（報告出品方/作者：中信建投證券，高興）

1 公用事業(yè)及環(huán)保板塊行情回顧

今年以來電力板塊跑贏滬深 300 指數 17.63 個百分點

2021 年市場波動較大，電力及公用事業(yè)作為傳統(tǒng)防御性板塊，走勢顯著強于大盤。截止到 2021 年 11 月 14 日，Wind 電力板塊今年以來上漲 11.43%，與其他中信一級行業(yè)指數相比處于第 11 位；同期滬深 300 指數 下跌 6.2%，電力板塊累計跑贏大盤 17.63 個百分點。

火電、水電、煤氣子板塊上漲

截止到 2021 年 11 月 12 日，據中信行業(yè)指數分類，水電子板塊上漲 10.44%，跑贏滬深 300 指數 16.64 個 百分點；火電子板塊上升 14.50%，跑贏滬深 300 指數 20.70 個百分點；燃氣上升 12.48%，跑贏滬深 300 指數 18.68 個百分點。整體來看，電力行業(yè)中火電板塊與燃氣板塊表現相對較好。

電力及公用事業(yè)板塊估值處于行業(yè)中下游水平

截止到 2021 年 11 月 14 日，電力及公用事業(yè)行業(yè)一致預期市盈率為 23.54 倍，居于各行業(yè)中下游水平。而根據最新凈資產計算的市凈率，電力及公用事業(yè)行業(yè)只有 1.77 倍，在所有行業(yè)中也處于中后的位置。

今年以來環(huán)保行業(yè)跑贏滬深 300 指數 19.14 個百分點

截止到 2021 年 11 月 14 日，申萬環(huán)保工程及服務二級指數今年以來上漲 12.94%，與其他 Wind 一級行業(yè) 相比位居第 10 位，在 140 個申萬二級行業(yè)指數中處于第 32 位；同期滬深 300 指數下跌 6.20%，環(huán)保行業(yè)累計 跑贏大盤 19.14 個百分點。

2021 年以來污水處理、環(huán)境監(jiān)測板塊漲幅較大

我們在環(huán)保板塊選擇了 71 家 A 股和 10 家 H 股進行跟蹤研究，并將這些公司細分為水務運營、污水處理、 固廢處理、大氣治理、節(jié)能減排、環(huán)境監(jiān)測以及生態(tài)園林 7 個子板塊。從各子板塊今年年初以來的漲跌幅來看， 污水處理、環(huán)境監(jiān)測、節(jié)能減排、固廢處理、水務運營、大氣治理板塊分別上漲 28.55%、24.66%、22.78%、 11.42%、10.17%、5.35%，生態(tài)園林板塊下跌 8.49%。截至 2021 年 11 月 14 日，環(huán)保行業(yè)一致預期 PE 為 39 倍，居于各行業(yè)中游水平。而根據最新凈資產計算 的市凈率，環(huán)保行業(yè)只有 1.64 倍，在所有行業(yè)中也處于中后的位置。

2 碳中和推動我國能源結構持續(xù)轉型

我國當前二氧化碳排放量維持高位，結構與歐美有所不同

從各國碳排放量占比來看，受近年來我國經濟總量快速增長、一次能源消費總量不斷提升的影響，我國占 世界二氧化碳排放總量的比重不斷提升。美國的二氧化碳排放量近 30 年基本維持穩(wěn)定在 60 億噸左右，占世界 碳排放比重的 17.7%。得益于清潔能源占比的不斷提升，歐盟的碳排放總量從 1990 年的 40 億噸穩(wěn)步下降至 2018 年的 31.5 億噸。

零碳電力疊加電氣化率提升推動碳中和預期不斷落地

碳中和是指通過各類技術應用，抵消自身產生的二氧化碳或溫室氣體排放量達到相對“零排放”的過程。其 并不是要求絕對的凈零排放，而是可以通過植樹造林和一些積極的技術活動來抵消人類活動產生的 CO2，通過 碳排放和碳去除達到平衡的效果。要實現碳中和的目標，我們需要通過政策性的措施降低碳排放，并采取技術 手段針對難脫碳行業(yè)的排放問題進行對沖。目前我國已在發(fā)電行業(yè)推動碳排放權交易配額總量設定與分配實施， 引入碳配額等交易政策推動企業(yè)實現節(jié)能減排。未來從技術路線角度出發(fā)，我們預期脫碳路徑主要包括以下三 類：

