（报告出品方：华泰证券）
复盘 2022 年电力板块市场表现，水火较为强势，新能源偏弱
A 股电力板块相对收益表现：水电>火电>新能源
2022 年以来，综合来看，电力子板块相对上证指数收益走势：水电强于火电强于新能源。 电力Ⅲ指数走势与水力发电（申万）指数基本一致是由于水电公司长江电力在上述两项指 数中权重分别高达 34%和 70%（截至 2022 年 11 月 10 日收盘）。从自 2022 年初以来各 电力子板块相对上证指数收益率走势来看： 水电：水力发电指数自 1 月 19 日之后均跑赢了上证指数，4 月初开始相对收益走势较为强 势的重要催化包括：新产能陆续投产、上半年来水偏丰、水电电价同比上涨、成本同比节 约。即使在 7 月以来来水偏枯的背景下，几家大型水电公司三季度业绩并未因来水偏枯而 同比大幅下降。 火电：2022 年初至 2022 年 6 月底，火力发电指数收益均跑输上证指数，我们认为影响因 素包括：1）2021 年年末，市场对新能源补贴发放及火电 2022 年扭亏预期导致火电转型 公司股价处于较高水平；2）2022 年以来，虽然煤价较 2021 年底有明显下降，但仍处于 较高水平，即使 2022 年 2 月国家发改委提出秦皇岛港下水煤煤炭中长协交易价格区间 570-770 元/吨（5 月 1 日开始实施），但火电发电企业与煤炭公司长协履约率并不理想， 大部分火电企业仍处于亏损状态。
2022 年 7 月初，火力发电指数相对收益出现一波短期明显提升，主要系：国家发改委于 2022 年 7 月 1 日召开 2022 年电煤中长期合同换签补签视频会议，会议要求严格落实三个 100%（签约率、履约率、价格政策执行），不落实要追究责任。市场预期火电公司煤炭采 购价格在国家发改委价格区间的煤炭长协履约率提升带动火电入炉煤价下降。2022 年 8 月初，火力发电指数相对收益率走势再次向好，我们认为主要是：1）7 月以来水电来水偏 枯较为严重，水电大省及接受外送水电电量较多的东部沿海省份陆续出现限电情况，火电 保供重要性凸显，火电新增机组审批加速；2）基于火电发电量提升带来除燃料外其他度 电成本下降，燃煤成本在国家发改委趋严管控下下行及电价仍处于高位的逻辑，市场预期 火电三季度业绩明显改善。10 月底各公司三季报发布后，部分大型火电公司火电业绩改善 不及预期，火力发电指数走弱，但仍保持正相对收益。 新能源：新能源运营商股价走势今年整体偏弱，我们认为主要系：1）今年光伏组件价格 处于较高水平，新能源运营商新增光伏装机建设节奏放缓。2）今年山西光伏低市场化交 易电价及福建海风恶性竞价引发市场对新能源项目收益率担忧，但以上两件事情并非具有 普遍性。
H 股电力公司相对收益表现：整体偏弱，个别公司 alpha 较强
H 股电力公司相对恒生指数收益率 2022 年以来整体偏弱，华电国际电力股份凸显强 alpha。从 2022 年以来 H 股电力公司相对收益率走势看，我们选取的几家公司走势较为 相似。但在相对收益率的大小方面，2022 年 1 月-6 月，火电转型新能源的 H 股标的（华 润电力、中国电力、华电国际电力股份、华能国际电力股份）相对收益率一直处于负值状 态，新能源标的龙源电力的相对收益率虽然在正负间有一定波动，但较火电转型新能源公 司更高；2022 年 7 月初以来，华电国际电力股份相对收益率明显强于其他 4 家公司，一 直处于正水平，我们认为主要系其参股新能源平台于 7 月初在上海证券交易所发布 IPO 招 股书，华电国际电力股份体内之前没有被投资者认可的权益新能源资产估值逐步凸显。
电力供需：发电侧风光渗透率提升，需求侧新动能为增长新主力
电力系统是发、输、配、售四大环节组成，基本功能是将各种一次能源转换成可使用的电 能，并将其输送和分配到用户。碳中和背景下，新型电力系统具有高比例新能源接入、大 量电力电子设备、多能互补运行等多种特征，对系统调节能力提出要求，要从传统的“源 随荷动”转变为“源动荷动”甚至“荷随源动”。
可以数量化计算的电量供需——装机与需求的对应
我 们 预 测 2021-2030 年 全 社 会 用电量 CAGR5.5% （ 其 中 十 四 五 / 十 五 五 分 别 为 6.4%/4.5%），“新基建”和更广义的“新动能”贡献 6%/33%的增量，为新能源的消纳提 供基础，也为更灵活的需求侧响应埋下伏笔。借鉴德国（2012）、澳大利亚（2016）、英 国和加州（2020）的经验，风电光伏占比 15%-30%时系统平衡的压力显著加大，对电网 调度提出了较大挑战；也就意味着十四五后期或十五五前期，新型电力系统的构建成功与 否至关重要。 需求侧：新动能接替高耗能，为需求侧增长新主力。“十四五”期间“新动能”用电增量 贡献度预计将增加 5pct 至 27%。我们以 4G/5G 基站、大数据中心、新能源充电桩、信息 传输、计算机通信和其他电子设备等十三个行业测算新动能对于用电需求拉动的影响。据 我们测算，“十三五”期间，“新动能”行业用电量增加 4221 亿度，占同期全社会用电量 增量的 22%。我们预测“十四五”/“十五五”期间“新动能”行业用电量增量 7465/9935 亿千瓦时，占同期全社会增量的比重分别增加至 27%/39%。而高耗能产业用 电增量占比将由“十三五“的 29%下降至”十五五“的 21%。
基于对未来十年电供给的预测，我们认为风电/光伏装机将迎来快速增长，十四五/十五五 期间年均风电装机增长为 62/90GW，年均光伏装机增长为 88/134GW，至 2025/2030 年 末，风电和光伏装机将占总装机的 39%/53%。风光装机的快速增长带来风光发电量的占 比提升，至 2025/2030 年，风光发电量占比将从 2021 年的 11.7%提升至 19.1%/29.8%， 2021-2030 年风电/光伏发电量 CAGR 分别为 17%/20%。同时，我们认为煤电十四五期间 还将陆续有少量新增装机，十五五碳达峰目标临近，我们预计 2030 年煤电装机为 1243GW、占比 27%，火电电量占比将从 2021 年的 67%下降到 2030 年的 50%。
带有时间曲线的电力平衡——灵活性机组的容量提供
风光发电量占比提升将给电力系统稳定带来挑战。根据我们预测，2025/2030 年我国风光 发电量占比将提升至 19.1%/29.8%，占比是 2021 年的 1.6/2.5 倍。电力产品具有瞬时性特 征，在储能得到大规模普及之前，发输配售几乎要在同一时间完成。在间歇性电源占比提 升的过程中，电力（即容量）平衡难度高于电量平衡，对电力系统灵活调节能力提出更高 要求。因此灵活性机组容量也需同步增长，以保障电力系统稳定。 目前我国灵活调节电源比重较低。中电联 2020 年 6 月发布的报告《煤电机组灵活性运行 政策研究》显示，2019 年我国灵活性调节机组占比约 6%，远低于美国/西班牙/德国的 49%/34%/18%。其中，我国的灵活性电源装机以煤电灵活性改造、气电和抽水蓄能为主。 《电力发展“十三五”规划（2016-2020 年）》中提出我国十三五期间计划完成煤电灵活 性改造容量 2.15 亿千瓦，抽水蓄能装机达到 4000 万千瓦，气电装机 1.1 亿千瓦以上。截 至 2019 年，我国煤电灵活性改造完成容量 5775 万千瓦，仅为十三五规划的 1/4 左右。截 至 2020 年底，我国抽水蓄能装机 3159 万千瓦，同样低于目标值。
