火电：盈利趋稳，寻找增量
2024 年火电电价整体趋稳以及煤价同比进一步下降，火电盈利持续改善。展望未来，火电电价受一次能源价格和电力市场供需影响，由于一次能源价格有所下降，预计火电上网电价将同步出现下降，但由于燃料成本亦有所下降，预计火电度电盈利仍有望保持在合理水平；在部分电力市场供需偏紧的地区，火电年度长协电价可能降幅相对较小，相应盈利水平可能更好。整体而言，在火电盈利趋稳的情况下，有电量增长的公司盈利有望进一步提升，而这主要与新增装机容量增长/电价稳健相关。
新型电力系统中，煤电定位由传统的电力、电量主体电源转向基础保障性、系统调节性电源，未来煤电的转型的主线任务为“清洁低碳、高效调节、快速变负荷、启停调峰”。长期来看，随着新能源持续发展以及煤电定位发生转变，一方面煤电发电量占比将出现下降；另一方面，煤电电力商品的电能量、平衡属性将有所减弱，调节、可靠性的属性将增强，未来主要收入来源于电量电价、辅助服务收入以及容量电价收入，收入来源更加多元。 从煤电盈利的主要影响因素来看，由于不同区域电力市场供需状况、新能源发展程度以及不同火电机组成本差异等因素影响，随着新型电力系统建设加快推进，火电盈利将产生分化，具备低成本优势，以及分布在新能源装机占比较少/新能源消纳情况好/利用小时数高区域（电力供需偏紧区域）的火电机组将盈利水平更加稳定，现金流水平更好。
容量电价机制落地，容量电价补偿未来将进一步提升。煤电容量电价机制自 2024 年实施以来，整体落地执行效果较好，从各地2024年以来煤电容量电价政策执行情况来看，多数地区 2024 年煤电容量电价在2分/KWh左右，湖南、河南、吉林、重庆、河北、广西、陕西、湖北、安徽、江西等省份的度电容量电价水平相对较高，2024 年1-11 月的平均容量电价超过2 分/KWh。
未来煤电容量电价有望进一步提升，促进煤电盈利趋稳。根据国家发改委、国家能源局发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》，煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦 330 元；通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024～2025年多数地方为 30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为50%左右。2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。未来随着煤电容量电价补偿标准增加，度电收益水平将进一步增加，有助于促进火电盈利维持稳定。
辅助服务交易和价格机制逐步完善，促进火电转型发展
2021 年 12 月，国家能源局印发《电力辅助服务管理办法》，扩大辅助服务提供主体范围，规范辅助服务分类和品种，新增转动惯量、爬坡、稳定切机、稳定切负荷等辅助服务品种，进一步完善辅助服务考核补偿与分摊机制，明确跨省跨区发电机组参与辅助服务的责任义务、参与方式和补偿分摊原则，建立用户参与的分担共享机制；健全市场形成价格新机制，在以调峰辅助服务市场化交易为主的基础上，持续推动调频、备用、转动惯量、爬坡等品种以市场竞争方式确定辅助服务提供主体，形成交易价格，降低系统辅助服务成本。2024 年 2 月，国家发改委、国家能源局发布《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，主要内容包括优化调峰辅助服务交易和价格机制、健全调频辅助服务交易和价格机制、完善备用辅助服务交易和价格机制以及规范辅助服务价格传导等，优化调峰、调频、备用等辅助服务的交易和价格机制，并明确辅助服务价格传导机制，促进电力经营主体提供新型电力系统需要的辅助服务和规范辅助服务交易和价格行为，保障电力系统安全稳定运行和促进新能源消纳水平提升。2024 年 10 月，国家能源局印发《电力辅助服务市场基本规则（征求意见稿）》，提出科学确定辅助服务市场需求，合理设置辅助服务市场交易品种，按照“谁提供、谁获利、谁受益、谁承担”原则，优化各类辅助服务价格形成机制，健全辅助服务费用传导机制，明确辅助服务的市场成员、辅助服务品种、辅助服务市场交易、费用产生及补偿、传导机制。
地区电力辅助服务实施细则逐步出台，实现《电力辅助服务管理办法》、《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》等政策有效落地。电力辅助服务市场不断完善，为火电等主体带来增量收入来源，有助于推动火电向基础保障性和灵活支撑电源转型。随着未来新能源装机规模持续增加，未来国内电力辅助服务费用规模有望进一步增长。根据国际经验，电力辅助服务费用一般在全社会总电费的 3%以上，该比例随着新能源大规模接入还将不断增加，据此可以预期的是，未来国内辅助服务费用规模有望超过千亿规模，较当前国内电力辅助服务费用规模有较大增长空间。
新能源发电：市场化交易推进，消纳有望改善
资源与需求空间逆向分布以及新能源出力与用电负荷变化时间错配，电价、消纳问题引起市场担忧。由于我国风光新能源资源分布与电力需求存在空间错配，以及风光新能源出力与用电负荷在时间上的错配，导致随着新能源并网规模持续增加，西部一些地区的风光新能源大发时段存在电量供过于求的情况，风光新能源消纳面临挑战，弃风弃光率开始上升，新能源参与市场化交易电量的电价呈下行趋势，部分地区电力现货市场出现负电价现象，对项目收益率带来一定影响。2024年以来，新能源发电利用率水平呈现下降趋势，市场化交易电价亦有所下行，新能源电量不确定和电价不稳定问题有所加剧。 新能源发电参与市场交易大势所趋，2022 年 1 月国家发改委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确提出到2030 年，新能源全面参与市场交易。当前，新能源市场化交易电量占比持续增加，2023 年新能源市场化交易电量 6845 亿 KWh，占新能源发电量的比例为47.3%，同比增加8.9pct。从各省电力市场交易机制来看，西部地区部分省份新能源参与市场化交易且执行峰谷电价机制，对新能源参与市场化交易提出电量比例要求，参与市场交易的电量比例较高；在光伏发电出力较大的时段，多为谷电时段，电价下浮幅度较大。整体而言，未来随着新能源参与市场化交易的比例不断提升，预计部分地区新能源发电项目的上网电价或将继续下降。 电价分化，风电电价较为稳定，光伏电价呈下降趋势。从上市的新能源发电相关公司 2019-2023 年风电平均上网电价走势来看，风电上网电价较为平稳，主要原因在于风电项目出力时点较为均匀，电价受市场化交易的影响相对较小，市场化交易对风电项目收益率的影响相对较小；从各公司2019-2023 年光伏平均上网电价走势来看，光伏上网电价整体呈现下降趋势，2022 年后平均上网电价大幅下降，主要原因在于平价项目装机容量增加，以及光伏出力时点较为集中，光伏出力较大的时点多处于电价谷/平价时段，或电力供需相对宽松使得市场化交易电价偏低，因而使得光伏项目上网电价下降。
政策推动新能源消纳水平提升。2024 年以来，国家陆续出台支持新能源发展及促进新能源消纳的相关政策，明确非化石能源消费目标，推动钢铁、有色、石化、化工、建材、造纸等行业绿色低碳转型，推动可再生能源配套基础设施建设和绿色能源消费，加快推动输电通道建设和配电网改造升级，引导产业转移实现新能源就地消纳，促进新能源消纳水平提升。 国家政策推动非化石能源消费量提升。国务院发布的《2024-2025 年节能降碳行动方案》提出，2024 年，非化石能源消费占比达到18.9%左右；2025 年，非化石能源消费占比达到 20%左右；中共中央、国务院发布的《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》提出，到 2030 年，非化石能源消费比重提高到25%左右；国家发改委、国家能源局等六部门联合发布的《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》提出，到 2025 年全国可再生能源消费量达到11 亿吨标煤以上，2030 年全国可再生能源消费量达到 15 亿吨标煤以上。
非水可再生能源消纳责任权重提升，新增电解铝行业绿电消费比例。2024年8月2 日，国家发改委办公厅、国家能源局综合司发布《关于2024 年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，明确了 2024 年和2025 年各省（自治区、直辖市）的可再生能源电力消纳责任权重，并首次新设电解铝行业绿色电力消费比例目标，要求各省按权重推动可再生能源电力建设和跨省交易，确保责任权重的完成，促进可再生能源高质量发展和碳达峰碳中和目标的实现。2024 年“非水可再生能源”消纳权重最大的省（区）集中在西北和东北地区，分别为青海、宁夏、吉林、黑龙江，均为 30%。2024 年各省（区、市）权重提升比例则有差异，黑龙江、河南、海南较去年提高 7 个百分点及以上；吉林、湖南、甘肃较去年提高了6 个百分点及以上。自发布可再生能源消纳责任权重及有关事项的通知以来，主要关注均聚焦于各省、自治区、直辖市的可再生能源电力消纳责任权重，并未对特定行业提出绿色电力消费比例目标。在 2024 年的通知中，首次对电解铝行业提出了绿色电力消费比例目标，并指出电解铝行业的绿色电力消费比例完成情况以绿证核算，2024 年只监测不考核。2024 年各省（区、市）电解铝行业绿色电力消费比例目标中，最大的是四川、青海、云南，均为70%。地方政府拟出台高耗能企业可再生能源强制消费机制，促进可再生能源消纳水平提升。内蒙古自治区公开征求《内蒙古自治区建立高耗能企业可再生能源电力强制消费机制的若干措施》意见，提出实施存量高耗能企业可再生能源电力强制消费机制，各盟市综合考虑本地区节能目标完成进度、项目能效水平、能耗强度水平以及存量挖潜等因素，合理确定存量高耗能企业可再生能源电力消纳责任权重目标，可参考本盟市上一年度实际完成值。2024 年，由盟市确定强制消费企业名单，先行先试。2025 年，实现高耗能企业全覆盖，节能进度目标滞后的盟市可自主扩大可再生能源电力强制消费覆盖行业范围和可再生能源电力消纳责任权重目标。新建高耗能项目，严格按照自治区现行项目节能审查标杆值政策，综合考虑本地区节能形势等，合理确定可再生能源电力消纳责任权重目标，并出具承诺函。用能结构以电力为主且可再生能源电力消纳责任权重达到50%的高耗能项目，在达到能耗强度要求的前提下，不需全额落实能耗指标。