碳捕集與封存技術（CCS）：將工業(yè)生活活動所產生的二氧化碳收集起來，并用各種方法儲存以避免其排 放到大氣中。這種技術被認為是未來大規(guī)模減少溫室氣體排放、減緩全球變暖較為經濟、可行的方法。

提升各部門電氣化率：在交通、建筑以及工業(yè)生產部門提升電氣化率，通過使用清潔能源電力替代化石能 源，進而減少碳排放量。例如在工業(yè)領域中，把工業(yè)鍋爐、工業(yè)煤窯爐的用煤改為用電，大力普及電鍋爐，減 少化石能源的燃燒，可以實現零污染、零碳排放。

改變工業(yè)生產流程：我國屬于制造業(yè)大國，但是現有的生產流程對煤炭、石油等能源依賴度較高，通過改 進生產流程可以有效降低碳排放，例如在鋼鐵生產中推廣應用氫氣還原鐵的新技術流程（氫能來自于清潔電力 生產提供）、航空運輸中使用生物航空燃油等。

在一次能源結構方面，隨著風能、太陽能的發(fā)展，非化石能源在一次能源中占比將快速上升，2019 年就 已經接近此前預定“十三五”末 15%的水平。根據國網能源研究院的預測，非化石能源占比有望在 2035 年前后 超過煤炭，2040 年左右超過 50%，成為我國能源供應的主體，2060 年非化石能源占一次能源比重有望達到約 80%。

其中風能、太陽能成為主要的非化石能源品種，2050 年占一次能源需求總量比重分別為 26%和 17%， 2060 年進一步提升至 31%和 21%。在終端能源品種結構方面，由于電力深度脫碳并且作為可再生能源的載體， 電氣化將成為實現碳中和的關鍵。電能占終端能源消費比重 2025 年、2035 年、2050 年、2060 年有望分別達到 約 30%、45%、60%、70%。分部門來看，工業(yè)部門電氣化率穩(wěn)步提升，2060 年電氣化率從 2020 年的 26%提 升至 69%；建筑部門電氣化水平最高、提升潛力最大，2060 年電氣化水平提升至 80%；交通部門電氣化水平 提升最快，將從 2020 年的 3%提升到 2060 年的 53%。

根據相關權威機構預期及我們對于未來我國能源結構演變的估計，我們建立 2030 年至 2060 年我國一次能 源供需平衡模型如下所示。根據模型測算，假定未來十年我國單位 GDP 能耗復合增速為-2%（2019 年為2.6%），GDP 復合增速為 3.8%，對應 2030 年我國一次能源消費總量為 58.78 億噸標煤，這一數據與主流機構預期的 58~60 億噸標煤耗的數據較為吻合。我們預測一次能源消費總量在 2030 年達峰后，會保持穩(wěn)步下降趨 勢；能源供給結構中原煤占比快速下降，非化石能源占比快速提升。我們預測到 2060 年，非化石能源占一次 能源比重超過 80%，化石能源中天然氣占比相對較高，碳排放強度較大的原煤占比相對較低。

我們依據一次能源結構，推算分能源類型的碳排放趨勢。我們預期在 2030 年碳達峰的時點， 我國二氧化碳排放總量達 102 億噸，較當前排放情況略有提升，煤炭仍是二氧化碳排放的主要來源。此后隨著 非化石能源發(fā)電裝機占比提升、工業(yè)電氣化率不斷增長，電力耗煤及其他工業(yè)耗煤快速下降。我們預期到 2050 年，我國二氧化碳排放總量有望降至 27.8 億噸，到 2060 年有望降至 13.8 億噸。屆時這部分二氧化碳有望 通過森林碳匯、碳捕捉及碳封存等技術予以吸收對沖，從而實現 2060 年碳中和的目標。

