2022年公用事业行业研究 电改不断深化，电力辅助服务重要性愈发凸显

公用事业及环保板块行情回顾

今年以来电力板块跑赢沪深300指数14.99个百分点

2022 年市场走势较差，电力及公用事业作为传统防御性板块，表现强于大盘。截止到 2022 年 11 月 30 日， Wind 电力板块今年以来下跌 7.02%，与其他中信一级行业指数相比处于第 9 位；同期沪深 300 指数下跌 22.01%，电力板块累计跑赢大盘 14.99 个百分点。

水电、火电、煤气子板块下跌

截止到 2022 年 11 月 30 日，据中信行业指数分类，水电子板块下跌 2.78%，跑赢沪深 300 指数 19.7 个百 分点；火电子板块下跌 2.31%，跑赢沪深 300 指数 19.23 个百分点；燃气子板块下跌 4.77%，跑赢沪深 300 指 数 17.24 个百分点。整体来看，电力行业中火电板块表现相对较好。

电力及公用事业板块估值处于行业中游水平

截止到 2022 年 11 月 30 日，电力及公用事业行业一致预期市盈率为 22.75 倍，居于各行业中游水平。而根据最新净资产计算的市净率，电力及公用事业行业为 1.82 倍，在所有行业中处于中游的位置。

今年以来环保行业跑赢沪深300指数3.29个百分点

截止到 2022 年 11 月 30 日，申万环保工程及服务二级指数今年以来下跌 18.72%，与其他 Wind 一级行业 相比位居第 19 位，同期沪深 300 指数下跌 22.01%，环保行业累计跑赢大盘 3.29 个百分点。

2022年以来水务运营、生态园林板块跌幅较小

我们在环保板块选择了 105 家 A 股和 10 家 H 股进行跟踪研究，并将这些公司细分为环境监测、大气治理、 固废资源化、综合治理、环境卫生、污水处理、水务运营、固废无害化以及环保设备 9 个子板块。从各子板块 今年年初以来的涨跌幅来看，环保设备、环境监测、综合治理、水务运营、污水处理、固废无害化、大气治理、 固废资源化、环境卫生板块分别下跌 2.67%、11.61%、13.90%、14.34%、14.37%、18.58%、19.19%、24.43%、 30.31%。截至 2022 年 11 月 30 日，环保行业一致预期PE为24倍，居于各行业中游水平。而根据最新净资产计算 的市净率，环保行业只有1.64 倍，在所有行业中也处于中后的位置。

电改不断深化，电力辅助服务重要性愈发凸显

2020 年冬季至今，我国出现了多轮次的限电限产，缺电产生的原因核心共同点在于随着工业的发展和电 气化水平的提升，我国用电也呈现负荷提升、峰谷差异拉大的趋势，而发电侧新增电源主要是风电光伏，极易 受到环境影响从而导致出力不稳定，同时抽蓄、火电改造、气电等调节能力的建设不及预期，无法提供充足的 调节。为了应对未来电源结构变化的挑战，我国电力市场化改革不断加速，近年来电源电价机制、电力现货市 场、电力辅助服务等均呈现加速发展完善态势。随着未来风、光发电建设的持续提速，灵活性电源需求也将持 续爆发，电力辅助服务将在电力平衡中扮演越来越重要的角色。

电力商品作为一类特殊的商品，具备以光速传播、难以大规模储存的特点，因此电网的供电端和用电端必 须时时保持供需平衡，以保证电网的稳定和安全。但由于供电侧和用电侧在实际运行中随时都会遭遇各种复杂 因素的影响，电网依靠提前计划测算难以保持电网的功率、频率、电压等参数保持相对稳定，所以用于维持电 网正常工作的电力辅助服务十分重要，是我国电力市场不可或缺的重要组成部分。

电力市场辅助服务是除发、输、配、用外，由发电企业、电网经营企业、电力用户和售电主体为维护电力 系统的安全稳定运行，保证电能质量所提供的服务。电力辅助旨在解决电网运行中的各种意外波动，保持电网 两端供需平衡，稳定关键物理参数，使电网稳定安全的运行。

近年来，我国电网规模不断扩大，同时电力供应能力总体富余，庞大的发电量有力地支撑了电力辅助的需 求。同时我国电力行业尤其是清洁能源发展迅速，电源结构、网架结构等发生重大变化，系统运行管理的复杂 性随之大增，对电网安全稳定运行提出更高要求。为更好地适应我国电力行业的大发展，我国积极开展电力体 制改革，进一步还原电力商品属性，将计划式电力分配方法逐步改良为市场化竞争电力体制，构建有效竞争的 电力市场结构和市场体系。电力辅助作为电力系统的重要组成部分，也迎来发展良机。

经过十余年发展，我国电力辅助服务市场的服务内容逐渐明确。现阶段电力辅助服务从提供服务的性质进 行分类，可分为有功、无功、黑启动三类，其中有功服务又可细分为调峰、调频、备用三大类服务。从是否获 得补偿的角度进行分类，可将每个类别的辅助服务进一步分为无偿辅助服务和有偿辅助服务。有偿电力辅助服 务通过在中长期市场和电力现货市场进行交易，交易价格受市场供需情况和成本等因素影响，双方达成交易后 由服务提供者向服务购买者提供对应时段的电力辅助服务。现阶段市场上主要交易品种为深度调峰、自动发电 控制（AGC）和旋转备用。

调峰服务。调峰服务指发电机组在规定的处理范围内，为了跟踪负荷的峰谷变化而有计划的、按照一定调节速度进行 的发电机组出力调整所提供的服务。我国现有电源结构下，发电端和用电端均有不同的峰谷特征，而调峰服务 的目的正是为解决发电端和用电端峰谷不匹配问题。 从用电端来看，城市用电负荷通常有早高峰与晚高峰，据某区域电网典型负荷曲线变化显示，早高峰多出 现在上午 9-10 点，晚高峰多出现在 18-19 点。在过去主要采用煤电时期，通过设计一个区域内煤电的总功率， 在保证满负荷能满足电网最大需求的情况，在用电低谷时段火电厂可以通过调低自身的负荷率或关停部分机组 来降低发电功率，使供电端能与城市用电的高峰低谷较好匹配，从而维持电网稳定。

但从发电端来看，我国清洁能源装机容量不断增加，在电源结构中的装机比例也不断升高。截至 2022 年 10 月底，我国风力发电和光伏发电装机规模分别达 3.49 亿千瓦与 3.64 亿千瓦，分别占我国发电装机总容量的 14%与 14.6%。而风电、光伏、常规水电作为电源，其出力具备显著的时间不均匀性，而核电的出力则具备刚 性。风电、光伏受一天中风力条件、光照强度、来水流量的影响，导致出力不均匀，风电和光伏尤为突出。风电出力呈现“夜峰昼谷”的特点，出力高峰往往集中于夜间。在晴天，光伏出力呈现“单峰”的特征，在中午 时分出力较大，而晚 20 时至早 5 时无出力。常规水电受季节、日分时来水影响也较大。核电由于核反应关停 成本巨大，故其出力具备刚性，源源不断向电网送电。清洁能源中部分电源发力不均匀，部分电源发力刚性， 可统称为“不具备调峰能力的电源类型”，在缺乏储能手段的当下，仅靠这些电源无法完成对电网负荷的匹配。