根据海外国家的经验，我们测算 2025/2030 年，中国新型电力系统所需的灵活性机组分别 为 431-582GW/891-1440GW，灵活性装机比例 13%-18%/20%-32%。 我们采用两种方式对 2025/2030 年中国新型电力系统所需灵活性机组容量进行推算。1） 寻找海外国家历史年度风光发电量占比与我国 2025/2030 年风光发电量占比近似的年份， 参考该国家当年的灵活性电源比重，推算我国的灵活性电源需求情况。2）参考海外国家 未来风光装机增量预测所对应的灵活性电源增量预测，结合我们预测的中国“十四五”/ “十五五”风光装机增量，推算所需要的灵活性机组增量。
方法 1：根据我们预测，我国 2025/2030 年风光发电量占比将达到 19.1%/29.8%。2019 年，西班牙/德国的风光发电量占比分别为 25.5%/28.3%，对应的灵活性电源比例 34%/18%。同为欧洲国家，西班牙和德国的风光发电量占比差异较小，但灵活性电源占比 相差较大，主要系由于两国总装机容量存在较大差异，其灵活性电源装机绝对值分别为 37/38GW。由于德国 2019 年风光发电量比例与我国 2030 年最为接近，我们参考德国 2019 年的灵活性电源比例 18%，根据风光发电量比例与灵活性电源比例的比值相同，得 到中国 2030 年灵活性电源比例为 19%。 方法 2：据伍德麦肯兹预测，2021-2040 年欧洲重要五国（英国、德国、法国、意大利和 西班牙）每 GW 风光新增装机对应的灵活性机组需求为 0.31-0.51GW，考虑到：1）根据 IEA 2018 年统计的各国灵活性电源结构，欧洲灵活性机组中气电比例（28%）高于中国 (4.3%)，中国灵活性机组主要来源于煤电灵活性改造（38.2%），而气电灵活性调节能力为 煤电的 2-3 倍；2）欧洲电力市场化程度较高，需求侧响应能力强；我们认为我国单位 GW 新能源装机所需灵活性装机规模更大。 预计中国十四五期间新增每 GW 风光装机对应的新增灵活性装机为 0.41-0.612GW （0.612 为欧洲新增每 GW 风光装机所需灵活性装机 0.51GW 的 1.2x），十五五范围为 0.41-0.765GW（随着风光比例增加，系统所需灵活性机组密度越大，0.765 为欧洲新增每 GW 风光装机所需灵活性装机 0.51GW 的 1.5x）。叠加我们预计的中国十四五/十五五期间 新 增 风 光 装 机 746/1,122GW ， 计 算 得 十 四 五 / 十 五 五 期 间 新 增 灵 活 性 装 机 306- 457GW/460-858GW，十四五末/十五五末灵活性装机 431-582GW/891-1440GW，灵活性 装机比例 13%-18%/20%-32%。
分灵活性电源种类来看，我们将中国灵活性电源分为煤电（灵活性改造）/气电/抽水蓄能 及新型储能。根据中电联发布的《服务新能源发展报告 2020》，2019 年，我国抽蓄、燃 气发电等灵活性电源装机比例在 6%左右（121GW）；国家电网发布 《服务新能源发展报 告 2020》显示：截至 2019 年，我国煤电完成灵活性改造的装机为 57.75GW；截至 2019 年，我国抽蓄装机为 30.28GW；综上倒推出 2019 年我国作为灵活性机组的气电装机为 33GW，占当年气电总装机的 36%。我们暂保守假设 2020 年我国煤电无新增灵活性装机， 燃机灵活性装机占比仍保持 36%，大概计算得到 2020 年我国灵活性机组容量 130GW。
煤电：保守假设 2020 年没有新增灵活性改造煤电机组，根据国家发展改革委、国家能源 局发布《全国煤电机组改造升级实施方案》，“十四五”期间完成存量煤电机组灵活性改造 2 亿千瓦，实现煤电机组灵活制造规模 1.5 亿千瓦。截至 2025 年，煤电灵活性机组装机容 量为 408GW，占煤电总装机的 34%；假设“十五五”装机占比提升约一倍（即 70%左 右），对应“十五五”煤电灵活性改造需求为 430GW； 气电：假设未来 10 年气电作为灵活性装机占比不变（36%），截至 25/30 年末，我国灵活 性机组中气电机组 51/57GW。 抽水蓄能：根据 2021 年 9 月正式落地得《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）》，到 2025/2030 年抽水蓄能投产总规模达到 62/120GW 左右，十四五/十五五分别新增 28/60GW。 新型储能：根据 2021 年 8 月《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并 网规模的通知》（发改运行〔2021〕1138 号），保障性并网以外的市场化并网项目初期按 照功率 15%的挂钩比例（时长 4 小时以上）配置调峰能力，按照 20%以上挂钩比例进行 配建的优先并网。假设十四五/十五五风光新增装机配储比例分别为 10/20%，对应新增新 型储能装机为 75/224GW（储能小时数 2-4 小时不等），到 2025-2030 年新型储能总规模 为 75/299GW。
火电：转型中重要性凸显，煤价、电改仍是主要关注方向
2023 年火电仍将承担电力保供重任，火电投资或将快速增长
2023 年火电发电量占比将维持下降态势，但仍系我国发电量主要贡献来源。十三五以来， 除 2018 年/2021 年用电需求同比高增 9%/9.8%带来火电发电量同比大幅增长 8.1%/9.1% 外，火电发电量同比增速多数年份处于 2%+的水平，主要系可再生能源优先于火电电量上 网，而清洁能源装机提升带来清洁能源发电量的快速增长。2016-2021 年，火电发电量占 我国发电量的比例自 72%持续下降至 67%，即便如此，火电发电量仍占我国发电量的大 多数，系我国电力供应的主力军。根据中电联《2022 年 1-10 月份电力工业运行简况》， 2022 年 1-10 月我国规模以上电厂发电量同比增长 2.2%，火电发电量同比增长 0.8%。基 于我们 2022/2023 年全社会用电量同比增长 3.8%/6.3%的预期，测算 2022/2023 年我国 火电发电量增速将为 2.0%/4.0%，火电发电量占比将持续下降至 66%/65%。
2021 年与 2022 年初至今最高负荷同比增速显著高于可用装机增速。“十三五”期间，我 国用电最高负荷增速与用电量增长速度基本一致为 6%，低于整体装机增速 8%，但是考虑 到水/风/光的不可靠性，可用装机增速“十三五”仅为 4.5%，2022 年系统备用能力或降至 34%。迈入“十四五”，随着空调负荷占比在大中城市达到了六成甚至更高，气温对最高负 荷的影响越来越大。2021 年与 2022 年初至今最高负荷同比增速分别为 11%/9%，显著超 过可用装机 4.5-5%的增速。其中，可用容量为装机容量扣除计划期的受阻容量、备用和退 役容量。
