公用事业分板块商业模式、产业发展及资产稀缺性分析

核电资产在核准、建设运营、资金等方面均具有稀缺性。

一、水电：红利价值的“锚”

（一）如何理解水电行业的商业模式

水电盈利的核心影响因子为利用小时数和电价水平。 收入端：主要取决于发电量及电价水平，由于水电当前进入到成熟期，装机的快速扩张 可能短期告一段落，“量”维度的利用小时和“价”维度的电价水平是未来主要影响水 电业绩的两个要素。 成本端：由于水电的边际成本相对较低，且成本主要来源于机组的固定资产折旧等和前 期贷款成本产生的财务费用，整体看水电的成本端波动也相对有限。

我们认为水电具备良好的商业模式：毛利率高、现金流好 1）水电业务毛利率较高，运营期没有燃料成本支出。 水电的发电动力来自水的势能，资本支出主要集中在项目前期开发阶段，运营期成本主 要包括折旧及财政规费等，没有燃料成本支出，因此毛利率较高，2024Q1~3 长江电力/ 华能水电/国投电力/川投能源的毛利率分别高达 61%/60%/40%/53%（国投电力包含火电 业务，有所拖累毛利率）。 2）水电成本中折旧占比较高，但并不影响水电项目的现金流，因此随着各流域水电开 发逐渐步入成熟期，水电企业现金奶牛属性将逐渐凸显。

1、收入端：来水影响利用小时

以长江电力为例分析，来水变化对业绩的扰动可以达到～+/-20%。从下图可以看出， 利用小时数的变化对业绩的扰动有较强的相关性，比如在 2020 年来水突然转好和 2022 年来水突然变弱，收入和利润均产生了比较明显的影响 ，从波动水平来看，基本上可以 达到约+/-20%的变动水平。装机增长一定程度上对冲了来水变化对业绩的影响，后续装 机企稳后利用小时数变化对业绩的影响可能会越来越明显。

2024 年上半年来水有所修复，下半年来水转弱程度较大。 从全国水电的分月利用小时数变动来看，2024 年前 8 个月水电的利用小时基本与过去 5 年的平均水平持平，较 2023年的利用小时数水平有较为明显的修复。但进入到 9月突然 开始下行，远低于过去 5 年的平均水平，9/10/11 三个月过去 5 年的平均利用小时数水平 为 372/334/244 小时，2024 年的 9/10/11 三个月份利用小时数分别为 312/265/209 小时， 尤其在 10、11 月两个月份的利用小时数是过去五年同期的最低水平。

来水直接反应利用小时数的变化。以长江电力的三峡电站的水位情况进行分析，三峡电 站的水位在 7-8 月有了明显的上行，但水位在 8、9 月份明显下行，对三峡电站的水库水 位形成一定的压力。理论上进入四季度之后三峡水库水位会蓄到 175m 的水位线，但 2024 年由于来水、上游水库蓄水等多方面的影响，三峡水库的水位目前处于未蓄满的状 态。来水的变化直接反应了水电利用小时的变动，2024 年来水后半程的低基数为 2025 年的增长提供了更多空间。

2、成本稳定：水电机组“越老越吃香”。

根据水电站建设和运行的角度，我们可以用成本结构将水电站分为四个时期，分别为建 设期，财务+折旧期，折旧期和折旧完成期及以后。

由于水电行业属于重资产行业，建设期具有高资本支出的特性；随着水电站投产，折旧 费用和贷款还本付息成为水电运营主要支出，此阶段利润水平缓慢上升； 当建设期贷款还本付息结束，水电运营主要成本变为折旧费用，利润水平将步入稳步增 长阶段，公司现金流将进一步提升； 在折旧结束后，水电站运营成本主要由人工、维修等构成，而机轮使用寿命远未到达极 限，仍能发挥起作用，现金流和净利润将同步增长，并保持稳定水平。 因此从水电行业的运营演进过程看，水电机组“越老越吃香”。

（二）产业发展阶段：水电装机进入温和增长期

优质水电资源稀缺，装机后续将进入温和扩张期。优质水电具有稀缺性，水力发电的基 本原理是利用水位落差，配合水轮发电机产生电力，将水的势能转变为机械能，机械能 推动水轮机转变为电能。 近年来，我国水电装机增速有所放缓。2012~2014 年我国水电装机量 CAGR 达到 10.5%， 维持较高速增长；但由于优质水电资源有限，目前开发的高速期已经过去，行业逐步从 高速扩张向平稳增长过渡。2020 年之后，受乌东德、白鹤滩等项目建设推动，水电增速 短暂回升，但2023年再次回落至1.9%；2024年1~12月，我国水电装机量增速仅为3.4%， 行业增长步伐已趋缓。