因此，具备控制自身发电功率能力的煤电、气电、抽水蓄能水电、生物质发电等电源，需要根据电网负荷 要求灵活调节自身发电功率，从而使电网发电端与负荷端始终保持供需平衡。但电源调峰服务并非都有补偿， 各地能监局根据地方情况划定有偿调峰补偿基准线，电源超过基准线时视为超出正常工作范围提供调峰服务， 此时应当由超发或少发电量的电源予以补偿。而在电源机组的正常运行功率范围内，电源应当为电网提供无偿 调峰服务。由于目前我国供电格局整体宽松，现阶段主要有偿调峰服务类型为煤电实时深度调峰，旨在调低火 电发电功率，从而给新能源电力消纳留出足够空间。

实时深度调峰是火电机组通过在日内调减出力，使火电厂机组平均负荷率小于或等于有偿调峰基准时提供 辅助服务。火电机组提供实时深度调峰服务，须能够按照电力调度机构的指令，满足一定调节速率要求，随时 平滑稳定地调整机组出力。以我国电力辅助试点地区东北为例，对于不同时期和不同类型火电机组，火电有偿 调峰补偿基准线亦有所不同。在非供热期，纯凝火电机组负荷率低于 50%时可获得调峰补偿，热电机组在负荷 率低于 48%时即可获得调峰补偿；在供热期，纯凝火电机组负荷率低于 48%时可获得调峰补偿，热电机组负荷 率需要低于 50%才可获得调峰补偿。

在日前调峰市场中，火电机组出售自身调峰能力，而缺少调峰能力的机组则需要购入调峰服务。日前双 方完成报价后，电力调度机构按照电网运行实际根据竞价结果由低到高依次调用，每 15 分钟作为一个出清周 期。除实时深度调峰外，有偿调峰手段还包括可中断负荷调峰、电储能调峰、火电停机备用、火电应急启停调 峰等，但目前市场主流类型为实施深度调峰，因为实时深度调峰具备响应快、成本低、对发电装置损伤小等优 点。调峰服务是我国为了解决电网两端负荷不匹配而设计的一种辅助服务类型，值得注意的是，国外并无调峰 辅助服务，而是通过电力现货市场竞价，通过电力价格信号自发引导不同时段的发电量与次日电网负荷匹配。

调频服务。国家规定我国电网工频为 50 赫兹±0.2 赫兹，在电网正常运行过程中，负荷端的不断变化会引起电网频率 随之变化，为稳定整个电网的工频在 50 赫兹左右，发电端需要随之调整自身出力大小。这种当电力系统频率 偏离目标频率时，发电机组通过调速系统的自动反应，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务就是调频服务。 根据调频目的、参与调频对象、调节周期等因素的差别，调频服务可分为一次调频、二次调频和三次调频。

一 次调频是外界负荷波动时，机组调速器自动参与调节作用，改变各机组所带负荷，尽力减少电网频率的变化。 一次调频的特点是调控周期短、所有机组参与、无人为调节、有差调节。二次调频指通过人为控制使某个或某 些机组，依靠变频器精准匹配负荷需求，以及恢复电网频率精准保持恒定值。二次调频特点是调控周期中等、 部分机组参加、人为调节、无差调节。三次调频是根据负荷预计曲线，各厂机组按计划出力曲线调整，使电力 分配达到最优状态。三次调频特点是调控周期长、人为调节。

现阶段南方电网调频市场的服务提供者主要为具备 AGC 功能的并网发电单元，而第三方辅助服务提供者 暂无市场机会。抽水蓄能电站按现行有关规定提供调频服务，不纳入调频市场补偿范围。而调频市场缴费者为 容量 30MW 及以上的风电场、10KV 及以上的集中式光伏电站、2MW/0.5 小时及以上的电化学储能电站、自备 电厂以及电力用户和其他需要缴纳补偿费用的市场主体等。

目前调频服务的价格申报过程中，价格因素包括里程价格、容量价格和电网过路费等，其中服务提供端只 需要申报里程价格，其余价格由官方统一规定。服务提供端同时申报服务价格和相应服务电量，服务购买端仅 电力调度机构提供次日调频服务需求下限。电力调度机构将整个南方电网分割为几个调频资源需求区，次日总 调频需求由各资源需求区的需求下限和动态需求部分（下图中 A、B、C 部分）组成，电力调度机构根据总需求由低到高调用市场出价，确定当日最终出清价格。正式出清时，需求下限与动态需求均按最终出清价格统一结 算。调频服务产生的费用，由电力调度机构后续合理分担给享受调频服务的发电企业。

备用服务。 备用服务指为了保证可靠供电，电力调度交易机构指定的发电机组通过预留发电容量所提供的服务。备用 分为旋转备用和非旋转备用，电力市场起步初期，只对旋转备用进行补偿。旋转备用特指运行正常的发电机维 持额定转速，随时可以并网，或已并网但仅带一部分负荷，随时可以加出力至额定容量的发电机组。非旋转备 用则指发电机平时处于未开机状态，接到指令后方开机上网。 2020 年 10 月，华东能监局发布《华东电网备用辅助服务市场运营规则(征求意见稿)》，《意见》指出华东 电网备用市场包括日前备用辅助服务市场和日内备用辅助服务市场。备用市场与华东电力调峰辅助服务市场有 序衔接，日前备用市场出清后，在省级电网出现日前预测调峰容量不能满足要求时，启动华东电力调峰市场。

华东电网备用市场买方为华东电网电力调度机构，卖方为有富裕旋转备用能力的发电机组。市场起步初期， 包括 30 万千瓦及以上燃煤火电机组，30 万千瓦及以上燃气机组，单机大于 5 万千瓦、达到月调节能力及以上 性能的直调水电机组，装机大于 5 万千瓦的电（或电化学）储能装置，不包括自备电厂机组和电网内部保留电 厂。随着市场逐步成熟，适时扩大至核电、风电、光伏、虚拟电厂等发电主体。 日前备用市场交易报价通过集中报价确定，出清周期为 15 分钟。日内市场采用分段边际电价出清，出清 未来 2 小时时刻到未来 4 小时时刻交易结果。日内市场的卖方落地报价=日内备用市场卖方报价（送端）+卖方 省（市）电力有限公司输电价（含损耗）+国家电网华东分布电量输电价。

美国PJM电力市场辅助服务发展情况

美国电力体制改革历程及现状

美国电力工业发展较为成熟，其电力体制历经多轮改革，改革经验和方向值得国内参考借鉴。美国电力改 革得核心是打破一体化，放开发电和配售电端管制，实现自由竞争，更好地实现电力资源的合理分配利用。美 国电力体制改革始于 1978 年公用事业监管政策法案（“PURPA”，Public Utilities Regulatory Policy Act）的发布， 旨在通过自由市场刺激电力公司以更低成本提供更广泛的商品。1992 年发布能源政策法案（EPAct），规定所有 电力公司必须提供输电服务，所有电力公司被迫建设新输电设备传输非电力公司的电力。1996 年出台的 888 号和 889 号法令规定开放输电服务价格和辅助服务价格，并将发电和输电从功能上分离。一系列法令的颁布取 得了显著效果，一些比较成功的电力市场如 PJM、纽约 ISO 开始形成。1999 年，联邦能源管理委员会（FERC） 颁布 2000 号法提出建立区域输电组织（RTO）的设想，并在 2002 年发布酝酿已久的标准电力市场设计法案， 加速美国电力市场的发展。

目前美国各州电力市场规定及进展各不相同，现在全美有十个电力批发市场，情况较为复杂。但总体来说， 区域输电组织（RTO）负责运营的电力市场已实现输电环节与发电环节、配电环节分离。负荷服务公司（LSEs） 作为发电侧和售电侧中间的纽带，在批发市场从生产商手里购买电力并在零售市场出售给消费者。由于电力市 场竞争相对充分，市场价格能较好地反应供需情况和运营成本，电力生产商在市场法则下优胜劣汰，胜者可以 保持相对稳定的盈利能力。

