2024年公用事业与环保行业投资策略：火电盈利模式重塑，关注核电、水电等现金牛资产

电力：新一轮电改启动重塑火电盈利模式，关注核电、水电等现金牛资产

新一轮电改启动，加快构建新型电力系统

自 2002 年 5 号文发布以来，电力体制改革持续推进，在电力市场、电力市场主体多元化、电价市场化、电力交易市场化、输配电价改革等方面取得积极进展。当前，随着“双碳”目标政策推进，新能源装机容量和发电量占比持续提升，对电力系统平衡带来挑战，亟需采取市场化机制促进电力系统平衡，保障新能源消纳和“双碳”目标政策有效落地。 2023 年 7 月 11 日，中央深改委第二次会议召开，审议通过了《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》（以下简称《意见》）等文件，会议强调要深化电力体制改革，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，保障国家能源安全。此次《意见》出台意味着新一轮电改启动，主要任务聚焦于构建新型电力系统。

新型电力系统含义及特征：根据《新型电力系统发展蓝皮书》，新型电力系统是以确保能源电力安全为基本前提，以满足经济社会高质量发展的电力需求为首要目标，以高比例新能源供给消纳体系建设为主线任务，以源网荷储多向协同、灵活互动为坚强支撑，以坚强、智能、柔性电网为枢纽平台，以技术创新和体制机制创新为基础保障的新时代电力系统，具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大基本特征。 安全高效：煤电为保障电力安全的“压舱石”，新能源发电通过可靠支撑能力提升转变为主体电源，多时间尺度储能协同运行为电力系统动态平衡提供支撑。清洁低碳：以风光新能源为主的可再生能源将逐步成为主体电源，终端能源消费主体将逐步向电能转变，逐步完善绿电消费激励约束机制，扩大绿电、绿证交易规模，体现绿电环境价值。

柔性灵活：灵活发电技术、灵活储能技术、柔性交直流等新型输电技术广泛应用，骨干网架柔性灵活性提高，为高比例新能源接入系统和外送消纳提供支撑；用户侧主体具有源、荷双重属性，终端负荷特性转变为柔性、产销属性兼具，提升源网荷储灵活互动和需求侧响应能力；辅助服务市场、现货市场、容量市场持续完善并衔接融合，灵活调节性资源市场价值得到体现。智慧融合：在电力系统各环节，广泛应用“云大物移智链边”等信息技术，逐步实现电力系统数字化、智慧化和网络化发展。 根据新型电力系统的内涵及特征，我们认为新型电力系统相较于以化石能源为主的传统电力系统的变化主要体现在：一是电源端风光可再生能源发电成为主体电源；二是电网端形态将向多元双向结构层次转变；三是负荷端转变为柔性、源荷属性兼具方向发展；四是运行特性由“源随荷动”向“源网荷储”互动转变。整体来看，新型电力系统带来的变化在新能源发展、安全、柔性灵活、智能化等方面对电力系统建设提出了新要求。

《新型电力系统发展蓝皮书》提出，新型电力系统建设分为加速转型期（当前-2030年）、总体形成期（2030-2045 年）、巩固完善期（2045-2060 年）三个阶段，根据《新型电力系统发展蓝皮书》，对新型电力系统建设三个阶段的主要路径整理如下： 加速转型期（当前-2030 年）：电源侧非化石能源发电快速发展，新能源逐步成为发电量增量主体，同时煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型；电网侧以西电东送为代表的跨省跨区通道规模进一步扩大，配电网有源化发展以及分布式智能电网快速发展；用户侧终端用能电气化水平持续增长，灵活调节和响应能力提升；储能侧多应用场景多技术路线规模化发展，重点满足系统日内平衡调节需求。此外，全国统一电力市场体系基本形成，促进新能源发展，并激发各类灵活性资源调节能力。

总体形成期（2030-2045 年）：电源侧新能源逐渐成为主体电源，煤电加快清洁低碳转型；电网侧柔性化、智能化、数字化发展转型，常规直流柔性化改造、柔性交直流输电、直流组网等新型输电技术广泛应用，大电网、分布式智能电网等融合发展；用户侧低碳化、电气化、灵活化、智能化变革，全社会各领域电能替代广泛普及，虚拟电厂等用户侧优质调节资源参与电力需求响应市场化交易；储能侧规模化长时储能技术取得重大突破，满足日以上平衡调节需求。

巩固完善期（2045-2060 年）：电源侧新能源逐步成为发电量结构主体电源，电能与氢能等二次能源深度融合利用，煤电等传统电源转型为系统调节性电源，新一代先进核电技术实现规模化应用；电网侧低频输电、超导直流输电等新型技术实现规模化发展，交直流互联的大电网与主动平衡区域电力供需、支撑能源综合利用的分布式智能电网等多种电网形态广泛并存，打造出输电—输气一体化的“超导能源管道”；用户侧构建以电氢协同为主的终端用能形态，与电力系统高度灵活互动；储能侧储电、储热、储气、储氢等覆盖全周期的多类型储能协同运行，大幅提升能源系统运行灵活性。 预计未来新型电力系统成型后，电源侧以新能源为主体、多种电源协同互补发展，电网侧柔性化、智能化、大电网与分布式电网并存融合发展，用电侧负荷柔性、绿电消费比例高及灵活调节能力强，储能侧多时间尺度、多类型储能协同运行，保障电力系统动态平衡。

火电：容量电价政策出台及辅助服务市场逐步成熟，盈利有望趋于稳定

电价上浮及煤价下降，火电公司盈利同比显著改善。2023 年以来，随着1439号文政策推进，煤电市场化电价保持顶格上浮 20%的态势，同时煤炭市场供需变化致煤价下行，煤电燃料成本压力缓解，电价端保持上浮态势以及成本端煤价下行，火电板块盈利显著改善。2023 年前三季度，多数火电公司实现盈利，其中华能国际、浙能电力、粤电力 A 等公司盈利增幅较大。

新型电力系统加快建设背景下，火电定位由主体电源逐步向基础保障性电源和系统调节性电源并重转型，未来电力系统中火电将主要发挥支撑、调节作用，这将驱动火电运营及盈利模式发生变化，预计未来火电收入将来自于电能量价值、辅助服务、容量电价以及参与电力现货交易等，收入来源更为多元，这使得火电盈利更加稳定，经营性净现金流维持较好水平，分红能力得到提升，推动火电板块估值重塑。

煤电容量电价政策出台，推动煤电固定成本回收及实现稳定盈利

煤电容量电价政策出台，为煤电带来新的收入来源。2023 年11 月10 日，国家发改委、国家能源局印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》（以下简称《通知》），明确规定了容量电价实施范围、容量电价水平确定、容量电费分摊以及容量电费考核等内容。《通知》明确规定： 煤电容量电价实施范围：煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组。燃煤自备电厂、不符合国家规划的煤电机组，以及不满足国家对于能耗、环保和灵活调节能力等要求的煤电机组，不执行容量电价机制，具体由国家能源局另行明确。 容量电价水平的确定：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%。根据《通知》规定，2024-2025 年国内多数省份煤电容量电价为 100 元/千瓦·年（含税），河南、湖南、重庆、四川、青海、云南、广西的煤电容量电价为 165 元/千瓦·年（含税），根据各省份火电装机容量测算，容量电价规模超千亿元，且考虑各省利用小时数情况，测算得出云南、河南、广西等省份的度电容量电价收益相对更大。

