环球360环球360环球3602023 年 4 月底，火电公司 1Q23 业绩释放扭亏信号，带动火电指数超额收益显现。以 2022 年 12 月 30 日为基准日，我们测算了 2023 年年初至今火电/水电（申万）指数相较 上证指数超额收益率。2023 年 4 月底，火电板块超额收益开始陆续显现，截至 5 月 29 日， 火电（申万）指数相对上证指数超额收益高达 16.29%。我们认为主要系 4 月底主要火电 公司一季报业绩发布，释放煤电扭亏信号，坚定了市场对煤价下行背景下煤电业绩修复的 信心。5 月港口煤价开启快速下跌，二级市场火电板块表现总体向好。最新收盘日（6 月 16 日），火电（申万）指数相对上证指数超额收益回调至 2.31%，我们认为市场或出于对 煤价下行背景下电价可能调整的担忧。截至 6 月 16 日，秦皇岛 5500 大卡动力煤市场价 795 元/吨，较 5 月 1 日的 1010 元下降 21%，逼近国家发改委规定的煤炭长协价格区间上 限 770 元/吨。

　　1Q23 的业绩改善只是个开始，2Q23 开始火电或将迎来全面的盈利修复。从沿海电厂较 多的龙头公司华能国际/浙能电力/粤电力的报表中推算，一季度火电仍处于盈亏平衡线； 从山东电厂较多的华电国际报表层面看，控股火电已经实现微利。虽然内陆电厂为主的建 投能源/晋控电力等 1Q23 业绩同比恶化，我们认为主要是受到高价库存和长协改善较迟的 影响环球360。2Q23 港口现货煤价持续下跌，我们认为火电将迎来全面的盈利修复。火电“造血” 能力逐渐恢复，中特估下，纯火电公司突出的“潜在”分红能力值得关注。

　　高煤炭库存，进口煤补充下，我们对后续煤价处于较低水平持相对乐观态度。2022 年以 来，国内原煤产量稳增长，2023 年 1-4 月我国进口煤同比大幅增长 88.8%至 1.4 亿吨，煤 炭整体供给充足。根据 CCTD 数据统计，尽管近期我国二十五省和沿海八省动力煤日耗水 平处于近 5 年来的同期较高水平，动力煤库存仍处于高位，近期动力煤可用天数也处于安 全保障水平。因此，即便迎峰度夏即将到来，我们对下半年煤价中枢处于较低水平持相对 积极态度。

　　煤价下行背景下，从电力运营商角度，2023 年平均电价下行风险相对可控。2023 年年度 电力交易长协已大多数已于 2022 年底/2023 年初签订，各省基本形成较基准电价顶格上浮 20%的格局，包括燃煤基准电价高达 463 元/MWh 的广东省（2022 年仅上浮不到 10%）。 从电力运营商的角度，各家火电公司当年预计煤电发电量的 70%以上基本实现年度电力交 易长协覆盖，锁定顶格上浮高电价，虽然部分省份协议中含一次能源价格回顾机制，即若 煤价大幅下行，年度回溯或追溯年度长协电价，但我们认为火电公司已严重亏损两年， 2023 年刚开始陆续恢复盈利，电价调整可能性或调整幅度不至于太大。 30%左右电价月度交易（部分省份含现货交易）敞口在电力供需仍相对偏紧的背景下，下 调空间也相对有限。根据可高频跟踪省份的中长期月度市场化交易电价显示，山东 5 月和 湖南/江苏 6 月市场化交易电价仍保持 20%顶格上浮，只有广东环比 5 月略下降 2 分钱， 但仍较广东省基准电价上浮 15%。