PJM 市场是美国久负盛名的电力市场，负责美国大西洋沿岸 13 个州及哥伦比亚区的电力系统运行与管理， 职能范围覆盖 24 万平方英里土地。PJM 于 1997 年被批准成为美国第一个全功能的独立系统运营商（ISO），负 责地区电网的营运，但不拥有发电机组、输配电资产或其他电力设施，以便为非公共事业服务公司的用户提供 对网络的无歧视接入。2002 年，PJM 成为美国首个全功能的区域输电组织（RTO），负责约 7.2 万英里传输线的 地区电网协调控制（同我国电网调度中心），管理竞争性电力批发市场（同我国电力交易中心），并规划电网的 扩容以保障系统可靠性并减轻阻塞。

PJM 整合了 PX（电力交易商）和独立系统运营商（ISO）的角色，采用著名的节点边际价格 LMP 来制定电 力市场化交易价格。PJM 电力市场由电力现货市场、容量市场、金融输电权市场和辅助服务市场组成，其中电 力现货市场包括日前市场和实时市场。此外，PJM 自身不提供电力期货交易，而是通过将商品交易所的非标准 化的场外交易合约按照期货交易机制进行标准化改造，推出电力期货合约产品。

实时现货市场实际上是实时平衡市场，该市场基于系统实际运行情况，使用安全约束下的经济调度对电能、 辅助服务进行联合出清，每 5 分钟计算一次市场出清价格，对实时出清电量与日前出清电量的偏差电量按照实 时节点边际电价结算。对于发电企业而言，在现货市场中一旦有较自身长期合同价格更低的机组电量报价，其可以通过买入更低价现货电代替自己发电，完成长期合约的履约。

PJM辅助市场演变

PJM 电力市场是集中式的竞争性电力批发市场，PJM 辅助服务市场建设主要分为三个阶段：电力工业重组 期、辅助服务市场体系建设期、辅助服务市场体系完善期。电力工业结构重组期始于 1996 年，其标志为 FERC 在 888 号令中对辅助服务进行定义，在 1997 年 PJM 成立后，电力市场中包含 5 种辅助服务：调频、备用、黑 启动、无功电压控制、不平衡电量，辅助市场初露端倪。自 2000 年至 2012 年，PJM 逐步构建并完善辅助服务 市场体系，分别于 2000 年设立日前能量市场及调频市场；于 2002 年修正 PJM 调频市场及 PJM10min 旋转备用 市场；于 2008 年设立日前计划备用市场；于 2009 年将前三测试引入调频市场。2012 年后，PJM 持续完善辅 助服务市场体系，对辅助市场的范围和细节进行进一步调整。2012 年 PJM 在调频市场中引入调频性能和调频 容量两级指标，并设立非同步备用市场；2013 年 PJM 在调频市场中引入 RegA 和 RegD 两类信号；2014 年需求 响应资源可参与调频及同步备用市场。

PJM 辅助服务板块中最主要的交易产品是调频服务、备用服务和黑启动服务，其中调频服务和初级备用服 务采用集中式市场化交易，与电力市场联合优化运行。日前市场运行过程中参与辅助服务的机组需要在运行日 前一天向 PJM 提交投标信息，辅助服务市场在实时运行前 60min 关闭，在此之前发电商可修改投标信息，在 此之后至实际运行前发电商可将机组状态设为不可用，退出市场竞争。 在日内市场中，PJM 在小时前将调频市场和备用市场分 3 个步骤与实时电能联合优化，包括辅助服务优化 程序（ASO）、滚动安全约束的经济调度程序（ITSCED）和节点价格计算程序（LPC）。实时运行过程中按照电能 和辅助服务购买总成本最小化的原则，每 5 分钟将辅助服务市场与电能量市场联合出清一次，完成日前市场和 日内市场已交易的对应时段辅助服务内容。

调频服务方面，可以在 5 分钟内响应的发电侧和用户侧的调频资源都可以参与调频市场，并根据其性能表 现获得对应收益。按照调频资源响应速度的快慢，美国 PJM 调频服务进一步细分为传统调频响应类型（RegA） 和动态调频响应类型（RegD）。RegA 资源在 5 分钟内达到指定出力即可，调频性能相对较差，其常见的机组类型包括燃煤机组、燃气机组、联合循环机组等；RegD 资源需要在几秒内即开始响应，并能在一至二分钟内 达到指定出力，常见的机组类型为储能机组、抽水蓄能机组等。在实际运行过程中，二者相互协调完成调频任 务，二者皆有自己的优势与劣势，需求端可以根据自己实际情况选择合适的调频工具，达到资源的高效分配利 用。

为体现调频性能与调频资源类型的区别，PJM 调频市场采用综合容量报价和里程报价的方式进行定价。所 谓调频容量，可简单认为是实际出力水平与能量出力水平之差在时间上的积分，换言之即调频机组为了将电网 频率拉回工频而多出力部分。调频里程指一段时间内调频资源根据调频指令上调或者下调出力的绝对值之和， 即下方示意图中所有双箭头虚线的长度之和。总体来看，调频容量是对调频机组出力多少的最终衡量标准，而 调频里程侧重于机组出力幅度，是调频容量的一个特征侧写。

调频服务具体的操作流程主要包括确定调频需求、日前报价、时前出清、实时出清四个步骤。首先由独立 系统运营商（ISO）负责预测次日调频需求，主要是根据高分负荷的百分比来设置，如 PJM 即设置为高峰负荷 的 0.7%，通常为峰段 800MW，谷段 525MW。随后在 ISO 按一定规则进行调频责任分配给负荷服务商（LSE）， 无法完全履行自己调频责任的 LSE 可以在日前市场购买调频服务。日前市场上，调频资源报价包括容量报价、 里程报价和愿意提供的调频容量三部分。次日的时前市场中，PJM 根据实时市场节点边际电价（LMP）和调频 资源的运行成本曲线，得到每个机组的机会成本，进而得到机组的实时排序价格。PJM 按照由低到高排序并出 清，直到实际可提供的调频容量（中标调频容量）满足总调频容量的需求。进入实时调度后，PJM 将每个调度 小时分为 12 个调度时段，即以 5 分钟为调度时段进行出清。12 个时段的算术平均值被当作该调度小时最终的 容量价格和里程价格，用于市场结算。

国外电力辅助市场经验总结

PJM 通过发展有组织的电力批发市场，成功地降低了市场电电价并创建了更为清洁的电力系统。PJM 电力 批发市场的价格比以往任何时候都低，并在 2016 达到了历史最低点，从 2008 年至 2017 年，PJM 的批发市场 电价下跌超过 40%。这是因为电力交易市场化使更高效率的发电机组得到激励，促进低效产能的更新换代，举 例来看，竞争市场帮助 PJM 辖区内核电机组提升了将近 20%的可用性。此外，市场鼓励新的和有竞争力的机组 进入市场有效降低了碳排放。从 2007 年至 2017 年，PJM 辖区内机组的碳排放强度降低了 30%，却没有给消费者带来任何附加成本。

