公用事业各板块利润及现金流分析

从产权与盈利模式来说，公用事业行业中的几个细分领域天然具有差异。

1.利润表：稳定的盈利模式中寻找向上弹性

电力：市场化改革提高收入端价格弹性，分电源成本端稳定性差异较大

2015 年“9 号文”标志着电价市场化改革正式拉开序幕，电改带动电量电价涨跌更加市场 化，价格的决定因素越来越像其他商品，由供给曲线（成本）与需求决定。换言之，电力 供需宽松或者成本下行的时候电价就有可能下降，反之亦然。所以，当宏观经济偏弱，电 量需求尤其是工业用电量增长较弱的情况下，电量电价下行压力较大；反之，当用电企业 扩产需求较大，对未来用电量预期乐观的情况下，电量电价上涨空间更大。

另一方面，因为化石能源发电成本通常高于边际成本较低的可再生能源，所以在谈判充分 的中长期电量交易中，火电一般都是边际电价的决定者，水核新能源等跟随定价。而我国 化石能源以煤炭为主，如果基建、地产等带动非电需求超预期，对于电力需求占比较小的 现货煤价影响相对直接；倘若煤炭价格进入上涨通道，电量电价持续下行的概率就会大幅 减小。

火电：收入与成本端的电价/煤价皆顺周期属性，容量电价提升或部分抵消利用小时下降

伴随煤价从 2Q21 开始上涨，火电的电量电价进入上升通道，并在煤价高位回落后于 2024 年开始下降。从点火价差角度来说，我们认为 2024 年以来主要火电公司点火价差已经修复 到较好水平，未来除非电量需求带动利用小时超预期，不然点火价差屡创新高的难度较大。 当然，如果中国与全球的经济复苏带动煤价止跌上行，火电电价也有较大上行的动力。所 以，相比其他电源，火电成本和收入端在一定范畴内有互为抵消的力量，来稳定度电利润 的波动；而在市场化之前，火电电价高度固化，成本端波动较大，周期属性较强，导致其 估值承压。

当然，如果宏观承压电量下行，最终会反映到火电利用小时下滑。根据我们的测算，如果 2024/25 电量增速超过 7%（2023 年电量增速为 6.7%），“十五五”期间电量增速 CAGR 达 6.3%，煤电利用小时在“十五五”最低的时候会比 2023 年下降 200-210 个小时；如果 “十五五”期间电量增速 CAGR 下降至 5%，煤电利用小时在“十五五”最低的时候会下 降至 3964。这一方面是由于装机增速高于用电量增速，另一方面也是火电转型为调节性机 组的必然趋势，而这会以更高的辅助服务收入与容量电价作为补偿体现在火电的收入与利 润中，但是电量电价因为供需宽松而下降的概率较大。

水电：盈利模式稳定性高，与宏观最脱敏

水电公司大部分电量电价不参与市场化交易，成本端主要是折旧/财务费用等固定成本，所 以盈利模式的稳定性突出，与宏观最为脱敏，但不是“绝对”脱敏。

以长江电力为例，其外送华东与华南的部分电量就会按照落地端省份火电市场化交易，例 如江苏省发改委就白鹤滩电站送苏落地电价“基准落地电价+浮动电价”形成机制有过公布 （https://fzggw.jiangsu.gov.cn/art/2023/1/9/art_51012_10717972.html），结合江苏电力交 易中心当年电力市场年度交易成交均价计算白鹤滩电站送苏电价。根据我们的测算，华南 地区电价下降 1 分，对长江电力利润影响幅度为 0.2%，华东地区电价下降 1 分，对长江电 力/雅砻江利润影响幅度为 0.5%/1.2%。

除了外送部分，云南和四川省水电有省内市场化交易部分，得益于近年来低电价的招商引 资与内外双循环背景下中西部区域崛起，当地用电需求较高，支撑电价稳中有升。

绿电：成本端类似水电，收入端顺周期影响更大

绿电电价可以拆分为物理上的电量电价与绿电交易的环境溢价，后者通常需要碳排放较高 的工业企业有较高的减碳意愿，在工业企业盈利压力较大的周期更不容易通过自愿的方式 实现。物理上电能量电价主要与火电相关，随着新能源占比越来越大，部分时间段火电可 能已经被挤出了边际定价（风光水核的出力高于用电负荷，基于优先消纳原理，火电没有 定价权），那新能源高发期电价下行空间更大。

