2024年公用事业及环保产业业绩分析报告
概览——电力行业：✓量：由于22年受公共卫生事件影响电量增速有所下滑、存在低基数，23年用电增速达6.9%。2023年，新能源装机提升对于新型电力系统中各类电源的角色定位重塑成为了重点话题。电力行业营收增速低于电量增速主因电源结构发生变化，成本更低进而电价更低的新能源电量占比提升。✓利：火电电量占比较大，因此在电力板块权重较大。由于煤价高企的影响逐步消除，23年火电盈利显著改善；1Q24内贸与进口印尼煤价均有进一步的下调，而电价调整通常滞后、且电力供需整体紧张地区电价仍有上浮，两者共同作用下火电盈利能力出现进一步改善。◼概览——环保行业：✓23年环保板块营收增速+4%、归母净利润增速+2.7%。公共卫生事件影响消除、各地用水/水处理/固废处理需求恢复，带来运营类资产运行效率提升。
电力行业逐季追踪：Q1盈利环比继续上升，环比+572.8%。火电板块权重较大，行业历年单季度利润增速峰值出现在Q1，主因需求淡季、煤价处于低点。1Q24煤价继续下行、而在煤电容量电价的支撑下电价下调幅度有限，因此煤电度电利润继续修复、推动盈利向上。◼环保行业逐季追踪：业绩呈现季节性特点，每年Q4为全年业绩较低点。4Q23环保板块单季度归母净利润为负值，预计主要受行业应收确认低于预期、计提减值所致。推动设备更新及以旧换新政策、特许经营权新管理办法出台后预计对行业内龙头企业业绩增长带来积极作用。
2.1 火电板块：去年同期低基数+宏观经济复苏，1Q24火电需求同比高增
受基数效应和宏观经济持续复苏影响，火电发电量同比高增。4Q23火电发电量同比、环比分别+7.3%、-6.0%；1Q24火电发电量同比、环比分别+7.2%、+0.7%。
需求端看：1）4Q23因去年同期受公共卫生事件影响导致工商业用电需求基数较低，叠加宏观经济持续复苏，尤其在出口“新三样”的拉动下工商业用电需求景气，4Q23第二、第三产业用电量分别同比+9.6%、19.2%。2）1Q23宏观经济修复节奏偏缓，基数效应叠加宏观经济持续向好，1Q24二产用电量同比+9.0%；另外，寒潮冻雨等极端天气促使采暖相关用电需求增加，三产和居民部门用电量分别同比+14.6%、10.8%。✓供应端看：一方面，4Q23-1Q24水电处在枯水期，新能源出力受雨雪冰冻等天气因素影响，可再生能源出力不足；另外，1Q24水电发电量虽同比小幅增加，但较常年平均仍然偏枯，火电作为电力系统的“压舱石”承担保供责任，发电量同比高增。
暖冬致天然气库存高企价格承压，但地缘政治冲突局势恶化使全球一次能源价格止跌回升。2023年欧洲天然气价格从高位回落，竞争性能源价格下滑致使煤炭需求下降、定价中心重回亚洲。欧洲煤价自23年10月底至24年2月底持续回落，而3M24起止跌反弹，一方面因美国宣布对俄罗斯主要煤炭出口商Suek实施制裁，造成全球煤炭供应结构性失衡；另外还因中东地缘政治局势升温，全球一次能源价格普涨。
2023年火电营收增速放缓，主因燃料成本下行带动中短期电力交易价格下行。过去2年火电行业连续实现营收高增，其中21年主要由电量增长驱动、22年主要由电价上涨驱动。23年电力年度交易在22年底至23年初完成，在当时仍然高企的市场煤价的支撑下，各省年度电价普遍实现顶格上浮。而5-6M23市场煤价大幅下行，叠加入汛后来水情况同比改善、电力供需紧张的局势得以缓解，致使中短期电力交易成交价格有所下行。23年火电行业营业收入同比+4.6%，低于同期发电量增速。
1Q24火电营收增速同比小幅下降1.4pcts，主因燃煤电量上网电价下行。由于市场煤价下行，成本对电价的支撑效应减弱。从2024年部分公布年度电力交易结果省份的成交均价来看，上网电价较前两年均有所回落，致使1Q24火电发电量同比+7.2%，而营收同比仅+2.8%。