PJM 市场化竞争中新的机组不断进入，缺并未使系统损失可靠性和强韧性。PJM 通过更有效地整合资源， 从更广阔的电力库中调度从而减少对备用的需求，PJM 帮助用户每年至少节约 230 亿美元。同时市场也确保了 未来的可靠性，PJM 容量市场提前三年确保电力用户的需求能够被满足，直到 2022 年，PJM 已经购买了超过 预期峰荷 21%的备用容量。PJM 不断在市场化的原则下改进规则，在 22%的发电机组无法正常运转的 2014 年 极地漩涡来袭之后，PJM 制定了一个市场惩罚体系来提升可靠性。在 2017 年十二月底到 2018 年 1 月初的寒潮 中，系统的实际表现证明了改进的有效性。

纵观美国 PJM 的发展历程，它通过不断改进最终成为全球电力市场改革的经典案例。它在辅助市场发展过 程中有以下几方面值得后来者借鉴： 在顶层设计方面，PJM 旨在设计一种电能量与电力辅助结合的市场模式。按照电能量、辅助服务总成本最 低的原则进行出清，帮助整个市场降低了成本，从而实现了社会福利最大化。同时，PJM 在日前市场透明公开 发布各类产品的需求量，作为市场出清依据，有助于市场参与者估计及参与辅助服务交易，增强市场参与者信 心。

在框架设计方面，在满足电网运行安全的基础上，PJM 逐渐丰富辅助服务资源类型，产品种类不断细化， 市场竞争愈发充分。PJM 不断标准化新的辅助服务产品，从而将该辅助服务引入区域市场化竞争，提高各类辅 助服务资源利用效率。以调频服务为例，PJM 在发电机组调频的基础上，逐步引入储能调频、需求响应等调频 服务，有效降低了调频服务的总成本。又如备用服务中将不同机组细分为 T1、T2 类别，在保证相对公平的前 提下，使更多的机组可以参与到备用服务市场中，提高了整个系统的经济性。 在产品设计方面，PJM 充分挖掘每类产品的关键因子，从而更好地区分并运营不同特性的辅助工具。如调 频服务，PJM 根据响应时间细分为 RegA 和 RegD，定价方式使用容量定价和里程定价，更好地反映了不同类型 辅助工具的特点和价值，帮助市场按需取用，提高整体效率。

国内电力市场辅助服务发展情况

国内电力市场辅助服务发展历程

随着电力体制改革的逐步推进，我国电力辅助服务的发展基本上经历了 2002 年以前无偿提供阶段、 2006～2014 年计划补偿阶段和 2014 年之后的市场化探索阶段共三个主要阶段。 2002 年以前，我国电力工业主要采取垂直一体化的管理模式，由系统调度部门统一安排电网和电厂的运 行。根据等微增率原则（以电力系统最小能源损耗为目标），电力系统调度机构考虑系统的负荷特性、水火比 重、机组特性以及设备检修等方面因素，进行发电计划和辅助服务的全网优化。在对电厂进行结算时，辅助服 务与发电量捆绑在一起进行结算，并没有单独的辅助服务补偿机制。

2002 年电力体制改革，“厂网分开”导致各发电厂分属于不同的利益主体，传统的无偿提供电力辅助服务 难以协调电力行业各方利益。为此，原国家电监会于 2006 年印发《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（与 《发电厂并网运行管理规定》并称“两个细则”），提出“按照‘补偿成本和合理收益’的原则对提供有偿辅助 服务的并网发电厂进行补偿，补偿费用主要来源于辅助服务考核费用，不足（富余）部分按统一标准由并网发 电厂分摊”。2006 年后，我国电力辅助服务进入计划补偿阶段。随后，各地也相继出台“两个细则”文件，规 定了电力辅助服务的有偿基准、考核与补偿以及费用分摊等规则。“两个细则”规定的计划补偿方式能够在一 定程度上激励发电机组提供电力辅助服务，但总体来看补偿力度较低。以华东、华中地区为例，深度调峰补偿 价格最高仅为 0.1 元/千瓦时，对于火力发电企业的激励作用相对有限。

国内电力市场辅助服务市场规模

我国电力辅助服务包括调频、调峰、无功调节、备用、黑启动服务等多个品种。基于省内的电力辅助服务 市场，六大电网均在逐步优化和探索省间电力辅助服务市场，带动了辅助服务市场规模的扩大。2019 年上半 年，全国除西藏外 31 个省（区、市、地区）补偿费用共 130.31 亿元，占上网电费总额的 1.47%，参与电力辅 助服务补偿的发电企业共 4566 家，装机容量共 13.70 亿千瓦，相对于 2018 年上半年，补偿费用同比增加85.9%，参与企业同比增加 29.3%，装机容量同比增加 10.0%。

从电力辅助服务补偿总费用来看，补偿费用最高的三个区域依次为南方、东北和西北区域，分别为 46.4 亿元，24.9 亿元和 24.2 亿元。西北区域电力辅助服务补偿费用占上网电费总额比重最高，为 3.27%，华中区域 占比最低，为 0.36%。

从分项电力辅助服务补偿费用来看，调峰、调频和备用补偿费用占总补偿费用的 90%以上。其中，东北区 域调峰补偿力度最大，为 24.50 亿元，华北区域调频补偿力度最大，为 9.63 亿元，南方区域备用补偿力度最大， 为 37.26 亿元。调峰是“三北”和华中地区的共同需求，以应对可再生能源消纳和冬季供暖的双重压力。因此，调峰在东北、华北、华中和西北区域的辅助服务补偿费用中占据较高的比例，分别为 98%，46%，47%和 25%。 华中区域部分调峰需求还来自于湖南与河南省高容量水电装机。西北地区调频占比达到 31%，部分原因是西北 能监局将一次调频确定为有偿服务。这是因为西北电网机组一次调频性能差异较大，为了改善全网频率质量同 时促进发电厂加强一次调频管理而制定了该政策。华北区域的调频补偿占比达到 52%，主要来自于蒙西和京冀 唐地区。南方区域中备用补偿占比最高，达到 80%，主要来源于为确保供电能力的稳定性，火电、水电发电机 组提供的有偿旋转备用服务。

在全国电力辅助服务补偿费用的分摊中，火电最多，为 62.65 亿元，风电次之，为 26.72 亿元，水电为 9.28 亿元。补偿费用中，火电补偿费用高达 120.62 亿元，水电次之，为 4.34 亿元，风电仅为 0.78 亿元。综合 下来火电从电力辅助服务中获利 57.97 亿元，而风电则亏损 25.94 亿元。电力辅助服务补偿费用的来源上，发 电机组分摊费用为 114.3 亿元，占到电力辅助服务补偿费用的 87.7%。目前，电力辅助服务补偿仍然以风电、 光伏、核能等新能源电源补偿火力发电为主。

电网调节能力吃紧，我国电力辅助成长空间仍大

相对于国外电力辅助市场，由于市场化改革时间较短以及在计划框架下的行政约束等因素，我国电力辅助 市场发展中仍然存在着诸多局限，包括调峰辅助服务不应属于辅助服务，辅助服务产品单一以及服务费用分摊 不合理等问题。具体来讲，在国外如美国、英国、澳大利亚等国的电力市场，辅助服务机制的主要品种为调频 和备用。在我国新能源大规模并网和电力现货交易尚处于起步和试点阶段的背景下，辅助服务市场中还存在一 个特殊的调峰服务——调节火电负荷率，让步新能源上网，并给予补偿。

此外，我国多数地区辅助服务市场交易品种相对单一，多数调峰辅助服务交易主要集中在深度调峰及启停 调峰两个品种。成本方面，目前我国辅助服务成本补偿方式为发电侧承担，主要原因是补偿机制是为了解决发 电企业之间提供辅助服务的公平性问题。但是，辅助服务作为一种公共产品，保障的是全系统的安全稳定，所 有系统主体均是受益者，不应只是发电侧分摊成本。