（三）资产稀缺价值：优质水电资产的开发已进入尾声，水电资产稀缺性凸显

优质水资源具有稀缺性。根据华经产业研究院的汇总数据，截至 2021 年中国主要流域 常规水电开发规模已经进入成熟期阶段，按照各流域的开发情况来看，除西南诸河外的 主要流域的开发程度均已经在 70%以上，乌江基本已经全流域开发完毕，红水河与大渡 河的开发程度在 9 成的水平，长江上游、金沙江及雅砻江的开发规模在 8 成左右。考虑 到是 2021 年的统计数据，目前 2025 年各流域的开发情况可能进一步有所提升。优质的 水资源相对稀缺，已经运营水电站的平台拥有非常稀缺的水电资产。

二、核电：确定性与久期的博弈

（一）如何理解核电的商业模式

核电主要有装机容量、上网电价、初始投资成本和燃料成本四个影响要素。核电的业绩 增长驱动来源于装机的逐渐扩张，电价端的影响未来或有限，且长期来看成本端的造价 下降对收益率的提升也有正面催化。

以中国核电为例，2023 年固定资产折旧及燃料成本合计占比超 6 成。其中，固定资产折 旧占比接近 4 成，达到 38%，占比相对较高，反映出核电建设初期需要巨额的资金支持； 燃料及其他材料成本占比 22%，而人员费用、电厂运行维护费分别占比 14%和 12%，其 他成本占比约 14%。

（二）产业发展阶段：步入成长阶段

我们认为，长期看核电“量增”潜力更大。核电受地理因素制约较少，且第三代核电机 组安全保障性显著提升，未来装机量提升空间广阔。按照中国核能行业协会预计，到 2030 年核电在运装机容量可达到 120GW，截至 2024 年核电累计装机为 61GW，意味着 在 2025 到 2030 的 6 年中需要完成 59GW 的新增核电装机，即到 2030 年之前每年需要新 增 10GW，按照核电单台 1GW 来计算，大约一年需要新增 10 台核电机组，预计在未来 的一段时间核电资本开支仍将向上。

（三）资产稀缺价值：核电资产在核准、建设运营、资金等方面均具有稀缺性

首先，核电站的核准需要由国务院核定，普通的风光电站可以由地区发改委进行核准， 在核准层面目前主要向中国核电、中国广核、华能等较大央企进行。 其次，核电的安全性要求较高，按照北极星电力网引述中投顾问发布的《2012-2016 年 中国核电行业投资分析及前景预测报告》的信息，我国目前仅有 43 个核电项目厂址完 成初步可行性研究报告审查，同时在施工建设、后期运营等方面均有较大难度。同时， 核电的建设需要较大体量资金，当前国内已经建成的核电机组投资成本维持在每千瓦 1 万元到 1.8 万元之间，对于一台百万千瓦的核电机组而言，需要的资金在百亿以上。 综上，核电在多方面均具有一定的资源稀缺属性，目前中国主要的核电运营商有中国核 电、中国广核、国家电投和华能集团，现阶段的核电站的开发难度大、壁垒高。

三、燃气：被忽视的股息率

（一）如何理解城燃的商业模式

城燃公司主要位于天然气产业链下游，利润一般来自接驳、销气及增值业务。 天然气产业链从上游到下游可以大致分为三个环节： 上游为天然气勘探生产企业，或具有从海外进口天然气资质的企业，目前我国上游集中 度较高，由三桶油主导；煤层气矿权下放，部分国内企业亦拥有煤层气区块的勘探、开 发和生产权，同时如新奥股份、九丰能源在内的企业拥有 LNG 接收设施，可以获得海 外 LNG 气源； 中游为天然气管输企业，负责干线输送，是将天然气由生产/进口企业送往下游分销商 或大工业用户； 下游为城市燃气公司或大工业用户，其中城燃公司利用省内管网将天然气输送给拥有特 许经营权的居民及工商业用户，同时亦可以向大工业用户直供天然气。