国家政策大力支持绿电、绿证交易。2023 年 8 月，《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》发布，此后2024 年2月，国家发改委发布《加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》，首次将绿证交易纳入省级政府考核；2024 年8 月，国家发改委、国家能源局印发《电力中长期交易基本规则-绿色电力交易专章》，明确绿电交易主体范围、绿电交易方式、价格机制、交易结算和偏差处理等，规范绿电交易，有效体现绿色电力的环境价值。 国家政策大力支持，绿证核发规模不断扩大，国家能源局数据显示，截至2024年 9 月，全国累计核发绿证 23.19 亿个，其中风电7.93 亿个，占比34.19%；太阳能发电 4.84 亿个，占比 20.86%；常规水电 8.85 亿个，占比38.16%；生物质发电 1.56 亿个，占比 6.71%；其他可再生能源发电 190 万个，占比0.08%。绿电、绿证交易需求释放，交易规模大幅增长。近年来，能源、钢铁、互联网等行业对于绿电的消费需求持续释放。中电联数据显示，2024 年1-8 月，我国绿色电力交易电量达 1775 亿千瓦时，同比增长 223%，绿证交易超过2 亿张，同比增长近 5 倍。从绿电交易价格来看，由于当前绿电交易市场供需偏紧，绿电交易较燃煤标杆电价存有溢价，体现出绿电的环境价值，有助于促进新能源发电项目的电价保持稳定，促进新能源项目的收益率维持在合理水平。
可再生能源补贴有望逐步发放，改善新能源发电企业财务状况。可再生能源补贴欠款存在对新能源发电企业的现金流带来一定影响，随着财政政策发力，新能源可再生能源补贴欠款或将逐步发放，而电力企业可再生能源补贴落地，现金流状况将有所改善，同时资产负债率将有所下降，财务结构改善，推动新能源项目建设落地。 从应收账款余额/市值的角度来看，在上市公司中，大唐新能源、上海电力、中国电力、金开新能、中广核新能源、太阳能、吉电股份等公司的应收账款余额/市值的数值较大，超过 60%，若未来可再生能源补贴逐步有序发放，上述企业的受益程度或相对更大。
海上风电装机容量稳步增长，在风电装机中占比进一步提升。国家能源局数据显示，截至 2023 年，国内海上风电累计装机容量为 3729 万千瓦，同比增长22.4%，占全国风电装机容量的比例为 8.45%，较 2022 年同比增加0.11pct。2024年以来海上风电新增装机容量 181 万千瓦，装机容量实现进一步增长。
沿海省份要实现可再生能源发展目标和“双碳”目标，发展海上风电是主要路径之一。沿海主要省份均发布了海上风电发展规划，明确“十四五”期间海上风电开发、投运装机规模，促进沿海省份电力能源安全保供的同时助力减碳目标实现。在沿海省份中，江苏、福建、广东等省份“十四五”期间海上风电开发规模较大。海上风电项目利用小时数高，消纳条件好，设备及建设成本下行，海上风电项目的盈利性较好，2024 年以来，上海、福建等地区陆续开展海上风电项目竞配，广东、海南、江苏、浙江等省份海上风电项目列入 2024 年重点项目。预计随着各省加快海上风电项目资源配置和项目建设，未来随着沿海地区海上风电项目逐步投产，预计海上风电装机容量有望保持较快增速。
对海上风电项目收益进行测算，测算假设条件如下：1）项目装机容量 100 万千瓦，利用小时数为 3500 小时；2）厂用电率3%；3）折旧年限为 25 年，期末残值假设为 0；4）管理费用率假设为5%；5）项目投资的资本金比例为 20%，剩余为银行贷款，假设贷款利率为3%；6）所得税率为15%。综合以上假设条件，测算得出：当海上风电全投资成本为10000 元/KW、上网电价在 0.30-0.40 元/KWh（含税）区间内时，海上风电单位GW 装机净利润在1.24-3.66亿元区间内，度电净利润在 0.035-0.105 元/KWh 区间内；当海上风电上网电价为0.37 元/KWh（含税）、海上风电全投资成本在 9000-12000 区间内时，海上风电单位 GW 装机净利润在 3.54-1.73 亿元区间内，度电净利润在0.101-0.049元/KWh区间内。
核电：全球核电复苏势头强劲，长期发展稳步推进
板块回顾：核电板块最高跑赢大盘约 70pct，检修增加拖累业绩增速
2024 年初至今核电板块整体表现良好。截至 2024 年12 月4 日，今年中国核电累计上涨 33.58%，中国广核累计上涨 32.92%，分别跑赢沪深300 指数19.0pct和18.4pct，同期沪深 300 指数上涨 14.56%。
2024 年年初至 12 月 4 日，核电行业公司股价表现可分为四个阶段：年初-7 月下旬，核电行业上涨明显，相对大盘超额收益有所扩大：7 月25日核电年内超额收益达到最大，中国核电较年初累计上涨65.70%，中国广核较年初上涨 70.57%，分别跑赢沪深 300 指数 66.6pct 和 71.5pct，同期沪深300 指数下跌0.93%。一方面，核电作为稳定、低碳的基荷电源，在电力系统中的重要性日益显著，我国政策鼓励核电发展叠加全球核电复苏势头强劲，核电成长确定性较强；另一方面，宏观经济增速有所放缓，行业性市场机会减少，核电行业具有较强的抗风险能力和成长，在市场相对震荡环境下估值水平有所提高。7 月 26-9 月 13 日，核电行业有所回撤：此阶段中，中国核电累计下跌20.46%，中国广核累计下跌 24.18%，同期沪深 300 指数下跌7.06%，核电年内超额收益有所收窄。尽管 8 月 19 日国常会核准 11 台核电机组，创历史新高，但随着美联储降息预期加强，市场投资风格有所变化，叠加市场流传电价下降传闻，以及上半年核电检修增加，中国广核核电发电量增长放缓，中国核电核电发电量略有下降，市场对核电行业投资热情有所降低。 9 月 18 日-10 月 8 日，核电行业涨幅跑输大盘：此阶段中，中国核电累计上涨13.37%，中国广核累计上涨 13.92%，同期沪深 300 指数累计上涨34.72%。当地时间 9 月 18 日，美联储宣布将联邦基金利率目标区间下调50 个基点，降至4.75%-5.00%，系 2020 年 3 月以来首次降息，降息幅度超出市场预期；9 月24日，中国人民银行宣布下调准备金率 0.5 个百分点，25 日央行进行MLF 操作，下调操作利率 0.3%至 2.0%；央行创设首期 3000 亿元股票回购增持专项再贷款和5000亿元证券、基金、保险公司互换便利，此次政策组合拳对市场产生积极影响，投资者信心有所恢复，A 股成交量明显放大，成长型投资风格占优，核电关注度降低，涨幅弱于大盘。
10 月 9 日-12 月 4 日，核电震荡下调：此阶段中，中国核电累计下跌15.85%，中国广核累计下跌 14.41%，同期沪深 300 指数累计下跌9.49%。10 月8 日大涨后，市场热情退坡，大盘回调；中国核电、中国广核因检修增加、电量波动、电价降低和成本提高等原因，前三季度业绩增速有所放缓，叠加市场对电价下调的预期，核电跌幅大于大盘。 中国核电：电量波动及电价降低导致业绩有所下滑。2024 年前三季度，公司实现营业收入 569.86 亿元，同比提高 1.60%；归母净利润89.34 亿元，同比下降4.22%；扣非归母净利润 88.66 亿元，同比下降 3.02%。公司归母净利润同比有所下降的主要原因是市场化电价有所降低，收入增幅低于成本增幅。公司累计商运发电量1603.88 亿 kWh，同比增长 2.70%，上网电量 1511.21 亿kWh，同比增长2.92%，其中核电发电量 1356.38 亿 kWh，同比下降 2.74%，上网电量1267.83 亿kWh，同比下降 2.79%；新能源发电量 247.50 亿 kWh，同比增长48.19%，上网电量243.38亿 kWh，同比增长 48.21%。公司核电发电量有所下滑的主要原因是机组检修天数变化、福清 4 号机组两次检修以及海南核电受台风影响，配合电网线路检修降功率。根据 10 月 10 日公司公告，福清 4 号机组小修已结束并重新启动。
中国广核：业绩稳健增长，增速有所放缓。2024 年前三季度，公司实现营业收入622.70 亿元，同比增长 4.06%，归母净利润 99.84 亿元，同比增长2.93%，扣非后归母净利润 97.38 亿元，同比增长 0.91%。公司运营管理的核电机组总发电量1780.69 亿 kWh，同比增长 4.93%，上网电量 1668.90 亿kWh，同比增长4.97%。公司电量增长主要系防城港 3 号商运时间同比增加，4 号机组年内投产及台山1号机组恢复并网发电所致，但大亚湾、岭东核电站因换料大修时间同比增加，发电量减少，一定程度上拖累公司电量增速。
核准机组数量创历史新高，核电行业增长确定性高
我国核电行业发展全球领先，但核电发电量占比较低。截至2024 年11 月15日，我国商运核电机组数量达到 56 台，总装机 5821.8 万千瓦，位列全球第三，此外国和一号示范工程 1 号机组、漳州核电 1 号机组预计将于年内投产；在建核电机组 31 台，总装机容量 3770 万千瓦（含国和一号示范工程1 号机组），保持世界第一；在建及已核准未开工机组合计 46 台，累计装机容量5547 万千瓦。但我国核电发电量在全国发电量中的占比较低，2023 年仅占4.86%，低于世界平均水平（近 10% 1）。
核电行业年内有序发展。5 月 25 日，中广核广西防城港4 号机组正式具备商业运行条件；10 月 12 日，中核漳州核电 1 号机组装载首炉核燃料，机组进入主系统带核调试阶段，国电投国和一号示范工程 1 号机组已于10 月31 日前成功实现首次并网发电，两台机组预计年内正式并网投产；台山1 号机组恢复并网发电，前三季度利用小时数 5782 小时，能力因子 90.49%，略高于全国核电平均水平。机组检修增加导致能力因子有所下降。2024 年 1-9 月，全国运行核电机组累计发电量 3278.09 亿千瓦时，较上年同期增长了 1.55%；累计上网电量3085.57亿千瓦时，较上年同期增长了 1.88%；核电设备平均利用小时数为5747.88 小时，与上年同期基本持平；平均机组能力因子为 89.08%，较上年同期降低了2.37pct。
中广核和中核分居在运、在建核电容量第一。由于核电项目在技术、资金、安全性等方面壁垒高，目前我国仅有中核、中广核、国电投和华能四张核电牌照，其中，中广核运营管理的在运核电装机容量为 3056 万千瓦（含联营的红沿河核电），位列第一；中核集团在建核电装机容量合计 1514 万千瓦，在建及核准待建装机容量 2064 万千瓦，均位列第一。
核电核准常态化，2024 年核准数量创新高。2024 年8 月19 日，经国务院常务会议审议，决定核准中核江苏徐圩核能供热发电厂一期工程，中广核山东招远、浙江三澳、 广东陆丰项目，以及国家电投广西白龙核电一期工程共计11 台核电机组。自 2019 年重启核电核准以来，这是我国连续第三年核准10 台及以上核电机组，累计已核准 44 台核电机组。