受益于电价下行滞后于煤价下行，火电业绩弹性持续兑现。过去2年国内煤炭保供稳价政策执行卓有成效，国内煤炭自主保供能力大幅增强；需求端受地产下行拖累和基建开工节奏等因素影响，非电行业用煤需求相对疲软。以秦皇岛5500大卡动力煤平仓价为基准，2023年市场煤均价同比下降302.5元/吨、降幅23.8%；1Q24市场煤均价同比下降227.1元/吨、降幅20.1%。目前火电企业成本构成仍然以燃料成本为主、业绩对煤价变动的敏感性高。电价下调滞后于市场煤价下行，2023、1Q24火电行业归母净利润分别同比+610.6%、+102.4%。
1Q24火电行业毛利率及净利率同比、环比持续改善。1）成本端看：过去2年煤炭保供政策执行效果显现，国内煤炭自主保供能力增强，2023年迎峰度冬期间煤价“旺季不旺”。伴随新型电力系统转型，电力行业用煤需求将逐渐下降，长期看煤价中枢呈下移趋势。2）销售端看，1Q24火电上网电价回落而发电量同比高增，营业收入同比增长但增速放缓。中电联预测2024年全国电力供需形势总体紧平衡、部分省份部分时段电力供应偏紧。电力供需偏紧时，火电托底保供发电量仍有望实现增长。总体而言，煤价中枢下移带来火电行业业绩弹性兑现，1Q24毛利率、净利率同比延续上升趋势；其中，毛利率修复至超1Q18水平，净利率修复至超1Q20水平，或因火电企业顺应新型电力系统转型趋势、与清洁能源相关的投资收益增加。
经营性现金流净额同比显著增长，投资性现金流净额同比基本持平。1Q24火电行业盈利实质性改善，经营性现金流净额同比大增90.9%。1Q24投资性现金流净额-493.8，较去年同期小幅收窄1.4%，主因受缺电影响2022年起火电项目核准明显提速，当时核准的项目当前正处在建设周期，叠加部分火电企业同时承担清洁化转型任务，近2资本开支需求较大。然而因经营性现金流同比增加，1Q24筹资性现金流净额同比下降69.9%，资产负债率同比、环比均稳步下行。
新能源板块：装机高增助发电量稳健增长，但资源偏弱+电价折价使利润增长承压
2023我国风力发电量同比增长17.8%，风电利用小时数、利用率小幅改善，发电量增长更多靠装机增长拉动。1Q24利用小时数同比下滑，但装机增长、尤其是海上风电装机增长有望贡献24年发电的成长动力。✓从风电利用效率来看，1-7M23风资源同比显著转好、风电利用小时数同比高增了112小时、增幅8.6%，但3Q23（尤其8M23开始）风电进入淡季后，风资源同比、环比均转弱，利用小时数开始同比下滑，导致全年风电利用小时数增长额收窄至7小时、增幅收窄至0.2%
✓从全年利用率看，2023年风电消纳水平有所提升，全年利用率同比增长0.5pct至97.3%，其中天津、上海、江苏、浙江、安徽、福建、重庆、四川、广西这9个省级区域2023年全年风电与光伏发电利用率均达到100%。✓从新增装机量来看，受益于风机单机容量大型化、轻量化的技术革新，度电成本持续下降，行业需求亦随之持续快速增长；2023年我国风电装机累计增加值同比增长了3803万千瓦、增幅高达101.1%，公共卫生事件放开后风电项目开工进度同比22年有所提速，使得年末风电累计装机容量达到约4.4亿千瓦、同比增长了20.7%。由此可见，风电发电量增长主要靠发电装机增长驱动。
从1Q24的最新情况看，风电发电量同比增长16.3%，但1Q24风电利用小时数同比下滑了3.1%，发电量增长仍然主要归因于1Q24新增装机量同比继续高增49%。预计2024年我国风电装机有望继续维持较高发展增速，且此前我国风电发电主要以陆上风电为主，24年开年以来海上风电项目不断推进，如申能海南CZ2海上风电示范项目（规划总容量达1.2GW）、国家电投大连市花园口海上风电项目、国家能源集团江门川岛二0.4GW海风项目等，未来海上风电比重有望持续提升。◼2023年、1Q24光伏发电量分别同比增长28.4%、27.9%，光伏装机高增长持续平抑利用小时数和利用率下行的影响、驱动发电量稳健增长。✓从利用小时数和利用率看，2023年太阳能资源环比转弱，全年利用小时数同比下滑51小时、降幅3.8%；此外，虽然2023年光伏发电利用率维持在98%的较高水平，但由于装机增速快于消纳水平的提升速度，利用率同比下滑了0.3pct。✓而从装机量看，受益于光伏上游产业链成本下降、新技术推动转换效率持续提升，光伏度电成本呈下降趋势，因前期产业链价格过高而压抑的装机需求继续集中释放。