至 2030 年电力装机与负荷的供需矛盾或更加突出。“十三五”我国煤电年均新增装机 36GW，显著低于“十二五”的 46GW，2021 年新增煤电 28GW，为过去 15 年历史最低。 根据中电联 2021 年底发布的《能源转型中的电力燃料供需格局研究》预计，“十四五”、 “十五五”期间，全国煤电装机新增 1.5 亿千瓦、0.3 亿千瓦，2025 年、2030 年全国煤电 装机分别达到 12.3 亿千瓦、12.6 亿千瓦，那就意味着 2025 年备用率（备用率=可用装机/ 最大负荷-1）下降至 15%以下，2030 备用率为负数。2022 年 8 月电规总院统计，未来三 年新增煤电装机仅 1.4 亿千瓦左右，考虑到受阻比例较低的核电/水电建设周期往往在 4-5 年以上，短期内我国电力保障基础仍不牢固，电力供需紧张的地区未来三年不断增多，可 见我国当前火电装机建设速度仍有提升潜力。
2022 年 1-10 月，我国主要发电企业火电投资完成 640 亿元，同比增长 42.8%。4Q21 以 来，我国煤电/核电机组新增核准数量显著提速；2022 年 8 月四川缺电后，国家能源局对 已开始要求按照“适度超前”原则做好调整工作，我们判断煤电的审批速度会进一步加快。 然而，“碳中和”的长远目标决定了可再生能源在电量上会持续替代火电，某种程度上新 建机组更多是为了应对尖峰负荷或配套大基地风光送出，并不必然意味着煤电电量的绝对 值还会有非常大的增长。
根据我们的测算，如果要保证 2030 备用率依然在 10%以上，2022-30 需要新增 4.5 亿千 瓦火电。但是这么庞大的煤电上马，并不意味着电量的增长，火电发电量取决于全社会用 电量与可再生能源发电量之差，在风光水核等电源优先上网的前提下，火电产能增加也意 味着利用小时的必然走低（从 2021 的 4500 到 2030 的 3500 以下）。当然，我国电力系统 是不是必须要维持 10-15%备用率底线是个更值得商榷的问题，日本备用率要求 7%-8%最 低 3%，可再生能源为主的丹麦/南澳等地区都可以容忍一定程度上的电力短缺，我们认为 长期来看以风电光伏为主的电力系统要维持 15%以上备用率难度是很高的，不过短期内我 国下调电力系统安全的底线的概率不大。
煤价下行是盈利改善关键，电价改革或推动火电资产重估
2021 年煤价高涨导致公司火电业绩承压。2021 年秦皇岛 Q5500 动力煤市场均价 1028 元/ 吨，同比大幅增长 78%。因而各火电公司 2021 年单位燃料成本同比大幅提升。3Q21 火电 企业开始亏损，由于煤价长协价格上涨存在滞后性及高煤价库存等原因，4Q21 火电企业亏 损环比进一步扩大，且亏损程度与企业火电发电量基本成正比。
煤价高企倒逼市场化电价改革，燃煤上网电价 4Q21 以来上涨可观，2022 年持续位于高位。 自 2021 年 10 月 8 日，国常会将市场交易电价上下浮动范围[-10%,+15%]调整为原则上不 超过 20%，且高耗能行业不受上浮 20%限制，各省纷纷响应落实，近期市场化电价多数较 基准电价顶格上浮。虽然广东因基准电价较高，2022 年电价年度长协执行价格较基准电价 上浮比例不到 10%，但 2022 年 3-5，8-10 月，广东省月度集中竞价交易电价较基准电价上 浮程度均为 19.7%。2022 年 10 月和 11 月，广东省月度双边交易电价较基准电价上浮程度 也明显高于其他月份，不断逼近 20%上限。
2022 年，煤电市场化电价大幅提升使得火电对煤价的承受能力更强，但火电扭亏仍有难度。 1H22，秦皇岛动力末煤 Q5500 平仓均价为 1180 元/吨，虽然 2022 年 2 月 24 日，国家发 改委发布的《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（发改价格〔2022〕303 号）， 明确要求秦皇岛港下水煤（5500 千卡）中长期交易价格较合理区间为 570～770 元/吨（含 税），自 2022 年 5 月 1 日起实施。5 月 1 日后，各发电企业煤炭长协并未 100%在国家发 改委规定的价格区间执行，除煤炭长协执行率较高的国电外，华能/华电/大唐火电板块一二 季度均处于亏损状态。3Q22，秦皇岛动力末煤 Q5500 平仓均价 1253 元/吨，较上半年均 价上涨 6.2%，因此各火电企业入炉煤价下降及火电盈利改善有限。
4Q22 煤价或将继续保持强势，火电扭亏需待 2023 年煤价下行。根据华泰煤炭于 2022 年 10 月 14 日发布的《2023：行业强α与宏观弱β的较量》：中国煤炭行业 2023 年起供需将 有一定幅度宽松化，尽管 4Q22 煤炭价格或将继续保持强势。北港 5500 卡动力煤均价有 望从 2022 年的 1250 元/吨下移至 2023 年的 950 元/吨。9 月以来，5500 卡动力煤价格出 现明显上涨，我们认为 4Q22 在水电或因来水偏枯而发电减少、产地局部疫情及安全事故 带来煤炭供给扰动及传统冬季取暖强支撑下，动力煤价格或仍将处于较高水平，因此火电 4Q22 盈利环比改善希望较小，但 4Q22 的高煤价或对火电企业 2023 年年度电力市场化交 易价格签订有利。2023 年煤价下行判断主要基于：1）供给侧新增煤炭产能释放带来边际 供给增量；2）需求侧在海外经济衰退背景下或迎来下行。
虽然我们认为 2023 年在煤炭供需格局较为宽松的背景下煤价中枢将迎来下行，但是煤价 在年内仍可能由于季节性需求变化以及一些偶然事件发生带来煤炭产量区域性一段时间内 供应紧张的问题而产生一定的波动。火电度电利润主要受到上网电价、单位燃料成本及其 他固定成本度电分摊的影响。单位燃料成本除受到入炉标煤单价影响外，还与供电煤耗相 关，供电煤耗一定程度上和发电量成反比，供热也有助于供电煤耗下降；即便在上网电价 和单位燃料成本确定的情况下，其他固定成本度电分摊还会受到发电量的影响，而发电量 其实具有明显的季度特征，如二季度是火电传统淡季，迎峰度夏和度冬期间火电发电量明 显偏高。所以，我们判断 2023 年煤价如果如预期下行或将带来火电全年业绩扭亏，但不 一 定 是 从 2023 年 一 季 度 就 开 始 持 续 盈 利 。 以 华 电 国 际 为 例 ， 我 们 测 算 其 1Q22/2Q22/3Q22 火电度电利润总额为-0.004/-0.016/-0.0003 元/度，但实际 2Q22 为公司 入炉煤价最低的一个季度，但由于不供热及发电量较其他两个季度偏低影响而度电亏损幅 度偏大。
在电价上浮中即使反映燃料成本变化或为效率更高的方式。中电联在《适应新型电力系统 的电价机制研究报告》中提出的系“建议在基准价中及时反映燃料成本变化，按照标煤* 格价**上涨或下降 100 元/吨对应煤电基准价上涨或下降 0.03 元/千瓦时的标准进行联动”，我 们认为煤电上网电价与标煤价格及时联动是疏导火电企业燃煤成本上行压力的有效方式， 但若考虑在浮动比例中或额外考虑（最终相当于一定程度打破 20%上浮上限）更为便捷。 以广东省为例，广东省能源局、南方能监局联合发布《关于 2023 年电力市场交易有关事 项的通知》，虽对年度长协电价仍提出 20%上浮上限，但首提“一次能源价格传导机制” ： 当综合煤价或天然气到厂价高于一定值时，煤机或气机平均发电成本（扣减变动成本补偿 后）超过允许上浮部分，按照一定比例对年度或月度等电量进行补偿，相关费用由全部工 商业用户分摊。