煤電裝機 2030 年達峰，未來光伏風電將成為主力機組

依據我國用電量需求增長預測模型，疊加相關權威機構對風電、光伏裝機增長的預測和我們對于非化石能 源占一次能源比重的推算，我們對未來電力行業(yè)裝機及電量規(guī)模和結構預測如下。我們預期 2030 年前后我國 燃煤發(fā)電裝機有望達峰，峰值為 12.9 億千瓦，此后裝機規(guī)模及利用小時均逐步下降，成為電網調峰輔助能力 的重要組成部分。

水電裝機增長有望趨緩，2030 年預期為 4.68 億千瓦，之后逐步達到 5.58 億千瓦的經濟開發(fā)容量。核電仍 有望保持快速增長，2020 至 2030 年間預期年化新增裝機為 900 萬千瓦左右，2030 年至 2050 年的年化新增核 電裝機有望達 1200 萬千瓦。 風電及光伏在 2020 至 2030 年間，有望分別維持年化 3900 萬千瓦、9000 萬千瓦的裝機增速，并在未來得 益于儲能裝置降低調峰成本，裝機增長進一步提升。到 2030 年時，我們預期風電及光伏裝機分別為 6.7 億、 11.5 億千瓦，滿足政策對于 2030 年風電光伏裝機合計達 12 億千瓦以上的預期。到 2060 年，風電和光伏裝機 分別為 17.3 億和 37 億千瓦，占電力總裝機的比重超過 70%。

未來儲能將成為平滑新能源出力波動的重要手段

儲能技術是指通過某種介質或者裝置，把以電能、機械能、熱能、化學能為代表的某種能源形式用同一種 或者轉換成另一種能量形式存儲，并基于未來應用需要以特定的能量形式釋放出來的一系列技術和措施，包括 煤、石油、燃氣等化石能源及電力、熱能、氫能、成品油等二次能源的存儲技術。根據不同能量形式及技術原 理，儲能技術主要分為物理儲能（抽水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能等）、電磁儲能（超級電容器儲能和超 導磁儲能等）、電化學儲能（鉛酸電池、鋰離子電池、鈉硫電池和液流電池等）、熱能存儲等，其技術特點和應 用場景存在差異。

短期來看，我國儲能技術仍將保持抽水蓄能技術為主，電化學儲能規(guī)模快速增長的局面。截至 2019 年底，中國已投運儲能項目累計裝機規(guī)模 32.4GW，占全球 市場總規(guī)模的 17.6%，同比增長 3.6%。其中，抽水蓄能累計裝機規(guī)模達到 30.3GW，占比為 93.4%。抽水蓄能 相對其他儲能方式成本較低、技術相對成熟，短期看來，其在儲能應用中的主導地位不會被動搖。電化學儲能 項目的累計裝機規(guī)模緊隨其后，為 1709.6MW，占比為 5.3%，同比增長 59.4%。

長期來看，儲能技術是實現高比例可再生能源接入電網的必要手段，是提高能源利用效率、增加可再生能 源利用比例、保障能源安全、推動能源轉型的關鍵支撐技術。一方面，隨著儲能技術的不斷發(fā)展，儲能技術的 成本將持續(xù)下降，在未來將成為電網調節(jié)的關鍵技術手段。以電化學儲能為例，液流電池從 2015 年的 3500~4000 元/（kWh）降至 2020 年的 2500~3000 元/（kWh）；鋰離子電池從 2015 年的 1500~4000 元/（kWh） 降至 2020 年的 1000~1500 元/（kWh），儲能成本的快速下降，為其大規(guī)模商業(yè)化應用奠定了基礎。

另一方面， 我國儲能技術產業(yè)鏈逐步完善，已經從材料生產、設備制造、系統(tǒng)集成、資源回收等方面初步建立了較為完備 的產業(yè)鏈，并且在主流技術和前沿技術上都有所布局，并培育了以寧德時代、比亞迪、中科儲能等為代表的一 批技術領先的儲能廠商。完善的產業(yè)鏈不僅帶來生產規(guī)模效應，而且有助于企業(yè)自主研發(fā)適合市場需求的儲能 產品，進一步擴展儲能技術的應用領域，有助于我國儲能產業(yè)規(guī)?；l(fā)展。