核电审批和建设加快，项目储备项目充足。核电项目自环评（选址阶段）至获得核准用时最快半年左右，以金七门核电一期项目为例，2023 年6 月项目环评（选址阶段）受理，11 月 10 日获批复，12 月 29 日获核准。自核准到2 台机组全部FCD 用时 1-2 年，以漳州二期为例，2022 年 9 月获核准，两台机组分别于2024年 3 月/9 月 FCD。核电建设周期 60 个月左右，以漳州1 号为例，2019 年10月16日 FCD，若 2024 年内顺利投产，建设周期不超过 61.5 个月。目前，防城港三期、海阳三期等项目环评（选址阶段）已获批复，庄河核电、台山二期、三门三期等项目环评（选址阶段）受理或拟批复，2025 年继续核准10 台及以上核电机组的项目储备充足。
核电集中投产期将至，装机容量将快速增长。截至2024 年11 月15 日，我国在建核电机组中，中核漳州 1 号机组和国电投国和一号示范工程1 号机组预计将于年内投产，预计 2025 年投产 3 台机组，2026 年投产4 台机组（包括海南小堆），2027 年将进入集中投产期，预计投产 9 台机组。按当前在建机组及已核准未开工机组情况测算，到 2030 年我国在运核电装机有望突破1 亿kW，若未来保持每年10 台的核准节奏，到 2034 年我国在运核电装机有望首次达到1.5 亿kW。
电投产融重组，A 股核电将呈三足鼎立。电投产融发布重组预案，拟置入电投核能 100%股权。电投核能控股（包括共同控制）在运核电8 台，装机规模921万千瓦；管理国家电投集团控股核准在建机组 8 台，装机规模1056 万千瓦，并参股红沿河核电、三门核电等核电项目，在运权益装机 743 万千瓦。重组完成后电投产融将成为 A 股第三家核电运营公司，我国仅有的四张核电运营牌照中仅华能集团核电资产暂未上市。
全球核电复苏势头强劲，关注新型核电技术发展
核电在碳中和的重要性日益显现，发展仍需提速。IEA 发布《2024 年世界能源展望》，对全球能源发展进行了“现行政策”（STEPS）、“已宣布承诺”（APS）和“净零排放”（NZE）三种情境预测，其中 STEPS 基于当前已实施的能源政策和措施，APS 考虑了各国政府已公开承诺的能源和气候目标，NZE 则要求实现将全球平均温升限制在 1.5℃以内。在三种情境下，核电都将持续增长，在STEPS情境下核电装机容量将从 2023 年的 4.16 亿千瓦增至 6.47 亿千瓦，APS 情境下提升至8.74 亿千瓦，NZE 情境下提升至 10.17 亿千瓦。在STEPS 情境下，到2035年中国新增核电装机将占全球增量的 40%，在 NZE 情境下接近50%，2030 年前后核电装机容量有望达到世界第一。报告表明，核电是实现碳中和的重要电源，虽然当前核电已经迎来复苏，但要实现碳中和仍需要进一步提速。报告同时指出，多个国家正在开发小型模块化反应堆，如果能够以合理成本实现商业化，可为全球市场带来新的核电发展机会。
多国共同签署核电三倍计划，核电在实现碳中和中发挥重要作用。经合组织核能署、世界核协会、政府间气候变化委员会（IPCC）等国际机构所做的分析预测：全球到 2050 年要实现温升 1.5 度以内或者在当年实现碳中和，核电装机需要增加两倍。2023 年 12 月 2 日，在《联合国气候变化框架公约》第二十八次缔约方大会（COP28）上，多个国家要求 2050 年前，将世界核电产能提高到2020 年水准的3 倍，以帮助全球达成净零排放的目标。美国、日本以及多个欧洲国家表示，核能在达成碳中和目标过程中扮演着重要角色。已经有22 个国家加入了这一宣言，分别是美国、保加利亚、加拿大、捷克、芬兰、法国、加纳、匈牙利、日本、韩国、摩尔多瓦、蒙古、摩洛哥、荷兰、波兰、罗马尼亚、斯洛伐克、斯洛文尼亚、瑞典、乌克兰、阿联酋和英国；30 多个国家计划扩大核能使用。美国公布三倍核电路线。美国白宫 11 月 12 日发布《安全和负责任扩张美核能：部署目标和行动框架》报告，计划到 2050 年新增 2 亿千瓦核电装机容量，将核电总装机规模增至现有水平三倍；中期目标为到 2035 年实现新增3500 万千瓦在建或投运装机规模，催化形成新核能部署生态；到 2040 年达到年均部署1500万千瓦的建设能力，支持美国和全球核能部署。报告明确了9 大实现路径和30余项具体行动措施，主要举措包括：建造百万千瓦级大堆、小堆、微堆，在运机组延寿和改造扩容以及已关闭机组重启，优化许可和审批程序，培养核产业劳动力，完善设备供应链，发展核燃料供应链，加强乏燃料管理。美国核电场址扩容空间较大，推进“煤改核”研究。根据美国能源部《核电和煤电厂址新增核电装机容量评估报告》，美国在 31 个洲的54 座在运和11 座近年退役的核电厂主要分布在中东部区域，沿海、五大湖沿岸和内陆均有分布，其中41座在运和已退役核电厂厂址可新建 60GW 大型轻水堆；如果将有可能新建600MWe小型堆和先进堆的厂址包括在内，则可达 95GWe；在煤电厂址附近建设核电厂还可新增 128-174GW 核电。
“算力+核电”前景广阔，小堆受到广泛关注。随着AI 产业快速发展，算力中心电力需求大幅增长，ChatGPT 日均用电量超 50 万 kWh，叠加散热等用电需求，IEA预测从 2022 年到 2026 年数据中心的用电量将翻一番。因此，多家大型科技公司开始投资核电，尤其是小型模块化反应堆 SMR 受到广泛关注：谷歌与核能初创公司 Kairos 电力公司签署协议，建造 7 个 SMR 提供 500MW 电力；亚马逊与西北能源公共事业联盟签署协议建造四座 SMR，一期装机容量230MW，二期960MW，计划与道明尼能源公司合作开发一座 SMR；比尔·盖茨投资的Terra 电力公司与沃伦·巴菲特旗下太平洋电力公司合作开发 SMR；OpenAI 创始人萨姆·奥特曼也投资了核能初创公司 Oklo 2。 我国小堆进展领先，首堆预计 2026 年投产。我国自主研发并具有自主知识产权的玲龙一号（ACP1000）是全球首个陆上商用模块化小堆，全球首堆海南昌江小堆示范项目预计将于 2026 年投产，装机容量 125MW。除发电外，玲龙一号还具有供热制冷、工业供汽、海水淡化、稠油开采等功能。此外，石岛湾高温气冷堆也属于小堆范畴；海阳一体化小堆示范工程环评（选址阶段）已取得拟批复，厂址选择审查意见书已颁发，拟建设 1 台一体化自然循环小型压水堆机组，热功率200MW，最大供汽能力 250t/h。
水电：无风险利率持续走低，稳健资产配置价值凸显
板块回顾：2024 年水电板块表现稳健，相对收益先升后降
2024 年水电板块累计涨幅 17.2%，跑赢大盘 5pct。2024 年1 月2 日至12月23日，申万水电行业指数累计上涨 21.4%，跑赢沪深 300 指数5.2pct，同期沪深300指数上涨 16.2%。 2024 年水电板块指数的表现可大体分为几个阶段：
1、2024/1/3-4/25，水电板块有所上涨，相对大盘累计超额收益为4.8pct：这期间，水电板块指数累计上涨 9.1%，同期沪深300 指数累计上涨4.3%，整体跑赢大盘。
2、2024/4/25-9/24，水电板块上涨明显，相对大盘累计超额收益为20.5pct：这期间，水电板块指数累计上涨 19.5%，同期沪深300 指数累计上涨0.4%，主要受益于：1）4 月份密集披露年报和一季报时，水电龙头公司展现了高业绩稳定性、强利润调节性和高分红属性，如长江电力现金分红率2023年高达74%。
3、2024/9/24-12/12，水电板块有所下行，相对大盘累计超额收益一度跌至-7pct：2024 年 9 月 24 日国新办举行《金融支持经济高质量发展有关情况举行新闻发布会》,央行、证监会、金融监管总局宣布的一揽子政策提振了投资者信心，在浓厚的“牛市”氛围下，水电等防御板块表现较为一般。
4、2024/12/12-至今，水电板块恢复上行，相对大盘累计超额收益为5pct：这期间，十年期国债收益率一度跌至 1.7%，12 月18 日美联储宣布降息，低利率背景下水电股的投资价值愈加凸显。
水电个股中，2024 年表现靠前的为长江电力、华能水电、闽东电力和川投能源。2024 年 1 月 2 日至 12 月 23 日，长江电力、华能水电、闽东电力和川投能源累计上 涨 24.87%/21.41%/19.54%/13.32% ， 相 较 于沪深300 指数，跑赢15.45/12.94/11.39/1.34pct。
业绩回顾：经营持续稳健，来水偏丰推动业绩提升
来水：2024 年来水整体偏丰,大型水电运营商所在流域来水均较好
2024 年整体来水偏丰，大型水电运营商所在流域来水均较好。2024 年前三季度，乌东德水库来水总量约 888.52 亿立方米，较上年同期偏丰12.56%；三峡水库来水总量约 3131.10 亿立方米，较上年同期偏丰 20.26%。2024 年上半年澜沧江流域来水同比偏丰约 3 成，其中乌弄龙、小湾和糯扎渡断面来水同比分别偏丰30%、31%和 29%。
2024 上半年发电量同比增加，9 月起发电量增速有所下降。2024 年1-10月我国水电累计发电量为 1.11 万亿千瓦时，同比增加 13.22%；其中1-6 月发电量为0.55万亿千瓦时，同比增加 22.69%；7-10 月发电量为 0.56 万亿千瓦时，同比增加5.2%。9-10 月发电量同比分别下滑 14.6/14.9pct。
装机：2024 全国水电装机小幅增长
2024 年截至 10 月底，全国水电装机累计 4.31 亿千瓦，累计同比增长2.53%；水电装机在全国电力总装机中占比 13.49%，同比下降1.45pct，占比下降主要因新能源装机相对较快增长。
业绩：来水改善叠 2024 水电板块业绩增长明显
来水偏丰业绩高增。2024Q1-Q3 申万水力发电指数中11 家上市公司实现营收1465亿元，同比增长 9%；归母净利润 496.83 亿元，同比增长22.5%。2024 年第二季度以来大型水电运营商所在流域来水均偏丰，发电量增长带动上市公司归母净利润高增（长电+30%，华能水电+8%，川投能源+15%，国投电力+9%）。
未来展望：装机低速平稳增长期，低利率下高分红高股息属性突出
装机：水电已步入低速平稳增长期，十四五期间内龙头装机有一定提升空间
我国水电开发步入中后期，优质存量大水电稀缺性凸显。目前我国水电资源开发进程已经过半，剩余水资源开发难度高、造价高。2021 年国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》提出，“十四五”、“十五五”期间分别新增水电装机0.4亿千瓦左右。结合 2022 年国家能源局发布的“十四五现代能源体系规划”和中国水电发展远景规划，预计 2025 年和 2030 年我国常规水电装机分别达到3.8亿和4.2 亿千瓦，对应 2022-2030 年 CAGR 为 1%。 十四五期间内龙头水电装机有一定提升空间。十四五期间我国水电龙头的电站规划包括，国能集团玛尔挡电站（装机 2.32GW，预计24 年投产）、华能水电托巴电站（装机 1.4GW，24-25 年投产）、国投电力印尼巴塘水电站（装机0.5GW，25年投产）、川投能源银江水电站（装机 0.39GW，25 年投产）等。