容量电费分摊：煤电机组可获得的容量电费，根据当地煤电容量电价和机组申报的最大出力确定，煤电机组分月申报，电网企业按月结算。新建煤电机组自投运次月起执行煤电容量电价机制。各地煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊，由电网企业按月发布、滚动清算。容量电费考核：正常在运情况下，煤电机组无法按照调度指令（跨省跨区送电按合同约定）提供申报最大出力的，月内发生两次扣减当月容量电费的10%，发生三次扣减 50%，发生四次及以上扣减 100%。 煤电容量电价机制有助于煤电盈利稳定，有利于新建煤电机组回收投资成本，促进火电灵活性改造。新型电力系统建设背景下，煤电正逐渐由主体电源向灵活支撑电源转变，相应可能出现利用小时数下降导致煤电机组成本难以有效回收，影响煤电机组项目收益及煤电机组投资积极性；煤电容量电价有助于煤电机组回收固定成本，降低煤电机组因煤炭价格变化而产生的盈利波动，整体盈利趋于稳健，助力煤电经营发展模式顺利转变。《通知》在确定容量电价回收固定成本比例时，将煤电转型较慢、机组利用小时数较高的地方安排得低一些，煤电转型较快、机组利用小时数较低的地方安排得适当高一些，有利于煤电加快功能转型，有利于新建煤电机组回收投资成本。 终端用户电价稳定，对可再生能源电价带来一定影响。煤电容量电价机制建立主要为电价结构调整，煤电总体价格水平稳定，电量电价或小幅下降，这将带动水电、核电、新能源等其他电源参与市场交易部分电量电价同比下行，工商业用户终端用电成本总体有望保持稳定，而水电、核电、新能源等电源市场化交易电价下行将在一定程度上影响项目收益。

分不同电价情形下测算容量电价对煤电机组盈利的影响，主要假设如下：1）煤电机组装机容量为 100 万千瓦，年利用小时数为4500 小时，煤电机组投资成本为 4 元/W，度电折旧为 0.0593 元/kwh； 2）电价取沿海省份不含税电价为 0.44 元/kWh； 3）发电煤耗为 300g/kwh，5500 大卡动力煤价格为900 元/吨，运费及储存成本为100 元/吨，对应入炉标煤价格为 1245 元/吨，度电燃料成本为0.3736 元/kwh；4）维护、员工薪酬等成本为 0.05 元/kwh，度电费用为0.03 元/kwh；5）容量电价补贴为 100 元/kw. 综合以上假设，测算得出煤电机组的容量电价为 0.0222 元/kwh，上网电价较基准电价上浮 15%情形时，有容量电价下该煤电机组的度电净利润为0.0153元/kwh，与电价上浮 20%且无容量电价时的度电净利润相当。

辅助服务市场不断完善，助力火电发展转型

电力辅助服务规则明确，促进电力系统综合调节能力提升，增加可再生能源消纳水平。2021 年 12 月，国家能源局印发《电力辅助服务管理办法》，扩大电力辅助服务主体和丰富辅助服务品种，健全价格形成机制市场化以及完善用户分担共享机制，明确电力辅助服务补偿机制，激励各类主体提供辅助服务，推动辅助服务市场发展。此后，多个地区出台电力辅助服务实施细则，实现《电力辅助服务管理办法》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。

辅助服务市场逐渐成熟，火电获取调峰调频和备用收益。火电参与辅助服务主要为提供调峰、备用等辅助品种，多个地区出台电力辅助服务实施细则，明确火电机组深度调峰的补偿标准，为火电机组参与调峰辅助服务提供激励，促进火电机组参与调峰辅助服务。2023 年 7 月，国家能源局三季度例行新闻发布会上披露，截至 6 月底，全国参与电力辅助服务的装机约 20 亿千瓦；2023 年上半年，全国电力辅助服务费用共 278 亿元，占上网电费的比例为1.9%。其中，调峰补偿167亿元，占比 60.0%；调频补偿 54 亿元，占比 19.4%；备用补偿45 亿元，占比16.2%；火电企业获得补偿 254 亿元，占比 91.4%。相较于2022 年全年煤电企业获取辅助服务补偿收益约320亿元，预计2023年火电企业有望从辅助服务中获取更多收益。

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，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：发展稳步向前，绿电消纳或迎来破局

风光装机量及发电量持续增长，占比不断提高。国家能源局数据显示，截至2023年 10 月，全国累计发电装机容量 28.13 亿千瓦，同比增长12.6%。其中，风电装机容量 4.04 亿千瓦，同比增长 15.6%，占总装机的比重为14.4%；太阳能发电5.36亿千瓦，同比增长 47.0%，占总装机的比重为 19.0%。发电量数据来看，2023年前三季度，全国发电量 66219 亿千瓦时，同比增长4.2%。其中风力发电量6305亿千瓦时，占总发电量的 9.5%；太阳能发电量 4369 亿千瓦时，占总发电量的6.6%。根据《2030 年前碳达峰行动方案》，到 2030 年国内风光总装机容量达到12亿千瓦以上，非化石能源消费比重达到 25%左右；根据电力圆桌项目课题组《构建新型电力系统路径研究》预测，2030 年风光发电量占比将达到22.5%。整体而言，“双碳”目标政策下，风光新能源装机容量及发电量将持续提升，在新型电力系统加快构建的背景下，电源侧新能源将逐步发展成为主体电源。

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。

绿电市场、碳交易市场和电力市场融合，电价端促进绿电收益率维持合理水平

绿电市场和碳市场融合促进绿电需求，提升绿电溢价。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。预计未来随着平价上网的新能源项目增加，绿电交易的市场供给将逐渐增加，而同时政策推动“能耗双控”向“碳排放双控”转变，以及出口型、互联网、高耗能公司对绿电的需求增加，绿电需求有望持续释放，绿电溢价有望保持。同时，未来随着发电设施碳排放基准值不断调低，以及更多行业纳入到碳交易市场之中，碳排放权交易价格或迎来上行，推动绿电消纳水平提升的同时增加绿电企业收益。以江苏为例，2024 年江苏绿电交易电量 31.72 亿千瓦时，同比增长78.80%；绿电交易价格为 464.44 元/MWh，较 2023 年同期小幅下降 4.14 元/MWh，较江苏省煤电基准价上浮 18.78%，维持较好的溢价水平。

绿电企业可将中长协交易与现货交易进行组合，提升交易电价。过往绿电企业在电力交易市场中主要扮演者卖方的角色，一般签订中长期交易合同，电价可能较燃煤标杆电价出现折价，而若参与到电力现货市场中，甚至可能出现“负电价”现象。然而，当前绿电企业在电力交易市场中的角色出现转变，绿电企业通过成立售电公司同时拥有卖方、买方双重角色，绿电企业可以在电力市场交易中多签署中长期交易的合同电量，一方面在电力现货价格较低或负电价时，从电力市场购入现货电量，按照中长协电价执行中长期交易合同电量，从而实现更高的成交价格；另一方面，但现货价格市场价格更高时，可以先将用于中长协合同履约的电量在现货市场进行交易，实现更高的电力交易价格。