基于我們前述模型測算的裝機結構，我們針對日度電力系統(tǒng)負荷平衡進行核算，以推斷未來儲能裝置的裝機規(guī)模。我們預期到 2060 年，風電、光伏裝機占總裝機比重分別為 22.6%、50.6%，煤電及氣電僅作為電網調 峰平衡機組維持電網穩(wěn)定運行。

我們將各類裝機出力加總，即可得到發(fā)電裝機總出力曲線，將其與用電需求曲線結合，即可測算儲能裝置 在日度電力供需平衡中的充放電過程。根據模型測算顯示，在此條件假設下，儲能裝置日度間充放電電量基本 平衡，其在 18 時光伏出力歸零、用電需求提升的重要節(jié)點為電網系統(tǒng)提供約占實時用電負荷近三分之一的電 力供應。我們預期在 2060 年風光裝機大幅提升的假設下，儲能裝機約占發(fā)電側總裝機的 19.9%，對應裝機容 量達 14.36 億千瓦。未來四十年，電力系統(tǒng)儲能有望從當前的百萬千瓦級成長為電力系統(tǒng)中不可或缺的組成部 分。

不過，即使電化學儲能成本下降到較低水平，但由于其本身存在的自放電性質，其儲能時間仍然只能在日度之間調節(jié)，當出現季度之間的用電需求不匹配時，如果沒有充足的裝機冗余，電網還是容易出現危機（類似 德州大停電）。而如果要實現長期的、季度之間的調節(jié)，還有賴于氫能等新型能源載體的應用。 從國家規(guī)劃來看，我國也在不斷加強抽水蓄能、電化學儲能的發(fā)展。

今年 8 月份國家能源局印發(fā)《抽水蓄 能中長期發(fā)展規(guī)劃》，文件提出抽水蓄能是當前技術最成熟、經濟性最優(yōu)、最具大規(guī)模開發(fā)條件的電力系統(tǒng)綠 色低碳清潔靈活調節(jié)電源，與風電、太陽能發(fā)電、核電、火電等配合效果較好。當前我國已投產抽水蓄能電站 總規(guī)模 3249 萬千瓦，主要分布在華東、華北、華中和廣東；在建抽水蓄能電站總規(guī)模 5513 萬千瓦，約 60%分 布在華東和華北。已建和在建規(guī)模均居世界首位。規(guī)劃提到 2025 年，抽水蓄能投產總規(guī)模 6200 萬千瓦以上； 到 2030 年，投產總規(guī)模 1.2 億千瓦左右；到 2035 年，形成滿足新能源高比例大規(guī)模發(fā)展需求的，技術先進、 管理優(yōu)質、國際競爭力強的抽水蓄能現代化產業(yè)，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企業(yè)。（報告來源：未來智庫）

3 電力：高煤價拖累火電業(yè)績，汛期來水偏枯水電出力下滑

火電：需求向好，高煤價拖累業(yè)績

電力供需偏緊推動火電利用小時上行，市場化電價邊際改善

受益于下游經濟需求持續(xù)向好及去年同期的低基數效應，今年以來我國發(fā)用電需求持續(xù)向好，1-9 月份我 國全社會用電量增速為 12.9%。9 月份我國全社會用電量為 6947 億千瓦時，同比增長 7.6%。今年 1-9 月份火電 累計發(fā)電增速為 11.9%，增速比上年同期上升 12.2 個百分點。從利用小時來看，今年 1-9 月我國火電利用小時 為 3339 小時，較去年同期上升 280 個小時。

長期來看，我們預測我國電力需求中樞有望保持在 5%左右，而隨著煤電去產能政策持續(xù)推進，火電裝機 增速將長期處于低位，火電利用小時穩(wěn)中向好的趨勢仍將長期維持?？紤]到今年用電需求向好疊加去年低基數 效應，我們在 10%的用電增速假設下，測算電力供需平衡，預期 2021 年火電利用小時為 4511 小時， 同比增長 295 小時，火電利用小時將迎來確定性改善。