　　中特估下，纯火电公司突出的“潜在”分红能力值得关注。2023 年 4 月底开始的本轮火 电行情，我们认为更多的反映了投资者对煤价下行背景下火电公司利润高弹性的预期。中 特估和煤价下行背景下，火电公司陆续恢复正常盈利，纯火电公司“造血”能力恢复，且 相较转型绿电的火电公司资本开支显著更低，其突出的“潜在”分红能力值得关注。 火电业绩修复背景下，我们测算纯火电公司“潜在”股息率或可达 10%左右。我们测算的 主要逻辑系利用间接法对公司未来经营性净现金流进行预测（基于 950 元/吨港口 5500 大 卡现货煤价），扣除火电新增规划和日常维护带来的资本开支（资本开支不考虑新能源） 得到自由现金流（在此基础上扣除财务费用），潜在派息比例=自由现金流/归母净利润，潜 在股息率=自由现金流/最新收盘日市值，测算维度为 2023-2025 年均值。2021-2022 年， 煤价高企导致火电公司亏损严重，部分火电公司并未进行分红。我们测算华泰覆盖纯火电 公司“潜在”派息比例或可达到 90%左右。2022 年，内蒙华电/华电国际/皖能电力/建投 能源/京能电力股息率分别为 4.1%/3.4%/0.8%/0.4%/3.4%，我们预计华电国际/内蒙华电/ 浙能电力/皖能电力/建投能源/京能电力平均“潜在”股息率在 10%左右。

　　绿电公司应收账款周转天数或将见顶。2016-2022 年，绿电公司收入保持较快增长，50 家 企业合计收入 CAGR 达到 13%（2017-2022 年）；但应收账款增长速度超过收入增速，导 致应收账款周转天数持续上升（由 2017 年的 64 天升至 2022 年的 103 天），其根本原因 是应收绿电补贴累计规模的不断扩大。另一方面，由于 2022 年补贴下发规模较大，2022 年应收账款周转天数同比未有大幅上升，若绿电补贴发放提速，则应收账款周转天数或有 见顶之势。

　　绿电补贴对税前利润率影响减弱。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资本开支的资金缺口。我们以中长期贷款利率 4.75%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， 但由于盈利能力修复和绿电补贴规模下降的影响，2022 年该影响比例已同比大幅下滑 9pp。 若还原应收绿电补贴的资金成本，我们估算税前利润率的整体可增厚 1pp 左右。

　　绿电补贴占净资产规模下降，推动 ROE 回升，但整体影响幅度有限。应收绿电补贴对 ROE 的影响主要体现在两方面：1）分母端部分净资产未能产生有效收益；2）资金成本 和潜在的减值风险压缩分子端盈利。因此，当绿电补贴回收周期延长时（例如 2016-2021 年），绿电公司账面 ROE 呈下降趋势；反之当绿电补贴回收周期缩短时（例如 2022 年）， 绿电公司账面 ROE 有望反弹。但整体来看，自 2023 年开始应收绿电补贴对 ROE 影响已 经相对有限。

　　从补贴规模的角度看，截至 2022 年末应收绿电补贴规模靠前的绿电运营商包括：三峡能 源、龙源电力、华润电力、中国电力、中国核电（华泰已覆盖）。若补贴全部收回，将有 效提升绿电运营商的效率。上述公司“十四五”新增风光装机目标较高，存量补 贴转化为现金后将强化运营商达成目标的资金储备。

　　从利润增厚的角度看，应收绿电补贴资金成本（减少）对 2022 年税前利润增厚比例靠前 的绿电运营商包括：三峡能源、吉电股份、京能清洁能源、中国电力、龙源电力、节能风 电（华泰已覆盖）。若收回一部分补贴，可以降低绿电运营商外部借款规模，从而压降财 务费用；部分运营商也可冲回已计提的补贴减值。

　　我们选取 16 家 A 股和 H 股市场主要的燃气公司进行统计，2020-2022 年整体派息比例的 平均值为 70%/48%/59%、中位数为 43%/36%/51%，均超过 30%，也好于全市场和公用 事业板块的分红水平。燃气公司突出的分红要得益于：1）下游需求稳健增长；2） 率高；3）资本开支预期向下；4）股东分红意愿增强。