盈利：十四五期间电站陆续折旧到期，叠加财务费用下降，盈利水平有望提升
水电站运营后期，折旧和财务费用会显著下降，提升盈利水平。水电站大坝和机组的实际使用年限远超会计折旧年限，在水电站运营的后期，一方面，十四五期间，部分水电站的折旧预计会陆续到期，折旧计提完毕后能释放一部分利润；另一方面，随着企业逐渐还债和置换高息债务，负债规模逐渐降低且融资成本可逐渐下降，财务费用也随之逐渐下降，进而释放利润。
新能源：政策支持下，水风光一体化的开展有望成为水电企业新的增长点
基于水电优良的调节性能，水风光一体化的开展有望成为水电企业新的增长点。水电和新能源的出力有较强的互补性。近年来，国家陆续出台了多项支持发展水风光互补的政策。目前不少水电企业依托流域内的水能资源建设水风光一体化基地。
投资价值：低利率下高分红高股息属性突出，具备长期投资价值
水电企业拥有稳定的现金流和盈利能力，支撑其保持高分红。2010-2023年，水电行业分红率从 44.6%提升至 63.5%。以水电龙头长江电力为例，2016 年以来其现金分红占归母净利润比重处在 61%~94%区间，2022 年高达94%。展望十四五期间，头部水电公司均承诺了高分红，如长江电力承诺每年现金分红不低于当年净利润的 70%，华能水电和国投电力承诺每年现金分红不低于当年可分配利润的50%，川投能源承诺每股派现不低于 0.4 元（含税）。
水电股具有“类债券”属性，股息率常年高于国债收益率。基于水电公司稳定充沛的现金流和高分红的特点，水电股价波动较小且长期持有的超额收益丰厚。2010-2024 年，水电板块的股息率从 2.34%提升至 2.58%，年均增加0.05pct。2018年以来，随着十年期国债利率逐渐下行，水电板块的股息率平均高于十年期国债收益率约 0.88pct。个股方面，截至 2024 年 12 月底，长江电力和川投能源的股息率分别为 2.77%/2.33%，高于中债十年期国债收益率1.07/0.63pct。
全球降息预期背景下水电股的防御属性更加凸显，配置价值提升。目前我国处在低利率阶段，2024 年 12 月末 10 年期国债收益率下行至1.7%，处在近10年来底部水平。一方面，低利率阶段有助于水电公司降低融资成本并节约财务费用；另一方面，低利率也可通过降低 WACC 提升水电公司内在价值。展望后续，在全球弱宏观环境且有降息预期背景下，我们认为水电股凭借业绩稳健性及成长性兼具、高分红承诺、高兑现预期的优势，预计对投资者的有持续较强吸引力。
政策大力支持并购重组，电力行业资产重组加快推进
2024 年以来，国家多次出台政策支持上市公司并购重组，通过上市公司并购重组助力新质生产力发展和推动产业整合实现行业集中度提升，促进资本市场和上市公司高质量发展。 2024 年 4 月，国务院发布《关于加强监管防范风险推动资本市场高质量发展的若干意见》，提出推动上市公司提升投资价值，鼓励上市公司聚焦主业，综合运用并购重组、股权激励等方式提高发展质量；完善吸收合并等政策规定，鼓励引导头部公司立足主业加大对产业链上市公司的整合力度；同时要求加大并购重组改革力度，多措并举活跃并购重组市场。 2024 年 9 月，中国证监会发布《关于深化上市公司并购重组市场改革的意见》，明确提出支持科创板、创业板上市公司并购产业链上下游资产，支持运作规范的上市公司围绕产业转型升级、寻求第二增长曲线等需求开展符合商业逻辑的跨行业并购，支持上市公司结合自身产业发展需要收购有助于补链强链、提升关键技术水平的优质未盈利资产。同时，《意见》提出支持非同一控制下上市公司之间的同行业、上下游吸收合并，以及同一控制下上市公司之间吸收合并；支持传统行业上市公司并购同行业或上下游资产，加大资源整合，合理提升产业集中度。2024 年 12 月，国务院国资委印发《关于改进和加强中央企业控股上市公司市值管理工作的若干意见》，提出积极开展有利于提高投资价值的并购重组，支持中央企业控股上市公司根据自身产业基础和主业发展规划，通过并购重组加快布局战略性新兴产业和未来产业，培育新质生产力，打造产业领先企业。多家电力行业上市公司进行资产重组，行业并购重组整合加快。2024 年以来，电力行业上市公司资产重组进程增加，华电国际、甘肃能源、龙源电力及国家电投集团下属的远达环保、电投产融等上市公司向公司股东收购了优质电力资产，实现了上市公司资产质量进一步提升。
华能集团电力资产梳理
华能集团电力资产规模：截至 2023 年，华能集团控股装机容量24312 万千瓦，其中火电装机容量 14246 万千瓦，占比 58.6%；水电装机容量2759 万千瓦，占比11.3%；风电装机容量 3929 万千瓦，占比 16.2%；光伏装机容量3358 万千瓦，占比 13.8%；核电装机容量 20 万千瓦，占比 0.1%。 华能集团火电、水电资产证券化率水平较高，新能源资产证券化率相对偏低，核电资产还未实现证券化，新能源资产未来有进一步提升的空间。华能集团控股华能国际、华能水电、内蒙华电、新能泰山、长城证券等上市公司，从事电力生产的主要为华能国际、华能水电、内蒙华电等，上述上市公司火电装机容量合计11791 万千瓦，对应华能集团火电资产的证券化率为82.8%；水电装机容量合计2597 万千瓦，对应华能集团水电资产的证券化率为94.1%；风电装机容量合计1738万千瓦，对应华能集团风电资产的证券化率为 44.2%；光伏装机容量合计1604万千瓦，对应华能集团水电资产的证券化率为 47.8%；上述上市公司均无核电装机，华能集团核电资产的证券化率为 0%。 从华能集团的各类电源的证券化率情况来看，目前可进一步进行资产重组的为新能源发电资产。华能集团下属的新能源发电资产除分布在华能国际、华能水电、内蒙华电等上市公司体内外，剩余未上市的新能源发电资产主要为华能新能源公司所拥有。
华能新能源公司概况
华能新能源公司为华能集团下属的新能源发电业务发展平台，华能集团直接持有华能新能源公司 97.24%股权，并通过华能资本间接持有华能新能源公司2.62%股权，合计持有 99.86%股权。华能新能源主营业务以风光新能源发电为主，截至2023年，华能新能源公司装机容量为 2845.58 万千瓦，占华能集团总装机容量的比例为 11.70%，占华能集团新能源装机容量的比例为39.05%，其中风电装机容量为1658.71 万千瓦，光伏装机容量为 1186.87 万千瓦。华能新能源收入规模不断增加，归母净利润呈增长趋势。随着风光新能源项目装机容量不断增长，华能新能源公司发电量亦不断增长，收入规模不断扩大。2023年，华能新能源公司发电量为 506.07 亿千瓦时（+27.79%），公司实现营业收入209.30 亿元（+27.23%），归母净利润 58.72 亿元（+20.28%）；2024 年前三季度，公司实现营业收入 162.73 亿元（+6.09%），归母净利润46.30 亿元（-14.06%），公司归母净利润下降主要系电价同比下降以及装机容量增加使得折旧摊销成本增加影响。 盈利能力较为稳定，经营性净现金流趋势向好，资产负债率有一定增长。从华能新能源公司毛利率、净利率及 ROE 等盈利能力指标来看，整体公司盈利水平较为稳定，但由于电价和消纳问题影响，公司盈利能力有所下降。现金流方面，随着公司风光新能源装机规模不断增长，公司经营性净现金流状况呈现稳步提升的态势，而公司资产负债率则由于公司新投产项目增加导致负债规模增长而有所提升，但整体资产负债率仍处于较为合理的水平。
华电集团电力资产梳理
华电集团电力资产规模：截至 2023 年，华电集团控股装机容量为21431万千瓦，其中火电装机容量 12709 万千瓦，占比 59.3%；水电装机容量3093 万千瓦，占比14.4%；新能源装机容量 5630 万千瓦，占比 26.3%。华电集团整体证券化率偏低，火电资产证券化率超50%，水电、新能源资产证券化率较低。华电集团控股华电国际、华电能源、黔源电力、国电南自、华电辽能、华电重工等上市公司，从事电力生产业务的主要为华电国际、华电能源、黔源电力、华电辽能 4 家上市公司，截至 2023 年，上述4 家公司火电装机容量合计为6706 万千瓦，对应华电集团火电资产的证券化率为52.8%；水电装机容量合计为569 万千瓦，对应华电集团水电资产的证券化率为 18.4%；新能源装机容量合计为127 万千瓦，对应华电集团新能源发电资产的证券化率为2.3%。华电集团新能源资产证券化率较低，主要原因是集团新能源发电资产主要集中于华电新能公司体内，而华电新能目前正在推进主板首次公开发行，相关上市发行工作暂未完成，因而新能源资产的证券化率水平较低。
华电集团未上市水电资产主要分布在贵州乌江水电、华电云南公司、福建华电福瑞以及华电金上公司等公司，其中贵州乌江水电公司目前已投产发电总装机容量1507 万千瓦，其中水电 869.5 万千瓦，火电 450 万千瓦、新能源187.5万千瓦；华电云南公司在运电力装机容量 1314 万千瓦，其中火电240 万千瓦，水电695万千瓦，新能源 379 万千瓦，水电主要为梨园水电站240 万千瓦、阿海水电站200万千瓦、鲁地拉水电站 216 万千瓦；华电金上公司主要负责开发建设金沙江上游川藏段水电等清洁能源，目前已投产苏洼龙水电站（装机容量为120 万千瓦），在建的水电站为拉哇水电站（装机容量为 200 万千瓦）、叶巴滩水电站（装机容量为 224 万千瓦）、巴塘水电站（装机容量为 75 万千瓦）、昌波水电站（装机容量为 82.6 万千瓦），在研及前期工作的水电站为波罗水电站（装机容量为96万千瓦）、岗托水电站（装机容量为 120 万千瓦），上述水电站合计装机容量为917.6万千瓦。
贵州乌江水电公司概况
贵州乌江水电开发有限责任公司前身为贵州乌江水电开发公司，华电集团持有公司 51%股权，公司以电力业务为主营业务，目前已完成乌江干流贵州境内河段梯级电站开发任务，并成为集水电、火电和新能源为一体的综合能源企业。截至2024年一季度，公司累计装机容量为 1356.38 万千瓦，其中水电、火电、新能源装机容量分别为 869.5、450、36.88 万千瓦，水电装机占比为64.10%，水电装机容量占华电集团水电装机容量的比例为 28.11%。 乌江水电公司为贵州境内乌江干流梯级水电站项目开发主体，机组调节能力较强，其中构皮滩水电站单独运行具有年调节能力，乌江渡水电站、东风水电站具有季调节能力。乌江干流上七座水电站均为贵州省实施“西电东送”战略的重点工程，水电机组质量较为优质。公司水电业务毛利率水平较高，在正常来水年份，公司水电业务毛利率超过 50%，为乌江水电公司主要的毛利润来源。乌江水电公司收入、利润受来水影响有所波动。2023 年，乌江水电公司实现营业收入 124.53 亿元（+1.19%），实现归母净利润-8.13 亿元（-158.33%），公司归母净利润大幅下降主要受 2023 年来水同比下降及资产减值损失影响，2023年由于乌江流域来水同比下降，公司水电利用小时数为 1929 小时，同比减少728小时，水电发电量 167.75 亿千瓦时，同比下降 27.40%。
