃气输送至终端 客户。 不同于其他公用事业行业，城燃企业 ToC 的居民用户占比约 20%，因而拖款、欠款概 率较小，且多采用预付形式销售，使得城燃应收账款周转率在公用事业板块中处于领 先；因此，虽然城燃企业现金流优势不够凸显，但销售回款能力较强的优势赋予其较 强的分红能力。

低碳经济催生发展需求的总基调，2022 年受气价高企影响需求有所承压，2023 年起 需求修复企稳，为行业盈利能力维稳提供下游需求量支撑。

在我国发展低碳经济、实现能源转型和“碳中和”目标的过程中，天然气因作为清洁、 高效、可靠的能源而重要性凸显；但我国“富煤、贫油、少气”的能源资源禀赋决定 了天然气供应高度依赖进口、2022 年我国天然气对外依存度为 42%，且仍存在区域性 供需错配问题。因此，气源供给和管输基建为影响我国天然气市场规模发展的关键因 素。我国在经历初期以产定用（20 世纪 50 年代-2004 年）、基建完善为市场化奠基 （2004-2017 年）两个阶段后，自 2017 年开始进入市场化改革期，随后管网公司的 成立也进一步推动了市场化进程；此外，2017 年起“以电代煤、以气代煤”等天然气 消费利好政策频出，对于促进消费端恢复高增起到重要作用。

2022 年天然气价格大幅上行、经济性显著下降，在能源消费总量中的占比下降。在 俄乌冲突引发对俄能源制裁、管道损坏造成的俄罗斯管道气减量、前期低气价叠加疫 情影响导致 FID 新项目数量锐减、美国自由港爆炸影响 LNG 出口等因素交杂的背景 下，对能源短缺的恐慌情绪拉动欧洲天然气 TTF 价格在 2022 年 8 月 26 日触及 99.74 美元/百万英热的历史高位。气价居高不下催生了“气转煤”的能源逆替代需求，我 国 2022 年煤炭和天然气消费量分别+4.3%、-1.2%，占能源消费总量的比重分别 +0.3pct、-0.4pct。

2023 年起天然气消费触底反弹、持续修复，城燃企业盈利得以改善，24 年利好趋势 有望延续。从量来看，2023 年欧洲能源短缺恐慌逐步缓解，国际天然气价格回落， 天然气经济性有所恢复叠加疫后修复将使得需求量大幅提升;中石油经研院预测 2023 年我国天然气产量预计达到 2346 亿立方米，天然气消费量达 3865 亿立方米、 增速回升至 5.2%。从利来看，短期看，低价气源供应量增加，天然气平均采购成本 有望下降；中长期看，一方面预计来自俄罗斯和中亚的管道气增量超 1000 亿方，另一方面全球有望于 2025-2026 年开始步入下一个 LNG 供大于求的周期、LNG 供需格局 有望改善，中长期气价下行趋势明确，城燃企业用气成本压力有望不断减轻。

城燃行业顺价机制逐步完善，提供利润修复空间。 城燃行业顺价机制逐渐完善：23 年以来，伴随部分上游资源方上调居民用气价格， 为缓解城燃企业压力，多地出台天然气价格联动政策，改善了居民用气成本疏导困难 且时间滞后问题。预计未来顺价机制适用范围将进一步扩大，行业增收不增利局面可 得到改善，长期盈利能力转好。 从已公布的文件了解到，在居民用户的可承受范围内，多数地区对居民气价进行了合 理顺价。其中，川渝、贵州、河南等地相关政府部门按照价格联动机制规定的调整限 额较低，多在 0.3 元/立方米以内；而河北、江苏等地的调整限额多在 0.3-0.4 元/立 方米之间。

城燃行业呈现兼并重组趋势，有利于区域龙头企业市场份额的持续扩张。

城燃企业兼并重组的深层原因——用气保供：此前“煤改气”推进时曾多次出现冬季 无法足量供气事故——2017 年北方大范围煤改气；2017 年-2018 年冬季“气荒”席 卷华北；2022 年冬天河北再次出现“气荒”，实施过煤改气的邯郸、邢台、沧州、保 定、衡水等多地，农村居民冬季采暖出现困难。中小规模城燃企业气源结构中管制气 占比较低，供给高度依赖现货采购。在 21-22 年欧洲能源危机带动现货气价大幅上涨 的背景下，终端民用气价较低（华北地区工商业需求不及民用，尤其是河北省），无 法疏导上下游价差压力，城燃公司现金流紧张，甚至无法保证基本采暖供应导致“气 荒”，而龙头城燃企业相对而言在保障供气稳定方面更具优势，因而行业的整合出清 以及龙头市场份额的提升为行业发展的大趋势。

政策出台进一步推动了城燃行业的兼并重组趋势。2018 年 8 月《国务院关于促进天 然气协调稳定发展的若干意见》指出，“推动城镇燃气企业整合重组，鼓励有资质的 市场主体开展城镇燃气施工等业务，降低供用气领域服务性收费水平”。2022 年 5 月 10 日，国务院办公厅《城市燃气管道等老化更新改造实施方案（2022—2025 年）》指 出，“支持燃气等行业兼并重组，确保完成老化更新改造任务，促进燃气市场规模化、 专业化发展”。与此同时，浙江、广东、河南等多个省份制定了地方性“一城一企” 实施方案。

编辑：火腿肠