　　国内天然气需求弱复苏。国家发改委数据显示，2022 年全国天然气表观消费量为 3,663 亿方、同比-1.7%，是 2003 年以来首次下滑；我们认为当前国内天然气需求处于弱复苏阶 段，2023 年 1-4 月全国天然气表观消费量为 1,293 亿方、同比+4.1%；其中 4 月单月为 318 亿方、同比+7.3%，用气需求提速。

　　各省顺价机制正陆续落地。北京市早已针对居民/非居用户的管道气价建立完善的价格联动 机制，部分省区也于 2023 年陆续出台针对居民气价的调整方案。

　　城燃公司盈利关键看毛差，毛差核心矛盾在于保供气价倒挂。2021-22 年国内五大城燃公 司毛差同比降幅均值为 13%/6%，连续两年大幅收窄。当居民气量持续增长而管制气量不 足时，城燃企业出于保供原则，不得不采购更多的高价非管制气甚至是现货来满足居民用 气需求。居民气量占比更高的城燃公司，面临的顺价难度越大，导致 2021-22 年毛差下滑 相对更多。2023 年随着商业气量大幅增长、工业气量温和复苏，我们预计居民气占比下 降导致的销气结构优化也有利于毛差修复。

　　进口 LNG 价格持续回落，进口管道气价格阶段性企稳。根据海关总署数据，23 年 3/4 月 国内进口 LNG 均价环比为-19%/-2%，同比为+2%/-6%，LNG 均价仍在下探、绝对值回落 至 3.05 元/方。23 年 3/4 月国内进口管道气均价环比为+1%/-1%，同比为+54%/+43%，绝 对值在 2.20 元/方附近小幅波动。

　　国际 LNG 现货价格同比大幅回落，但高于 2021 年同期水平。由于供需结构的差异，在东 亚地区更具参考性的 JKM 价格自 2022 年 10 月起延续下跌态势，而欧洲的 TTF 价格只在 2023 年 1 月以后呈现相同态势。过往 6/9 个月移动均值（MA6/MA9）对于 LNG 长协更有 参考意义，也分别自 2023 年 3 月/5 月出现同比回落的趋势。

　　我们判断国内城燃公司基本面有望自 2023 年持续修复，在气化率进入到相对高位以后， 天然气需求内生增长趋缓；燃气安全和保供能力则有望推动城燃行业再次整合。因此，当 销气毛差回归至合理水平、接驳利润占比减少而资本开支主要用于日常管道资产维护时， 城燃公司“现金牛”属性将逐步凸显。不考虑项目收并购支出，我们估算 A 股和 H 股市场 主要的燃气公司的潜在派息平均值/中位数有望达到 73%/80%，对应股息率平均值/中位数 有望达到 6.8%/7.2%。华泰已覆盖的城燃公司当中，潜在股息率居前的公司包括北京控股、 昆仑能源、天伦燃气、新奥股份、深圳燃气。 我们对燃气公司潜在派息的测算主要基于如下假设： 1） 经营现金流取 2023-2025 年预测值均值（华泰预测或 Wind 一致预期），2023 年城燃 公司客户规模增长放缓、销气量稳健复苏、销气毛差显著回升（得益于销气结构的改 善和顺价机制的落地）； 2） 资本开支取 2023-2025 年预测值（华泰预测或 Wind 一致预期）、且不低于同期折旧摊 销（主要考虑到当城燃公司不再大幅扩张之后，每年仍需投入资金对存量管网设施进 行维护和安全投入）； 3） 城燃公司合联营投资收益按照 100%比例分红；4） 财务费用取 2023-2025 年预测值，在手现金与存款利率、有息债务规模与融资成本维 持不变； 5） 自由现金流（即经营现金流-资本开支+合联营分红-财务费用）按照 100%比例进行分 红，假设燃气公司不再收购新的经营权或发展其他非燃气业务，此时从股东利益最大 化的角度出发，自由现金流 100%用于分红是最佳方式之一； 6） 潜在股息率=分红/当前总市值，潜在派息比例=分红/归母净利润（2023-2025 年预测 均值）。

