2024年公用环保行业中期策略：从β到α，现金流+成长看复合收益

重视公用事业公司造血和股东回报能力

无风险收益率下行背景下，公用事业公司造血和股东回报能力值得重视。2024 年来，市场 波动加大，具备防御属性的公用事业板块表现不俗，截至 2024 年 5 月 30 日，公用事业(申 万)指数绝对收益 11.6%，位列申万一级行业指数第 4 位。我们认为内生造血能力与潜在分 红水平，是最终决定我国公用事业（尤其是央国企）估值的重要因素。 供热/燃气板块 FCFE 表现较好。我们对各细分行业公司 2021~2023 年 FCFE/归母净利进 行统计，2023 年供热板块中值达到 115%，2021~2023 年供热板块均不低于 85%，2023 年燃气板块 57%，供热和燃气板块具备稳健现金流，有望为股东回报提供坚实基础；2023 年固废/环保设备/检测分别为-19/-2/-7%，2021~2023 年整体呈改善趋势；2023 年电力/水 务分别为-96/-97%，处于较低水平。

中金环境/福龙马/昆仑能源/新奥股份 2023 年 FCFE/归母净利超 200%。从行业重点公司来 看，中金环境/福龙马/昆仑能源/新奥股份等公司 FCFE/归母净利较高，均达到 200%以上， 2023 年分红比例均低于 50%，我们认为部分环保设备/燃气/供热公司基本面良好，客户结 构分散且回款稳定，具备强劲现金流，分红比例仍有明显提升空间。

火电水电：关注能力改善与来水修复

火电：盈利模式改善，估值有望提升

煤价下行推动火电盈利修复。2021 年 10 月《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上 网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439 号）发布后，煤电电量原则上全部进 入市场，且燃煤发电市场交易价格较基准电价可最高上浮 20%（高耗能不受最高 20%限制）， 但由于 2021-2022 年煤价仍高企，火电企业连续两年亏损；2023 年，火电盈利在高电价、 煤价下行背景下逐季度修复，4Q23 偏低主要系火电公司一般将部分成本费用和资产减值损 失于四季度计提。1Q24，火电板块毛利率/净利率为 13.9%/5.7%，接近 2Q23 的 13.9%/5.9%， 略低于 3Q23 的 15.6%/7.6%（电量一般为全年最高的季度，固定成本度电分摊相对少）。

2024 年煤电综合电价下行有限，煤价中枢下移火电全年利润有望持续同比增长态势。每年 年度长协电价一般于前一年年底或当年年初签订，因此 2023 年虽煤价中枢同比大幅下降， 但从我们列举省份看年度长协交易电价较基准电价基本保持 20%顶格上浮。2023 年 11 月 10 日，国家发展改革委和国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格 [2023]1501 号），建立煤电容量电价机制，2024-25 年多数省份为 100 元/kW，少数省份为 165 元/kW。国家发展改革委有关负责同志就建立煤电容量电价机制答记者问提到短期看， 煤电总体价格水平基本稳定，因此 2024 年煤电长协电价签订时多数省份已考虑剔除容量电 价，从交易结果看，列举省份 2024 年度长协电价确实低于 2023 年，但将容量电价转化为 度电水平加回后煤电综合电价平均降幅不到 1 分/千瓦时，小幅下降主要考虑煤价中枢下行。 对于火电公司而言每年绝大部分电量电价都通过年度长协锁定，当年盈利主要取决于年内 煤价走势。在煤炭供需偏宽松背景下，我们预计 2024 年煤价中枢同比仍将下移，2025/2026 年重新开始上行，2024 年火电盈利同比有望持续增长态势。