华电新能公司概况
华电集团新能源发电资产主要为华电新能源集团股份有限公司所拥有，华电新能为华电集团以风电、光伏为主的新能源最终整合的唯一平台，公司业务以风光新能源发电业务为主，截至 2023 年，华电新能控股新能源发电装机容量为4854.96万千瓦，占华电集团新能源发电装机容量的比例为86.23%，其中风电、光伏装机容量分别为 2646.39、2208.57 万千瓦。公司风电项目多位于我国规划的风资源条件优越的“八大风电基地”，包括新疆、甘肃、蒙西、吉林等资源富集区。公司收入、归母净利润呈增长趋势，盈利能力水平较为稳定。随着公司风光新能源装机容量不断增长，公司发电量、上网电量增加，收入和归母净利润规模稳步增长，2023 年公司发电量为 672.15 亿千瓦时（+27.50%），实现营业收入为295.68亿元（+19.84%），实现归母净利润 96.08 亿元（+12.74%）。从盈利能力指标来看，公司毛利率、净利率、ROE 较为稳定，毛利率超过50%，净利率在30%以上，ROE 在 10%以上，整体盈利水平较好。
国家能源集团电力资产梳理
国家能源集团电力资产规模：截至 2023 年，国家能源集团控股装机容量32362万千瓦，其中火电装机容量 20873 万千瓦，占比 64.5%；水电装机容量1867万千瓦，占比 5.8%；新能源装机容量 9622 万千瓦，占比29.7%，其中风电装机容量6078 万千瓦，占比 18.8%。 国家能源集团水电资产证券化率水平较高，火电及新能源证券化率还有提升空间。国家能源集团控股中国神华、国电电力、龙源电力、长源电力、龙源技术、英力特等上市公司，从事电力生产的主要为中国神华、国电电力、龙源电力、长源电力 4 家上市公司，上述公司火电装机容量合计12709 万千瓦，对应国家能源集团火电资产的证券化率为 60.9%；水电装机容量合计1566 万千瓦，对应国家能源集团水电资产的证券化率为 83.9%；新能源装机容量合计5349 万千瓦，对应国家能源集团新能源资产的证券化率为 55.6%，其中风电装机容量合计为3731万千瓦，对应国家能源集团风电资产的证券化率为 61.4%。
国能新能源公司概况
国家能源集团新能源有限责任公司为国家能源集团发展新能源发电业务的平台之一，国家能源集团持有公司 99%股权。公司主要从事风光新能源发电业务，截至2023 年，公司风光新能源累计装机容量 1303.58 万千瓦，占国家能源集团风光新能源装机容量的比例为 13.6%，其中风电装机容量为1224.85 万千瓦，光伏装机容量为 78.73 万千瓦。公司发电机组主要分布在内蒙古、新疆等风资源富集区及山东、河北、江苏等电力需求旺盛的地区，消纳情况较好，截至2023 年，上述5个地区的机组装机容量均超过 100 万千瓦。 营业收入和归母净利润有所波动。国能新能源公司2023 年实现营业收入100.50亿元（-18.98%），归母净利润 10.81 亿元（-72.29%），公司收入和归母净利润同比下降主要是受电力市场改革、电价下滑以及补贴谨慎判断等多方面因素影响。发电量方面，随着装机容量不断增加，发电量呈现增长趋势，2023 年公司发电量为 289.87 亿千瓦时（+7.87%）。
国家电投集团资产梳理
国家电投集团电力板块概况：截至 2023 年，国家电投集团累计装机容量为23746万千瓦，其中燃机 919 万千瓦、占比 3.9%，煤电 7151 万千瓦、占比30.1%，核电921 万千瓦、占比 3.9%，水电 2552 万千瓦、占比 10.7%，生物质195 万千瓦、占比 0.8%，光伏 6919 万千瓦、占比 29.1%，风电 5089 万千瓦、占比21.4%。2023年，公司完成发电量 6814 亿千瓦时，其中火电发电量3643 亿千瓦时，水电发电量 707 亿千瓦时，风电及其他发电量 2464 亿千瓦时，火电、水电、风电平均利用小时数分别为 4439、2854、2224 小时。 国家电投集团下属的能源/电力上市公司主要包括中国电力、上海电力、吉电股份、电投产融、电投能源等，截至 2023 年，国家电投集团已证券化的资产合计9066万千瓦，整体证券化率为 38.6%，其中风电、光伏、气电、煤电等电力板块的证券化率水平相对较大，水电、核电板块的证券化率水平较低，核电板块证券化率为 0%。
国电投核电资产注入电投产融
电投产融公司发布资产重组预案，拟置入电投核能100%股权，同时置出资本控股100%股权，上市公司拟以所持的资本控股 100%股权与国家核电所持有的电投核能股权的等值部分进行置换，并向国家核电及中国人寿发行股份购买置入资产和置出资产的差额部分。 电投核能下属核电资产借壳上市。电投核能由国家核电技术有限公司（下称国家核电）和中国人寿保险股份有限公司分别持股，持股比例分别为73.24%、26.76%。电投核能对外投资 11 家企业，根据公司对外投资情况计算，公司控股在运装机容量为 250.6 万千瓦，系山东核电有限公司旗下海阳核电站；控股（包括共同控制）在运核电 8 台，装机规模 921 万千瓦；管理国家电投集团控股核准在建机组8台，装机规模 1056 万千瓦。根据公司对外投资情况测算，在运总权益装机容量为743.3万千瓦。
远达环保注入中国电力公司水电资产，未来将成为国电投集团下属水电平台
2024 年 9 月 30 日，远达环保公司收到控股股东、实际控制人国家电投集团的《关于筹划重大资产重组事项的通知》，初步考虑拟由公司发行A 股股票及支付现金购买中国电力下属的五凌电力有限公司（简称“五凌电力”）、国家电投集团广西长洲水电开发有限公司（简称“长洲水电”）等单位控股股权并同步募集配套资金。公司此后发布交易预案，远达环保拟通过发行股份及支付现金的方式购买中国电力、湘投国际合计持有的五凌电力 100%股权以及广西公司持有的长洲水电64.93%股权，并向不超过 35 名符合条件的特定投资者发行股份募集配套资金。截至 2023 年，五凌电力与长洲水电的水电合计装机容量为595.11 万千瓦；其中五凌电力 532.11 万千瓦，长洲水电 63 万千瓦；从区域分布来看，湖南地区装机容量 360.97 万千瓦，贵州地区装机容量 157 万千瓦，广西地区装机容量63万千瓦，四川地区装机容量 14.14 万千瓦。 五凌电力公司主营业务集中在沅水流域梯级水电开发，并积极发展风电、光伏等其他电源和电力服务业，同时辅以电力设备销售等业务。目前，湖南沅水流域的梯级电站开发已基本完成，公司未来将以发展新能源发电为主。截至2024年第一季度，公司已投产电站总装机容量为 1176.35 万千瓦，权益装机容量667.65万千瓦，其中水电装机容量 534.21 万千瓦，风电装机容量317.92 万千瓦，光伏装机容量 324.22 万千瓦。拥有 1 个参股火电站，为鲤鱼江电厂，装机容量为60万千瓦。公司新能源装机近年来保持较快增长且区域分布广泛，已投产风电机组主要位于湖南、山西和内蒙古等区域，光伏机组主要位于宁夏、贵州等区域，新能源资源的禀赋条件尚可。截至 2024 年第一季度，五凌电力公司新能源在建装机容量164.45 万千瓦，其中风电 94 万千瓦，光伏发电 70.45 万千瓦；新能源拟建装机容量为 25 万千瓦，其中风电 19 万千瓦，光伏发电6 万千瓦。未来五凌电力公司新能源是主要的装机容量增长来源。受水较差影响，2023 年五凌电力公司实现营业收入 65.74 亿元（-12.97%），实现归母净利润 4.59 亿元（-62.87%）。
黄河水电公司概况
国家电投黄河上游水电开发有限责任公司（简称“黄河公司”）成立于1999年10 月，国家电投集团持有公司 94.17%股权。黄河公司主要从事电站开发、建设，电站生产、经营、测试及检修维护；硅产品和太阳能发电设备的生产、销售；铝锭、铝液、铝合金及铝型材料的销售。截至 2024 年6 月，黄河公司装机容量合计3068.84 万千瓦，其中水电装机容量 1194.24 万千瓦，占比为38.7%。黄河公司在青海的电力总装机容量达 2562.35 万千瓦，约占青海省电力总装机的50%；黄河公司在青海境内的 13 座水电站，总装机容量达 1083.78 万千瓦。黄河公司为国家电投负责开发黄河上游流域的平台公司，在黄河上游流域已投产18 座水电站，其中龙羊峡水电站装机 128 万千瓦，库容为 247 亿立方米，在黄河流域水量调度、防凌、防洪等方面发挥重要作用；拉西瓦、李家峡、公伯峡、积石峡等装机百万千瓦级水电站作为电网主力调峰调频电站，承担着电网削峰填谷任务，对电网安全运营至关重要。截至 2023 年，黄河公司总资产达 1685.90 亿元，净资产为646.27亿元；2023 年，公司实现营业收入 337.43 亿元（-19.6%），实现净利润56.04亿元（+48.3%），净利率为 16.6%，ROE 为 8.7%。
大唐集团电力资产梳理
大唐集团电力资产规模：截至 2023 年，大唐集团控股装机容量18074 万千瓦，其中火电装机容量 10673 万千瓦，占比 59.0%；水电装机容量2773 万千瓦，占比15.3%；风电装机容量 3074 万千瓦，占比 17.0%；光伏装机容量1554 万千瓦，占比 8.6%。 大唐集团水电、风电资产证券化率水平较高。大唐集团控股大唐发电、桂冠电力、华银电力、大唐新能源、大唐环境等上市公司，从事电力生产的主要为大唐发电、桂冠电力、华银电力、大唐新能源等，上述公司火电装机容量合计5841万千瓦，对应大唐集团火电资产的证券化率为 54.7%；水电装机容量合计1958 万千瓦，对应大唐集团水电资产的证券化率为 70.6%；风电装机容量合计为2178 万千瓦，对应大唐集团风电资产的证券化率为 70.8%；光伏装机容量合计为849 万千瓦，对应大唐集团光伏发电资产的证券化率为 54.6% 。
大唐陕西发电公司概况
大唐陕西公司主营业务为电力销售、热力销售和其他业务板块，主要从事陕西省内电力、供热和燃料经营等业务。截至 2023 年一季度，公司控股装机容量为1842.70 万千瓦，其中火电机组装机容量为 1605 万千瓦，为陕西省内规模最大的火电企业，占大唐集团全部火电机组装机容量的比例为15.0%；水电机组装机容量 101 万千瓦，风电机组装机容量 49.9 万千瓦，光伏机组装机容量为86.8万千瓦。从机组构成及区域分布来看，公司火电机组以供热机组为主，主要分布于西安市、宝鸡市和延安市；公司水电业务处于汉江流域安康段。大唐陕西公司2023年实现归母净利润-1.61 亿元，仍为亏损状态，主要是由于供热业务价格难以疏导成本，供热业务亏损影响。
板块回顾： 2024 年初至今燃气板块整体跑输大盘。截至 2024 年12 月4 日，今年燃气指数（申万二级行业，下同）累计上涨 5.76%，跑输沪深 300 指数8.79pct，同期沪深300指数上涨 14.56%。2024 年燃气指数整体走势与沪深300 指数走势相似。