我們判斷今年用電增速高增長主要系出口產業(yè)鏈拉動疊加電價機制錯位致使市場化電價過低等多重因素影 響，展望明年，一方面出口需求有可能同比下降，另外在市場化電價機制調整后，電價上漲有望壓降一部分用 電需求。綜合而言我們判斷明年用電增速中樞有望回歸 5%附近，電力行業(yè)對上游煤炭需求的拉動有望明顯回 落。

煤價高位震蕩，煤炭產量穩(wěn)中有升

2021 年 1-9 月，我國原煤產量達 29.3 億噸，同比增長 3.7%；9 月單月原煤產量為 3.3 億噸，同比下降 0.9%。盡管我國原煤產量穩(wěn)中有升，但由于下游能源需求保持快速增長，導致煤炭供需格局持續(xù)偏緊。未來考 慮到煤炭先進產能不斷釋放，我們預期后續(xù)原煤煤炭產量整體穩(wěn)中向好。

近年來進口煤作為我國煤炭供需格局重要的平衡因素，已成為政府調節(jié)煤炭價格的重要抓手。2021 年 1-9 月，我國累計進口煤 2.3 億噸，同比下滑 3.6%；9 月單月進口煤為 3288 萬噸，同比上漲 76.02%。前五個月進 口煤數量受貿易政策影響明顯收緊，6 月開始我國進口煤數量有所恢復，并整體呈現逐漸走高的趨勢，我們預 期我國全年進口煤量或將小幅下降。

從市場價來看，今年現貨價格波動較大，近期維持高位震蕩。2021 年年初秦皇島港 5500 大卡動力煤市場 價先快速上行，一度連續(xù)突破 900、1000 元/噸兩個關口，隨后快速回落。后續(xù)隨著我國用電需求高增長拉動 火電發(fā)電增速，煤炭需求持續(xù)提升，供需缺口被不斷拉大，現貨煤價持續(xù)上漲。自 9 月底開始，受部分煤企執(zhí) 行保供政策減少市場煤銷售、山西洪水影響煤炭生產等因素影響，煤價出現罕見的暴漲，5500 大卡現貨煤價 一度突破 2500 元/噸，遠超歷史極值。后續(xù)發(fā)改委啟動調控措施，通過政策干預、邊際產能核增、推動長協(xié)煤 保供等手段，使得電廠煤炭庫存快速提升、現貨煤價持續(xù)回落。

電價新政落地，電價市場化程度進一步提升

此前我國火電上網電價主要以標桿電價機制+煤電聯(lián)動為主，但由于煤電聯(lián)動政策在調整過程中受到各類 因素影響，調整往往不及預期，也在一定程度上影響了我國市場化電價改革的進程。2020 年 1 月 1 日起，我 國開始取消煤電價格聯(lián)動機制，將標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。浮動范圍為上 浮不超過 10%、下浮不超過 15%，具體電價由供需雙方協(xié)商或競價確定，但 2020 年暫不上浮。

今年以來受煤價大幅上漲、年度長協(xié)電價難以調整等因素影響，火電企業(yè)經營情況不斷惡化，煤電倒掛壓 力巨大。2021 年 10 月 12 日，國家發(fā)展改革委發(fā)布《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》。 通知明確，擴大市場交易電價上下浮動范圍，要有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網電價，燃煤發(fā)電電量原則上全 部進入電力市場，通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內形成上網電價。

通知將燃煤發(fā)電市場交易價格 浮動范圍由現行的上浮不超過 10%、下浮原則上不超過 15%，擴大為上下浮動原則上均不超過 20%，高耗能企 業(yè)市場交易電價不受上浮 20%限制；電力現貨價格不受上述幅度限制?！锻ㄖ繁砻饕苿庸ど虡I(yè)用戶都進入 市場，各地要有序推動工商業(yè)用戶全部進入電力市場，按照市場價格購電，取消工商業(yè)目錄銷售電價。對于居 民、農業(yè)用電價格，《通知》要求繼續(xù)執(zhí)行現行目錄銷售電價政策，并強調居民（含執(zhí)行居民電價的學校、社 會福利機構、社區(qū)服務中心等公益性事業(yè)用戶）、農業(yè)用電由電網企業(yè)保障供應，優(yōu)先將低價電源用于保障居 民、農業(yè)用電。