容量电价出台及现货市场建设也是改善甚至改变火电盈利的重要举措，当前背景下容量电 价出台或早于预期。随着新型电力系统的建设，火电从发电向调峰转变辅助可再生能源维 持系统稳定已经是必然的趋势，但是尖端负荷的不足可能会导致火电盈利模式转变早于预 期。当前高企的煤价/气价导致火电亏损面依然在 50%以上，如何激励火电新项目上马， 并且保障 2022-25 新上的火电机组在利用小时即将加速下滑的前夕还有信心收回成本，容 量电价和现货市场交易可以说是为数不多的政策手段。在两部制电价的背景下，火电企业 收入等于容量电价与电量电价之和，参考抽水蓄能与部分省份天然气发电的定价机制，容 量电价应该保障机组的固定投资（包括利息支出）获得至少部分的回收，而电量电价应当 与边际成本有较为灵活的联动机制。 我们以一座在秦皇岛的电厂盈利模式为例，基准电价河北北网 0.372 元/度，假设下水煤煤 价就在 770 元/吨（5500kcal）（发改委要求区间上限），没有中间环节运输/港杂/损耗费用。 一个煤电厂从发电转为调峰利用小时从 4400 下降至 4100（2025E），需要得到的容量电 价补偿为 0.11 元/瓦才能维持 6%的 ROE；如果利用小时下降至 3600（2030E），需要得 到的容量电价补偿为 0.24 元/瓦才能维持 6%的 ROE。如果我们用类似抽水蓄能两部制定 价的模式去考虑煤电容量电价，也就是在不考虑发电边际盈利为正的情况下容量电价要覆 盖 6%-6.5%的 IRR，这种情形下的容量补贴会更高（0.35 元/瓦左右）。
容量电价的出台或将带来火电资产的价值重估。如果参考抽水蓄能的两部制电价机制，容 量电价每年为火电厂带来覆盖固定成本的稳定收益，而电量电价与边际成本有较为灵活的 联动机制，那么火电盈利伴随煤价变化的周期属性将会减弱，成为盈利较为稳定的资产。 虽然火电存在碳排放问题，但是火电机组可以为新能源机组进行调峰，火风光一体化来看 火电的碳排放问题可以减弱。同时火电调峰可以减少对新能源项目配储的要求，从而使得 新能源项目收益率不受配置电化学储能成本干扰，目前较多省份如湖北、贵州也都出台了 不同的火电与新能源项目资源*绑捆**的政策。因此，若容量电价出台将火电盈利转变为较稳 定的模式，我们认为火电资产估值应有较大提升。
水电：无惧来水波动，水风光一体化发展助力价值提升
2023 年将步入常规水电投产小年，大水电盈利无惧来水波动
经历 2021 和 2022 年的水电投产高峰，2023 年将步入常规水电投产小年。根据 2022 年 3 月 22 日公开的《“十四五”现代能源体系规划》， 2025 年底我国常规水电/抽水蓄能装机 将分别达到 3.8 亿千瓦左右/6200 万千瓦以上。2021 年 10 月 24 日国务院发布的《2030 碳达峰行动方案》明确“十四五”将新增（常规）水电装机容量 4000 万千瓦左右。据我 们统计，我国十四五期间投产的常规水电装机容量为 4074 万千瓦。2021 年我国新增水电 装机 20.6GW，2022 年我们预期将新增 21.4GW，这两个年度为 2016 年以来我国水电新 增装机投产高峰，主要得益于乌东德、白鹤滩、两河口、杨房沟等机组集中投产。2023 年，常规水电新增机组投产方面，我们统计中容量较大的仅包括广西大藤峡/巴塘水电站 100/75 万千瓦以及双江口 200 万千瓦首台机组。2023/2024/2025 年，由于没有大型常规 水电站投产，我国水电新增装机容量将较 2021/2022 年呈现明显下降趋势。
水电开发由易到难，大型水电站为稀缺资源。根据国家发改委 2005 年发布的全国水利资源 复查结果，我国水电资源理论蕴藏量装机/技术可开发/经济可开发装机容量分别为 6.94 /5.42/4.02 亿千瓦；理论蕴藏量/基数可开发年电量分别为 6.08/2.47 万亿千瓦时。根据中电 联数据，截至 2021 年底，我国水电装机容量 3.91 亿千瓦（含 3692 万千瓦抽水蓄能装机）， 剩余经济可开发常规水电资源容量仅为 4792 万千瓦，增量空间稀缺。随着水电开发逐步向 西部推进，新建水电地理位置偏远、自然条件恶劣，水电工程直接建设成本不断增加。此 外，耕地占用等税费标准、*地征**移民投资也大幅增加，水电开发成本增幅显著，例如 2013- 2014 年投产的溪洛渡水电站（1386 万千瓦）造价约为 5714 元/千瓦，而目前在建白鹤滩水 电站（1600 万千瓦）造价超过 12000 元/千瓦。往后大型水电站将成为稀缺性资源。
我国装机容量前十大常规水电站绝大多数位于上市公司体内。我国拥有 1000 万千瓦以上 水电站 4 座，均隶属于三峡集团，400 万千瓦以上水电站 10 座，其中华能水电拥有 2 座， 桂冠电力、国投电力、国家电投（拉西瓦电站是前十大中唯一一座目前没有位于且未规划 注入至上市公司的电站）各 1 座。目前仍在建及规划的水电站中（不含白鹤滩电站），装 机容量基本都低于 300 万千瓦，200 万千瓦及以上的水电站仅 3 台，包括玛尔挡水电站、 双江口和李家峡水电站。
大水电水库调节抵御来水波动。2022 年上半年，各大水电上市公司主要流域来水同比偏 丰，2Q22 同比偏丰程度尤为凸出，从而带动其 1Q22、2Q22 发电量及收入同比增长。 2022 年 7 月以来，各流域偏枯较为严重，3Q22 长江电力的溪洛渡/三峡水库来水同比偏枯 20.49%/54.4%，雅砻江水电（归属国投电力/川投能源）7 月来水同比偏枯 44.4%，华能 水电的澜沧江流域来水偏枯 3-4 成。但从 3Q22 各公司发电量同比变化程度看，华能水电 同比基本持平，主要得益于水库的调节能力；雅砻江水电同比增长 7.55%，主要来自新投 产机组两河口和杨房沟的发电量贡献（但其存量机组发电量同比下滑水平也明显好于来水 同比变化程度）；长江电力同比下降 34.2%，发电量同比下降程度也优于来水。
水电上网电价正处于上升通道，降本增效提升盈利能力。总体上，除了超发电量（超发部 分电量电价一般较低）较多的 2Q22，雅砻江水电和长电的收入同比增速明显好于发电量 同比增速，说明电价层面同比均有不同程度上涨。华能水电 2Q22 收入同比增速仍高于发 电量同比增速主要系超发电量相对其他两家偏少，其电量消纳地为云南和广东，2Q22 外 部因素扰动用电需求。华能水电 1Q22/2Q22 归母净利润同比增速显著高于发电量及收入 同比增速主要系折旧及财务费用端有较大程度节约，3Q22 相反主要系去年同期有一笔较 大额度投资收益导致；雅砻江新投产两河口/杨房沟暂带来一定固定成本层面压力，业绩释 放仍需时间，但其财务费用率已从 1Q22 两河口/杨房沟全部投产的 19.25%下降至 1- 9M22 的 15.69%，较去年同期仅提升 1.62pp；长江电力 1-9M22 财务费用率 7.51%，同 比下降 1.43pp。
2023 年，我们预期水电上网电价仍将提升，部分公司成本端还有节约空间。电价层面：1） 市场化部分：我们统计了水电大省四川和云南本省的市场化交易情况，云南省 2019 年 8 月以来月度市场化交易电价就处于上升阶段，2022 年 1-11 月其月度市场化电价平均同比 上涨 2.3 分钱，2021 年四川省水电市场化平均电价也同比上涨 1.8 分。在电力供需仍偏紧 和煤电市场化电价上涨背景下，我们认为水电市场化电价 2023 年仍将保持上涨态势。2） 外送消纳的水电电价：雅砻江锦屏官渡电源组送江苏电价形成机制已完善为“基准落地电 价+浮动电价”机制（苏发改价格发（2022）752 号），在煤电市场化电价大幅上涨背景下， 其外送电价也有上涨空间，我们认为这或为大水电外送电定价机制起示范左右。3）绿证： 国家发改委网站 11 月 16 日公布《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总 量控制有关工作的通知》，提到水电也在可再生能源绿色电力证书范围内，原则上可转让， 积极推进绿证交易市场建设，推动可再生能源参与绿证交易。我们认为水电绿色属性价值 未来有望于收入端体现。成本端明年华能水电的折旧仍有节约空间，各大水电公司也正进 行低成本债置换高成本债，融资成本有望持续下行，带来财务费用节约。