远期视角，火电盈利模式改变：容量电价+电量电价+辅助服务收益，盈利稳定性有望提升。 传统模式下，火电作为发电资产，即便是电价充分市场化，但是年度长协占比较高（中央 发改委要求占比 80%以上），年度电价谈判结束后，当年利润主要取决于煤价波动，所以火 电逆周期属性明显。煤炭作为资源品，煤价上涨时涨幅可能很大，但是下跌时价格底部不 可能明显跌破边际成本；而火电的盈利模式类似于看跌期权，盈利顶部有限，亏损可能很 大。

新型电力系统背景下，国家能源局（2024 年 1 月 25 日）提出“容量电价回收固定成本、 电量电价回收变动成本、辅助服务回收调节成本的煤电价格新机制”，高度概括了煤电未来 盈利模式的发展方向。随着容量电价政策的正式出台（2023 年 11 月 10 日），辅助服务相 关政策逐步落地（2024 年 2 月 8 日），宣告煤电从发电机组向调节性电源的转型进一步加 速，未来煤电的盈利模式将逐步淡化“煤价 vs 电价”的逆周期属性，公用事业属性逐步增 强。

按照当前容量电价政策规定（330 元/千瓦，2024 年政策施行初期大部分省份先给予 100 元/千瓦），参照华能国际 1H23 的辅助服务收入比例，我们推算（同样以前文的冀北 120 万千瓦电厂为例）火电从发电机组向调节性资源转变的过程中：1）随着火电利用小时从当 前的 4000 以上下降到 2000，电量收入占比会下降到 60%左右；2）只要辅助服务收入可 以覆盖额外的调节性成本（盈亏平衡），电量电价的利润可以下降到 20%以下，且随着利用 小时下行进一步下降，火电 ROE 可以在 7%左右相对稳定。

火电公司稳定盈利后，充裕现金流为分红提供较大潜能。2023 年火电盈利修复，纯火电公 司如浙能电力/华电国际分红比例达到 51.42%/43.65%（华电为占可供分配归母净利即扣除 永续债利息后归母净利润的比例），浙能电力是 2021 年亏损以后的第一次恢复分红，华电 国际上一轮分红承诺到期，DPS 同比-0.05 元至 0.15 元，主要系三年来盈利修复的第一年， 2021、2022 年火电公司亏损严重，公司或需要资金补充。若未来火电 ROE 稳定在我们测 算的 7%左右水平，纯火电公司资本开支压力相对火电转型新能源公司更小，分红提升潜力 较大。

水电：来水修复中，关注高分红公司

2024 年来水修复中，但不同流域来水情况呈现较大差异。根据中电联数据，2022-2023 年， 我国水电整体来水偏枯，发电利用小时数为 3412/3133 小时，较 2021 年的 3606 小时（约 为非极端来水年份外多年平均小时数）下降 5.4%/13.1%。国家统计局数据显示，2024 年 4 月规模以上工业水电发电量同比+21%，增速环比提升 17.9pp，全国水电来水、发电同比修 复加速。但从我们跟踪大中型水电上市公司主要水电站的日度出库流量数据看，来水修复 在不同流域呈现出较大差异，4 月中旬以后长江中下游三峡电站出库流量同比大幅提升，三 峡电站出库流量 4/5 月同比+40%/+36%；金沙江下游向家坝/溪洛渡电站 4 月出库流量同比 +21%/+23%，但 5 月同比-6%/+5%；雅砻江下游的锦屏一级、二滩、官地电站 4 月出库流 量同比下降超过 20%，5 月锦屏一级和官地同比+8%/+2%，但二滩同比降幅仍超过 20%； 大渡河瀑布沟 4/5 月出库流量同比-13%/+3%；红水河流域龙滩电站 4 月出库流量同比基本 持平，但 5 月同比大幅+75%。