2024 年 10 月 9 日国家能源局就分布式光伏管理办法征求意见，首次明确即使是全额上网 或余电上网的分布式光伏应按要求公平参与市场化交易，包括电能量与辅助服务等各类形 式，这几乎可以被认为新能源未来全面入市的信号。这一方面在供给侧增加了入市的电量， 与存量已经入市的火电水电核电等共同竞争工商业企业电量，另一方面也在供给曲线上增 加了部分边际成本较低的电量提供者，对整体电价影响较为负面。基于此，我们期待后续 相关政策出台，或有助于稳定新能源入市后的结算收入与投资意愿。

核电：收入端入市比例仅次于火电，成本端变量主要在“铀价”

目前广西、福建等省份核电已经几乎全部参与市场化交易，浙江、江苏、广东、海南等省 份目前市场化比例较低。因为核电主要分布在沿海省份，当地新能源和水电几乎都不怎么 参与市场交易，所以煤价与火电对整体交易电价影响较大，随着近年来煤价下行，核电电 价有可能面临下降压力。但是，对于核电市场化比例尚有提升的省份例如江苏、浙江等， 我们认为核电参与市场的电价不会比标杆电价低，所以未来入市比例增加至少可以部分抵 消已经入市的电量结算电价或跟随火电降价。

铀是核电成本中主要的可变成本。核电的度电营业成本（即不考虑四费）中 20%-30%是燃 料成本，燃料成本中约 30%是天然铀成本，也就是天然铀成本占比 6-9%。我们估算天然铀 价格每上涨 1$/lbs，度电成本增加 0.4-0.5 厘/度。2023 年至今，铀价维持在 80 美元以上， 考虑现货与长约的敞口，我们认为对核电成本相比 30 美元时代，短期增加 1-2 分/度的发电 成本，对核电来说成本端影响可控。

燃气：长周期回报率稳定，接驳/工业气受经济影响大

燃气管网：2016 年 10 月，国家发改委印发《天然气管道运输定价成本监审办法》，将天然 气管道运输的准许收益率明确为税后全投资收益率 8%（管道负荷率达到 75%时）。按照“准 许成本加合理收益”的原则定价，即在核定准许成本的基础上，通过监管管道运输企业的 准许收益，确定年度准许总收入，进而核定管道运输价格。 城市燃气：2017 年 6 月国家发改委印发《关于加强配气价格监管的指导意见》，城镇燃气 配气价格准许收益按有效资产乘以准许收益率（不超过 7%）计算确定；有效资产为城镇 燃气企业投入、与配气业务相关的可计提收益的资产，由固定资产净值、无形资产净值和 营运资本组成，包括市政管网、市政管网到建筑区划红线外的管网资产。事实上，大部分 区域对配气价格的监管是分居民与非居民分开确定合理的毛差上限。

所以燃气业务虽然气量会受到宏观经济影响，但是逻辑上长周期回报率只取决于资产投入， 相同的资产投入前提下，气量多的项目反而毛差会更高；同样，成本上涨理论上也可以疏 导至售价，竞争相对电力更不明显，盈利稳定性也应该更高。

接驳：若地产竣工企稳，下滑幅度或优于预期

地产行业与天然气接驳具有较高关联度，该部分业务目前在城燃公司中拖累估值。天然气 接驳业务绝大部分为居民用户，每年的新增民用户中以新房用户为主，故地产景气度对燃 气公司接驳业务有较大影响。根据历史数据来看，房屋新开工面积同比增速与居民接驳同 比增速之间具有一定的相关性，但由于房地产预售、开发与交付后的燃气接驳之间存在时 间差，地产周期的影响一般来说会滞后 2-3 年左右体现在燃气公司的报表上。所以，倘若 地产竣工可以稳住，未来城燃气公司相关收入下滑幅度可控，接驳分部的估值可能会更为 乐观。

2.现金流：G 端化债有望改善现金流预期，降低财务费用

大部分电力、燃气都是使用者付费，主要的长期应收账款体现在绿电的国补。环保公司的 应收账款较多，主要为地方政府或相关的机构应付账款。

绿电：国补倘若可以解决，有望提升利润率 1pct

根据我们统计的上市公司样本，50 家发电公司合计收入 CAGR 达到 10%（2018-2023 年）； 与此同时，应收账款增长速度超过收入增速，应收账款周转天数持续上升（由 2018 年的 73 天升至 2023 年的 116 天），主要是应收绿电补贴累计规模的不断扩大；2022 年绿电补 贴下发速度短暂加快，2023 年又重归常态。

