华泰2025年展望 | 公用环保：稳定盈利和增长弹性的双重探索

电价具有一定顺周期属性，水电与宏观最为脱敏

发电企业的收入来自电力批发市场，具体量价取决于交易合约与实际调度，电量与电价均面临竞争（目前主要是省内）。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，未来电量供需宽松或伴随火电电量电价下行，更高的辅助服务收入与容量电价将作为补偿。绿电电价与1）电量电价（与火电相关）、2）工业企业减碳意愿与盈利能力相关，入市比例提升或对电力交易供给侧带来负面影响。水电公司大部分电量电价不参与市场化交易，盈利能力与宏观最为脱敏。

燃气/水务回报率受政府监管更稳定

燃气公司与供水公司的盈利模式类似，当地政府授予特许经营权确认物理经营范围内的独家运营权，价格由发改委文件确认，按有效资产回报率进行成本监审确定。虽然气量、水量会受到宏观经济影响，但逻辑上长周期回报率只取决于资产投入，盈利稳定性优于电力行业。在此基础上，我们认为1）若地产竣工稳住，燃气接驳下滑幅度或收窄；顺价推进下居民毛差或持续修复；工商业销气盈利受经济周期影响较大；2）水务随新项目减少更多关注现金流回款能力的改善与潜在的使用者付费机制理顺。

化债政策有望提振环保/绿电现金流与业绩

绿电公司与环保公司的应收账款规模较大，前者主要为国补（应收绿电补贴），后者主要为地方政府或相关机构的应付款项，与政府财政支付能力息息相关。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。环保公司主要业务为提供环卫、水处理等基本民生领域，我们认为随财政支付能力改善，现金流有望改善，提振环保公司盈利可持续性。绿电方面，我们以50家上市发电公司为样本进行测算，发现还原应收绿电补贴的资金成本后，2021-2023年税前利润率整体增厚比例为1.05/0.86/0.95pct。

风险提示：电价波动、气价波动、化债政策推进不及预期。

利润表：稳定的盈利模式中寻找向上弹性

一直以来，公用事业以其盈利模式稳定和抗周期波动为特征，在股市相对偏弱或宏观经济承压的背景下股价表现较好。但是，哪怕是需求弹性较低的电水煤气，需求量与价格也多少会受大环境的影响：例如电量/气量/水量增速走低甚至负增长，用电/用气企业如果自身盈利承压也有可能对上游所有生产要素有更强的降价诉求。在经济预期可能有所提升的2024年底，我们重点分析一下电价、电量、气量、接驳、财政支付等有可能在2025年有边际改善的参数，寻找公用环保稳定的盈利模式中向上的弹性。

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。内地的电力公司本质上是独立发电企业，区分于海外及中国香港的盈利模式，并不属于典型“发输配售一体化”的电力公用事业的范畴。发电企业的收入来自电力批发市场（发电企业与电力零售商或大用户交易），量价高度取决于交易合约与实际调度，电量与电价都面临竞争（目前主要是省内）。我们内地的燃气公司与供水公司的盈利模式类似，当地政府授予特许经营权确认物理经营范围内的排他性的运营权，价格由中央发改委文件确认，按有效资产回报率模式进行成本监审确定（后文会详细阐述）。特许经营的业务显而易见的盈利能力相对稳定，在特许经营协议约定的区域和期限内，不受竞争干扰；发电公司在缺电周期可以通过涨价（如果交易规则允许）获取超额利润，也可能在供给过剩阶段盈利承压，上限高于成本监审确认盈利能力的燃气和水务项目。

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。从下图我们可以看到，除了非市场化电价外，省内交易与落地端倒推定价是最常见的方式。

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。我们分别测算了华能水电/雅砻江/大渡河/长江电力受四川和云南省水电电价影响，测算结果请见研报原文。

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），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。

居民销气：顺价尚在进行时，相比合理毛差还有较大空间

2023年来，居民气价顺价持续推进；根据行业龙头华润燃气2024年中期业绩会的统计，截止8/30全国70%的省份已经出台了居民气价顺价政策，但是涨价幅度依然滞后于成本上涨（以华润燃气为例，公司1H24居民毛差约0.13元/方，按照成本监审应该达到0.4-0.5元/方）。以蓝天燃气为例，三桶油2024年4月开始对下游的居民气成本上涨，但是公司所在河南上半年并未顺价，导致毛差压力较大。

工商业销气：相对市场化，尤其是大工业销气业务盈利具有顺周期属性

工业用户与电厂用户对价格敏感性较高，对旺季天然气供应的稳定性也提出了较高要求。因为工商业用气价格机制相对顺畅，所以上游价格波动更容易及时传导给下游用户。我们认为，在工业气量需求承压的情况下，供给侧三桶油或海气进口商等有气源的企业对下游大工业的竞争也在加剧，工商业销气业务，尤其是工业部分，盈利能力呈现出一定顺周期属性。

水务：特许经营模式，竞争压力最小，水量对经济波动最不敏感

水务公司以特许经营方式运行，几乎没有竞争。自来水公司直接面向终端客户收取水费，其中自来水费直接构成公司收入；污水处理费则由自来水公司代收并上交给地方政府，随后政府再统筹使用污水处理费与地方财政补贴资金向污水处理公司支付相应服务费。供水与污水业务均和燃气类似属于特许经营权业务，在特许经营协议约定的区域和期限内不存在竞争，相比燃气更没有潜在可以引发竞争的用水大户，所以价格稳定性高于燃气，水量上会受到一定宏观经济影响，但相对有限。

据2021年6月，国家发展改革委、住房城乡建设部修订印发的《城镇供水定价成本监审办法》，城镇供水定价成本包括固定资产折旧费、无形资产摊销和运行维护费，其中固定资产明确包含输水管道。据此，供水公司的回报率类似城市燃气，在成本监审的管理下长周期层面较为稳定。

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，测算了项目全投资/资本金IRR，以及若绿电补贴回款延长至1年/2年，全投资IRR下降的幅度，影响程度接近于补贴金额下降的比例；资本金IRR下降1.6/3.2 pct，影响程度接近于补贴金额下降的比例，具体测算结果请见研报原文。

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。

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。

风险提示

电价波动：1）中长期电价合同有可能随着煤价同步变化，且年度/月度市场化交易电价结果取决于供需与电力市场交易规则，有可能出现下行风险；2）现货市场加速推进，负荷的不稳定性也会进一步带动电价的不确定性。

气价波动：天然气顺价机制的执行效果直接影响城燃企业的盈利能力。若天然气顺价机制执行不到位，则城燃企业仍将面临利润下滑的风险。气候变化存在不确定性，若欧洲夏季用电高峰和冬季取暖需求大幅增加，则国际天然气价格仍有可能会出现大幅波动。

化债政策推进不及预期：化债政策的推进有望提升地方政府财政支付能力，以改善环保公司现金流，若化债政策推进不及预期，环保公司现金流的改善及盈利的提振或不及预期。