2023年末光伏装机总容量6.1亿千瓦、同比+55.2%，全年新增装机容量21602万千瓦、同比增长147.1%；其中分布式光伏依然是光伏装机增长的主要引擎，2023年新增9681.8万千瓦、同比增长61.4%。✓从1Q24最新情况看，光伏发电量同比增长27.9%。虽然1Q24光伏利用小时数同比下滑了7.9%、利用率也同比下滑了2pct，但装机容量增长了4574万千瓦、新增装机同比+35.9%。从各省市政府报告计划中可判断24年光伏新增装机仍有较大空间，如光伏大省山东、河北、新疆分别计划24年新增新能源装机2000万瓦、1500万瓦以及2000万瓦，预计2024年我国光伏装机仍有望快速增长。
23年新能源发电业绩增速放缓，1Q24业绩承压。✓2023年业绩增长主因装机规模持续扩大、发电设备持续将本，叠加绿证、绿电市场接力原有补贴，有助于平价上网机组维持利润水平；增速放缓主因补贴退坡以及市场化交易电量折价幅度较大，平均上网电价呈下降趋势。✓1Q24营收增幅进一步收窄、归母净利润增速由正转负，一方面由于1Q24风电、光伏资源均同比转弱，体现为利用小时数下滑、发电效率下降，另一方面也是由于补贴退坡持续推进和市场化交易电量持续折价。
新能源发电行业毛利率自2022年首次扭转2019年开始的逐年下滑趋势后，2023年持续处于上升修复通道、同比提升1.8pct，主因：1）抢装退潮后风机供需逐步转松、招标均价明显降低，风机、光伏组件持续降本；2）2023年电力供需偏紧格局下部分地区市场电价有所上浮，从而平抑了部分新能源项目平价上网导致电价下降的影响。1Q24上述刺激因素仍然存在，驱动毛利率环比2023全年继续提升了3.6pct；但受到自然资源同比转弱的影响，1Q24毛利率同比23年同期微降0.2pct。
2023年新能源发电净利率同比增长1.8pct，由于期间费用率基本保持持平，因此主要受到毛利率增长的影响。1Q24管理费用率、研发费用率环比2023全年分别下滑0.8pct、1.6pct，且毛利率也处于上升通道，共同驱动净利率环比2023年全年提升了6.3pct；但同样受到自然资源同比转弱的影响，1Q24净利率同比23年同期微降0.2pct。◼23年新能源发电行业盈利能力保持稳定，叠加近年可再生能源补贴款发放进程推进，即便绿电进市场后电价有所折价，但企业经营性现金流、资产负债率基本保持稳定。
水电板块：2H23来水改善但全年电量同比下降，电价上涨助业绩实现增长
2024年以来西南地区持续干旱，全国平均来看发电量同比微增。2H23来水情况同比显著改善，4Q23水电发电量、利用小时数分别同比增加12.4%、12.2%。受益于汛期来水情况改善，23年各大水库蓄水情况好于上年同期。然而，2024年以来西南地区干旱持续发展，平均气象干旱日数有31.9天、较常年同期偏多13.8天。在上年秋季蓄水改善和1Q24来水偏枯的综合影响下，1Q24水电发电量、利用小时数分别同比增加3.3%、2.0%。
2023、1Q24水电发电量同比下降，而营收及归母净利润同比增长，主因：1）统计偏差。由于长江电力规模较大，公司的经营状况在统计上对行业趋势的影响较大。2023年初乌东德、白鹤滩水电站注入长江电力，装机增长带动电量提升、进而实现营收及归母净利润增长。2）“西电东送”机组采用落地电价倒推上网电价的定价机制，而受电地区多为东南沿海经济与负荷中心，当地电力供应结构以煤为主。当前市场煤价虽从高位回落但仍处在历史较高水平，燃煤电量带动市场电价整体上浮。3）云南、四川本地用电需求快速增长而电力供应高度依赖水电，长周期来水偏枯致使两省电力供需偏紧，本地清洁能源市场化交易价格上涨。