灵活性资源开发加快推进，有利于绿电消纳水平提升

为适应新能源逐步成为主体电源，新型电力系统建设提速，灵活调节资源开发利用有望加快。由于新能源具有波动性、随机性特征，高比例新能源电量接入电网后，将导致电力系统转动惯量减小、频率调节能力降低等问题，快速消耗电力系统灵活调节资源，且新能源发电设备易产生脱网问题，电力系统平衡和安全问题更加突出，影响新能源消纳。为有效支撑新能源发展，预计源网荷储一体化发展的新型电力系统建设进程有望加快。随着新能源接入电网比例不断提升，灵活性调节资源容量逐步短缺，灵活调节资源需求有望加快释放，推动灵活调节资源市场规模扩张。

市场机制调整可释放系统的灵活性潜力，促进电力系统灵活性提升。通过持续完善辅助服务市场、电力现货市场、容量市场体制机制，为灵活性资源参与电力系统调节提供补偿、激励和保障合理收益，激发不同时间尺度的灵活性资源潜力充分释放。当前，随着新一轮电改启动，国内辅助服务、容量市场以及电力现货市场机制不断完善，未来将推动灵活性资源加快开发利用，提升新能源消纳水平，保障电力系统安全稳定运行。

灵活性资源可分为电源侧、用户侧及储能侧三大类别，其中电源侧灵活性资源包括灵活性改造后的煤电机组、气电、水电、核电等，需求侧的灵活性资源包括可中断负荷、电动汽车、微电网等，储能侧的灵活性资源包括抽水蓄能、电化学储能等，常见的灵活性资源为经灵活性改造后的煤电机组、抽水蓄能、电化学储能、用户侧可调节负荷等。 从维护电力系统稳定运行的所需的辅助服务来看，深度调峰、调频、爬坡以及备用等需求相对较高，综合各类灵活性资源特性以及投资成本，灵活性改造后的火电机组在深度调峰场景下具有优势，而提供调频、爬坡等辅助服务的优质灵活性资源则为储能。因而，预计随着新型电力系统建设推进，火电灵活性改造及储能产业有望迎来发展机遇。

火电盈利有望向辅助服务和容量电价收入转型，火电机组灵活性改造需求释放。“双碳”目标政策推进背景下，火电调用机会或受到严格控制，电量收入受损。而随着辅助服务市场的成熟，容量电价相关政策的推出及电价传导机制的形成和完善，辅助服务收入和容量电价收入为火电带来增量收入来源。通过灵活性改造，火电机组可以增强辅助服务能力，在容量补偿与调峰深度挂钩的情况下还获取更多容量补偿，实现合理的收益水平。 灵活性改造目标明确，夯实火电转型调节性电源基础。国家发改委、国家能源局发布的《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》提出，存量煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完成 2 亿千瓦，增加系统调节能力3000—4000万千瓦，促进清洁能源消纳。“十四五”期间，实现煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦。《“十四五”现代能源体系规划》提出，力争到2025 年，煤电机组灵活性改造规模累计超过 2 亿千瓦；重点对 30 万千瓦及以下煤电机组进行灵活性改造，对于调峰困难地区研究推动 60 万千瓦亚临界煤电机组灵活性改造。电力规划设计总院发布《中国电力发展报告 2023》显示，“十四五”前两年，煤电“三改联动”改造规模合计超过 4.85 亿千瓦，完成“十四五”目标约81%。其中节能降碳改造1.52 亿千瓦、灵活性改造 1.88 亿千瓦、供热改造1.45 亿千瓦。

火电灵活性改造主要包括改善机组调峰能力、爬坡速度、启停时间等方面。目前，我国灵活性改造主要关注调峰深度，以降低机组最小出力为主要的改造目标，而爬坡速度和启停时间相对关注较少。火电灵活性改造涉及电厂内部多个子系统，可能需要对机组设备本体进行改造或新建辅助设备。根据改造对象的不同，包括主机（锅炉、汽轮机、发电机，以锅炉和汽轮机为主）改造和辅助设备（燃料供应系统、水、汽循环、烟气系统及后处理、控制和通信系统等）改造。不同类别的机组，灵活性改造的内容有所差异，纯凝机组主要是低负荷稳燃、宽负荷脱硝等，涉及制粉系统、燃烧系统以及脱硝装置等的改造；热电联产机组主要是热电解耦，涉及机组本体改造和新增储热设备等。

火电灵活性改造市场空间市场空间较大，设备商显著受益。根据2020 年中电联发布的《煤电机组灵活性运行政策研究》，煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本约在 500 元-1500 元之间，按 1000 元/千瓦改造成本计算；同时根据《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》要求，存量煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完成 2 亿千瓦，增加系统调节能力 3000-4000 万千瓦，按每年改造调峰容量 800 万千瓦计算，火电灵活性改造平均每年市场空间约为80 亿元。整体而言，火电灵活性改造推进，制粉系统、燃烧系统、脱硝系统以及储热设备等火电灵活性改造的设备供应商有望受益于火电灵活性改造推进。储能是一种优质的调节资源。储能可实现削峰填谷和平滑负荷，可有效提升新能源利用效率。储能具有启停时间短、爬坡速率快以及调频精度高等优势，调节能力突出，可在电力系统运行中发挥调峰、调频、调压、备用、黑启动、惯量响应等多种功能，对于提升新能源效率具有重要意义，预计未来随着新型电力系统建设推进，储能产业有望迎来快速发展。

峰谷时段设置变化，驱动储能需求释放。随着风光新能源装机容量持续增加，风光大发时间与用电负荷需求时间存在错配，为通过价格信号来促进新能源消纳，部分地区将风光大发时段设定为低谷时段，如 2023 年11 月湖北省发改委出台的《关于征求工商业分时电价机制有关意见的通知》中将2:00-5:00、10:00-15:00共 8 小时划为低谷时段。在低谷时段，风光新能源发电量较大、电价较低且用电负荷相对较小，储能系统可进行充电而在电价相对较高的高峰、尖峰时段放电，促进新能源消纳的同时实现峰谷价差套利，提升储能项目的经济性水平。因而，可以预计的是，随着未来更多地区峰谷时段设置出现变化，将驱动储能需求释放，推动储能装机容量增加。

政策持续完善分时电价机制，峰谷价差拉大。2021 年7 月，国家发改委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知（发改价格〔2021〕1093 号）》提出，合理确定峰谷电价价差和建立尖峰电价机制，从而更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况和促进新能源消纳。1093 号文执行以来，各地政府部门陆续出台完善分时电价机制政策，调整峰谷时段设置及峰谷电价，工商业峰谷电价差有所加大。

碳酸锂价格走低，储能系统成本下降，有助于提升储能项目经济性。由于供需格局变化，国内电池级碳酸锂价格走低，目前电池级碳酸锂价格降至10 万元/吨左右，较 2022 年的价格高位已大幅下降。碳酸锂作为储能电池的主要成本项之一，其价格下跌将会导致储能系统投资成本下降。鑫椤锂电数据显示，截至2023年12 月 8 日，国内电力储能电芯报价为 0.435 元/Wh，较年初的0.935 元/Wh下降53.5%。随着储能电芯价格走低，国内储能系统、EPC 价格亦有下降，CNESA数据显示，2023 年 11 月国内储能项目系统、EPC 中标均价分别为0.80、1.42元/Wh，分别较 2022 年 12 月的 1.59、1.94 元/Wh 下降 49.7%、27.1%。