2024 年前三季度，燃气行业营收和归母净利润稳健增长。2024 年前三季度，燃气行业实现营业收入 2355.00 亿元，同比增长 2.02%；实现归母净利润106.63亿元，同比增长 6.1%。前三季度燃气行业毛利率为 13.32%，同比下降0.46pct；净利率为 6.16%，同比下降 0.18pct。 收益率和资产负债率有所下降。2024 年前三季度，燃气行业ROE 为8.22%，同比下降 0.29pct；资产负债率为 55.15%，同比降低 3.49pct。行业总资产合计4024.13亿元，同比降低 0.23%；总归母净资产 1311.56 亿元，同比提高7.94%。
燃气 32 支个股中有 21 支 2024 年上涨，11 支跑赢沪深300 指数。2024 年初至12月 4 日，燃气板块涨幅前五的个股分别为 ST 浩源/凯添燃气/国新B 股/大众公用/特瑞斯，分别累计上涨 117.2%/92.4%/61.1%/50.0%/40.2%。燃气 32 支个股中有 15 支 2024 年前三季度归母净利润同比增长。2024 年前三季度，燃气板块有 26 家公司前三季度归母净利润为正，排名前五的公司分别为新奥股份/九丰能源/深圳燃气/新天然气/陕天然气，前三季度归母净利润分别为34.9/15.3/10.6/8.8/5.2 亿元；前三季度归母净利润增速前五的公司分别为胜通能 源 / 国 新 B 股 / 国 新 能 源 / 陕 天 然 气 / 洪 通燃气，同比增速分别为145.7%/74.2%/74.2%/70.6%/52.2%。
天然气产量和消费量双增，加速基础设施建设
天然气勘探开发力度提升，产量持续增长。党的二十大指出，深入推进能源革命，加大油气资源勘探开发和增储上产力度；国家能源局在《2024 年能源工作指导意见》中要求，能源供应保障能力持续增强，加大油气勘探开发力度，天然气保持快速上产态势。2023 年我国天然气产量 2353 亿方，连续7 年增产超100亿方；2024 年 1-10 月份规上天然气产量 2039 亿方，同比增长6.7%；进口天然气10953万吨，同比增长 13.6%。随着油气行业增储上产“七年行动计划”进入最后一年，预计我国天然气产量仍将保持增长。
川新陕为我国主要产气省，苏粤川用气量最高。我国天然气存在供需空间错配，产能集中在中西部地区，东部沿海和管网沿线省份需求相对旺盛。2021 年我国产气量前三的省份分别为四川、新疆、陕西，产气量分别为522.2/387.6/294.1亿方。四川天然气资源量、储量、产量均位列全国第一，四川盆地是我国最早布局的天然气重点勘探开发区域之一，自然资源部数据显示，天然气总资源量达40万亿立方米，约占全国总资源量的三分之一，已探明储量7.5 万亿方，探明率仅18.7% 3；新疆是我国“西气东输”工程起点，除通过中亚天然气管道从土库曼斯坦等国家进口天然气外，也是我国最大的天然气生产基地之一，未来还可外送煤制气补充天然气资源；陕西是西气东输路线上的重要气源，拥有长庆油田、延长气田两大气田，2023 年产气量分别达到 213 亿方和80 亿方，此外2023 年发现了我国首个千亿方深煤层气田神府深煤层大气田，有望形成非常规气产能。天然气用量方面，我国天然气需求相对集中在东部沿海省份、天然气产地和西气东输管线沿线省份，东部沿海地区经济活跃，能源消耗和能源转型对天然气的需求旺盛，因此需要西气东输等跨区域调度工程补充气源，同时也带动了管线沿线省份的用气需求。随着能源转型不断推进，相关地区逐步形成用气习惯，以及管网基础设施建设不断推进，天然气的普及率有望进一步提高。
国产气主要由“三桶油”供应，中国石油占主要地位。2023 年，中国石油产气量1846 亿立方米，其中国内产气量 1529 立方米，同比增长5.1% 4，占全国天然气总产量的 65%；中国石化天然气产量 13378 亿立方英尺，约合379 亿立方米，同比增长 7.1% 5；中国海油天然气产量为 8647 亿立方英尺，约合236 亿立方米，同比增长 11.0%；此外，陕西延长石油（集团）有限公司产量约80 亿立方米。
LNG 进口来源和主体多元化。截至 2023 年底，中国天然气进口来源为26个，其中 PNG 进口来源排名前五的国家分别是土库曼斯坦、俄罗斯、缅甸、哈萨克斯坦和乌兹别克斯坦；LNG 进口前五的国家分别是澳大利亚、卡塔尔、俄罗斯、马来西亚和印度尼西亚。除“三桶油”和国家官网公司外，已投运LNG 接收站的第二梯队燃气公司包括广汇能源、九丰能源、新奥股份、深圳燃气、申能集团、嘉燃和杭燃集团、北京燃气、广州燃气、浙能集团、河北建设、新天绿能等公司。
我国天然气消费结构中城市燃气和工业燃料占比最高。分行业来看，2023年中国天然气消费结构中，城市燃气、工业燃料、发电和化工四大行业消费占比分别为36.1%/38.6%/16.3%/7.6%，城市燃气和工业燃料为中国天然气消费主要行业。从增速看，城市燃气、工业燃料、发电和化工同比增速分别为7.9%/6.3%/7.0%/2.7%。
新能源装机增长带动气电需求，气价下行改善气电经济性。截至2023 年底，全国气电总装机容量 12562 万千瓦，同比增长 8.6%。气电具有启停快、爬坡速度高等优点，是电网重要的灵活性电源，具有重要的电力调峰和支撑作用。中电联预测到今年年底，并网风光合计装机规模占总装机的比重将上升至40%，截至9月底已达到 39.6%，随着风光装机进一步增长，气电需求也将随之提高。另一方面，气电经济性对气价的敏感性较高，E/F级燃气轮机联合循环1方气可发4.5-5.2kWh电，上游天然气价格每变动 0.5 元/方，气电度电燃料成本将随之提高0.1元。为缓解上游气价对气电经营的影响，多地建立气电价格联动或成本补偿机制，如河北省对天然气调峰、热电联产气电机组实施两部制电价，容量电价暂定为28元/kW*月（含税），并建立电量电价气电联动机制，基准电量电价为0.3124元/kWh（含税），基准天然气价格为 1.84 元/方，天然气到厂价格与基准天然气价格每变化 0.5 元，上网电价在基准电量电价上相应调整0.1 元。LNG 重卡延续高增长，低气价提高气头车经济性。《天然气利用管理办法》自2024年 8 月 1 日起施行，其中指出，以液化天然气为燃料的载货卡车、城际载客汽车、公交车等运输车辆为优先类天然气利用。2024 年 1-8 月，LNG 重卡销量近13万辆，同比增长 70%，销售平均渗透率超过 20%，同比增长8 个百分点；全国LNG供应2708 万吨，同比增长 383 万吨或 16.5%，其中国内液厂供应1665 万吨，沿海接收站供应 1043 万吨 7。LNG 价格维持较低水平的情况下，LNG 重卡具有经济性，隆众数据显示，2024 年 1-4 月，LNG 价格指数均价为 4392 元/吨，同比下滑20.75%，主流柴油价格 7000-7500 元/吨，等热值 LNG 与柴油价格比达0.6，百公里消耗的LNG 比柴油节省约 117 元 8。 加快基础设施建设，完善用气保障。2023 年全国长输天然气管道总里程12.4万公里，同比增长超 4000 公里；据央视网报道，截至12 月初，我国2024 年新建油气管道里程已突破 4000 公里，天然气“全国一张网”建设稳步推进，其中，中俄东线天然气管道正式全线贯通，年输气能力增至 380 亿方。目前，我国天然气“全国一张网”日供气能力超 10 亿立方米，按照规划，到2025 年，我国横跨东西、纵贯南北、覆盖全国、联通海外的天然气“全国一张网”将更加完善，进一步提升油气供应保障能力 9。
加快储气库建设，但调峰储气能力仍需进一步提高。截至2023 年，国内已建地下储气库 30 座，形成调峰能力 230 亿立方米，占天然气消费量5.8%；2023年新增储气能力 76 亿立方米。中国石油规划“十五五”末新投产储气库11 个，满足2040年储气能力建设需求 10，11。我国储气能力仍有所不足，以当前调峰能力估算，我国储气库可支撑我国天然气不足 1 月，而欧洲储气能力可保障欧盟国家使用3个月以上。我国天然气禀赋相对较差，天然气对外依存度较高，要通过天然气推动能源转型，提高天然气在能源结构中的占比，必须相应加快储气库建设，保障能源安全。 LNG 接收站加快投产。截至 2023 年底，全国已投运LNG 接收站28 座，总接卸能力达 1.16 亿吨/年。沿海 LNG 接收站在 2024 年达到投产高峰，预计今年年底前有10 座投产，新增接收能力 3880 万吨/年。其中，山东省投产3 座，新增接收能力1600 万吨/年；广东省投产 4 座，新增接收能力 1580 万吨/年，浙江、福建、江苏各投产 1 座，新增接收能力分别为 200 万吨/年、300 万吨/年和200 万吨/年12。
居民顺价持续推动，城燃毛差有望继续修复
居民顺价叠加气源价格回落，城燃毛差修复。随着居民用气成本逐渐向下游疏导，叠加全球天然气供需关系趋于缓和，上游气价有所回落，城市燃气整体毛差水平有所修复。2024 年上半年，华润燃气平均销气毛差为0.54 元/方，同比提高了0.04元/方，但平均销气价格实现 3.48 元/方，同比降低0.10 元/方。分用户来看，工商业用气和车用气价格均随气源价格而下降，而居民用气价格稳健回升，可见居民顺价对公司整体毛差的修复作用。
从价格形成机制上来看，我国天然气定价机制主要包括井口价、管输费和配气费三部分。 井口价：定价采用净回值法推算。天然气下游价格与具有竞争性的可替代能源相挂钩，先通过计算公式确定天然气市场价值，然后通过倒推方式推算出上游各个环节的天然气价格。 管网输配费：跨省输气费用，管输费实行政府定价，由国务院价格主管部门制定和调整，定价采用“准许成本+合理收益”原则，准许收益率按照管道负荷率不低于 75%取得税后全投资收益率 8%的原则确定 13。 门站价格：门站价格采用基准门站价格管理。供需双方可以在基准门站价格的基础上上浮 20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格。各省门站基准价格分布在 1.04-2.06 元/方，考虑 20%上浮上限，广东、上海门站价格最高可达2.47元/方。2019 年 4 月 1 日调整各省天然气基准门站价格后，门站基准价格未发生变化。
配气价格：指城镇燃气管网配送环节价格，由政府严格监管，按照“准许成本+合理收益”原则制定，其中准许收益率按税后全投资收益率不超过7%确定14。终端用户价格=门站价格+配气价格。其中居民用气阶梯气价第一档用气量按覆盖区域内 80%居民用户的月均用气量确定，保障居民基本生活用气需求；第二档用气量按覆盖区域内 95%居民家庭用户的月均用气量确定，体现改善和提高居民生活质量的合理用气需求；第三档用气量为超出第二档的用气部分。居民用气门站价格理顺后，各地可参照国家标准，居民阶梯气价第一二三档调整为“1︰1.2︰1.5”，适当控制一档气价调整幅度，市县政府对城乡低收入群体给予适当补贴，尽量减少对居民基本生活的影响。 居民城燃调价需开展定价听证，若已实施价格联动则可不再开展。天然气销售价格顺调的审批程序，应遵循听证会形成共识而建立的顺调机制原则，并按《政府制定价格行为规则》的其他有关规定执行 15；同时，按照《政府制定价格听证办法》规定，依据已经生效实施的定价机制制定具体价格水平时，可以不再开展定价听证。若当地已实施居民用天然气销售价格与天然气门站价格联动调整机制，在满足联动条件情况下可直接执行联动程序，无需定价听证。非居民用气顺价机制通畅。发改委 2015 年 2 月发布《关于理顺非居民用天然气价格的通知》，决定理顺非居民用气价格，实现非居民用气价格并轨，试点放开直供用户（化肥企业除外）用气门站价格，由供需双方协商定价。此外，各地政府非居民用气调价周期较短（以上海为例，非居气价每3 月联动调整一次），也无需定价听证。因此城燃工商业用户用气价格变动相对灵活，单方毛差比较稳定。