我们预计四川省水电市场化电价 2022 和 2023 年将维持增长态势。自 2019 年 9 月 26 日， 国务院常务会议决定将现行“标杆上网电价机制”改为“基准价+上下浮动”的准市场化 机制，一直到 2021 年市场化电价改革以前，由于鼓励工商业发展，降低工商业用电成本， 市场化电价基本一直处于较基准电价折价状态，且折价程度较高。因此我们可以看到 2018 年-2020 年，四川省水电市场化交易常规直购电价及总体水电市场化交易均价呈现持 续下降趋势。2021 年 7 月以来电力供需偏紧带来多省电力市场化交易电价上涨，因此 2021 年四川省水电市场化交易常规直购及总体交易均价分别同比上涨 1 分钱/1.8 分钱，打 破四川省水电市场化电价 2018-2020 年的下降态势。2021 年 10 月 11 日，四川省发布 《关于全省节约用电倡议书》，由于“今冬明春”（2021 年冬天和 2022 年春天）电力供应 缺口较大，倡议全社会联合行动，共同做好节约用电工作。2022 年 7 月以来四川来水严 重偏枯，多次出现“限电”情况。在供需仍偏紧的态势下，我们认为 2022 年和 2023 年四 川省水电市场化电价将呈现稳中向上态势。 成本端：存量机组折旧完成将带来利润释放。我们测算十四五期间，华能水电部分存量机 组折旧完成将累计带来约 8.9 亿元的利润释放，十五五期间累计为 7.6 亿元，分别占 2021 年归母净利润 58.4 亿的 15%和 28%。雅砻江水电 2022 年折旧将因 2021 年杨房沟全部机 组和两河口 5 台机组投产而大幅上升，2023 年折旧因两河口最后一台机组投产小幅上涨， 2023 年-2031 年折旧将保持平稳，2032 年开始折旧将因二滩水电站房屋及建筑物及锦官+ 桐子林电站机电设备折旧陆续完成而显著下降。
华能水电：存量机组已处于折旧下行周期。根据华能水电 2019 年债券募集说明书，公司 水电站建筑物折旧年限 45 年，发电等水工机械折旧年限 12 年，则 2031 年前折旧到期基 本由机电设备折旧到期引起，本次测算暂不考虑托巴水电站建设及投产对公司折旧的增量 影响。机电设备折旧主要由水轮机和发电机构成，按水轮机和发电机折旧年限 12 年推算， 漫湾二期、景洪、瑞丽江、小湾机组将于 2019 年-2022 年折旧到期，功果桥、糯扎渡、 龙开口机组将于 2023-2026 年折旧到期，澜上机组将于 2029-2031 年折旧到期。
因公司机组较多，且于 2007-2019 年之间密集投产，故我们无法通过历年固定资产与当年 折旧的增量变化估算特定机组的固定资产原值与折旧。故我们根据水电站投资额、公司整 体固定资产分布及折旧政策，对公司历年折旧进行模拟，测得整体房屋及建筑物折旧期限 为 35 年，整体机电设备折旧期限为 13 年时，模拟值与历史值较为吻合。据此假设，暂不 考虑托巴机组建设及投产对折旧的影响，因澜上机组 2017-2019 年集中投产，公司 2020 年存量机组折旧仍有所提升，十四五期间部分存量机组折旧完毕将累计带来约 8.9 亿元折 旧额下降，十五五期间累计为 7.6 亿元，2025 年/2030 年折旧额较 2020 年折旧额分别下 降 15%/28%。
水风光一体化基地建设推进，长期价值提升可期
《“十四五”可再生能源发展规划》提出：统筹推进水风光基地一体化开发。以西南水电基 地为重点，做好风能、太阳能资源普查，开展一体化规划建设、运行、送出与消纳等系统研 究，统筹推进水风光综合基地开发建设，实现水电开发与新能源发展相得益彰。 “水风光”一体化发展带来新空间，“1+1+1”远大于 3。水风光清洁能源基地主要是将风光 电站建设在水电站周围，利用已有水电外送通道将水风光电量打捆外送，可以利用水电站优 异的出力调节能力与风光出力不均进行互补，保障风光电力消纳的同时充分利用水能。目前， 包含公司在内的多家大型水电上市公司提出“水风光”发展规划：澜沧江流域：2021 年 4 月华能水电公告计划在澜沧江上游*藏西**段打造水光互补清洁能源基地（新增水电、光伏装机 规模各 1000 万千瓦），2022 年 3 月华能水电再次公告“十四五”期间拟在澜沧江云南段和 *藏西**段规划建设“双千万千瓦”清洁能源基地；雅砻江（国投/川投）：根据国家规划，雅砻 江流域水风光互补绿色清洁可再生能源示范基地，总规模超 8000 万千瓦，其中风电、光伏 发电超 4000 万千瓦、抽水蓄能发电超 1000 万千瓦；金沙江流域：金沙江下游风电、光伏 可开发量达 1500 万千瓦，金沙江上游初步规划具有总规模约 3700 万千瓦的可开发光伏项 目场址和总规模约 350 万千瓦的可开发风电项目场址。
新能源：风光发电长期成长，绿电收益率底线明确
5-10 年供给增长主力，成长空间广阔
预计 2022-2025 年风电、光伏年均新增装机中枢分别抬升至 65GW、96GW。截止 2022 年 6 月末，国内风电/光伏装机容量达到 342/337GW，较 2021 年末分别增加 14/30GW。 假设 2022-2025 年全社会用电和发电量 CAGR 均为 5.3%（略高于 Wind 一致预期 2022- 2023 年 GDP 增速）、考虑到双碳目标下火电受挤压、而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 2022-2025 年风电/光伏年均新增装机中枢抬升至 65/96GW，较 2018-2021 年的 41/44GW 大幅提高，2025 年风光合计装机占比将达到 39% （2021 年为 26%），发电量占比将达到 19%（2021 年为 12%）。
各省“十四五”规划隐含风光装机增量 670GW，内蒙古/云南/甘肃引领 TOP3。梳理国内 各个省/自治区/直辖市“十四五”能源规划，我们统计规划中对应的 2022-2025 年风光新 增装机合计 670GW，和前文预测基本一致。其中，内蒙古/云南/甘肃规划增量引领全国， 2022-2025 年风光装机分别新增 80/73/53GW。借助于优良的风光资源禀赋，新能源发电 已成为内陆省份重要的投资方向。
1H22 风光储项目规划量达 81.22GW，央国企占比达到 63%。近日，能源局与发改委发 布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，明确各地根据市场放开 电源的实际情况，鼓励可再生能源配储，利用储能改善新能源涉*特网**性，解决消纳问题， 保障新能源的高效性。据不完全统计，2022 年 H1 全国共规划风光储项目 47 个，项目规 模达到 81.22GW，已明确投资金额为 3744 亿元，其中央国企签约项目达到 43 个，总规 模达到 51.52GW，占比达到 63%。