　　1Q23 大水电业绩表现稳健。受 2022 来水偏枯、主要流域蓄能不足的影响，1Q23 全国水 电发电量同比下滑 8%；但是大水电流域金沙江和雅砻江都实现了双位数增长，长江电力 六座电站发电量同比增长 18%，雅砻江发电量同比增长 33%，大水电中仅华能水电澜沧 江电量下滑 11%；明显优于小水电，代表性上市公司黔源电力/桂冠电力/湖北能源水电 1Q23 下滑 67%/33%/59%，显示出龙头公司库容的优势。同时，即便是电量下滑 11%的 华能水电，也通过电价上涨，收入仅下滑 5%，归母净利同比增长 8%。大水电的稳健表现 带动水电板块 1Q23 收入/利润同比增长 23%/22%。

　　根据气象中心 4 月的预测，今年汛期降水呈南北两条多雨带,长江中游降水明显偏少；松花 江流域、嫩江流域、黄河中下游、海河流域、珠江流域可能出现较重汛情,长江中游可能出 现区域性气象干旱。根据气象中心的判断，我们预期今年来水会相对去年改善，但是局部 干旱的风险依然较大。 南方降雨可能偏少。根据长江防汛抗旱总指挥部 5/3 日会议的预测，2023 年汛期（4 月至 10 月），长江流域气候年景总体偏差，旱重于涝；主汛期（6 月至 8 月）降水偏少，长江 上游基本正常，中下游偏少，多雨区主要位于长江上游西南部、两湖水系南部，长江中游 干流附近降水明显偏少。其中，上游北部、金沙江中下游、两湖流域南部和太湖南部偏多 一至二成；流域其他大部偏少一至三成，少雨中心位于中游干流区间，偏少二至三成。 北方降雨可能偏多。据央视新闻 4/28 消息，水利部黄河水利委员预测：受北方主雨带和 “三重拉尼娜”事件持续减弱等影响，今年黄河中下游发生严重汛情的可能性大，降水较 常年同期明显偏多，其中山西陕西区间偏多二到五成。

　　大水电潜在分红能力测算主要假设：我们同样使用间接法对经营性净现金流进行预期，不 过在大水电的资本支出层面同时考虑了在建水电站和新增新能源装机，特别注意的是长江 电力额外考虑了乌东德、白鹤滩电站的有息负债偿还。雅砻江/长江电力/华能水电测算为 2023-2028 年维度均值，川投能源/国投电力测算维度为 2023-2025 年维度均值。

　　雅砻江现金流贡献或有限，最终测算值基本符合川投能源 2023-2025 分红承诺。雅砻江中 游梯级水电站中的卡拉/孟底沟水电站进入建设阶段，牙根一级水电站获得核准。除此之外， 雅砻江后续仍将陆续新增新能源装机。因此在 2023-2028 年资本支出层面，考虑雅砻江中 游水电站平均每年 58 亿元开支，新能源方面考虑 2023 年新增 1GW，后续每 2024-2025 年每年新增 2GW 装机。我们测算 2023-2028 年，雅砻江水电公司（国投电力/川投能源股 权比例 52%/48%）的潜在分红能力只有 62%，主要系还有大量资本开支。从上市公司角 度，国投电力/川投能源 2023-2025 年平均潜在分红比例为 36%/69%。假设川投能源总股 本不变，潜在每股分红为 0.42 元，与川投能源公告的 2023-2025 年每年现金分配原则上 不低于每股 0.4 元（含税）的承诺较为接近。而国投电力相较川投能源更优的分红 要来源于火电板块的“造血”能力恢复。