电力辅助服务市场的建设依赖于电力现货市场。参考美国 PJM 市场的发展经验，我们认为有效的电力辅助 系统需要有“现货电能量市场 + 辅助服务市场”的市场架构。国家发改委《关于进一步做好电力现货市场建设 试点工作的通知》中已明确要求“现货市场运行期间由现货电能量市场代替调峰市场”。因此，我们认为未来 中国的辅助服务市场交易预计会由电网统一调度组织，按照电能量市场和辅助服务市场联合出清的边际价格结 算辅助服务费用。

此外，华北能源监管局研究制定并于 2021 年 10 月份通过了《华北电力调峰容量市场运营规则》，开始探 索以容量为交易品种的新型辅助服务市场。调峰容量市场是在当前调峰辅助服务市场仅为调峰效果付费的基础 上，探索为调峰能力付费，致力于通过市场机制进一步促进火电灵活性改造，促进新能源消纳，缓解电力供需 矛盾。通过申报火电自身实际调峰能力，多梯度报价的方式，减轻信息不对称导致的成本误差和利益分配不均， 奖励调节能力强，效益高成本低的火电企业。同时，未来电力辅助市场将按照“谁受益、谁承担”原则，建立 用户与发电共同承担辅助服务成本的机制，以经济利益带动市场主体多变博弈，最终实现电力的资源优化配置。

电力：火电年内出力波动较大，水电汛期来水偏少

火电：出力波动较大，利用小时数小幅下滑

用电需求波动较大，利用小时小幅下滑 受 2022 年疫情反复影响，我国用电需求波动较大。1-10 月份我国全社会用电量增速为 3.8%，增速较上年 同期下降 8.43%。10 月份我国全社会用电量为 6834 亿千瓦时，同比上升 2.2%。受用电需求波动影响，火电出 力有所增加。今年 1-10 月份火电累计发电量为 48188 亿千瓦时，同比增加 0.8%。从利用小时来看，今年 1-10 月我国火电利用小时为 3619 小时，较去年同期下降 46 个小时。

长期来看，我们预测我国电力需求中枢有望保持在 5%左右，考虑到 2021 年高基数及 2022 年疫情反复影 响，我们预期 2022 年我国用电增速在 4%左右。受 Q3 火电发电增速大幅提升影响，我们预期 2022 年火电利用 小时为 4398 小时，同比下降 50 个小时。我们判断明年火电利用小时数可能延续小幅下滑趋势，但是从历史经 验来看，火电利用小时减少大概率会导致动力煤需求转弱，从而促使动力煤价格下跌，燃料成本的下滑与发电 量的减少形成对冲。考虑到燃料成本对火电利润弹性较利用小时数更大，我们判断在明年火电盈利能力有望迎 来改善。

煤价高位震荡，煤炭产量保持高位

2022 年 1-10 月，我国原煤产量达 36.9 亿吨，同比增长 10%；10 月单月原煤产量为 3.7 亿吨，同比增长 1.2%。尽管我国原煤产量稳中有升，但考虑到未来疫情好转、复工复产后下游能源需求保持快速增长，将导致 煤炭供需格局持续偏紧。因此在煤炭先进产能不断释放的背景下，我们预期后续原煤产量稳中向好。

近年来进口煤作为我国煤炭供需格局重要的平衡因素，已成为政府调节煤炭价格的重要抓手。2022 年 1- 10 月，我国累计进口煤 2.30 亿吨，同比下滑 10.6%；10 月单月进口煤为 2918 万吨，同比上涨 8.37%。与往年 相比，今年年初进口煤数量受印尼贸易政策冲击明显收紧，4 月后我国进口煤数量恢复至接近往年同期水平， 我们预期我国全年进口煤量或将小幅下降。

水电：汛期来水较差，全年电量下滑

汛期来水较差，全年利用小时数下滑

2022 年上半年全国降水量较往年同期偏多，但自 7 月降水量较往年大幅下降，下半年整体水电表现疲软， 水电发电量同比急剧下降。2022 年 1-10 月水电累计实现发电量 10500 亿千瓦时，同比增长 2.2%。其中 10 月 份单月水电实现发电量 994 亿千瓦时，同比下降 17.7%。从利用小时来看，2022 年 1-10 月我国水电累计平均 利用小时为 3002 小时，同比减少 158 个小时，主要系下半年来水偏差所致。

从历史经验看，水电的装机利用小时与气候变化，特别是与降水量具有很强的正相关性，降水量较大的年 份，水电的全年装机利用小时也较高。2022 年 1-10 月，降水量累计达到 556.1 毫米，较去年同期下降 79.4 毫 米。受降水量增加影响 1-10 月份水电利用小时 3002 小时，同比减少 158 个小时。截至 11 月底，我国主要水库 来水数据仍未迎来改善，我们预期今年全年水电利用小时大概率同比下降。

分省份来看，除广东省、云南省、广西省、福建省外，2022 年前三季度主要水电省份水电利用小时均较 去年同期均有不同程度下降，四川、湖北、贵州、湖南、青海和浙江的水电利用小时较去年同期分别下降 157、 631、178、36、553 和 111 小时。分月份来看，我国 2018-2022 年降雨量变化趋势基本相同，总体呈现 1-7 月逐 月递增，8 月达到峰值后回落的趋势，这是由于我国以季风性气候为主，每年降雨量主要集中在夏季所致。

风电、光伏：消纳明显改善，平价加速分化

风电消纳改善明显，弃风率稳定在 3.2%左右

自 2016 年起，我国风电并网装机容量增速放缓，而发电量增速保持高位。风电发电量增速高于同期装机 增速表明闲置发电能力逐步被投入使用，利用小时同比明显回升，风电消纳情况得到明显改善。2022 年第三 季度末，我国累计并网风电装机 3.5 亿千瓦，同比增长 17%；2022 年 1-10 月风电累计发电量为 5513 亿千瓦时， 同比增 11%。

尽管风电受到国家政策补贴退坡影响，在 20 年迎来抢装潮导致新增装机处于高基数，但是抢装潮过去后 风电需求依然强劲，22Q3 我国风电依旧保持高增长。其中，陆风大型化降本加速推进带来良好经济效应，海 风资源丰富未来发展空间广阔，叠加新能源利好政策频频落地，“十四五”期间风电行业将持续保持景气。 2022 年前三季度我国新增风电装机 1873 万千瓦，同比增加 20.45%，风电维持高增速。

我们对比风电新增装机与弃风率可以发现，2014-2015 年新增装机同比快速增长，受消纳能力及煤价走 低带来的火电发电意愿提升等因素影响，弃风率整体呈现上升趋势。2014 年弃风率虽有所下降，但同期风电 利用小时数也有所下滑，我们判断当年弃风改善是由于来风情况不好所致的“被动改善”，实际风电消纳情况仍 然处于持续恶化。

2016 年弃风情况达到顶峰，受政策限制及企业投资意愿下降影响，新增并网装机大幅回落。综合来看， 装机增速下降叠加消纳情况改善是弃风率下降的最重要推动力。2016 年以来我国风电新增装机规模快速提升， 2021 年风电装机增速同比回落主要受 2020 年陆风抢装高基数影响。我国年平均弃风率自 2016 年以来持续回落， 风电消纳能力大幅改善。据全国新能源消纳监测预警中心数据显示，2022 年前三季度我国总弃风 60 亿千瓦时， 整体弃风率为 2%，国家电网对于弃风率降至 5%以内的承诺已基本完成。