绿电补贴拖欠导致再投资的资金缺口，压制税前利润率。应收绿电补贴影响绿电运营商的 资金利用效率，导致运营商需要通过外部融资的方式补足再投资的资金缺口。我们以 2023 年底的中长期贷款利率 4.2%近似模拟，统计得出 2016-2021 年应收绿电补贴的资金成本对 税前利润的影响比例逐年扩大；2022-2023 年影响比例逐年降低，主要是部分电力企业的 火电利润修复、推升了税前利润总体规模。还原应收绿电补贴的资金成本后，2021-2023 年税前利润率的整体增厚比例为 1.05/0.86/0.95pct。

绿电补贴拖欠影响 IRR 的效果等同于补贴退坡。我们以三峡能源铜川光伏技术领跑基地宜 君县峡光 250 兆瓦项目为例，该项目总投资 18.82 亿元，装机规模 250MW，折合平均投资 额 7.53 元/W。核准上网电价 0.75 元/KWh，参考 2022 年陕西风光指导价 0.3522 元/KWh， 隐含补贴金额 0.3978 元/KWh。我们测算项目全投资/资本金 IRR 分别为 8.1%/12.5%。若 绿电补贴回款延长至 1 年/2 年，则全投资 IRR 下降 0.5/1.1 pct，影响程度接近于补贴金额 下降 5%/12%；而资本金 IRR 下降 1.6/3.2 pct，影响程度接近于补贴金额下降 8%/16%。

补贴核查结果仍待完全落地，减值风险犹存。部分上市公司并未对应收绿电补贴计提减值 或计提比例较低，在我们的统计中，2023 年末未计提的公司占 46%、计提 5%以内的公司 占 48%。在补贴核查结果完全落地之前，存量补贴的信用减值风险（存量补贴规模减少） 和补贴项目的资产减值风险（预期补贴收入降低）仍未排除。

环保：化债有望提振业绩与现金流，居民顺价是长效机制

11 月 8 日，全国人大常委会批准《国务院关于提请审议增加地方政府债务限额置换存量隐 性债务的议案》。新一轮化债方案旨在 2028 年底前通过三项政策工具，将地方政府隐性债 务总额从 14.3 万亿降至 2.3 万亿：1）3 年 6 万亿元置换额度；2）5 年 4 万亿元专项债化 债额度；上述两项共计 10 万亿元。我们认为，整体化债方案符合预期，化债思路更加务实， 置换后地方政府的化债压力和现金流将大为改善，五年累计可节约 6000 亿元左右利息支出。 环保运营商主要业务为提供水处理、生活垃圾收转运及处理、废气治理，属于基本民生领 域，有望受益于政策支持。 环保设备类企业客户主要为政府部门、地方国资平台、水务固废大气治理相关行业的投资 运营商。相对运营商而言，设备类企业对下游投资扩张敏感性更高，业绩和股价弹性较大。 碧水源膜技术优势明显，与中交集团协同效应突出，1H24 设备类产品收入占比 60%；根据 环卫车上险数据，1-8 月宇通重工新能源环卫车销量 1035 辆，同比+48%，市占率 21%； 1H24 中金环境泵产品销售收入中，环保水处理/工业/暖通空调/给水排水/机械配套/其他占 比为 39/18/13/8/7/15%。我们预计碧水源、宇通重工、中金环境 24-26 年归母净利复合增 速 16/14/37%，在政策刺激下，或将迎来业绩和估值同步提升。 运营企业：关注现金流和盈利可持续性。1）环卫：应收账款问题较为显著，从应收账款类 资产/净资产看，侨银股份、玉禾田、福龙马、北控城市资源、宇通重工达到 148、96、87、 75、64%，除宇通重工以外其他 4 家公司应收账款类资产/市值均超 70%。2）水务和固废： 行业以政府类客户为主，据我们测算，2022 全国污水处理服务费财政负担率 61%，行业通 过周期性调价来保证盈利水平。财政支付能力改善有利于改善现金流、提振企业盈利可持 续性。

另一方面，我们认为要持续性解决水务、垃圾焚烧和环卫企业现金流风险，降低市场对他 们股息率要求的核心方式，是通过提高使用者付费、降低财政补贴比例，从而实现付费机 制的健全。 以污水处理为例，2022 年我国地方财政负担率约为 61.30%。我们对全国及具有区域性水 务公司的省份或城市进行了污水处理费财政负担率及单吨污水补贴额的测算，发现除上海 市外，其余地区确实仍均需要政府对污水处理费进行补贴，财政负担率在 22%~76%不等。

2023 年 10 月以来共有 33 个地区调整水价，调价明显加速。根据我们测算，若全国平均水 价上涨 1.47 元/吨（对应涨幅 158.40%），可完全覆盖污水处理费。若水价上涨 0.95 元/吨， 可完全覆盖生活垃圾处理费。