新的電價政策體現了政府進一步理順火電電價機制的決心。政策一方面使得火電企業(yè)可以向下游疏導燃料 成本上漲、保障冬季電力供應的穩(wěn)定，另一方面也有望通過合理的高電價抑制高耗能行業(yè)無序的用電需求，從 而助力能耗雙控目標的進一步落實。自政策落地以來，廣東、江蘇、山東、湖北、山西等地新增市場交易價格 已按價格政策實現近 20%的上浮，起到了疏導煤、電價格矛盾關系和緩解當前電力供應緊張局面的作用，部分 省份高耗能電價漲幅也超過 20%。長期來看，隨著我國有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網電價，擴大市場化交易 電價上下浮動范圍，確保價格形成機制更具靈活性、針對性，同時疊加成本端煤炭保供穩(wěn)價舉措等利好，未來 煤電企業(yè)盈利有進一步修復預期，盈利穩(wěn)定性也有望得到加強。

水電：汛期來水偏枯，水電利用小時亟待復蘇

汛期來水偏枯，利用小時數仍待改善

受益于去年汛期來水較好，主要水庫蓄水水位較高，年初枯期（除三月外）我國水電發(fā)電量同比保持較高 增長，但今年汛期來水偏枯，水電汛期出力不及去年。2021 年 1-9 月水電累計實現發(fā)電量 9029.9 億千瓦時，同 比下降 0.9%，其中 9 月份單月實現發(fā)電量 1408.8 億千瓦時，同比下降 0.3%。從利用小時來看，2021 年 1-9 月 我國水電累計平均利用小時為 2794 小時，同比減少 100 個小時，主要系今年汛期來水較差所致。

從歷史經驗看，水電的裝機利用小時與氣候變化，特別是與降水量具有很強的正相關性，降水量較大的年 份，水電的全年裝機利用小時也較高。例外的是 2016 年降水量大幅提升但水電利用小時并沒有明顯增加，主 要受消納能力不足及外送通道不暢等因素影響，全年累計棄水 635 億千瓦時，占當年全年水電發(fā)電量比重為 6.04%，棄水對 2016 年水電利用小時壓制明顯。2021 年 1-9 月，降水量累計達到 583.4 毫米，較去年同期下降 51.3 毫米。受降水量影響 1-9 月份水電利用小時 2794 小時，同比減少 100 個小時。整體來看，考慮到我國降水 “偶豐奇枯”的歷史規(guī)律，疊加去年汛期來水較好，我們預期今年全年水電利用小時同比可能小幅下降，在一定 程度上影響冬季用電高峰期的電力供需平衡。

分省份來看，除浙江省外，2021 年前三季度主要水電省份水電利用小時均較去年同期均有不同程度下降， 青海、廣東、廣西的水電利用小時較去年同期分別降低 584、281、240 小時。分月份來看，我國 2018-2021 年 降雨量變化趨勢基本相同，總體呈現 1-7 月逐月遞增，8 月達到峰值后回落的趨勢，這是由于我國以季風性氣 候為主，每年降雨量主要集中在夏季所致。

風電、光伏：消納明顯改善，平價加速分化

風電消納改善明顯，棄風率降至 3%

自 2016 年起，我國風電并網裝機容量增速放緩，而發(fā)電量增速保持高位。風電發(fā)電量增速高于同期裝機 增速表明閑置發(fā)電能力逐步被投入使用，利用小時同比明顯回升，風電消納情況得到明顯改善。2021 年 1-9 月， 我國累計并網風電裝機 2.97 億千瓦，同比增長 32.7%；1-9 月風電發(fā)電量為 4964 億千瓦時，同比增長 41.5%。