　　长江电力或能维持 70%的分红比例，同时间维度下华能水电潜在分红比例 87%。我们测 算长江电力 2023-2028 年能够维持 70%分红比例的假设是：每年资本开支包括：1）新增 新能源装机；2）抽蓄投资；3）乌东德、白鹤滩剩余投资支出。此外，2023-2028 年平均 每年还需偿还 242 亿元乌东德、白鹤滩债务，需要特别说明的是因此带来的财务费用节约 并未考虑在本次自由现金流测算中。 雅砻江水电、长江电力、华能水电中，华能水电系唯一做出十四五新能源新增装机承诺的 公司（10GW），基于十四五过去几年进度较慢，若要完成规划 2024-2025 年资本开支压 力较大，我们拉长至和长江电力同样的 2023-2028 年维度。资本开支层面，公司规划 2023 年水电基建开支 70.69 亿，我们假设托巴水电站投产前即 2024 年维持 2023 年水电 开支水平，2025-2028 年考虑澜沧江西藏段水电站规划假设每年水电资本 40 亿。但由于 西藏段新增水电/新能源完成时间规划较长（2035 年之前），2026-2028 年资本开支压力可 相对 2024-2025 减缓，因此测算得到 2023-2028 年华能水电平均派息比例可达 87%。

　　垃圾焚烧行业发展主题由“跑马圈地”步入“运营为王”。2021 年 5 月 6 日，国家发改委、 住房城乡建设部印发《“十四五”城镇生活垃圾分类和处理设施发展规划》（“十四五”规 划），规划提出，到 2025 年底，全国城镇生活垃圾焚烧处理能力达到 80 万吨/日左右，城 市生活垃圾焚烧处理能力占比 65%左右。我们对主要上市公司投产/在建/筹建项目进行统 计，结合项目建设进度情况，2023-2024 年垃圾焚烧行业新增投运产能规模明显收缩，行 业发展主题由“跑马圈地”步入“运营为王”。

　　2022 年主要垃圾焚烧上市公司派息比率平均值为 21%。行业派息比例为 10~32%，平均 值 20.8%，整体分红水平稳健，主要得益于：1）运营产能、垃圾处理量和上网电量规模 稳步增长；2）运营效率提升增厚经营性现金流入；3）国补回款情况改善；4）资本开支 预期向下。随着大部分在建项目投入运营，经营现金流增加，资本支出规模下降，派息比 例仍有提升空间。

　　大部分公司自由现金流转正或转正在即，为稳健分红及股东回报提供坚实基础。据我们测 算环保，2020-2022 年各公司自由现金流（自由现金流估算值=经营现金流净额+投资现金流净 额-财务费用）大部分同比转好，其中，上海环境率先转正，实现自由现金流 3.3 亿元；绿 色动力流出净额同比大幅下降至 3.7 亿元，转正在即；伟明环保流出净额同比小幅增加至 10.8 亿元，主要系用于特许经营权项目后续大修重置支出的预计负债（不影响现金流）增 加，剔除财务费用影响后，自由现金流出净额亦同比下降；光大环境流出净额同比-63%至 56 亿港币。

　　稳态运营假设下，行业成熟期主要公司潜在股息率有望超 10%。我们假设 2023-2025 年 主要垃圾焚烧公司进入稳态运营阶段，投运产能、垃圾处理量、产能利用率和单吨 capex （大修维保）等参数均采用 2023-2025 年预测均值，对潜在自由现金流和潜在股息率进行 测算。基础假设如下：1）固废处理业务中，各公司单吨垃圾经营现金流净额维持 2022 年 水平；2）关于高速公路业务，山东高速等 8 家高速公路上市公司 2022 年净现比均值 1.33，假设城发环境许平南公司净现比与行业水平一致；3）行业成熟期各公司运营规模 保持稳定，资本支出主要来自既有项目的大修维保，参考行业数据，我们假设单吨垃圾每 年大修维保等资本支出为 50 元；4）考虑伟明环保和旺能环境新能源业务存在资金需求， 假设其派息比例为 50%，其他公司派息比例均为 100%。

　　盈利和现金流稳健，垃圾焚烧行业龙头有望迎价值重估。根据以上测算，光大环境潜在股 息率最为突出，有望达到 16%，绿色动力、上海环境、城发环境和粤丰环保为 10~12%， 我们认为光大环境等垃圾焚烧行业龙头，具备优质国企平台属性，公用事业行业盈利和现 金流稳健，有望迎来价值重估。