2021 年以来水电公司上网电价整体呈现上升态势。不同水电上市公司水电上网电价因消纳 结构和区域差异在绝对值上存在差异，但 2021 年后整体呈现上扬态势，主要得益于电力供 需结构偏紧格局下四川、云南省内市场化交易电价上涨，和火电电价上涨背景下部分省份 如江苏对外送水电引入市场化浮动机制以及广西省取消水电电价让利政策。长江电力相对 波动较小主要系绝对大部分电量外送，外送电价相对稳定，电价小幅变化主要由于当年不 同电价电站发电量占比变化。展望 2024-2025 年，四川、云南电力供需格局或仍相对偏紧， 有望支撑省内水电市场化电价稳中有升，1Q24 雅砻江水电、华能水电在发电量同比下降情 况下利润仍同比增长主要受益于上网电价同比提升。

大水电新增水电产能有限，折旧到期和财务费用下降推动存量水电盈利能力提升。水电开 发由易到难，根据国家发改委 2005 年发布的全国水利资源复查结果，我国水电经济可开 发装机容量为 4.02 亿千瓦，截至 2023 年底，我国水电装机容量 4.2154 亿千瓦（其中抽 水蓄能 5064 万千瓦），剩余经济可开发水电装机较少，大水电为稀缺资源。剔除来水波动 影响，存量水电站折旧陆续到期，还本付息推动财务费用下降，盈利能力有望提升。我们 在 2023 年 12 月 21 日发布的《展望 2035 水电“钞”能力》报告中测算十四五/十五五/十 六五期间水电上市公司折旧到期额，长江电力 16.99/19/22.54 亿 元 ， 华 能 水 电 12.45/7.63/4.35 亿元，而雅砻江水电存量机组的部分机器设备十六五将折旧到期 18.75 亿 元；2024 年 5 月 14 日发布的《桂冠电力：ROE/分红对标长电，FCFE 充裕水电》报告中 测算桂冠电力十四五/十五五/十六五期间折旧到期额为 4.31/3.65/3.04 亿元。 跨越来水波动影响，关注水电稳定高分红能力。2019-2023 年长江电力和桂冠电力分红比 例相对其他水电上市公司更高。桂冠电力在来水严重偏枯的 2023 年，归母净利润同比-62%， 但 DPS 同比持平，分红比例大幅提升至 129%，彰显了水电公司充裕现金流抵抗来水波动、 维持稳定分红的能力。我们 2023 年 12 月 21 日发布的《展望 2035 水电“钞”能力》报告 和 2024 年 5 月 14 日发布的《桂冠电力：ROE/分红对标长电，FCFE 充裕水电》测算了长 江电力、雅砻江水电、华能水电、桂冠电力的潜在分红能力（FCFE/归母净利润，其中 FCFE 测算考虑了项目资本开支有 70%-80%杠杆），结果显示长电 2024-35 年 FCFE 最低充裕度 93%，桂冠电力 2024-2025/2026-2035 年分红潜力 90%以上/超过 100%。华能水电承诺 50%分红比例，从 FCFE 充裕度角度（除了 2024 年为 28%）完成压力不大，若十五五无 新能源投资，FCFE 充裕度提升至 65%以上。雅砻江水电 2024-35 年 FCFE 充裕度最低为 48%。华能水电和雅砻江水电 FCFE充裕度相对低主要是未来水风光一体化资本开支较大。

燃气：天然气供给边际改善，气电带来需求超预期

气电抬升国内天然气发展潜力，国产气增长与进口气降价有望刺激需求

国内天然气表观消费量重回增长轨道。国家发改委数据显示，2023 年全国天然气表观消费 量为 3,945 亿方，同比+7.6%，扭转 2022 年小幅下滑的势头。2024 年 1-3 月全国天然气 表观消费量为 1,083 亿方，同比+11.9%，高增长得益于低基数效应和气电对需求的拉动。 中国石油企业协会 2024 年 4 月 18 日发布的蓝皮书预计，在宏观经济稳步增长、国际气价 下降、替代能源供应增加等多重因素影响下，2024 年全国天然气消费量将达 4,212 亿立方 米，增速为 6.2%；国内天然气产量同比增长 4.6%，天然气进口量同比增长 8.3%，对外依 存度增至 43.2%。