技术进步加快竞价步伐，LCOE 持续下降
风电光伏度电成本持续下降。据 IRENA 数据，2010-2019 年我国陆上风电/海上风电 LCOE（平准化度电成本）已分别由 0.14/0.18 美元/KWh 下降 66%/37%至 0.05/0.11 美元 /KWh（约合人民币 0.32/0.77 元/KWh）；2012-2019 年我国居民/商业光伏 LCOE 分别从 0.162/0.129 美元/KWh 下降至 0.067/0.064 美元/KWh。未来，风电光伏度电成本将继续维 持下降趋势。根据国网能源研究院有限公司在 2020 年 7 月 5 日发布的《中国新能源发电 分析报告 2020》预测，2025 年我国陆上风电 LCOE 有望从 2019 年的 0.315-0.565 元 /kWh 下降至 0.241-0.447 元/KWh。
回归经济理性，绿电收益率底线明确
2021 年风光电参与市场化比例同比提升，但折价幅度相比往年大幅缩小。2021 年 5 月， 国家发改委、国家能源局发布《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，新 增上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等 6 省市为第二批电力现货试点。鼓励新能源项 目与电网企业、用户、售电公司通过签订长周期（如 20 年及以上）差价合约参与电力市 场，引导新能源项目 10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网，市场化交易部分可不 计入全生命周期保障收购小时数。 电网消纳能力提升或储能配置增加后，风光市场电溢价或更为可观。目前风光电参与市场 化交易主要有三类情况：1）发电小时数超过电网保障收纳的部分，通常为折价参与交易； 2）各省电网公司强制某一比例参与，通常折价幅度较小；3）因电网消纳能力受限而运营 商为避免限电而参与，通产折价幅度较大。对于前两种情况而言，绿电运营商受益于整体 市场化交易价格的上涨，折价幅度收窄较为明显；而对于第三种情况而言，随着电网消纳 能力提升或者项目储能配置增加，限电现象有望减少，从而降低折价比例较大的交易电量。 绿电交易试点启动，创造额外溢价。
碳价决定绿电交易溢价。我们认为绿电交易机制最大意义之一，在于区分风光发电的环境 属性和将低碳价值显性化。未来绿电交易价格是否溢价以及溢价幅度将取决于碳配额和绿 证的价值，碳价或成为绿电溢价的重要参考指标。相比煤电，风光减碳量约为 912 克/千瓦 时。以全国平均的风光发电指导价均值 0.3669 元/千瓦时为基准，10%/20%的绿电溢价对 应碳价约为 40/80 元/吨。假设绿电溢价 20%、绿电交易比例 30%，我们预计 2022/2025 年平价风光项目溢价收入合计 42/217 亿元。由于溢价收入无需重复计算折旧与费用，仅 需支付部分与交易相关的支出和税费，绿电交易带来的溢价将享受较高的净利率水平。
垃圾发电：盈利能力提升，新业务打开成长空间
运营为王，关注第二增长曲线
产能释放推动景气度上行，新业务对股价形成催化。复盘垃圾焚烧发电龙头企业相对收益 走势，2020 年以来在新冠疫情影响下，垃圾焚烧行业刚需属性凸显，各省陆续发布垃圾焚 烧行业中长期专项规划，明确中长期规划产能和垃圾焚烧处理率，在建产能快速释放，关 于可再生能源发电和垃圾焚烧发电补贴的政策密集出台，市场预期行业盈利和现金流情况 将迎来改善，多重因素共振带来行业景气度提升。2021 年行业公司股价上行至阶段性高点， 部分公司积极拓展新业务，伟明环保和旺能环境分别布局新能源材料和动力电池回收，对 股价形成催化。 当前优质标的估值处于合理或较低区间。2022 年以来，垃圾焚烧发电公司股价整体处于震 荡区间，年中伟明环保和旺能环境新业务受到市场关注，股价阶段性上行，此后受垃圾处 理量和运营参数短期波动，以及新业务业绩释放节奏等因素影响，四季度以来表现较为平 淡，当前多数优质标的估值处于合理或较低区间。
预计 2022-2025 年运营市场规模复合增速 12%
通过对生活垃圾焚烧信息平台和电厂联盟网所列示的全国生活垃圾焚烧项目（全口径，包 含城市及县城）进行统计，2019-2021 年新增投运产能分别为 10.8/8.5/13.9 万吨/日，2021 年底城镇垃圾焚烧投运产能达 74.5 万吨/日，与 2025 年垃圾焚烧处理规模达 80 万吨/日的 十四五目标仅相差 5.5 万吨/日，我们预计 2022-2023 年提前完成“十四五”目标将是大概 率事件。 自上而下测算，2022-2024 年新增产能分别为 6.3/4.6/3.8 万吨/日，新增产能明显放缓。1） 假设总人口保持 0.1%左右的增长率，参考社科院《中国农村发展报告 2020》，假设城镇 化率由 2021 年的 64.7%逐步提高至 2025 年 65.5%；2）考虑到固废法修订草案二审稿提 出，城乡结合部或者人口密集的农村的生活垃圾，可纳入城市生活垃圾分类收集、运输、 处理系统，假设 2020-2025 年人均生活垃圾清运量保持增长，由 0.92 提高至 1.04 千克 /(人·日)，生活垃圾无害化处理率由 99.4%提高至 100.0%；3）根据“十四五”规划公布 的数据，2020 年我国城镇垃圾焚烧占无害化处理的比例约 45%，2025 年目标为 65%左右， 结合各省垃圾焚烧中长期规划和“十四五”规划，假设 2021-2025 年垃圾焚烧占无害化处 理的比例逐年提升至 49%/53%/57%/61%/65%。综合以上假设，得到 2022-2025 年生活 垃圾焚烧处理能力 80.8/85.4/89.3/93.0 万吨/日，对应新增处理能力 6.3/4.6/3.8/3.7 万吨/ 日。
我们预计“十四五”期间垃圾焚烧发电总市场规模达 3769 亿元。根据我们对市场产能和 项目盈利能力的分析，我们假设：1）产能利用率=日均生活垃圾焚烧无害化处理能力 *365/年生活垃圾焚烧无害化处理量，根据国家统计局生活垃圾无害化处理量数据和我们统 计的生活垃圾焚烧无害化处理能力，计算得到历年产能利用率情况，考虑到 2022 年起新 投运产能明显放缓，我们假设 2022-2025 年产能利用率逐年提升至 59%/62%/65%/68%； 2）2022-2025 年行业存量和新增项目平均处理费为 72/74/76/78 元/吨；3）2022-2025 年 吨发电量为 379/381/383/385 度；4）假设上网电价为 0.65 元/千瓦时，2022-2025 年上网 比例逐年提升 0.2 个百分点至 84.6%，则垃圾焚烧发电总运营市场规模至 2025 年将达到 587 亿元，“十四五”期间复合增速 12.8%。 根据我们对典型公司运营项目投资额的测算，2019-2021 年垃圾发电项目单位投资成本维 持在 55 万元/（吨/日）左右，我们假设 2022-2025 年单位投资成本维持 55 万元/（吨/日）； 考虑典型的垃圾发电项目投资结构，工程土建、工程安装、设备以及其他分别占比 25%、 13%、38%、24%，同时假设垃圾焚烧发电项目建设周期为 18 个月，T 年投运的项目在 T-2/T-1/T 年的建设期分别为 2.5/10/5.5 个月，则“十四五”期间垃圾焚烧发电总工程及设 备市场规模分别达到 787 亿元和 578 亿元。综合考虑工程、设备以及运营市场，“十四五” 期间垃圾焚烧总市场规模达到 3769 亿元