多地出台政策要求新能源项目配套建设储能系统，促进储能装机容量增加。新能源发电装机规模快速增长，兼以新能源发电随机性、波动性的特点，使得新能源可能会存有消纳问题，对电网稳定性带来冲击。为提升新能源消纳水平和降低新能源大规模并网对电网系统稳定性的影响，多地政府部门出台相关政策要求新建风光新能源项目配套建设储能系统。从各地出台的新能源配储政策来看，多数地区要求新能源配储比例在 10%以上，配储时长在 2h 以上。随着各地政策要求新能源项目配套建设储能系统，预计将推动储能装机容量提升。

国内电化学储能装机快速增加，未来有望持续增长。根据中国电力企业联合会发布的《2023 年上半年度电化学储能电站行业统计数据》报告，截至2023年6月，国内电化学储能累计装机功率/能量分别为 14.30GW/28.77GWh，2017-2022年期间国内电化学储能装机功率/能量的年复合增长率分别为101.6%/114.3%。未来随着政策推动绿电项目配套建设储能项目以及储能项目经济性提升，预计国内电化学储能项目装机规模有望持续快速增长。

用户侧储能、火电配储运行较为充分，独立储能、新能源配储运行水平有待进一步提升。根据中电联发布的《2023 年上半年度电化学储能电站行业统计数据》报告，2023 年上半年，用户侧储能、火电配储、独立储能、新能源配储的平均运行系数（统计期间运行小时数/统计期间小时数）分别为0.42、0.34、0.10、0.09，平均利用系数（统计期间实际传输电量(包括充电量和放电量)折合成额定功率时的运行小时数/统计期间小时数）分别为 0.19、0.14、0.06、0.06。政策推动新型储能并网和调度应用，储能运行水平有望持续提升。2023 年11月，国家能源局印发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知（征求意见稿）》，明确提出以市场化方式促进新型储能调用，加快推进完善新型储能电站参与电能量市场和辅助服务市场有关细则，丰富交易品种，考虑电力供需情况，通过合理扩大现货市场限价区间、建立容量补偿机制等市场化手段，促进新型储能电站“一体多用、分时复用”，进一步丰富新型储能电站的市场化商业模式。未来政策出台丰富储能盈利机制，有助于提升储能运行水平和装机规模增长。

核电：机组核准常态化，密切关注核聚变发展

核电装机和发电量同比增长，利用小时数有所提高。截至2023 年9 月，我国在运核电机组共 55 台，额定装机容量 56993.34MWe，其中广西防城港核电厂3号机组于 3 月 25 日投入商运，山东石岛湾 1 号高温气冷堆12 月6 日投入商运。1-9月，全国运行核电机组累计发电量 3227.92 亿千瓦时，同比提高6.29%，占全国累计发电量的 4.87%，核电设备平均利用小时数 5746 小时，同比提高了230 小时，平均机组能力因子 91.45%，同比提高 0.60pct 1。

台山核电站 1 号机组恢复并网发电，核电健康有序发展。我国三代核电ERP首堆台山核电站 1 号机组于 2023 年一季度开始年度换料大修，并调整增加了部分检查和试验相关工作，为 EPR 机组长期稳定运行积累数据和经验。目前，台山1号机组已完成上述工作，机组各项参数满足核安全法规和电厂技术规范要求，并于11月 27 日并网发电。2023 年 1-9 月，除台山 1 号机组外，我国商业运行核电机组能力因子均在 70%以上，台山 1 号机组恢复并网发电后，中国广核发电量增长压制因素有所释放。 中核集团在建机组规模居首。目前我国已开工在建核电机组共26 台，总装机容量30297MW，其中廉江 1、2 号机组、陆丰 6 号机组、海阳4 号机组、三门四号机组于年内陆续开工。分业主单位看，中核集团共 11 台，总装机11415MW；中广核共7 台，总装机 8412MW；国家电投共 6 台，总装机 8074MW；华能集团共2 台，总装机 2396MW。

全年核准 10 台机组，核电核准常态化。2023 年 7 月31 日，国务院常务会议核准中核集团辽宁徐大堡 1、2 号机组（CAP1000，单机容量1291MW）、中广核福建宁德 5、6 号机组（华龙一号，单机容量 1210MW）、华能集团山东石岛湾扩建一期1、2 号机组（华龙一号，单机容量 1200MW）得到核准。12 月29 日，国务院常务会议核准中广核广东太平岭 3、4 号机组（华龙一号，单机容量1209MW）、中核集团浙江金七门 1、2 号机组（华龙一号，单机容量1215MW）。至此，2023年总计核准 10 台核电机组，于 2022 年持平，自 2019 年核电核准重启以来，先后有33台机组得到核准，核电核准走向常态化。

根据核安全局审批进度，目前国家电投广西白龙核电厂1、2 号机组（压水堆CAP1000）、中广核广西防城港核电厂 5、6 号机组（华龙一号）、中广核三澳核电厂二期工程 3、4 号机组（华龙一号）环境影响报告书（选址阶段）均已于2023年上半年获批复，未来有望得到核准。 多种核能综合利用方式取得进展。核能综合利用主要包括供热、供汽、同位素生产、海水淡化、核能制氢等形式。目前，秦山核电、海阳核电、红沿河核电已开始供热，田湾核电供汽项目有望在 2023 年底建成，秦山核电产业化生产医用同位素项目已进入实施阶段。 三代核电技术日益成熟，开启四代核电技术商运。华龙一号作为中核集团和中广核研发的百万千瓦级压水堆核电机组，具有完全自主知识产权，是我国核电发展的主力机型。2023 年 12 月 6 日，全球首座第四代核电站山东荣成石岛湾高温气冷堆核电站商业示范工程圆满完成 168 小时连续运行考验，当日正式投入商业运行，标志着中国在第四代核电技术研发和应用领域达到世界领先水平。此外，中核集团的四代核电霞浦示范快堆 1 号于 2017 年 12 月29 日开工建设，堆型为CFR600，额定容量 643MWe，预期最快于 2023 年底建成投产；中科院上海应用物理研究所的 2MWt 液态燃料钍基熔盐实验堆（TMSR-LF1）环境影响报告书（运行阶段）已获生态环境部批复。

核电企业现金流充沛，股息支付率相对较高。核电项目投运后，核电运营商可通过电费收入获取较可观的经营性现金流入，而营业成本中燃料及其他材料成本占比不到 30%，折旧成本占比约在 30%-40%。而核电站使用寿命一般长于折旧年限，且可进一步延寿，折旧完成后核电盈利能力有望进一步提升。得益于核电运行特征，中国核电和中国广核均保持较高的股利支付率，股息率也呈现稳中有升的态势。

22 国缔结三倍核电约定，核电在实现碳中和过程中发挥重要作用

核电链是温室气体排放最小的电能链之一。中国工程院的研究显示，核电链的总温室气体排放约 11.9gCO2/kWh，政府间气候变化委员会（IPCC）指出，在考虑铀矿采冶及核电站退役管理后，核电依然是全生命周期碳排放最小的发电技术之一，仅略高于风电。

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。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。目前，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。