2023-25 年气电有望成为国内天然气需求增长主力。根据国家能源局和国家发改委的数据 统计，2022 年以前城市燃气（居民、公共服务、工商业）与工业燃料交替成为国内天然气 需求增长的主力。从 2022 年国内天然气消费结构看，工业燃料（除原油及天然气开采用气、 化工用气、发电用气以外的其他工业用气均视为工业用气）占天然气消费总量的 42%，高 于城市燃气（生活用气、商服用气和车用气）占比（33%）。而天然气发电占比自 2011 年 以来一直维持在 15~20%区间内。但随着“十四五”国内天然气发电装机的快速增长，其 中 2021/2022 年投产 771/649 万千瓦（国家能源局），我们预计 2023-2025 年将投产 1,868/2,625/1,479 万千瓦（预测过程见 2024/4/25 华泰公用事业《装机与成本双拐点，气 电价值重估》），2024-2025 年天然气发电用气量有望达到 975/1065 亿方、同比+20%/+9%。

国产天然气持续增产，保障能源供给安全。根据国家发改委统计，2023 年中国天然气产量 为 2,324 亿立方米，同比+5.6%，全年增产超过 100 亿方。三桶油持续加大油气勘探力度， 是国产气持续增产的重要支柱，2023 年中石油/中石化/中海油实际增产天然气 76/25/20 亿 方，2024 年中石油/中石化计划增产天然气 114/12 亿方（据中石油/中石化 2023 年报披露）。

24-25年进口管道气中俄气有望年增 70/80亿方，进口 LNG有望年增不低于 128/110亿方。 2023 年进口管道气同比+8.2%至 678 亿方、占国内天然气总供给的 17%，自 2021 年以来 俄气成为进口管道气中的最大增量。2022 年 2 月 4 日俄气与中石油签署新的天然气长期供 应协议，将中俄东线供应能力由 380 亿方/年提升至 480 亿方/年。随着中俄管道产能爬坡， 我们预估俄气 24-25 年年增幅有望达到 70/80 亿方。2023 年进口 LNG 同比+13.5%至 994 亿方、占国内天然气总供给的 25%，21-23 年受国际天然气价格大幅波动影响，国内的 LNG 进口量也出现一定震荡。随着国际天然气价格回落和国内 LNG 接收站陆续投产，我们看好 进口 LNG 规模持续增长、24-25 年同比增加不低于 128/110 方。

进口天然气价格自2022年末见顶回落。24年2/3/4月国内进口LNG均价同比-22%/-9%/-10%、 环比-4%/-7%/-2%；自 23 年 4 月以来 LNG 均价同比持续回落，24 年 4 月均价 2.75 元/方， 已进入 21 年 6 月以前的价格区间（1.3~2.8 元/方）。24 年 2/3/4 月国内进口管道气均价同比 -10%/-10%/-10%、环比 0%/+1%/-1%；自 23 年 8 月以来管道气均价同比持续回落，24 年 4 月均价 1.97 元/方，由于进口管道气与原油价格相关度更高、而原油价格相较于天然气现货价 格更加稳定，因此进口管道气价格的涨跌幅一般低于进口 LNG 价格的涨跌幅。

2022 年 10 月以来国际 LNG 现货价格自高点回落，国内部分 LNG 长协价格或已出现向下 拐点。供需结构差异，东亚地区更具参考性的 JKM 价格自 2022 年 10 月起延续同比下跌态 势，而欧洲的 TTF 价格只在 2023 年 1 月以后呈现相同态势。过往 6/9 个月移动均值 （MA6/MA9）对于 LNG 长协更有参考意义，JKM MA6/MA9 分别自 2023 年 3 月/4 月出现 同比回落的趋势，我们判断国内部分 LNG 长协价格已出现向下拐点。