1Q24水电毛利率、净利润基本保持稳定。由于水电成本结构上以固定成本为主、营业成本相对稳定，因此电价上涨将直接使得毛利率上行。1Q24水电行业毛利率同比提升1.2pct。另外，仍然受统计偏差影响，2023年为长江电力乌白电站资产注入后的首个完整年度，运营期内产生充沛经营性现金流可用于优化债务结构。1Q24水电行业资产负债率稳步下滑。另外，1Q23因长江电力收购云川公司导致水电行业资本性支出大幅增加；1Q24投资性现金流净支出同比大幅减少，但仍高于2019~2022年同期水平。
环保板块：23年水务/固废运营类业绩承压，1Q24水务盈利修复
水务/固废运营类资产运行稳健。伴随下游需求复苏，23年水务运营/固废处理营收分别同比+5%、+3.6%。但由于地方财政压力较大，在行业内企业普遍面临催收压力的背景下净利润有所下行，23年水务运营/固废处理归母净利润分别同比-13.5%、-8.5%。
1Q24水务毛利率提升显著。水务运营资产毛利率水平于1Q24得到修复，平均毛利率提升至33.9%（23年平均值为30.6%）。水务运营毛利率与处理规模成正相关，随着公共卫生事件影响消除、全社会用水量需求恢复以后，单位折旧成本有所下降。◼1Q24水务运营、固废治理、水处理净利率有所回升。除上述下游需求恢复带来的毛利率提升以外，运营类资产进入存量提质增效阶段，资本开支开始进入放缓期。在这一背景下，各地水厂经营效率有所提升，驱动净利率提升。水务运营、固废治理、水处理板块平均净利率分别达16.1%、9.6%、7.9%，环比23年分别回升2.5pct、3.8pct、3.2pct。
火电板块：市场煤价中枢同比大幅下行，1Q24火电企业兑现业绩弹性。从电量角度看，宏观经济稳步复苏、极端天气频发拉动用电需求增长；从电价角度看，电力市场化交易还原其商品属性、价格取决于成本和供需。市场煤价下行致使燃料成本对价格的支撑有所减弱，而部分电力供需仍偏紧、发电侧竞争格局较好的地区电价具备支撑；另外，容量电价反映火电转型调节电源后荣誉成本增加，从全国性发电上华能国际和华电国际1Q24发电量及上网电价公告来看，全国平均火电综合电价同比下降约0.02元/kWh。
从成本端看，国内煤炭保供稳价政策持续发力，以11M23原煤日产量测算2024年国内原煤最大生产能力可达50.4亿吨；而房地产需求下行，拖累非电行业用煤需求，我国煤炭自主保供能力明显增强。考虑到地缘政治局势动荡持续影响国际一次能源价格上涨，进口煤相对内贸煤的价格优势收窄，24年供应增量或主要来自国内生产端。基于此，用煤结构以坑口煤为主的火电企业业绩修复弹性较高。✓以华电国际为例，公司1Q24实现营收309.5亿元，同比-3.2%；实现归母净利润18.6亿元，同比+64.2%；毛利率和净利率水平分别达到了8.4%、7.3%，分别环比+2.0pct、+3.2pct。
水电板块：1Q24来水仍偏枯、龙头水库发挥调节能力，市场化电价上浮以价补量。2023年入汛后来水情况同比改善，各大龙头水库秋季蓄水情况较上年同期均有所修复，其中长江电力首次实现梯级水库全部按期蓄满，年补水总量超242亿方。在来水情况同比小幅改善但仍较常年同期偏枯的情况下，拥有龙头水库、全流域一体化开发的水电企业可通过梯级蓄能及流域联合调度平滑自然因素的影响。此外，云川电力供应高度依赖水电而本地用电需求快速增长，推动当地清洁能源市场化电价上浮。1Q24水电企业以价补量，实现营收同比正增长。✓以长江电力为例，公司统计1Q24三峡水库来水总量较上年同期偏枯4.1%；然而同期三峡电站完成发电量140.2亿千瓦时，同比+15.8%，主因23年底时三峡水库水位较上年同期高9.4米。
（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。）