核聚变受到广泛关注，聚变设备或迎发展机遇

核聚变，即轻原子核结合成较重原子核，发生质量亏损并释放巨大能量的过程。核聚变发电技术作为一种清洁能源，具有能量密度高、功率大、原料来源广泛和安全性较裂变发电更高等优势，因此被广泛认为是能源问题的最终答案，得到世界各国的重点关注和持续研究。 ITER 计划领航，世界各国加快推进核聚变研究。目前世界上最具代表性的核聚变试验堆是国际热核聚变实验堆（ITER），建成后将为示范堆和商用堆的设计提供技术支持。ITER 的建设场址为法国卡达拉舍；2006 年，欧、日、俄、中、美、韩、印七方在布鲁塞尔签署合作建造 ITER 的政府间协议启动实施ITER 计划。ITER高29 米，直径 28 米，重 2300 吨，最初预计 2016 年投入实验，预计总投资为50亿欧元。ITER 的主要科学目标是通过感应驱动获得聚变功率500MW、Q 大于10、脉冲时间 500 秒的燃烧等离子体；使用非感应驱动产生聚变功率大于350MW、Q大于5、燃烧时间持续 3000s 的等离子体。

我国指定了核能利用“热堆-快堆-聚变堆”的三步走战略。并对磁约束聚变制定了近期、中期和远期技术目标，分别为： 近期目标（2015-2021 年）：建立近堆芯级稳态等离子体实验平台，吸收消化、发展与储备聚变工程试验堆关键技术，设计、预研聚变工程试验堆关键部件等；中期目标（2031-2035 年）：建设、运行聚变工程试验堆，开展稳态、高效、安全聚变堆科学研究； 远期目标（2035-2050 年）：发展聚变电站，探索聚变商用电站的工程、安全、经济性。

除 CFETR 外，我国正在计划建造全球最大的热核生产装置Z-FFR 混合堆，预计2025年完成所有建造工作，2028 年生产热核能，产出 5000 万安培的电流。2009年至今已完成了 Z-FFR 全面深入的理论及部分实验研究，被认为概念正确，且没有物理、技术、工程、材料方面不可逾越的障碍。2021 年，用于验证Z 箍缩聚变点火及放能的 50MA 电磁驱动聚变“十四五大科学装置”获得立项批复。2023年11月12 日，江西省人民政府与中核集团签订全面战略合作框架协议，在铀资源、综合矿业、核电厂址保护、聚变能源和新能源等十大方面开展合作。江西联创光电超导应用有限公司（下称联创光电超导）和中核聚变（成都）设计研究院有限公司签订了协议，双方计划联合建设聚变-裂变混合实验堆项目，采用全新技术路线，技术目标 Q 值大于 30，实现连续发电功率 100 MW，工程总投资预计超过200亿元。混合堆有望首先成为首先落地的聚变能源装置。聚变-裂变混合堆包括聚变中子源和次临界包层，并可以根据需求在包层中装载不同的核燃料、慢化剂和冷却剂，通过合理布局用于裂变放能、生产易裂变燃料或嬗变放射性核废料，同时增殖氚来为聚变堆供氚。混合堆同时发生聚变和裂变反应，通过核聚变产生大量高能中子，轰击燃料并发生核裂变，从而放大输出功率。与常规裂变堆相比，混合堆可以利用一般裂变难以利用的可裂变核素铀 238、钍232，且氚的增殖效率更高，还能用来嬗变销毁裂变核电厂的核废料。而与聚变堆相比，混合堆对等离子体的性能和装置的性能要求更宽松，没有理论上不可逾越的障碍。

核聚变获得广泛关注，资本投入加快。根据核聚变工业协会的统计结果，自1992年起至 2022 年底，共有 43 家聚变公司创立，其中仅2022 年就有9 家公司。这些公司分布于 12 个国家，其中美国 25 家，中国 2 家（新奥科技和能量奇点）全球聚变公司获得的总投资额达到 62.11 亿美元，较上年增加了14 亿美元；其中，私有资金达到 59.4 亿美元。 聚变公司成立，聚变研究有望进一步提速。据中核集团新闻，2023 年12 月29日，以“核力启航 聚变未来”为主题的可控核聚变未来产业推进会召开，宣布成立了可控核聚变创新联合体，并举行了中国聚变公司（筹）的揭牌仪式，正式发布了第一批未来能源关键技术攻关任务。可控核聚变专业化公司的成立，为实现可控核聚变奠定了基础，有望推动产业快速发展。 聚变堆装备需求有望释放，ITER 供应商有望获得先发优势。由于聚变反应过程中，产生的高温等离子体温度可达上亿摄氏度，因此对面向等离子体的第一壁、偏滤器等关键部件性能产生了更高的要求。除此之外，聚变反应以氢同位素氘和氚作为燃料，其中氚作为一种放射性气体，半衰期仅 12.4 年，需要通过重水堆提取或通过锂-6 氚增殖等方式获取，同时对输气管路、阀门等配套设施有一定的耐辐照等方面的性能要求。由于聚变研究首先需要建设聚变装置，因此未来聚变堆装备需求有望得到释放。我国在 ITER 项目中负责 18 个采购包的实物贡献，约占9%，为 ITER 供货的装备制造商积累了一定的技术和经验，有望获得一定的新增订单。

水电：低利率和降息背景下配置价值凸显

板块回顾：2023 年水电板块表现良好，跑赢大盘约25pct

2023 年水电板块相对收益表现良好，跑赢大盘 24.5pct。2023 年1 月3日至12月 29 日，申万水电行业指数累计上涨 12.72%，在259 个申万三级行业分类中收益率排名第 31 位，跑赢沪深 300 指数 24.47pct，同期沪深300 指数下跌11.75%。

2023 年水电板块指数的表现可大体分为几个阶段：

1、2023/1/3-4/25，水电板块有所上涨，相对大盘累计超额收益为-0.2pct：这期间，水电板块指数累计上涨 1.7%，同期沪深300 指数累计上涨1.9%，主要因 1 季度市场对全年疫后经济复苏信心和预期较强，带动大盘上涨，资金从白马蓝筹股涌向成长股。

2、2023/4/25-5/29，水电板块上涨明显，相对大盘累计超额收益为12.2pct：这期间，水电板块指数累计上涨 8.9%，同期沪深300 指数累计下滑3.2%，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从2021年71%大幅提至 2022 年历史最高点 94%，以及雅砻江水电在来水偏丰+两河口电站投产+锦官送苏电价上调的带动下实现 2023Q1 业绩大增87%。2）5月份PMI数据显示经济活动有所走弱，水电股“类债券”的防御属性凸显。

3、2023/5/29-7/31，水电板块有所下行，相对大盘累计超额收益为-10.4pct：这期间，水电板块指数累计下滑 5.7%，同期沪深300 指数累计上涨4.7%，主要系 4-7 月份来水偏枯，对水电公司 2023Q2 的发电量带来不利影响，短期对水电股价有一定冲击。

4、2023/7/31-12/29，水电板块恢复上行，相对大盘累计超额收益为22.4pct：这期间，水电板块指数累计上涨 7.9%，同期沪深300 指数累计下滑14.5%。主要原因在于，一方面，8 月份来水开始改善，在厄尔尼诺影响下市场对2024年来水继续改善的预期良好。另一方面，下半年宏观经济仍有所承压，叠加市场对全球降息存在一定预期，低利率背景下水电股的投资价值愈加凸显。

水电个股中，2023 年表现靠前的为川投能源、华能水电、国投电力、长江电力。2023 年 1 月 3 日至 12 月 29 日，川投能源/国投电力/华能水电/长江电力累计上涨 27.15%/24.13%/23.79%/15.86% ， 相 较 于沪深300 指数，跑赢38.90/35.88/35.54/27.61pct。