挂气长协价格降幅或大于挂油长协。国内 LNG 长协大部分采用直线型定价公式，即 P(LNG)=A*指数+B，A 是挂钩系数（包含热值转换系数，通常在 7%-15%），B 为常数（包 含运费与通胀等）。原油价格与 NYMEX 亨利港（Henry Hub）天然气期货是目前国内 LNG 长协定价公式中常见的挂钩指数。HH MA6/MA9 分别自 2023 年 3 月/5 月持续同比下跌、 单月最高同比跌幅超过 60%，挂钩天然气价格的 LNG 长协价格或显著回落；而布油价格在 2023 年 2-10 月同比持续下跌、但自 11 月以来基本回稳，挂钩原油价格的 LNG 长协价格 或进入价格稳定期。

绿电：2024 年盈利下滑风险或将逐步出清

2023 年风光新增装机好于预期，预计 2024-2025 年新增装机维持高位。2023 年国内风电/ 光伏装机容量达到 441/609GW，全年新增 76/217GW，高于我们此前预测（65/150GW）、 详见 2023 年 9 月 21 日报告《装机拐点显现，绿电配置机会临近》。假设 2024-2025 年全 社会用电同比增长 6.4%/5.9%、考虑到双碳目标下火电从基荷向兼顾调节转变、水电与核 电增量有限，新增用电需求主要由风光电满足，我们测算 2024-2025 年风电新增装机 71/78GW、光伏新增装机 227/237GW，2025 年风光合计装机占比将达到 45%（2023 年 为 36%），发电量占比将达到 20%（2023 年为 16%）。

2024 年 1-4 月风电/光伏新增装机 17/62GW、但平均利用小时数同比减少 77/42 小时。根 据国家能源局统计数据，截至 2024 年 4 月末全国风电/光伏并网装机容量达到 458/671GW， 1-4 月合计新增 17/62GW（增幅 4%/10%），风电/光伏占电力总并网装机的比例分别为 15.2%/22.3%，较去年末提升 0.1/1.4pp。受制于源网协调不够、大型风电光伏基地项目建 设不平衡等原因，部分地区风电、光伏发电利用率下降，2024 年 1-4 月风电/光伏平均利用 小时同比减少 77/42 小时。

2014-2023 年全国新能源弃电率先升后降，5%成为新能源利用率考核红线。2014-2016 年 全国新能源发电装机大幅上升，但也因供需错配导致弃电率居高不下，其中弃风率为 8%/15%/17%、弃光率为 10%/12%/11%。国家发改委、国家能源局于 2018 年底联合下发 《清洁能源消纳行动计划（2018-2020 年）》，提出将新能源弃电率严控在 5%以内的要求。 全国风光弃电率自 2018 年以来持续位于 5%以下。

2023 年绿电交易占绿电发电量比例提升至 3.7%。中国电力企业联合会（中电联）数据显 示，2023 年全国绿色电力省内交易量 537.7 亿千瓦时，占全国市场交易量比重约为 0.95%， 占全国绿电发电量的 3.7%；2024 年 1-3 月全国绿电省内交易量累计达到 230 亿千瓦时， 占全国市场交易量比重约为 1.61%。2023 年 2 月 15 日，国家发改委、财政部、国家能源 局下发《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》。新政策允许带 补贴的绿电项目参与绿电交易，当绿电交易结算电量占比超过 50%且不低于当地平均水平 时，项目可优先获得绿电补贴。绿电交易主要以省内交易为主，绿电省间交易未对用户直 接开放，需由电网企业汇总并确认省内用户绿色电力交易需求，再跨区跨省购买绿色电力 产品。