经营数据和垃圾处理费同步提升
2021 年以来，垃圾焚烧上市公司进入投产高峰期，大量项目投产带来 2021 年垃圾入库量 同比显著增加。2021 年垃圾焚烧公司的吨垃圾上网电量同比多有增加，其中，三峰环境 的吨上网电量最高，为 343 度/吨（同比+2%）；中国天楹、海螺创业、旺能环境的吨上网 电量增长明显，同比分别+11%/+9%/+8%至 262/308/291 度/吨。
2019 年开始新中标项目垃圾处理费明显提升。根据 E20 项目中标价格数据与我们的测算， 2014-2018 年间新中标项目单价较低，仅为 60-67 元/吨，自 2019 年开始新中标项目平均 处理单价明显提升，2021 年提高至 88 元/吨，较 2014 年处理费水平增长 40%以上， 2022 年前 10 个月平均吨垃圾处理费提升至新高 97 元/吨。我们认为这一增长主要得益于 生活垃圾处理收费制度逐步完善，相关财政收入和支付能力加强。 我们预计 2022-2025 年存量项目平均处理费将稳步提升。对历年垃圾处理费进行产能加权 平均计算，我们测算发现存量项目平均处理费于 2014 年开始下滑，2018 年降至最低点约 68 元/吨，此后新中标项目处理费提升驱动存量项目平均处理费触底反弹，由于新订单占 存量规模在 2018-2021 年由 26%下降至 4%，存量项目平均处理费在 2018-2021 年由 68 元/吨缓慢提升至 70 元/吨。展望未来，一方面新中标项目处理费仍将提升，另一方面，垃 圾焚烧特许经营协议中普遍存在提价条款，国补退坡情况下处理费有望上调，我们预计 2022-2025 年存量和新增项目平均处理费为 72/74/76/78 元/吨。
增量规模下降，运营属性强化
预计 2022-2025 年新增投产产能为 2018-2021 年新增投产产能的 48%。根据我们对垃圾 焚烧市场新增产能的测算，2018-2021 年新增投产产能 38.2 万吨/日，对应复合增速 20%， 2022-2025 年预计新增投产产能 18.5 万吨/日，对应复合增速 6%。2022-2025 年预计新增 投产产能仅为 2018-2021 年新增投产产能的 48%，未来 4 年垃圾焚烧新增产能规模将大 幅减少。
2018 年起项目收购开始提速。通过对生活垃圾焚烧信息平台和电厂联盟网所列示的全国 生活垃圾焚烧项目（全口径，包含城市及县城）进行统计，“十三五”期间新增投产产能 34.3 万吨/日，2021 年新增投产产能 14.6 万吨/日，我们预测 2022-2025 年新增投产产能 18.5 万吨/日。随着增量项目规模萎缩，行业标准提升，环保等成本增加，以及国补退坡 影响，我们判断行业并购整合力度将会加大。根据我们对光大环境等 8 家典型垃圾焚烧上 市公司的并购情况梳理，2015-2021 年共发生 52 起项目收购，其中城发环境、粤丰环保、 伟明环保、瀚蓝环境收购项目数量居前，分别收购 13/10/10/8 个项目（同一项目一、二期 合计视为一个项目），对应产能分别为 1.10/1.25/0.78/0.67 万吨/日，2018-2021 年项目收 购数量和规模均维持在较高水平且处于增长趋势。 2022-2025 年并购整合或将持续。前述 8 家典型公司 2018-2021 年项目收购数量分别为 8/13/5/18 个，对应产能 0.97/1.26/0.64/1.51 万吨/日，项目收购数量和规模均维持在较高 水平且处于增长趋势，其中 2020 年收购数量和规模有所回落，可能是受到新冠疫情对并 购交易进度的影响。我们认为，2022-2025 年期间，新增项目将面临项目规模化效应减弱， 国补竞价上网和垃圾焚烧产能趋于饱和带来较低产能利用率，部分运营水平较低的企业将 在运营能力和盈利能力方面迎来更大考验，同时其融资环境也不容乐观，垃圾焚烧项目 （建成的和待投运的）的并购整合或将持续。
在建产能占比下降，运营属性逐步强化。我们以运营产能/(运营产能+在建产能)作为垃圾 焚烧公司运营属性指标，统计其 2019-2021 年项目投产和建设进度并对 2022-2024 年数 据进行测算。2019-2021 年各上市公司运营产能占比普遍处于 70%-88%区间，其中 2020- 2021 年各上市公司在建产能维持高位，运营产能占比相对较低。城发环境于 2019 年进入 垃圾焚烧市场，2020 年首次形成运营产能，2021 年运营产能占比达到 61%。预计 2022- 2024 年各上市公司运营产能占比普遍处于 86%-98%区间，且逐年上升。随着在建产能占 比下降，运营产能占比提升，垃圾焚烧公司将逐步强化运营属性，资本支出占比下降，经 营性现金流改善在即。
新业务打开成长空间
部分上市公司依靠运营项目提供稳健现金流支撑，结合自身优势，通过产业链延伸、业务 协同等方式进军新能源、资源循环再生等业务，有望打造第二成长曲线。
1）伟明环保
在建项目的投产和运营效率提升有望驱动运营收入继续增长。公司 3Q22 固废运营收入 18.8 亿元，同比实现较快增长，完成垃圾入库量 235 万吨（含生活、餐厨、污泥等垃圾， 其中生活垃圾入库量 223 万吨），同比增长 28%，完成上网电量 6.6 亿度，同比增长 20%， 生活垃圾吨上网电量 297 度，同比下滑 6%，主要是由于并购项目运营效率偏低、陈腐垃 圾比例增加和部分新投产项目处于爬坡期。3Q22 设备收入同比下滑至 14.0 亿元，主要是 由于对外销售订单执行进度不及预期。公司并购的盛运环保项目有效整合，前三季度每季 度净利润达到 1,100 万元左右。公司优质运营商属性强化，我们认为在建项目的投产和运 营效率提升将驱动 4Q22 和 2023 年运营收入继续增长。 高冰镍业务 23-24 年有望为公司贡献归母净利润 0.57/5.93 亿元。继印尼嘉曼项目（伟明 持股 70%，年产高冰镍含镍金属 4 万吨）和嘉曼达项目（伟明持股 60%，年产高冰镍含 镍金属 4 万吨）后，公司拟投资嘉曼美项目（公告编号：临 2022-100），伟明持股 51%， 年产高冰镍含镍金属 5 万吨。公司高冰镍规划总产能达 13 万吨/年，对应权益产能 7.75 万 吨/年。我们预计高冰镍业务 23-24 年有望为公司贡献归母净利润 0.57/5.93 亿元，为公司 业绩增长带来全新动力。 携手盛屯和青山，产业链延伸至正极材料。2022 年 4 月 25 日，伟明环保与盛屯矿业、青 山控股签署《锂电池新材料项目战略合作框架协议》，三方拟合作，在温州市共同规划投 资开发建设高冰镍精炼、高镍三元前驱体生产、高镍正极材料生产及相关配套项目，年产 20 万吨高镍三元正极材料，公司持股 51%；2022 年 4 月 25 日，公司、盛屯矿业、青山 控股与温州市龙湾区人民政府签署《温州锂电池新材料产业基地项目投资协议书》。青山 集团旗下瑞浦兰钧规划温州龙湾和佛山南海两大基地，根据公司官网，截至 2022 年 4 月， 产能已达 26 GWh，2025 年规划产能 200GWh，对应三元正极材料需求有望达到 30-40 吨。