业绩回顾：经营持续稳健，来水改善和电价上浮推动业绩提升

来水：2023 年上半年来水偏枯，三季度开始来水明显改善

2023 年整体来水偏枯，三季度来水明显好转。2023 年上半年我国主要流域来水偏枯，如长江流域乌东德和三峡水库来水同比偏枯 23%/30%，澜沧江流域来水同比偏枯约 25%。2023 年 8 月以来，长江上游、大渡河、澜沧江等流域来水明显改善，3 季度长江乌东德和三峡水库来水同比偏丰 15%/36%，澜沧江来水偏丰40-70%。但 2023 年 1-12 月来水整体仍偏枯，如长江溪洛渡和三峡电站平均入库流量同比变动-22%/+2%。

2023 上半年发电量同比减少，三季度起发电量回升。2023 年1-11 月我国水电累计发电量为 1.06 万亿千瓦时，同比减少 6.20%；其中1-6 月发电量为0.45万亿千瓦时，同比减少 22.90%；7-10 月发电量为 0.61 万亿千瓦时，同比增长12.33%。

装机：2023 年乌东德和白鹤滩两座水电站完全投产，全国水电装机小幅增长

2023 年截至 11 月底，全国水电装机累计 4.21 亿千瓦，累计同比增长2.70%；水电装机在全国电力总装机中占比 14.77%，同比下降1.57pct，占比下降主要因新能源装机相对较快增长。

业绩：来水改善叠加电价上浮推动 2023Q3 水电板块业绩明显改善

来水改善叠加落地电价上浮，带动 2023Q3 水电板块业绩显著修复。2023年前三季度，申万水电板块营收为 1341.24 亿元，同比增长18.09%；归母净利润为405.25亿元，同比增长 10.96%，一方面受益于长江上游、大渡河、澜沧江等流域来水明显改善带动发电量回升，另一方面受益于雅砻江锦官电源组送苏落地电价上浮带动雅砻江水电业绩提升。

未来展望：2024 年来水或改善，十四五期间水电量价有增长空间

来水：厄尔尼诺下 2024 年降水量或增加，来水或继续改善

厄尔尼诺预计持续到 2024 年春，来水或持续改善。厄尔尼诺是全球气候异常的重要推手。厄尔尼诺影响下，长江流域降水可能会增多。2023 年3 季度受厄尔尼诺和进入汛期影响，除红水河流域外主要流域来水由枯转丰。近日我国气象部门研判，当前已形成中等强度厄尔尼诺事件，预计峰值期在2023 年11 月至2024年1月，并将持续到 2024 年春季；预计今年冬季我国南方降水偏多。2023 年多数电站水库蓄水进展良好，为 4 季度和 2024 年上半年发电量提供保障。截至 2023 年 10 月 20 日，长江电力六座梯级水库基本完成2023 年度蓄水任务，均接近蓄满状态，总可用水量达 410 亿立方米，同比增加超160 亿立方米；蓄能338 亿千瓦时，同比增加超 90 亿千瓦时。2023 年 10 月31 日，雅砻江两河口108亿立方米总库容的多年调节水库首次按计划蓄满，距离正常蓄水位2865m不到4m。

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。

电价：电力供需紧平衡趋势延续下，市场化改革推进有望助力水电电价上浮

在电力供需偏紧和市场化改革推进的背景下，水电电价有上涨空间。2015年以来电力体制改革不断深化，水电市场化交易占比逐渐提升。在双碳要求+电力供需偏紧+煤电电价抬升的背景下，落地电价倒推和市场化定价存在较大的价格上涨弹性。其一，江苏、广东在落地电价倒推上提供了定价新范式，2022/2023年江苏市场化交易均价均较基准价上浮 19%；2022/2023 年广东年度交易均价较基准价上浮 7%/20%；其二，我国部分地区鼓励市场化定价，云南、四川等地已顺利推行。

2023 年云南市场化电价持平，2024 年仍有上涨动能。近些年伴随云南电力供需格局改善，云南电力市场化交易年均价格从2018 年0.1785 元/千瓦时提升至 2022 年 0.2229 元/千瓦时，CAGR 为 5.7%。2023 年云南市场化交易平均电价为 0.2165 元/千瓦时，同比下降 2.9%（其中1-6 月同比上涨，7-12月同比下降），主要系 2022 年 12 月发布的《云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）》要求，试行期内水电全年分月电量电价加权平均电价在前3年年度市场均价上下浮动 10%区间内形成。

2023 年江苏市场化电价继续上涨，2024 年维持高比例上浮。江苏发改委对雅砻江锦官电源组和白鹤滩送苏落地电价按照“基准落地电价+浮动电价”确定，浮动电价参考江苏省年度交易成交均价。此外，2024 年江苏交易电价维持高比例上浮。2022-2024 年江苏电力市场化交易均价为0.4667、0.46664、0.45294 元/千瓦时（含税），较基准电价分别上浮19.36%/19.35%/15.84%。

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。2010-2022年，水电行业分红率从 44.6%提升至 72.5%，年均增加 2.1pct。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。2010-2023 年，水电板块的股息率从 2.34%提升至 3.06%，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 0.11pct。个股方面，截至 2023 年 12 月底，长江电力和川投能源的股息率分别为 3.52%/2.65%，高于中债十年期国债收益率0.96/0.09pct。

2010 年至今，水电板块相较于大盘的超额收益显著。2010 年初至2023 年末，水电板块收盘价累计上涨 122%，相对大盘累计超额收益为115%。水电板块的累计超额收益表现可大体分为三个阶段：

1、2010 年初-2014 年中：这期间水电板块的收盘价有所下行，且与沪深300指数同向联动性较强。主要系这期间水电企业的业绩稳定性相对较弱，如水电龙头长江电力尚未形成“四库联调”，业绩受来水的波动性影响较明显。这期间水电板块相较于大盘的超额收益也相对低一些。

2、2014 年中-2020 年末：这期间水电板块的收盘价一路上行，虽仍与沪深300 指数同向联动性较强，但相对大盘的超额收益明显提升。主要系这期间以长江电力为代表的水电企业的流域联合调度能力增强，一定程度上能平抑来水波动，进而增强了业绩稳定性。

3、2021 年初-2023 年末：这期间水电板块的收盘价继续上行，与沪深300指数的关联性在减弱，逐渐走出独立走势，且相对大盘的超额收益再上一个台阶。主要系水电企业的流域联合调度能力进一步增强，如2021-2022年长江电力的乌白电站陆续投产，两河口电站陆续投产，水电的装机容量提升带动发电量和业绩再上一个台阶。另外这期间国债收益率逐渐走低，低利率环境也有利于提升水电企业的内在价值，水电股凭借高股息高分红的优势，投资价值彰显。

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，2023 年 12 月末 10 年期国债收益率下行至2.56%，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。

燃气：天然气上下游联动机制建立，城燃盈利能力有望修复

国内产能提升加速，天然气价格较年初有所回落

天然气消费总量整体呈上升态势。2022 年，全国天然气消费量3646 亿立方米，同比下降 1.2%，天然气在一次能源消费总量中占比8.4%，同比下降0.5pct。2023年 1-11 月，全国天然气表观消费量 3566.1 亿立方米，同比增长7.3%。根据国家能源局《中国天然气发展报告（2023）》，预计 2023 年全国天然气消费量3850-3900亿立方米，同比增长 5.5%-7%，增长主要受城市燃气和发电用气驱动。