　　供水和污水总处理量均保持平稳增长。供水量保持低速增长，2017~2021 年城市/县城供 水量 CAGR 为 3.19%/1.97%。2017~2021 年我国城市供水普及率由 98.30%提升至 99.38%，县城供水普及率分别为由 92.87%提升至 96.66%。2017~2021 年城市/县城污水 处理总量 CAGR 为 7.08%/5.20%。城市/县城人均生活用水量 2017~2021 年 CAGR 为 0.85%/2.37%，城市/县城人口数量 2017~2021 年 CAGR 为 3.29%/ 0.05%，人均生活用 水量增长和人口数量增长双重因素影响致污水处理量保持增长。2021 年城市/县城污水处 理率为 97.89%/96.11%，趋于饱和，考虑经济水平提高带动人均生活用水量增长，城市化 进程下城市和县城人口比例提升，未来污水处理量仍有一定的增长空间。

　　我国水费发展整体呈现稳步提升趋势。2006 年以来我国供水水价整体水平缓慢提升，根 据国家发改委公布的最新“36 城市服务价格:居民生活用水:不含污水处理费、水价附加等” 价格指数，2006 年 6 月至 2022 年 1 月我国居民生活用水供水费+水资源费（或水资源费 改税）从 1.63 元/吨波动上涨至 2.33 元/吨，涨幅 42.94%，复合增速 2.3%。2004 年以来 36 城市污水处理费整体水平稳步提升。根据国家发改委公布的“36 城市服务价格:污水处 理费:居民生活用水”价格指数，2004 年 10 月至 2023 年 4 月我国居民生活用水污水处理 费从 0.46 元/吨上涨至 1.02 元/吨，上涨幅为 121.7%，2004 年 10 月至 2023 年 4 月复合 增速 4.4%。

　　农村水务市场仍有发展空间。2022 年 1 月，住建部等五部委发布《农业农村污染治理攻 坚战行动方案（2021—2025 年）》，要求加快推进农村生活污水垃圾治理，开展农村黑臭 水体整治，到 2025 年，农村环境整治水平显著提升环球360，新增完成 8 万个行政村环境整治， 农村生活污水治理率达到 40%，基本消除较大面积农村黑臭水体。 提标改造、污泥处置和资源化是高质量发展的必经之路。当前我国的污水处理总量规模虽 然较大，但出水水质标准与发达国家存在一定的差距。随着社会对水环境质量要求的不断 提高，一级 A 逐步成为主流排放标准，部分生态环境敏感地区考虑地表水 IV 类排放标准， 因此我国仍有大批污水处理厂需要进行升级改造。城镇污水处理厂集中建设和提标后，排 水“厂网一体”、污泥处置以及污水资源化利用将成为新的市场增长点，促进社会经济高 质量发展，也将为我国污水处理行业的整体技术进步带来新的发展空间。

　　水务公司整体具备高分红、高股息优势。我们选取 8 家 A 股和 H 股市场主要的水务公司 进行统计，2020-2022 年整体派息比例的平均值为 38/38/47%、中位数为 32/32/30%，均 处于较高水平。2022 年北控水务派息比例为 115%，主要系 EPS 同比大幅下降情况下维 持 2021 年 DPS 水平所致，2022 年公司 DPS 对应股息率 7.7%。主要公司股息率整体维 持高水平，兴蓉环境为 2%，其余公司均超 4%。

　　稳增长、低估值、高股息，水务企业市场价值有望重估。全国和地方性的水务公司具备公 用事业稳健经营属性，依靠区域经济和人口优势托底，特许经营模式下政府付费和回款有 所保障，国资平台企业在项目融资，资产整合方面有天然优势。目前市场上规模较大的水 务公司，均具备低估值/稳增长/高股息优势，在中特估和公募 REITs 等因素催化下，其优 质运营资产的市场价值有望重估。

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