盈利能力下滑风险或将出清。2021-23 年绿电运营商估值持续承压，主要反映出市场的三 个担忧：1）盈利能力下滑；2）应收补贴悬而未决；3）装机增速放缓。其中补贴和装机的 风险已在股价中体现、且可能迎来拐点，详见 2023 年 9 月 21 日报告《装机拐点显现，绿 电配置机会临近》。弃电率上升或电价下降均会导致绿电盈利能力下滑，考虑到 2023 年新 增装机规模与 2024 年各省电力交易政策，我们预计 2024 年绿电运营商盈利能力下滑风险 或将逐步出清。

环保：涨价弹性+自由现金流改善，运营类资产迎价值重估

水务：水价调整节奏加快

供水基本实现使用者付费，污水财政补贴比例较高。自来水公司直接面向终端客户收取水 费，其中自来水费直接构成公司收入。污水处理费则由自来水公司代收，政府再统筹使用 污水处理费与地方财政补贴资金向污水处理公司支付相应服务费。由于当前污水处理收费 标准不能覆盖污水处理成本及合理的利润水平，目前财政补贴比例较高。

2023 年 10 月至今共有 25 个地区调整水价。自 2021 年 6 月《城镇供水价格管理办法》和 《城镇供水定价成本监审办法》推出后，各地陆续启动水价听证会，积极上调供水价格。 据我们不完全统计，2021 年 11 月至今有 35 个地区调整水价，且 2023 年 10 月以来调价 节奏明显加速，共有 25 个地区调整水价，涉及多个省份。

36 城供水/污水价格复合增速分别为 2.3/4.3%。2006 年 6 月至 2022 年 1 月全国 36 城市居 民生活用水供水费从 1.63 元/吨波动上涨至 2.33 元/吨，涨幅为 142.94%，复合增速 2.32%。 2010 年以来全国 36 城市居民生活用水污水处理费整体水平稳步提升，由 2004 年 10 月的 0.46 元/吨逐步上涨至 2023 年 11 月的 1.02 元/吨，涨幅达 121.7%%，CAGR 达 4.26%。

2016-2023 年主要公司供水量明显提升，水价基本稳定。自 2016 年以来，主要水务公司的 供水量均逐年增加，其中粤海投资增长最快，2017 至 2023 年供水量由 4.06 亿吨增长至 18.70 亿吨，CAGR 为 28.99%。粤海投资 2023 年供水量大幅增加主要由于 2023 年新增 供水产能，主要包括 2022 年底收购 117 万吨/日，2023 年收购 24.5 万吨/日，2023 年建成 产能 156 万吨/日。2020 年以来大部分公司的售水均价相对稳定，2023 年主要水务公司售 水价分布在 1.59~2.73 元/吨。

2016-2023 年主要公司污水处理量价整体增长。自 2016 年以来，主要水务公司的污水处理 量大部分处于增长态势，其中北控水务增速较高，2023 年达到 59.25 亿吨。2016-2023 年 污水处理服务费由增长趋势明显，2023 年主要公司污水处理服务费分布在 1.25~2.40 元/ 吨的价格区间。

自由现金流转正趋势明显，分红比例仍有提升空间

最高分红比例超 70%，大部分公司仍有提升空间。2023 年光大环境和军信股份静态股息率 较高，分别达到 8.7/5.7%，瀚蓝环境提升 1.6 个百分点至 2.8%；22-23 年三峰环境均保持 在 3%以上。从分红比例来看，22-23 年军信股份均维持在 70%以上，领先于同行；20-23 年期间，光大环境和三峰环境分红比例持续高于 30%，分红水平稳定。

自由现金流转正趋势明显，为股东回报和价值重估提供坚实基础。据我们测算，20-23 年各 公司 FCFE（FCFE 估算值=经营现金流净额+投资现金流净额-财务费用）大部分同比转好， 其中，三峰环境、旺能环境、军信股份率先转正，分别达到 2.95/0.09/5.87 亿元；瀚蓝环境、 上海环境、绿色动力、伟明环保、粤丰环保现金净流出大幅下降，光大环境现金净流出持 续收窄。

编辑：火腿肠