弃风电量及弃风率也呈现明显的周期性特征，从弃风电量角度分析三季度单季弃风电量显著低于其他季度， 主要原因系第三季度是国内大部分风电场的小风季节，发电量整体低于其他季节。从弃风率角度分析一季度单 季弃风率均显著高于其他季度，主要原因除了冬季风资源较丰富外，我们判断还包括供暖需求推高热电联产发 电占比及节假日因素导致用电需求较低等。近四年来，2017 年第四季度弃风电量及单季弃风率达到历史最高 值，此后弃风电量与单季弃风率同比均处于下降通道，证明风电消纳改善呈现持续性而非脉冲性。从累计弃风 率角度来看，2017 年以来累计弃风率持续平稳下降，2021 年累计弃风率仅为 3.1%，为 2017 年以来最低水平， 22 年前三季度弃风率为 3.5%，保持较好水平，这表明风电消纳情况持续好转，有助于刺激风电装机高速增长。

弃光率降至2.1%，分布式发展提速

自 2015 年以来，我国光伏累计装机容量保持稳健增长，截至 2022Q3 光伏发电累计并网装机容量达 3.59 亿千瓦，同比增长 28.80%，是 2015 年光伏发电累计并网装机容量的 8.35 倍。2022 年前三季度光伏发电量为 1750 亿千瓦时，同比增长 16.70%；弃光电量 24 亿千瓦时，弃光率约 1.8%，光伏发电消纳利用水平整体较高。

从光伏装机总量上看，集中式光伏大幅领先分布式光伏，截至 2022 年三季度末，我国集中式光伏总装机 2.02 亿千瓦，占总装机的 64%；分布式光伏总装机为 1.16 亿千瓦，占总装机容量的 36%。从新增装机结构来 看，近年来分布式占比逐渐提升，2022Q3 分布式光伏新增装机 1567 万千瓦，占新增光伏装机的 72.1%；集中 式光伏新增装机 0.04 亿千瓦，占新增光伏装机的 25%，分布式光伏发展提速主要受户用光伏补贴和整县（市、 区）屋顶分布式光伏开发利好影响。随着分布式光伏逐步发展，电力能源生产效率有望得到进一步提升。

燃气：价格维持高位，消费增速下滑

燃气板块供需错配气价难破局，多因共振气量消费持续向好

全球燃气短期供需失衡，天然气消费长期向好

2021 年燃气价格震荡走高，2022 年以来受俄乌冲突影响一度创历史新高。2022 三季度以来天然气价格开 始走高，截至 12 月 1 日，IPE 英国天然气期货价格交易价格为 9.72 元/方（343 便士/色姆，同比上涨 42.32%。 截至 11 月 29 日，美国 Henry Hub 天然气交易价格为 1.4 元/方（6.03 美元/百万英热单位），同比增涨 23.06%。

总体来看，2022 年以来燃气供需严重受地缘政治影响。从供给端来看，一方面 18、19 年的低气价与 20 年 新冠疫情严重打击油气商的生产积极性，部分欧盟国际激进的碳意识、环保意识阻碍了天然气开发利用，多个 燃气产国削减天然气资本开支预算减少生产；另一方面俄罗斯天然气是欧洲能源的重要组成部分，俄乌冲突的 爆发使得欧洲急于与俄罗斯割席，俄罗斯天然气的缺口加剧了供需关系的紧张。从需求端来看，经济恢复、能 源转型、碳目标与环保目标等因素拉动全球天然气消费量快速上涨，进一步拉大全球天然气供需缺口。

2021 年四季度全球出现“拉尼娜”现象造成冷冬席卷全球，强劲的供热需求以及 2021 年下半年能源价格高企导致 许多国家和地区表现出低库存状态，燃气补库需求仍然较为强劲。2022 年底受冬季补库影响，国际天然气价 格小幅拉涨，但是目前欧洲各国天然气库存已处于历史高位，一定程度上可以缓冲明年潜在的供需缺口。

国内经济反弹带动燃气消费，LNG现货气价弹性大

就国内情况而言，我国既是天然气消费大国也是进口大国。2017-2021 年，我国天然气表观消费量总体呈 上升趋势， 2020 年受疫情影响同比增速降低至 7.5%。2021 年疫情恢复经济反弹带动了燃气消费，我国用气量 同比大幅提升，表明高经济景气度下燃气作为大宗商品消费量得到提升。但是 2022 一季度受国际形势影响， 进口 LNG 价格暴涨，一定程度抑制了天然气消费增速。2022 年 1-9 月我国天然气累计消费量 2686.58 亿立方米， 同比下降 1.41%。

中国天然气进口量也逐年提高，进口依赖度近年来接近 40%，对外依赖性较强。分类别来看，LNG 进口 量增长较为迅速，而管道气变化较小，且 2019、2020 年发生负增长，主要是因为这两年全球天然气价格较低， LNG 存在一定的价格优势。2021 下半年以来进口 LNG 价格短期波动剧烈，进口量有所减少。2022 年 1-9 月， 中国进口天然气 8113 万吨，同比减少 9.54%，进口依赖度为 42.01%。其中，LNG 进口 4647 万吨，同比减少 20.3%；管道气 3466 万吨，同比增长 10.47%。我国进口的 LNG 可分为现货和长协两种模式，2021 年以现货形 式进口的 LNG 为 2563 万吨，占总 LNG 进口量的 32.15%。

价格方面，LNG 价格弹性较大，而进口管道气相对较小，这是由于进口管道气执行天然气长期协议的合 约价格。一般来说，长协气价以较低的系数与原油价格挂钩，这使得管道气进口价格保持相对稳定，价格弹性 较小。亚太地区的 LNG 进口价格主要参考日本 JCC 价格，JCC 代表了 17 种日本进口原油的平均价，与国际原 油价格挂钩；现货价格主要与标普旗下的 JKM 价格挂钩，受市场供需关系影响，而 JKM 定价机制基于 MOC 平台的小样本定价，存在统计口径偏窄的弊端，目前东北亚地区的双边交易量远高于普氏 MOC 平台交易量， MOC 平台每天的报盘总量非常有限，只能反映个别交付窗口的价格水平，不能完全反映市场的总体供需情况。

2022 年中国 LNG 现货到岸价格及长协挂钩的原油价格均呈持续增长的趋势，带动 LNG 综合进口成本不断提 高，推动 LNG 价格提升。

LNG 的供气价格市场化程度较高。目前国内的 LNG 供给有两个主要途径，一是售卖通过 LNG 接收站进 口的 LNG；二是国内的液化厂将管道天然气加工为 LNG。国内 LNG 的价格几乎不受政府管控，其价格主要受 供需关系的影响。一般来说，每年的夏季为天然气传统淡季，在冬天来临之前，LNG 的价格处于低位。但 2021 年 7 月份以来，LNG 价格呈现明显的“淡季不淡”的特征，一路震荡走高，且 2022 年俄乌冲突后刷新历 史最高值 8437.2 元/吨。截至 2022 年 11 月 30 日，我国 LNG 市场价达 5388 元/吨，同比提升下降 28%。

焚烧：规模稳健增长，关注十四五时期中西部发展机会

近年来，随着我国城市化进程的稳健推进，叠加人民生活水平的不断提升、快递及外卖等行业迅猛发展， 我国城市生活垃圾清运量总体呈现逐年增加的态势。2021 年全国城市生活垃圾清运量达 24869 万吨，同比上涨 5.8%，主要系疫情回稳、生产生活复工所致。生活垃圾无害化处理的方式主要包括卫生填埋、垃圾堆肥和垃圾 焚烧等，目前我国垃圾无害化处理率已稳定保持在 99%左右，整体处于较高水平。从无害化处理方式来看，近年来垃圾焚烧处理量增速明显快于城市生活垃圾清运量及无害化处理量增速， 城市垃圾焚烧量占无害化处理量的比重也从 2014 年的 33%提升至 2021 年的 73%。