城燃公司业务一般包括接驳、销气及增值业务。 接驳是为住宅和工商用户提供庭院管网敷设及设备安装、室内管道及设施安装、售后维 保等服务，一般收入一次性确认且毛利率较高。 销气包括零售/批发和代输两类。代输一般为只赚取管输利润，管输费由政府核定，相 对稳定；零售/批发赚取购销气价差，购气成本及销气价格会对利润产生较大影响。 增值业务包括综合能源、燃气具、保险销售等，城燃公司一般依托现有的管网及客户资 源，在特许经营权内开展增值业务。

对于城燃公司来说，初期看接驳，成熟期看销气，增值业务打造第二成长曲线。初期阶 段，城燃项目公司不断签约新用户，接驳费是项目主要利润来源。随着项目逐渐成熟， 特许经营权内可签约用户减少，新用户签约速度放慢，气费不断增加成为核心利润来源。 由于接驳业务毛利率较高，城燃公司在后期一般会通过开展增值业务来维持利润稳定。 下面对影响燃气盈利的要素分开进行阐述：

1）成本：上游资源综合成本或企稳回落，城燃采购成本压力有望减轻

国产气：成本较低且相对可控，增储上产有望推动产量增长。国内气田资源由三桶 油主导，成本较低且可控性强，增储上产行动计划下，国内天然气产量稳定增长， 清燃智库预计 2025 年我国天然气产量或达 2493 亿立方米，2021-2025 年 CAGR 或 达 4.68%。

进口管道气：成本挂钩油价有望回落，俄气贡献供应增量。其中俄气成本较低且相 对稳定，根据上海稀金所公众号、界面新闻公众号新闻，2014 年 5 月，中石油集团 与俄气公司签署《中俄东线供气购销合同》，合同约定总供气量超过 1 万亿立方米， 年供气量380亿立方米，期限为30年；首期按每年50亿方供气，输气量逐年增长。 2019 年 12 月，中俄东线正式投产通气，2022 年中国自俄罗斯进口管道天然气已达 147 亿方，占我国管道气进口总量约 25%。俄气成本相对较低且价格较为稳定，俄 气进口占比提升有望稳定进口管道气价格中枢。此外，据中能传媒研究院，我国管道气定价挂钩原油，且有 10-12 个月的计价延迟周期。根据布伦特原油现货价格的 变化，2024 年全年均价为 80.93 美元/桶，较 2023 年均价 82.81 美元/桶的价格回落 2.3%，较 2022 年均价 101.47 美元/桶的价格回落 20.2%，随着原油价格中枢的回落， 进口管道气的价格也在下调。

进口 LNG：海气价格显著回落，向前看或仍具企稳的基本面支撑。海气价格中枢 已显著回落，同时 2024-2026 年美国、卡塔尔等国天然气液化设施产能若如期投产， 或将为全球 LNG 液化产能提供约 21.3%的增量空间（以 2022 年为基础），考虑到节 能及可再生能源替代趋势下，欧洲天然气需求持续低迷，海气价格中枢或仍具企稳 的基本面支撑。此外，2024-2026 年长协陆续履约，长协价格相对稳定，且近年来 较现货有显著价格优势，长协占比提升有望稳定 LNG 进口价格。

（二）产业发展阶段：成熟期 CAPEX 存向下预期

对于城燃项目来说，项目步入成熟期后存资本开支向下预期。在典型城燃项目中，初期 阶段接驳费为项目的收入来源，城市燃气管网建设是主要的资本支出。随着城燃项目逐 渐成熟，特许经营范围内可接驳空间有限，销气费逐渐成为城燃项目收入的主要来源， 城燃资本开支有所下滑。目前随着各地城燃项目发展逐渐成熟，同时受房地产周期影响， 全国性城燃接驳数量有见顶回落的趋势，城燃公司资本开支较历史高点或有所下滑。

（三）资产稀缺价值：特许经营稀缺，格局保障盈利

特许经营权是城燃公司的经营壁垒，极大提高了城燃盈利的稳定性，且龙头拥有较强的 资源壁垒。 特许经营权由政府进行核准，具有排他性和长期性，城燃公司必须通过市场竞争机制获 得主管部门的同意并被授予特许经营权方可经营城市管道燃气业务，特许经营权期限通 常为 25-30 年，是城燃公司重要的经营壁垒，可以提高城燃公司盈利的持续性及稳定性。 燃气行业的市场集中度虽然不高，但华润燃气、新奥能源、中国燃气、昆仑能源等龙头 依然占据主要的市场地位，龙头由于较高的市场占有率、较多的气源储备、较强的资源 整合能力形成了较强的盈利壁垒。相对而言，城燃公司也拥有较强的资源稀缺属性。