天然气勘探开发力度提升，生产量持续增长。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。2022 年，我国天然气产量2201亿立方米，同比增长 2.1%；2023 年 1-11 月，生产天然气2096 亿立方米，同比增长6.0%。2023 年天然气勘探取得多项重大发现，鄂尔多斯盆地神府地区成功申报我国首个千亿方深煤层气田，单井最高日产量达 2.9 万立方米；渤海渤中26-6隐蔽型潜山获得两亿吨重大油气发现，测试最高日产气32.4 万立方米；塔里木盆地顺北中部累计探明地质储量天然气 2093 亿方。新增天然气储量和产量为我国保障天然气供应安全奠定了基础。

天然气进口量仍居高位。2022 年，我国进口天然气10925 万吨，对外依存度高达42%；2023 年 1-11 月，我国进口天然气 1.07 亿吨，同比增加8.5%，进口价格3715元/吨，同比下降 11.4%。我国天然气生产量增速落后于消费量，导致我国天然气供需平衡长期高度依赖进口，影响天然气供应安全性。

LNG 出厂价格指数先降后升，进口现货到岸价格明显回落。2023 年，我国LNG出厂价格指数从 1 月 3 日的全年最高价 7280 元/吨降低至6 月8 日的3800元/吨，而后进入一段时间的平台期，并于 8 月 10 日达到全年最低价3783 元/吨，此后再度提升，12 月 29 日报 6042 元/吨。1 月 3 进口现货LNG 到岸价格24.936美元/百万英热单位，也是全年最高点，而后降至 5 月底达到低谷并触底反弹；10月，受巴以冲突影响，国际天然气价格攀升，进口现货 LNG 到岸价格一度上涨至17.280美元/百万英热单位，随着国际天然气供需紧张情绪逐步消退，12月29日报10.770美元/百万英热单位，较年初降低了 57%。

加快基础设施建设，完善“全国一张网”。我国天然气管道、天然气储气库、LNG接收站等天然气基础设施建设不断推进，2022 年全国长输天然气管道总里程11.8万公里（含地方及区域管道），新建长输管道里程3000 公里以上，全国新增储气能力约 50 亿立方米，已投运 LNG 接收站 24 座，年设计接收能力达1.10亿吨。

多地启动天然气上下游价格联动机制，城燃毛差有望修复

天然气顺价有望得到疏导。2018 年 8 月，国务院印发《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》，明确提出“加快建立上下游天然气价格联动机制”的要求。国家发改委 2023 年 2 月下发《关于提供天然气上下游价格联动机制有关情况的函》，要求各地就建立健全天然气上下游价格联动机制提出具体意见建议。为贯彻落实国家有关持续深化天然气价格改革要求，进一步完善天然气价格形成机制，促进终端销售价格灵敏反应市场供需变化，保障城镇燃气安全供应，截至6月已有 15 个省市建立了天然气价格联动机制 2。上下游价格联动机制启动后，下游居民和非居民用气价格将随上游价格联动调整，打通天然气价格疏导机制，多地调整居民用气价格，城燃公司毛差有望得到修复。

重新核定天然气管道运输，管输费用价格整体有所下降。2023 年12 月5日，国家发展改革委发布《关于核定跨省天然气管道运输价格的通知》，首次分区域核定了国家石油天然气管网集团有限公司经营的跨省天然气管道运输价格，分别明确了西北、东北、中东部及西南价区的跨省天然气管道运价率，并要求国家石油天然气管网集团有限公司根据各价区运价率，以及天然气入口与出口的运输距离，计算确定管道运输具体价格，向社会公开。

天然气应用热点有望释放需求增量

燃气重卡销量增长强劲，有望带动加气站天然气需求。根据终端上牌数据显示，2023 年前三季度燃气重卡累计销售 10.74 万辆，同比去年前三季度的3.02万辆大涨 255%，比 1-8 月的 203%增幅扩大了 52 个百分点。2023 年燃气价格同比降低，燃气重卡在运营成本上较柴油重卡有一定优势，且尾气排放更低，符合环保要求；相比新能源重卡，燃气重卡的续航能力更强，适用于长度运输，同时运营成本无明显劣势。随着燃气重卡数量的增加，加气站用气需求也将随之增长。

天然气制氢和提氦需求有望进一步增长。天然气制氢相比煤制氢碳排放更低，相比电解水制氢技术更成熟、成本更低，因此在电解水制氢成本明显降低之前，天然气制氢有望成为满足我国氢能需求增长的过渡形式。根据我们的测算，天然气制氢成本为 1.8 元/m³，合 19.7 元/kg，其中原料煤成本约占总成本的71%。氦气是电子半导体、超导等领域不可替代的重要特种气体，我国氦气对外依存度常年保持在 90%以上，供给安全性不足，而天然气分离提氦是目前唯一工业化获取氦的方法。随着未来制氢和提氦需求的进一步增长，有望为燃气企业提供新的增长点。

环保：关注水务运营和生态修复板块的机遇

板块回顾：2023 年环保板块跑赢大盘3pct

2023 年环保行业相对收益表现一般。2023 年 1 月 3 日至12 月29 日，申万环保行业指数累计下跌 8.38%，在 31 个申万二级行业分类中收益率排名第17 位，跑赢沪深 300 指数 3.37pct，同期沪深 300 指数累计下跌11.75%。

环保个股中，2023 年表现靠前的多隶属于水务及水治理子板块。2023年1月3日至 12 月 29 日，环保行业中涨跌幅排名前 10 位的个股中，6 只属于水务及水治理子板块；其中联合水务/惠城环保/洪城环境/法尔胜/金科环境/上海凯鑫累计分别上涨 80.76%/52.80%/38.27%/38.17%/37.75%/36.55%，相较于沪深300指数，跑赢 92.51/64.55/50.02/49.92/49.50/48.30pct。

业绩回顾：业绩表现平稳，资本开支减少带来现金流改善

环保：2023 年前三季度收入和利润稳定增长，资本开支减少助推现金流改善

2023 年前三季度，环保行业收入稳健增长。2023 年前三季度，申万环保行业实现营收 2358.89 亿元，同比增长 5.93%；归母净利润 231.72 亿元，同比增长4.83%。截至 2023 年 9 月底，环保行业毛利率为 26.96%，同比增加0.48pct；净利率为10.44%，同比减少 0.53pct。

2023 年第三季度，环保行业中垃圾焚烧发电、环卫运营盈利实现增长。2023第三季度，A 股环保行业 82 家公司中，60 家盈利，22 家亏损。从营业收入看，16家公司营收超 10 亿元，浙富控股、瀚蓝环境、高能环境排名居前，分别为49.10亿元、30.35 亿元、30.22 亿元。从归母净利润看，14 家公司归母净利润超1亿元，伟明环保、瀚蓝环境、三峰环境占据前三，分别为5.45 亿元、4.76亿元、3.52 亿元；35 家公司归母净利润同比增长，47 家公司归母净利润同比有所下降，中国天楹、中再资环、惠城环保增幅最高，分别为 7279.76%、3607.23%、1107.58%。2023 年前三季度环保行业现金流好转，资本开支有所减少。2023 年前三季度，申万环保行业经营性现金流为 177.44 亿元，同比增长12.95%；资本开支为392.25亿元，同比减少 1.04%。2021 年以来，环保行业资本开支减少，助推现金流改善。