补贴央地分担，推动生物质发电行业逐步走向市场化

2020 年 10 月，财政部、发改委及国家能源局发布补充通知，针对可再生能源发电项目制定全生命周期发 电小时数。通知规定，生物质发电项目，包括农林生物质发电、垃圾焚烧发电和沼气发电项目，全生命周期合 理利用小时数为 82500 小时。此外，对于纳入可再生能源发电补贴清单范围的生物质发电项目，自并网之日起 满 15 年后，无论项目是否达到全生命周期补贴电量，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交 易。

2021 年 8 月 19 日，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合印发《2021 年生物质发电项目建设工作方 案》，按照“以收定补、央地分担、分类管理、平稳发展”的思路，进一步完善生物质发电开发建设管理。《方案》 中明确指出为推动生物质发电行业摆脱补贴依赖，2020 年 9 月 11 日后的全部机组并网项目实行央地分担规则， 具体比例按地区划分，长期来看中央补贴压力逐步减小，应发补贴的发放有望提速。2021 年生物质发电中央 补贴资金总额为 25 亿元，其中：用于安排非竞争配置项目的中央补贴资金 20 亿元；用于安排竞争配置项目的 中央补贴资金 5 亿元（其中：安排农林生物质发电及沼气发电竞争配置项目补贴资金 3 亿元，安排垃圾焚烧发 电竞争配置项目补贴资金 2 亿元）。

垃圾焚烧占比仍将持续提升，十四五重点发力中西部地区

2021 年 5 月国家发改委发布《“十四五”城镇生活垃圾分类和处理设施发展规划》。《规划》提出到 2025 年 底垃圾资源化利用率达到 60%、垃圾分类收运能力 70 万吨/日、垃圾焚烧处理能力 80 万吨/日和占比 65%等具 体指标要求。《规划》部署了 10 个方面重点任务，分别是加快完善垃圾分类设施体系、全面推进生活垃圾焚烧 设施建设、有序开展厨余垃圾处理设施建设、规范垃圾填埋处理设施建设、健全可回收物资源化利用设施、加 强有害垃圾分类和处理、强化设施二次环境污染防治能力建设、开展关键技术研发攻关和试点示范、鼓励生活 垃圾协同处置和完善全过程监测监管能力建设。

与《“十三五”全国城镇生活垃圾无害化处理设施建设规划》中的关键指标及完成情况对比，结果显示主 要城市的生活垃圾无害化处理率基本满足社会生活需要，但是全国约 50%的城市（含地级市和县级市）尚未建 成焚烧设施，大多数县城焚烧处理能力有较大缺口。此外在生活垃圾处理设施规模上，尽管 2020 年垃圾焚烧 处理能力达 58 万吨/日，基本完成“十三五”规划目标，但是并没有实现以垃圾焚烧为主体的垃圾处理设施格 局。

同时，不同地域间垃圾焚烧处理设施发展的不平衡愈发凸显，东部地区发展速度较快，东南沿海城市垃圾 焚烧处理率超过 60%，但中西部地区焚烧处理率不到 50%。为解决垃圾无害化和垃圾焚烧发展不充分、不均衡 的问题，发改委明确了到 2025 年垃圾焚烧处理设施规模 80 万吨/日且占比不低于 65%的要求，能够符合中西 部地区经济情形的垃圾焚烧项目将得到政府大力支持。

据此，各省也陆续加大生活垃圾焚烧处理的力度，结合各省生活垃圾焚烧发电中长期规划做适当调整，出 台生活垃圾处理“十四五”规划。分区域看，各省发展不平衡状况仍旧突出。人口密度较高的省份在生活垃圾 焚烧处理能力上有更高期待，例如广东省计划到 2025 年底，生活垃圾无害化处理总能力达到 16 万吨/日以上； 全省焚烧能力占比达到 80%以上。 但是“十四五”期间的主要增长点仍在垃圾焚烧基础薄弱的中西部地区和人口较少的县城。目前西部及东 北部分地区建制镇生活垃圾无害化处理率低于 30%，中西部地区焚烧处理率不到 50%，因此该类地区颁布的 “十四五”垃圾焚烧发电规划均更加积极，如陕西省 2020 年焚烧发电处理垃圾量仅占应处理量的 36.7%，但 2025 年和 2030 年的焚烧发电处理垃圾占比目标分别为 59.6%和 68%。

环卫：市场化驱动行业高增长，新能源环卫车渗透率仍然较低

城镇化推动环卫事业不断发展，市场化改革使行业渗透率显著提升

环境卫生管理行业作为城市管理服务行业的重要组成部分，其发展状况在一定程度上受到城市基础设施建 设的影响。随着国家经济不断发展，城镇化进程加快，目前我国常住人口城镇化率约为64.72%，较发达国家 80%以上的城镇化率尚有较大差距，未来随着我国城镇化进程持续深入，城市配套公共基础设施逐渐完善，城 市的生活垃圾将逐渐增加。对于环卫运营商而言，其业务范围将不断扩大，业务规模将不断增长，从而推动环 境卫生管理业的稳步增长。

随着城镇化率的提升，基础环卫服务市场将保持较快增长。预计 2025 年基础环卫服务市场规模达到 2568 亿元，较 2019 年提升 59.6%，2019-2025 年 CAGR 为 8.1%，其中道路清扫市场规模 1816 亿元，较 2019 年增 长 54.7%，2019-2025 年 CAGR 为 7.5%；生活垃圾清运市场规模 377 亿元，较 2019 年增长 55.5%，2019-2025 年 CAGR 为 7.6%；厕所管养市场规模 375 亿元，较 2019 年增长 95%，2019-2025 年 CAGR 为 11.8%。

随着人们对环境要求不断提高，增值环卫服务市场将保持较快增长。预计 2025 年增值环卫服务市场规模 达到 1462 亿元，较 2019 年提升 57.7%，2019-2025 年 CAGR 为 7.9%，其中绿地养护规模 675 亿元，较 2019 年增长 37.2%，2019-2025 年 CAGR 为 5.4%；水域保洁市场规模 473 亿元，较 2019 年增长 26.5%，2019-2025 年 CAGR 为 4.0%；垃圾分类市场规模 234 亿元，较 2019 年增长 500.0%，2019-2025 年 CAGR 为 34.8%；轨道 交通物业清理市场规模 80 亿元，较 2019 年增长 263.5%，2019-2025 年 CAGR 为 24%。

根据环境司南披露的数据，2021 年我国环卫行业开标的首年服务费为 714 亿元，较 2015 年增长 406%； 2021 年总服务费金额为 2148 亿元，较 2015 年大幅增长 357%。用总服务费除以首年服务费可得平均服务期限， 以此计算 2021 年处在市场化运营的项目的总金额约 2432 亿元，除以环卫运营行业的市场容量 3081 亿元，可 得我国环卫服务行业市场化率约为 78.9%。考虑到今年环卫服务订单多采用 PPP 模式，其中包含较多固定资产 投资，而环卫服务运营中不包含这一部分，故我国实际的环卫服务市场化率距离 80%仍有一定的差距。