全产业链布局，新能源业务有望打开成长空间。据公司公告（公告编号：临 2022-107）， 伟明拟与永青科技、格林美合作投资温州绿色循环经济产业园项目和温州新能源电池材料 低碳产业园项目，建设 10 万吨动力电池回收、10 万辆报废汽车回收和新能源材料基地。 接连落子新能源材料产业链上下游项目后，公司一体化、全产业链的布局思路渐趋明朗， 新能源业务有望为公司打开成长空间。
2）旺能环境
公司固废处置业务发展稳健。1-3Q22 实现生活垃圾处置收入 15.8 亿元，同比+5%。 3Q22 完成生活垃圾入库量 219 万吨，同比+18%，其中浙江省内/省外 97/122 万吨，同比 +2/35%，省外生活垃圾入库量创季度新高，公司积极拓展生活垃圾收运渠道成效显著。餐 厨垃圾处置业务逐渐成为公司固废业务新增长点：1-3Q22 实现收入 2.6 亿元，同比+43%； 3Q22 完成餐厨垃圾入库量 16.7 万吨，同比+5%，提取油脂量 5,945 吨，创季度新高。我 们认为固废业务有望贡献稳定的利润和现金流，为循环再生业务布局提供强有力支持。 锂电回收和再生橡胶业务初见成效。在循环再生领域，公司接连布局三元锂电池回收、磷 酸铁锂电池回收和再生橡胶业务，锂电回收于 2022 年 4 月开始正式运营，截至 9 月实现 营业收入 1.6 亿元，收入占比 7%，再生橡胶业务并表 9 月数据，实现收入 539 万元。南 通回力规划 20 万吨/年废轮胎资源循环产能，其中丁基再生橡胶/轮胎再生橡胶/硫化橡胶粉 产能 5/12/3 万吨/年。公司广泛拓展锂电回收渠道和下游长单客户，积极推进再生橡胶建 设，我们预计 23-24 年循环再生业务将迎来产能释放，贡献更高收入。
燃气：基本面已先于估值见底，国际气价仍是最大变数
用气需求或将见底回升，未来 3-5 年维持单位数增长
中国天然气消费或出现 2002 年以来首次同比下滑。根据国家发改委统计，1-9 月中国天 然气表观消费量同比-1.4%；我们预计 2022 全年消费量同比-1.4%，低于 2022 年 8 月报 告《中国天然气发展报告（2022）》的预测值（+1%~+3%）。我们认为中国天然气消费或 出现 2002 年以来首次同比下滑，主要原因包括：1）城市燃气中商业用气受疫情影响，仍 未恢复至 2019 年水平；2）LNG 价格高涨导致边际成本上升，燃气发电需求萎缩、部分 高耗能工业用气减少；3）工业领域煤改气与居民用气持续增长，但不足以对冲前述用气 下滑影响。
预计 2023 年天然气消费量有望反弹，24-25 年维持单位数增长。居民用气仍将增长，得 益于人口自然增长、城镇化率缓慢提升以及农村煤改气使用率提升。后疫情时代外出就餐 需求与交通运量复苏，商业用气有望高增长。LNG 价格有望回落，边际成本降低，电厂用 气与部分高耗能工业用气有望反弹。
低碳转型的现实选择，看好天然气需求上限；基于能源安全考量，供给决定需求增长斜率。 天然气是低碳（天然气、石油、标准煤碳排放比例为 1:1.8:2.1）、高热值能源，是实现双 碳目标的现实选择。中国天然气占一次能源消费比例仍低、2021 年仅为 8.9%，远低于原 煤（56%）和原油（18.5%）。我们预计天然气需求 2040 年进入平台期，需求峰值约 5,500 亿立方米。供给决定需求增长速度，中国天然气消费增速将进入平稳期。
国产气与进口管道气创新高，进口 LNG 等待价格回落
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，1-9 月中国天然气产量 同比+5.4%；国家能源局/国务院发展研究中心/自然资源部联合发布的《中国天然气发展报 告（2022）》预计 2022 年全国天然气产量 2200 亿方左右，全年增产超过 100 亿方 （2021 年为 2076 亿方）。参考三桶油年度产气计划与 1-9 月天然气产量，我们预计 2022 年国内天然气产量同比+8.2%。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，有望带动“十四五”国产气持续增长。
俄气为进口管道气的最大增量。2021 年进口管道气中，中亚管道气 441 亿立方米，中俄 东线天然气 100 亿立方米（俄罗斯从 2021 年开始成为仅次于土库曼斯坦的我国第二大管 道天然气进口国），其余 40 多亿立方米来自中缅天然气管道。俄气计划 2022 年对华输气 150 亿立方米。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。
2022 年进口 LNG 或将大幅减少，2023-25 年国内 LNG 接收站产能利用率或将维持低位。 LNG 进口受全年价格高企影响，现货进口减少，且长协转口增加，导致 LNG 进口 2022 年同比或下滑 20%。在建项目陆续投产，我们预计 2022-2025 年国内 LNG 接收站周转能 力有望大幅上升；但进口 LNG 价格处于相对劣势，料 2023-2025 年进口量维持低位，新 投产 LNG 接收站或将承受经营压力。
国际天然气价格短期下行，城燃企业毛差有望修复
2022 年受国际天然气价格大涨影响，三桶油售气价格均同比显著上涨。2022 年 1-9 月， 中国石油国内天然气平均实现价格为 7.78 美元/千立方英尺，同比+31.2%；中国石化天然 气平均实现价格为 7.54 美元/千立方英尺，同比+11.9%；中国海油天然气平均实现价格为 8.14 美元/千立方英尺，同比+20.2%。 随着市场整体供应逐渐充足，欧洲天然气价格 1Q23 仍有下跌空间。11 月 30 日欧洲天然 气 TTF 期货收盘 147.5 欧元/MWh，较年内高点下跌 57%；我们预计至 1Q23 欧洲天然气 价格将继续下行，主要考虑到：欧洲冬季的天然气储备充足，暖冬概率较大，LNG 或将供 过于求。但随着夏季用电高峰到来、俄气长输管道短期恢复无望，料 2Q23 欧洲天然气又 将进入上行阶段。
暖冬缓解保供压力，城燃毛差有望修复。11 月 7 日，中国气象局国家气候中心组织召开全 国气候趋势会商会，经分析研判，预计今年冬季（2022 年 12 月至 2023 年 2 月），影响我 国的冷空气强度总体偏弱，全国大部地区气温接近常年同期或偏高，气温变化的阶段性特 征明显，前冬偏暖，后冬偏冷；全国降水总体偏少。
城燃低估值或是新常态，关注第二增长曲线
22H1 销气毛差环比小幅改善。销气毛差、气量与接驳是影响城燃公司盈利能力的核心变 量。2021 年国内主要城燃公司（除昆仑能源以外）销气毛差均同比下滑 0.06~0.10 元/方 （降幅 11~18%），主因 21H2 以来天然气价格大幅上涨、而城燃顺价相对滞后。随着供暖 季结束、顺价比例提高，22Q1-Q2 销气毛差环比小幅改善；下半年民用气新合同落地，有 望推动 22H2 毛差同比大幅改善。
天然气需求增速放缓，新增接驳收窄。22-25 年国内天然气需求有望保持 8%左右 CAGR， 较 17-21 年 12%的 CAGR 明显放缓。国内天然气增量需求以工商业煤改气为主、居民用 气内生增长为辅。2023-24 年气量增速与新增接驳展望较“十三五”均有所收窄，料城燃 公司归母净利增速将回落至 10~15%（“十三五”20~25%），行业或将进入低估值的新常 态。
（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。）
精选报告来源：【未来智库】。「链接」