天然气市场价格上下游联动加快，顺价机制理顺。2023 年6 月，国家发展改革委下发《关于建立健全天然气上下游价格联动机制的指导意见》，要求地方政府采纳并执行天然气上下游价格联动机制，推动终端销售价格与上游采购成本联动。自文件发布至今，江苏、福建、山东等多个省份及下辖地市相继出台地方性天然气价格联动政策，对合理疏导能源价格上涨、城燃企业居民气价购销倒挂等价格矛盾，促进燃气企业正常经营和发展具有重要意义。综合多地居民燃气价格调整方案，多数地区调价幅度在 0.1-0.4 元/方之间，福建省福州市上调幅度达0.45元/方，少数地区气价下调，如湖南省娄底市气价下调0.29 元/方。2024年3月36 个大中城市民用管道天然气（第一档）价格 2.74 元/立方米，同比上升2.6%16。考虑每户每年用气量 160-200 立方米，在调价幅度0.1-0.4 元/方的情况下，居民用户每年用气支出增长约为 16-80 元。
管输价格分区域核定，加快形成“全国一张网”。2023 年12 月5 日，国家发改委印发《关于核定跨省天然气管道运输价格的通知》，以宁夏中卫、河北永清、贵州贵阳 3 个管道关键节点为主要界限，核定西北价区运价率为0.1262元/（千方*千米），东北价区运价率为 0.1828 元/（千方*千米），中东部价区运价率为0.2783 元/（千方*千米），西南价区运价率为 0.3411 元/（千方*千米），以上均含 9%增值税。本次灌输价格重新核定，将国家管网经营的跨省天然气管道运价率由 20 个减少至 4 个，构建了相对统一的运价结构。
国际天然气供给逐渐宽松，国际气价有望下行
美国LNG 出口项目投产有望引导全球天然气市场供给趋好。美国自推动页岩气革命以来，逐渐由天然气进口国转型为出口国。受俄乌冲突的影响，俄罗斯向欧洲出口天然气减少，欧洲国家转而从美国进口天然气，美国在世界出口天然气中的份额快速提升。2023 年，美国成为世界最大的天然气生产国和LNG 出口国，产量达产量为 1.15 万亿立方米，LNG 出口量 8592 万吨，约合0.12 亿方。美国信息能源署（EIA）在 2024 年 4 月短期能源展望中预测，随着美国五个在建LNG出口项目中 Golden Pass、Corpus Christi Stage III 和Plaquemines 三个项目投产，美国 2025 年日均出口量将再提升 1/6。IGU 的统计显示，截至2022 年底全球液化能力为 478.4MTPA（百万吨每年），到 2028 年将超过800MTPA，其中北美液化能力增长最快。随着美国出口项目持续投产，国际天然气供给有望转向宽松。
美国共和党赢得大选，有望进一步增加国际天然气供应。2024 年11 月，美国共和党赢得总统选举，并获得参众两院多数席位。相比于民主党，共和党更青睐传统能源，下一任总统唐纳德·特朗普曾明确表示希望撤回现行的清洁能源法案，认为优先发展石油和天然气的政策将能够确保美国的能源独立，计划大幅增加美国油气产量，并撤销现任总统拜登的 LNG 出口审批禁令，扩大美国LNG 出口。虽然美国直接出口中国的 LNG 份额较小，但扩大出口有利于缓和国际天然气供需关系，维持能源价格低位运行。
欧洲天然气需求下降，全球现货市场价格有望维持较低水平。自俄乌冲突以来，欧洲进口俄罗斯天然气减少，进口美国天然气增加，用气成本也随之提高。根据欧盟统计局 5 月 28 日公布数据，欧盟对天然气的需求已连续两年下降，继2022年下降 13.3%之后，2023 年的需求量又下降了 7.4%。尽管欧洲一度面临能源危机导致国际天然气价格飙升，但随着供应问题缓解和天然气储量维持较高水平，以及欧盟理事会关于协调减少天然气需求措施的条例（2022/1369），欧洲对天然气供给的紧张情绪有望逐渐缓解。因此，预计国际天然气现货市场供需关系有望趋于宽松，使现货价格维持相对较低水平。
板块回顾：2024 年环保板块跑输大盘3pct
2024 年环保行业相对收益表现较差。2024 年 1 月 1 日至12 月19 日，申万环保行业指数累计上涨 5.74%，在 31 个申万一级行业分类中收益率排名第20 位，跑输沪深 300 指数 9.25pct，同期沪深 300 指数累计上涨14.99%。
每个五年计划末期环保行业涨幅相对较好。回溯 2010 年至今的行情，申万环保指数仅在 2010、2013、2015、2021 和 2023 年跑赢沪深300，超额收益率分别为21%、63%、37%、26%和 4%。根据历史经验每个五年计划收官之际，环保行业都会迎来景气度小高潮（冲量完成目标），这也与 2010、2015、2021（受疫情影响推后&2020年 10 月发布双碳目标）年的二级市场表现相对应。
每个五年计划末期亦是节能环保支出高点。我国环保行业的快速发展始于“十一五”末期，温家宝总理 2009 年 9 月召开座谈会首次提出七大新兴战略性产业，2010年两会期间正式确立，节能环保居于首位。此后十年，公共财政中的节能环保支出由 2009 年的 1865 亿元增长至 2019 年的 7444 亿元，十年CAGR15%。不难发现每个五年计划末期的年份（2010、2015、2019）亦是节能环保支出的高点，与申万环保指数跑赢大盘的时间节点基本重合。
2024Q1-Q3 环保行业整体经营稳健。2024Q1-Q3 申万环保指数中133 家上市公司实现营收 2605 亿元，同比增长 3.24%；归母净利润 263 亿元，同比增长3.21%，整体经营状况较为平稳。分板块来看：大气治理板块营收60.02 亿元（-3.78%），归母净利润 0.53 亿元（-47.02%）。水务及水治理板块营收842.56 亿元（-2.52%），归母净利润 120.13 亿元（+5.2%）。固废治理板块营收1102.48 亿元（+12.4%），归母净利润 119.27 亿元（+5.31%）。综合环境治理板块营收131.38 亿元（-1.79%），归母净利润-7.8 亿元，亏损扩大 4.6 亿元。环保装备板块营收478.94 亿元（同比-2.69%），归母净利润 30.65 亿元（+4.32）。
成长：SAF 大规模应用渐行渐近，核心原材料供应商率先受益
若不采取减碳努力，航空业二氧化碳排放量或将在2050 年翻倍。在新冠疫情发生前的 2019 年，全球航空业产生的温室气体排放占全球整体排放的1.8%（约10.6 亿吨二氧化碳当量）。虽然全球航空市场受疫情影响在2020-2021年出现大幅下滑，但在未来数十年，业务量整体上预计将持续增长，产生的温室气体排放量和占比预计也将不断增大。据世界经济论坛预测，如若不做出额外减排努力，2050 年全球航空业碳排放或将达到 22 亿吨 16。
航空业的减排方案和减排路径可选方案较为有限，减排难度较大。目前航空业可以通过以下几种措施来减少碳排放，如开发新的飞机技术以提高能效或者能使用电力和氢能驱动的新机型，提高运营和基础设施的效率，以及使用可持续航空燃料（SAF）等。但使用氢能和电力拥有多种局限性：如需要进行存储和重新设计机身。开发、确保安全性、认证和规模化部署的历时较长，受电池重量和尺寸限制，仅适用于短途航线等。生物航煤（SAF）与石油基航煤的组成与结构相似、性能接近，满足航空器动力性能和安全要求，全生命周期二氧化碳最高可减排85%以上，是目前最现实可行的燃料替代方案和温室气体减排途径。
当前共有 4 条发展前景较大的 SAF 技术路径。包括酯类和脂肪酸类加氢工艺（HEFA）、费托合成工艺（FT 或 G+FT）、醇喷合成工艺（AtJ）、电转液工艺（PtL）。HEFA 是目前唯一实现商业化的成熟线，FT 和 AtJ 有望逐渐走出示范阶段进入商业化运营，PtL 还处在初期试验阶段。 2030 年之前，预计 HEFA 工艺占据市场主体地位。HEFA 局限性在于原料，主要是酯类和脂肪酸；因此中期（2030 年后），原料选项更丰富的FT 和AtJ 工艺（农林废弃物、城市固体废物、工业废弃等）份额有望提升。PtL 工艺相对于传统航油，减排潜力显著且几乎不用担心原料问题，未来过实现成本大幅下降，有希望成为远期最主要的技术路线。
植物油减碳效果或欠佳。仅考虑目前比较成熟的 HEFA 技术路线，藻类植物、食用油、植物油、动物油脂将会是 SAF 生产的核心原材料。但参考历史欧盟针对陆运生物燃料原材料的政策，植物油脂的受青睐程度远不如废弃油脂。因为欧盟政策制定者认为使用植物油脂将存在潜在的 ILUC（Indirect Land Use Change）风险，即原本以森林碳汇形式存在的二氧化碳释被放到大气中，大大增加了生物燃料全生命周期中的碳排放量。在考虑 ILUC 的情况下，菜籽油基、向日葵基、棕榈油基等植物油基的全生命周期碳排放量均会超过传统石化柴油，故欧盟也给予了废弃油脂基生物柴油双倍计算碳积分的优惠政策。废弃油脂（Used Cooking Oil）有望成为 SAF 核心原材料。2024 年5 月10日，海外媒体 Brownfield 报道 Renewable Fuels Association 的CEO GeoffCooper先生称“欧盟正在考虑禁止使用植物油作为生产 SAF 的原材料”。废弃油脂有望成为生产 SAF 的核心原材料。
中国拥有收集废弃油脂的先天禀赋。由于中餐较西餐更加重油重盐，餐厨垃圾中的废油含量更高。更重要的是中国人口密度大，餐厨垃圾的收集成本低，而国外相对地广人稀，废油的收集难度更大。由于中国目前尚无生物燃料的强制掺混政策，故废弃油脂和废弃油脂基生物燃料几乎以出口为主。依据收集方式的不同，废弃油脂大致可以分为泔水油、地沟油两类。泔水油是宾馆、饭店和食品加工企业存留和排放的泔水，经过提炼处理制成的油，其主要来源是餐厨垃圾，经预处理、蒸馏、提炼等工序后可加工为工业级混合油（UCO），品质较高一般用于烃基生物柴油和生物航煤的原料；地沟油的主要来源是下水道、隔油池、污水处理系统等，品质较低（含硫量、水杂率等指标差），一般被国内生物柴油制造商用于制取酯基生物柴油（UCOME）的主要原料。
中国潜在废弃油脂资源可达 600-800 万吨/年。测算方法一：2023 年中国城市+县城生活垃圾清运量为 3.21 亿吨，欧美发达国家餐厨垃圾的占比约在20-30%，但考虑中餐重油的饮食习惯，我国的餐厨垃圾占比可达40%-50%，即对应1.2-1.5亿吨餐厨垃圾，以潜在含油率 5%测算对应 600-800 万吨的废弃油脂潜力。测算方法二：据国家粮油信息中心，2023 年中国食用油消费量约为3908 万吨，按20%-30%的废油率测算，与方法一基本吻合。