随着环卫市场化改革不断深入，环卫一体化的趋势也愈发明显。该发展趋势主要体现在以下几个方面：1） 城乡一体化：涵盖城区、乡镇、村庄的道路、公路、河道等一体化环卫作业，随着乡村振兴战略和对乡村人居 环境的重视，城乡一体化是未来重要的发展趋势；2）水陆一体化：包括道路清扫保洁和水域保洁养护，水陆 一体化具有明显的地域特征，常见于河道密集的南方地区；3）全产业链化：垃圾固废的收集、运输、处理全 部由一家运营商提供，从而明确责任主体，提高管理效率；4）投资建设和运营服务一体化：环卫服务企业通 过 PPP 模式提供整体前端的环卫车辆、设备和相关基础设施的规划、建设和后端的运营服务；5）服务区域扩大化：单一服务项目的区域逐步扩大到大中型城市，对运营服务企业的资金实力和管理能力等提出更高的要求。

环卫设备机械化逐年提升，碳中和倒逼环卫设备新能源化加速

据发达国家经验，环卫机械化率可划分为初级环卫装备阶段（机械化率 30%左右）、基本环卫装备阶段 （机械化率 60%左右）和全面环卫装备阶段（机械化率 80%以上），据中国产业信息网显示，2016 年末发达国 家环卫机械化率可达 80%，与发达国家相比我国环卫机械化尚有一定的提升空间。从上市公司角度看，2021 年美国环卫市场的龙头企业 Waste Management 和 Republic Services Inc 的环卫人工成本分别仅有 18%和 21%， 而国内主要的环卫公司如福龙马、玉禾田、侨银股份的环卫人工成本占比分别为 70%、65%、64%，由此可见 我国目前环卫人工成本占比偏高，大型环卫公司未来机械化替代仍有较大空间。

我们认为随着环卫服务市场化程度的不断提升，政府逐渐转变为采购商与监督者的角色，项目投资于运营主要由第三方环卫服务企业负责，环卫设备的主要客群也会从政府逐渐变为企业，完成商业模式 to G 到 to B 的转变。下游资金来源从财政支出逐渐转向公司资金，新能源环卫车实现 CPV 平价时间点越早，第三方服务 企业就越有动力克服初始购置成本高的压力去采购新能源环卫车，采购动作由经济性驱使，新能源环卫车的消 费属性进一步体现，有利于加速新能源环卫装备市场空间释放。

污水处理：污水处理广度与深度有望提升，乡镇污水亟待补短板

过去 20 年，随着城镇化率的不断提升以及经济的快速发展，我国城镇污水排放量也随之不断增加，2021 年我国城市污水排放量达到 625.08 亿立方米，近 10 年来年均复合增速达到 4.5%。

从污水处理能力来看，2010 年之前我国的市政污水处理能力经历了较为快速的增长阶段，进入“十二五”、 “十三五”之后，由于污水处理覆盖范围已经较广，因此我国污水处理能力以及污水处理率在这一期间的增速均 有了明显放缓。根据住建部统计，截至 2021 年我国城市污水处理能力达到 20767 万吨/日，县城污水处理能力 达到 3979 万吨/日，2002 年以来的年均复合增速分别为 9.19%和 13.61%，同时城市和县城的污水处理率在 2021 年也分别达到 97.89%和 96.11%，其中“十四五”计划对城市的污水处理率提出更高要求，计划于 2025 年达到 98%，城市的污水处理率有待进一步提高；县城污水处理率已经达到“十四五”计划制定的 95%。

另一方面，虽然我国城市及县城污水处理率已处于较高水平，但建制镇及乡污水处理率仍有较大的提升空 间。根据住建部的统计，截至 2021 年底我国建制镇污水处理能力为 2361.84 万立方米/日，污水处理率 67.96%， 乡污水处理能力为 122.04 万立方米/日，污水处理率 36.95%。而《“十四五”城镇污水处理及资源化利用发展 规划》要求到 2035 年，我国城镇污水处理能力全覆盖，可见目前我国乡镇污水处理比率仍有很大提升空间， 我们判断乡镇污水将是“十四五”期间污水处理行业发展的一大重点。

除了村镇污水处理设施的建设以外，我们认为提标改造也将是“十四五”期间污水行业的发展重点。为响应 2015 年国务院印发的《水污染防治行动计划》、2019 年住建部等三部委印发的《城镇污水处理提质增效三年行 动方案（2019—2021）》、2021 年 1 月发改委等十部门联合印发的《关于推进污水资源化利用的指导意见》和 6 月发改委和住建部印发的《“十四五”城镇污水处理及资源化利用发展规划》，我国各地区都面临着城镇污水管 网的整治和污水处理厂新一轮的提标改造工作。重点流域地区或水环境敏感地区颁布的城镇污水排水标准中， 除 TN 以外的 CODCr、BOD5、NH3-N 及 TP 等指标，基本接近或等同于《地表水环境质量标准》（GB3838— 2002）中的Ⅳ类水标准。

我们预计目前国内污水处理厂中，仍有大约一半的污水处理厂由于建成时间较早，出水水质标准仍然是一 级 B，这部分在未来几年将成为提标改造的重点。而且从出水水质标准中具体污染物的浓度来看，一级 A 标准 COD、BOD、氨氮最高允许排放浓度分别为 50mg/L、10mg/L、5mg/L，仍高于地表 V 类水，我们判断未来政 府大概率会进一步提高对污水处理厂出水水质的要求至“准 IV 类”水，从而为污水处理末端带来较大的提标改 造空间。

污水资源化值得期待

我国污水处理行业经过多年的发展，整体污水处理率已经有较为明显的提升，水质环境也有了较为明显的 改善。但是从水资源情况来看，2021 年我国水资源总量为 29638 亿立方米，人均水资源量为 2090 立方米/人， 目前我国是全球人均水资源最贫乏的国家之一。从区域分布来看，我国水资源与人口和区域终端分布不匹配， 广大北方和部分沿海地区水资源严重不足，部分省份人均水资源量不足 1000 立方米。由于水资源短缺问题日 益严峻，我国供水规划已无法单纯依靠传统的淡水资源。为了解决这一问题，我国近年来不断加大再生水设施 建设力度。根据住建部数据显示，2021 年我国城市再生水利用量为 161 亿立方米，仅占污水排放总量的 25.8%， 我国污水资源化事业亟待推进。

再生水按用途主要可以分为城市杂用、景观环境、工业用水、地下水回灌和农田灌溉。从水质要求来看， 农田灌溉用水对水质要求最低，经过一级 A 污水处理厂处理后的污水即可满足农田灌溉用水的要求，而地下水 回灌以及景观环境用水水质要求相对较高，尤其是地下水回灌类的再生水要求 COD 浓度不高于 15mg/L，BOD 浓度不高于 4mg/L，氨氮浓度不高于 0.2mg/L，相当于地表 I-II 类水标准，对水质要求极高。

目前，污水的处理价格在 1.5-2.5 元/立方米左右。经测算得出，2015-2020 年，城市和乡镇的污水处理规模 均逐年递增。2020 年，城市和乡镇的污水处理规模分别为 1312.8 亿元和 218.4 亿元，同比增长 3.8%和 15.7%。 近年来乡镇的污水处理市场规模增速整体大于城市，加之国家高度重视污水治理补短板，乡镇污水处理市场规 模将在相当长的时期内不断扩大，污水处理产业市场化服务需求将逐步突出。预计 2021-2026 年，污水处理市场规模逐年递增，到 2026 年，预计乡镇的污水处理规模将达到 524 亿元。

综上所述，我们判断“十四五”期间我国水环境治理仍然具有较大的投资空间，污水提标改造有望提高污水 处理工程市场规模，细分领域污水资源化也将持续打开市场空间。

（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。）