水务：板块内部表现分化，水务运营公司盈利能力稳定且保持高分红高股息

2023 年前三季度，水务板块收入稳健增长。2023 年前三季度，申万水务板块实现营收 880.59 亿元，同比增长 16.45%；归母净利润 113.33 亿元，同比增长4.01%；主要受益于疫后复苏带来污染处理需求修复。截至2023 年9 月底，水务板块毛利率为 31.04%，同比减少 1.52pct；净利率为 14.02%，同比减少2.62pct。

2023 年第三季度，水务板块表现分化，水务运营公司盈利表现稳健。2023年第三季度，A 股水务板块 54 家公司中，43 家盈利，11 家亏损。从营业收入看，5家公司营收超 20 亿元，首创环保、清新环境、兴蓉环境排名居前，分别为52.94亿元、23.65 亿元、22.11 亿元。从归母净利润看，10 家公司归母净利润超1亿元，重庆水务、兴蓉环境、首创环保占据前三，分别为7.31 亿元、6.43亿元、5.20 亿元；27 家公司归母净利润同比增长，27 家公司归母净利润同比有所下降，上海洗霸、金科环境、天源环保增幅最高，分别为705.15%、697.29%、265.82%。2021 年以来水务运营类公司盈利水平提升，保持高股息高分红。2021 年以来，水务板块中运营类公司与工程设备类公司出现分化。以洪城环境、兴蓉环境等为代表的部分水务运营公司资本支出有所减少、现金流有所提升。而工程设备类的公司仍面临着行业订单缩量和应收账款不良的问题。

未来展望：化债推进及资本开支减少叠加提价预期助力价值重估

环保化债：地方政府化债持续推进，运营类资产或迎来价值重估

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。截至 2023 年 12 月 9 日，已有 29 个省份或计划单列市披露特殊再融资债，规模合计 1.39 万亿元，有助于优化隐性负债、加速当地存量债务清缴。

违规 PPP 形成的政府中长期财政支出事项是地方政府隐性债务的重要来源。2018 年 8 月中共中央国务院发布的《关于防范化解地方政府隐性债务风险的意见》中明确定义，地方政府隐性债务是指地方政府在法定债务预算之外，直接或间接以财政资金偿还，以及违法提供担保等方式举借的债务；隐性债务融资方式主要包括：1）国有企事业单位等机构为政府举债、并由政府提供担保或财政资金支持偿还的债务；2）在政府投资基金、PPP、政府购买服务过程中政府方约定通过回购本金、承诺保底收益等明股实债形式的债务支出。

环保行业是 PPP 的重要组成，也是政府付费拖欠的“重灾区”。2017年底开始，财政部严管 PPP 项目。根据财政部政府和社会资本合作(PPP)中心数据，截至 2018 年 4 月 23 日，各地累计清理退出管理库项目1695 个、上报整改项目 2005 个；退库项目中，市政工程（污水、固废等环保项目）、交通运输、城镇综合开发项目数合计占退库项目总数的 51.9%；整改项目中，市政工程、交通运输、生态建设和环境保护项目数合计占整改项目总数的57.3%。部分不规范 PPP 项目或存在政府支付拖欠情况，对环保公司现金流造成不利影响。

生态修复：我国生态修复市场空间广阔，政策驱动行业持续发展

政策支持下我国生态修复市场广阔。2020 年以来国家陆续出台政策支持生态环境治理、林业草原保护、草原修复的发展，驱动行业需求释放。根据国家统计局数据，2021 年国内环境污染治理投资总额达 9492 亿元，预计未来随着国家生态环境治理相关政策逐步落地，环境污染治理投资总额有望维持较高水平。2023年中央对地方转移支付预算中林业草原生态保护恢复和林业草原改革发展资金预算为527/501 亿元，同比增长 1.6%/2.4%。国家领导重视“三北”工程建设，提出力争用 10 年左右时间，把“三北”工程建设成功能完备、牢不可破的生态安全屏障。

优质草种国产化替代正当时，国内草种需求量呈上升趋势。近年在国家持续加大退化草原修复力度和保障草种种源安全的背景下，优质草种需求量呈上升趋势，但国内优质草种缺乏，进口依赖度较高。《2023 年全国草种供需分析报告》中预计 2023 年全国草种需求总量为 16-20 万吨，草种进口量维持在10 万吨左右。

CCER 重启下草原碳汇或迎来发展。2023 年 6 月生态环境部公开表示CCER重启逐步推进。草原固碳具有成本优势，经济性更为突出。若未来随着CCER 重启，草原碳汇纳入碳市场交易，将重塑生态修复企业的盈利模式，增厚生态修复企业盈利规模。目前国内已有多个草原碳汇项目完成开发、监测、核准及交易，实现了良好的经济效益，如新疆布尔津县 VCS 草原碳汇项目产生碳汇交易量67 万吨，实现收益 1976.5 万元，单吨价格为 29.5 元/吨。

水务运营：水价市场化机制不断完善，有望为水务运营公司带来业绩增量

自 2004 年水价改革以来，我国水价持续上涨。多年来，在水资源日益稀缺、水污染形势严峻且治理成本增加、电力和原材料价格上涨等因素影响下，我国水价多次上调。2006 年 6 月-2022 年 1 月，中国 36 城市居民生活用水服务价格（不含污水处理费、水费附加等）从 1.63 元/吨上涨至 2.33 元/吨，累计上涨42.9%，CAGR约 1.7%。

2021 年国家出台政策支持供水调价，看好未来全国水价上涨。2021 年8月国家发改委出台政策明确供水价格每隔 3 年可以调价后，多地启动听证会重新核定水价。如 2021 年 10 月上海市发改委发函上调主要市属区域综合水价，第一至第三阶梯上调幅度为 17%/20%/51%，距离上次提价已有 8 年；2023 年11 月上海市浦东新区发改委及财政局也发函将水价上调至与市区同等水平，居民综合水价整体上涨 23%。此外，湖南、广东、福建、江西、四川等省份的部分地区亦上调了水价。

近年水务公司供水业务毛利率普遍有所下降，水价上涨有望带来新的业绩增量。2018-2022 年，申万水务板块毛利率从 31.75%降至29.75%%，主要因为我国水务公司上一次调价的时间集中在 2018 年，如洪城环境、江南水务、重庆水务等，而兴蓉环境、顺控发展等公司 2018 年以来一直未调价。

投资价值：低估值叠加现金流改善，运营资产或迎来价值重估

水务运营：政策推动下看好全国水价上涨，水务运营资产的回报确定性有望加强

2010 年以来水务板块整体保持较高比例的现金分红。2010-2022 年水务及水处理子板块的现金分红率平均为 39.87%。2010-2023 年水务板块股息率平均为1.39%。

2010 年以来水务板块估值逐渐下行，2023 年略有提升。2010 年以来，水务板块因业绩不佳估值持续下行，其中2018年受PPP项目清库及部分环保企业暴雷影响，水务板块估值持续下杀；2022 年疫情防控影响了污染处理需求，对行业基本面造成不利影响，加剧了估值下行幅度。2023 年以来，受各地区在政策驱动下水价或提升进而有望带来水务公司业绩增量的影响，水务板块的估值有所回升。

调价政策推动下水务运营资产的回报确定性有望加强。基于供水和污水处理业务具备一定的民生刚需属性，且供水和污水处理业务C 端收费机制明确，水务运营公司现金流优质，业绩表现稳健。在国家出台的水价政策推动下，未来或有更多城市重新核定水价，水价市场机制的完善增强了水务运营资产的回报稳定性。

（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。）