欧盟在 Fit for 55 一揽子气候政策中提出多项针对SAF 的支持政策。其中最重要的是 2023 年 10 月，欧盟理事会通过了《ReFuel EU 航空法规》，规定了航煤供应商掺混并在欧盟机场供应的 SAF 的最低比例：从2025 年2%开始，每5年上调一次，即 2030 年增加到 6%，2035 年增加到 20%，2040 年增加到34%，2045年增加到 42%，2050 年增加到 70%。我们认为该项强制添加政策有望快速拉动SAF和原材料 UCO 的需求量。
中国是欧盟 UCO 的重要来源。2023 年以前中国的 UCO 主要出口目的地是欧盟，但随着 2022 年末欧盟取消美国 HVO 的关税，美国开始向中国采购UCO 加工出售给欧盟。同时美国《2022 年通货削减法案》推出延长了40A 条款掺混抵税补贴政策（BTC），新增加 40B 条款对可持续航空燃料 SAF 的激励措施，美国大量新建的HVO、SAF 工厂开始投产，对中国 UCO 原料需求增多。再叠加2023 年初欧盟启动了对中国生物柴油产业链的“双反”调查，买家担忧补缴惩罚性关税购买意愿下降，中国出口至欧盟的 UCO 数量锐减。但 2023 年欧盟从国外进口的UCO总数也呈现断崖式下滑，从侧面说明了中国 UCO 资源的稀缺性，欧盟无法增加从其他国家的进口来弥补中国的下滑。
SAF 中国市场方兴未艾。9 月 18 日，国家发展改革委、中国民航局在京举行可持续航空燃料 SAF 应用试点启动仪式。根据试点工作安排，9 月19 日起，国航、东航、南航从北京大兴、成都双流、郑州新郑、宁波栎社机场起飞的12 个航班将正式加注 SAF。试点工作安排总共分为 2 个阶段，第一阶段为2024 年9-12月，主要参与单位：国航、东航、南航以及北京大兴机场、成都双流机场、郑州新郑机场、宁波栎社机场机场；第二阶段为 2025 年全年，参与单位将逐步增加。为确保安全，试点期间所用可持续航空燃料均已获得民航局适航认证，民航局指导中国航油严格油品质量管控。 短期需求：2022 年年初发布的《“十四五”民航绿色发展专项规划》提出，我国2025 年当年可持续航空燃料消费量达到 2 万吨以上。中长期需求：2023 年中国航煤消费量 3423 万吨，按5%的添加比例测算，SAF内需高达 200 万吨，考虑工艺损耗，原料 UCO 的需求有望突破300 万吨/年。
价值：关注垃圾焚烧&水务资本开支减少带来的自由现金流改善
2023 年中国城镇生活垃圾清运量小幅增长，县城生活垃圾清运量近10 年保持稳定。2020 年和 2022 年受疫情影响，中国城镇生活垃圾清运量15 年来首次出现下降，但这一趋势在 2023 年扭转。根据《2023 年城乡建设统计年鉴》，2023年我国城镇生活垃圾清运量为 2.54 亿吨，较 2022 年上升3.94%。县城地区生活垃圾清运量为 6802 万吨。相比城市而言，县城的垃圾产生规模和人均垃圾产生量远远偏低，虽然存在乡村人口萎缩的情况，但由于县城地区垃圾收集、处置率存在较大的提高空间，依靠对未处理的垃圾存量的消化和扩大处理覆盖，未来县城垃圾处理规模的扩张可期。
2023 年，我国城市&县城垃圾无害化处理率均接近100%。21 世纪以来，我国城市&县城的生活垃圾无害化处理率均有大幅提升。2023 年我国城市生活垃圾无害化处理率为 99.98%，较去年提升 0.08pct；县城生活垃圾无害化处理率为99.58%，较去年提升 0.34pct。
日处理能力方面，2023 年全国生活垃圾无害化处理能力（城市+县城）为147.68万吨/日，焚烧为 107.68 万吨/日（城市 86.18 万吨/日，县城21.50 万吨/日），占比 72.91%，较 2022 年的 99.95 万吨/日上升 7.73%。焚烧已正式超过填埋成为我国垃圾无害化处理主流方式。
我国供水&污水处理行业进入成熟期。中国城市供水普及率*污水处理率均接近100%。2023 年我国城市供水总量 687.56 亿吨，同比2022 年增长1.95%，城市供水普及率则增加 0.04pct 至 99.43%。2023 年我国城市污水处理量651.87亿吨，同比 2022 年增长 3.98%，城市污水处理率增加 0.58pct 至98.69。2023 年中国城市供水、污水处理和再生水利用固定资产投资额分别为756.15/723.47/34.63亿元，同比去年分别+6%/+7.51%/-1.78%.
垃圾焚烧、水务板块自由现金流均改善，为提高分红打下坚实基础。我们使用简化版公式：经营性现金流-资本性支出计算自由现金流，分别选取垃圾焚烧（长江）和水务运营（长江）指数成分股进行概算。不难发现垃圾焚烧板块的自由现金流已在 24Q3 实现转正（26 亿元），水务板块的自由现金流也有所改善。板块内上市公司有望将更多的现金用于分红，回馈二级市场投资者。
主题型行情 1：化债预期渐行渐近，环保行业基本面有望改善
环保行业是政府拖欠款项的“重灾区”。国内环保行业具有一定的公益属性，投资方仍以中央/地方政府为主，故部分营收大多直接或间接来自财政，再叠加其商业模式具有一定特殊性（多需先垫资、提供服务再收回款项）使得环保行业积累了大量的对政府得应收账款和合同资产。依据广东省环保产业协会2022 年发布的《广东省环保企业业务项目拖欠款情况调研报告》，据抽样调查的环保企业反映，拖欠款主体类型主要就是政府部门，占比高达 55.77%；政府部门拖欠款的主要原因是建设资金不到位，占比达 40%。 环保行业应收账款快速增加。我们选取申万环保指数中的133 家上市公司做为样本进行研究。2017 年样本环保公司的应收账款及票据余额为731 亿元，2023年末这一数字快速上升到 1675 亿元，CAGR16.63%。然而同时期样本公司的营业收入复合增长率仅为 6.97%，远低于应收账款及票据的增长速度。2024H1 样本上市公司应收账款及票据账面余额继续增长至 1912 亿元，较2023 年末提升14%，较2023H1提升 15%。
从细分行业来看，水务&固废行业是重灾区。我们进一步将样本公司分为大气治理、固废治理、水务及水治理、综合环境治理和环保设备五大子版块进行研究。截至2024H1，水务及水治理板块的应收账款&票据余额最高（826 亿元），固废治理板块其次（546 亿元）。这两个板块亦是应收账款&票据余额增速最快的行业，较2017年分别增长 195%和 287%。我们认为造成该现象的原因主要有二：1）固废水务行业 TOG 收入占比较高。以垃圾焚烧行业为例，收入中的垃圾处理费及电费补贴均依赖于地方/中央财政，而 TOB 收入占比相对较高的环保设备行业应收账款的规模控制明显优于固废。2）合同中的“保底量”增加政府隐性债务。为吸引投资，很多地方政府在垃圾焚烧、污水处理等行业的合同中与社会资本约定了“保底水量、垃圾量”，但很多欠发达地区项目并不具备商业盈利能力，缺口只能财政资金才能维持其财务可行性，导致大量套取财政资金补贴加重了地方政府负担，久而久之政府无力支付形成了应收账款。
2023 年下半年以来地方政府化债加速推进。2023 年7 月，中央政治局会议重申了化债重要性，提出“要有效防范化解地方债务风险，制定实施一揽子化债方案”，之后特殊再融资债券作为“一揽子化债”先锋工具率先启动。2023 年10月，内蒙古、天津、辽宁、云南、重庆、广西先后宣布特殊再融资债发行计划，主要用于偿还存量债务。中央财政在 2023 年安排地方政府债务限额超过2.2 万亿元的基础上，2024 年又安排 1.2 万亿元的额度，支持地方特别是高风险地区化解存量债务风险和清理拖欠企业账款等。地方债务风险整体缓释，化债工作取得阶段性成效。2024 年 10 月 12 日，财政部长蓝佛安在国新办发布会上表示我国拟一次性增加较大规模债务限额置换地方政府存量隐性债务，加大力度支持地方化解债务风险。相关政策待履行法定程序后再向社会作详尽说明。2024 年 11 月人大批准新增 6 万亿地方政府债务限额置换存量隐债。根据安排，新增债务限额全部安排为专项债务限额，一次报批，分三年实施，2024—2026年每年 2 万亿元，支持地方用于置换各类隐性债务，为地方政府腾出资源更好发展经济、保障民生。此外，从 2024 年开始，连续五年每年从新增地方政府专项债券中安排 8000 亿元，补充政府性基金财力，专门用于化债，累计可置换隐性债务4万亿元。
环保行业资产负债率、现金流、信用减值、财务费用等多项指标有望迎来改善。巨额应收账款全面拖累了环保行业上市公司的基本面表现，具体体现在一下几个方面：1）现金流恶化，资产负债率提升。部分民企公司缺乏通畅的融资渠道和资金调配能力，一旦项目回款出现延迟，就会陷入资金周转困难，不得不以高利率向银行借新债还旧债，形成恶性循环。2）产生巨额财务费用、信用减值。按会计准则企业每年要根据账龄对应收账款计提坏账，再叠加高杠杆经营产生的高额财务费用，让环保公司本就微薄的利润雪上加霜。我们认为化债解决应收账款问题对于改善环保企业上市公司经营状况和报表表现具有重要意义（缓解流动资金紧张、降低财务费用、冲回信用减值等），环保民企的经营基本面有望得到改善。在基本面无碍的原则上选择低 PB&高应收账款市值比的上市公司。我们使用PB和应收账款市值比两个指标来筛选标的。应收账款余额较高的上市公司市场会对其回收能力产生担忧故对其净资产给予一定折价，在强化债预期的催化下，部分基本面良好且收回账款可能性较高的上市公司的市净率有望修复至1 以上。虽然应收账款的回收不能直接转化为市值，但应收账款市值比这一指标一定程度上反映了上市公司在化债政策下的获益弹性，比例越高的公司弹性越高。两个指标结合来看，应该优先考虑在下图中位置偏左上（低 PB 高应收账款市值比）的上市公司。
主题型行情 2：关注地方环保国企资产并购重组机会
2024 年以来国务院、证监会多次发文鼓励并购重组。今年4 月,国务院发布资本市场新“国九条”,鼓励上市公司聚焦主业,综合运用并购重组、股权激励等方式提高发展质量。2024 年 9 月中国证监会发布《关于深化上市公司并购重组市场改革的意见》,鼓励上市公司加强产业整合。资本市场在支持新兴行业发展的同时，将继续助力传统行业通过重组合理提升产业集中度，提升资源配置效率。对于上市公司之间的整合需求，将通过完善限售期规定、大幅简化审核程序等方式予以支持。部分已经公告并购重组的环保公司也在年内大多收获了不错的股价涨幅。
重点关注曾公告并购重组方案或股东方需解决同业竞争问题的企业。目前大多数环保细分行业已经进入成熟期，存量并购重组机会相对较多，我们重点梳理了与大股东存在同业竞争尚需解决的环保公司，寻找潜在的并购重组投资机会。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
