公用事业及环保产业行业研究：水火核业绩兑现良好，绿电绩效增速承压

细分行业看：各行业2023年&1Q24业绩表现较为分化。 （1）火电：低基数效应+宏观经济复苏，火电需求同比高增。需求端看，4Q23、1Q24均受低基数影响，叠加宏观经济持续复苏，用电量持续高增；供给端看，4Q23、1Q24水电处在枯水期，且可再生能源出力不足，火电承担保供责任，发电量同比分别高增7.3%、7.2%。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，且电价下调滞后于市场煤价下行。综上，板块业绩反弹持续兑现，2023、1Q24行业归母净利润分别同比+610.6%、+102.4%。 （2）新能源：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。23年/1Q24风光利用小时数均同比下行（除23年风电利用小时数同比微增0.2%），而23年风/光累计装机分别同比+20.7%/+55.2%、驱动风/光发电量分别同比+17.8%/+28.4%，1Q24装机高增长继续拉动风/光发电量分别同比+16.3%/+27.9%。而受到自然资源转弱影响发电效率和电价折价的影响，2023年绿电发电归母净利润同比+8.7%、增幅收窄；1Q24行业归母净利润同比由正转负。 （3）水电：2H23来水改善但全年电量同比下降，电价上涨助业绩稳健增长。由于长江电力规模较大、其装机增长带来的发电量上行对行业趋势的影响较大，若剔除统计偏差，虽23年起各大水库蓄水情况好于上年同期，但实则行业发电量同比下行；而行业在电价增长的拉动下业绩实现稳健增长，23年/1Q24归母净利润分别同比+18.9%、+19.6%。 （4）环保：23年业绩承压，1Q24盈利能力修复。23年下游需求复苏，但受地方财政压力影响，水务运营/固废处理归母净利润分别同比-13.5%/-8.5%。随着公共卫生事件影响消除、下游需求恢复，叠加运营类资产进入存量提质增效阶段、资本开支进入放缓期，1Q24水务运营/固废治理/水处理净利率环比23年分别回升2.5pct、3.8pct、3.2pct。 细分主要标的看：分化格局更显竞争优势。 （1）火电：煤价中枢大幅下行，1Q24火电兑现业绩弹性。以华电国际为例，公司在成本改善的利好下，1Q24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8.4%/7.3%、分别环比+2.0pct/+3.2pct。 （2）绿电：23年及1Q24风电运营商业绩受装机量、发电效率的影响而表现分化。如三峡能源23年风电装机量同比+195.5万千瓦、利用小时同比+79小时，带动营收、净利润分别同比+11%、+1%；中闽能源23年装机容量持平，公司福建陆风/海风利用小时数分别下行17.5%、3.3%，因而营收、净利润同比分别-3%、-7%。 （3）核电：机组投产、运营情况为影响业绩的主要因素。例如，中国核电23年为装机空窗期，但公司进一步提升运营能力，在运机组能力因子提升至93.3%（同比+0.1pct），驱动营收、归母净利润分别保持5%、18%的稳健增长。 （4）水电：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。以长江电力为例，23年入汛后来水改善、蓄水修复，虽1Q24三峡水库来水偏枯，但水库水位较高叠加电价上浮，驱动1Q24营收/归母分别+2%/+10%。 （5）环保：节能环保板块受益于低碳要求下的节能产品需求扩大，固废处置板块受益于下游需求提升。以双良节能为例，公司“节能节水”与“光伏新能源”双轮驱动，1Q24实现营收、归母净利润增长分别达60%、57%，维持高增。 火电：建议关注火电资产高质量、拓展新能源发电的龙头企业浙能电力、华能国际；新能源发电：建议关注新能源龙头龙源电力；核电：建议关注电价市场化占比提升背景下，核电龙头企业中国核电。环保：建议关注节能设备+光伏制造双轮驱动的行业龙头双良节能（电新组覆盖）。 新增装机容量不及预期；用电需求不及预期；电力市场化进度不及预期；环保需求及政策释放不及预期等。 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。 图表1：16~23年全国发电总量及同比增速 图表2：18~1Q24电力、环保行业营收（左轴）及同比增速（右轴） 图表3：18~1Q24电力、环保行业归母净利润（左轴）及同比增速（右轴） 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。 图表4：电力行业历年单季度归母净利润（左轴）及环比增速（右轴） 图表5：环保行业历年单季度归母净利润（左轴）及环比增速（右轴） 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。 图表6：1Q22-1Q24火电发电量及同比、环比增速 图表7： 4M19 - 4M24 山东滕州坑口煤价及秦皇岛平仓价走势 图表8： 4M19 - 4M24 海外港口煤价走势 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%。 图表9：2018-2024年火电行业营收（左轴，亿元）及同比增速（右轴） 图表10：2018-2023年火电行业归母净利润（左轴，亿元）及同比增速（右轴） 图表11：1Q18-1Q24火电行业营收（左轴，亿元）及同比增速（右轴） 图表12：1Q18-1Q23火电行业归母净利润（左轴，亿元）及同比增速（右轴） 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。 图表13：1Q18-1Q24火电行业毛利率及净利率 图表14：2018A-1Q24火电行业销售、管理及研发费率 图表15：1Q18-1Q24火电行业资产负债率和营收增速 图表16：1Q18-1Q24火电行业现金流净额（亿元） 2.2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%。