我們對比風電新增裝機與棄風率可以發(fā)現，2014-2015 年新增裝機同比快速增長，受消納能力及煤價走低 帶來的火電發(fā)電意愿提升等因素影響，棄風率整體呈現上升趨勢。2014 年棄風率雖有所下降，但同期風電利用小時數也有所下滑，我們判斷當年棄風改善是由于來風情況不好所致的“被動改善”，實際風電消納情況仍然 處于持續(xù)惡化。

2016 年棄風情況達到頂峰，受政策限制及企業(yè)投資意愿下降影響，新增并網裝機大幅回落。綜合來看，裝 機增速下降疊加消納情況改善是棄風率下降的最重要推動力。2016-2020 年我國風電裝機規(guī)模持續(xù)擴大，年均 復合增長率達 43.9%，同時我國年平均棄風率自 2016 年以來持續(xù)回落，風電消納能力大幅改善。2021 年前三 季度，我國整體棄風率為 3.1%，國家電網對于棄風率降至 5%以內的承諾已基本完成。

棄風電量及棄風率也呈現明顯的周期性特征，從棄風電量角度分析三季度單季棄風電量顯著低于其他季度， 主要原因系第三季度是國內大部分風電場的小風季節(jié)，發(fā)電量整體低于其他季節(jié)。從棄風率角度分析一季度單 季棄風率均顯著高于其他季度，主要原因除了冬季風資源較豐富外，我們判斷還包括供暖需求推高熱電聯(lián)產發(fā)電占比及節(jié)假日因素導致用電需求較低等。近四年來，2017 年第四季度棄風電量及單季棄風率達到歷史最高 值，此后棄風電量與單季棄風率同比均處于下降通道，證明風電消納改善呈現持續(xù)性而非脈沖性。從累計棄風 率角度來看，2017 年以來累計棄風率持續(xù)平穩(wěn)下降，2021 年前三季度累計棄風率僅為 3.1%，為 2017 年以來最 低水平，這表明風電消納情況持續(xù)好轉，有助于刺激風電裝機及發(fā)電高速增長。

分省風電分析：棄風對西北風電盈利影響嚴重，特高壓疊加省內消納助力棄風率改善

我國風電裝機分布相對集中，三北地區(qū)裝機占比較高，其中內蒙、新疆、甘肅三省裝機容量排名前三。西 北地區(qū)由于風資源優(yōu)質、土地成本較低且對風機技術要求較低，成為我國陸上風電最早開拓的區(qū)域。但在風電 機組密集投運后，受限于當地用電需求增長乏力及外送特高壓通道運營情況不及預期，西北地區(qū)出現大規(guī)模棄 風現象。

風電發(fā)電量和利用小時同比提升，尤其是新疆風電消納改善明顯。從 2020 年分省棄風電量情況來看，新疆、 內蒙古、甘肅棄風電量最高，占全國棄風電量的比重分別為 29.9%、23.8%和 10.1%。從西北三省棄風率變化 情況來看，自 2016 年起西北三省棄風率下降程度明顯，新疆、內蒙古、甘肅 2020 年較 2016 年降幅分別達約 28、12、37 個百分點，風電消納情況持續(xù)向好。

棄光率降至 3.68%，分布式發(fā)展提速

自 2015 年以來，我國光伏累計裝機容量保持穩(wěn)健增長，截至 2020 年底，光伏發(fā)電累計并網裝機容量達 2.53 億千瓦，是 2015 年光伏發(fā)電累計并網裝機容量的 5.8 倍，年均復合增長率高達 42.36%。截至 2021 年 9 月， 我國累計并網光伏裝機 2.78 億千瓦，同比增長 24.59%；1-9 月光伏發(fā)電量為 2486 億千瓦時，同比增長 24%； 棄光電量 50.2 億千瓦時，棄光率約 2%，同比下降 0.3 個百分點，光伏發(fā)電消納利用水平整體較高。

從光伏裝機總量上看，集中式光伏大幅領先分布式光伏，截至 2021 年 9 月底，我國集中式光伏總裝機1.84 億千瓦，占總裝機的 66.2%；分布式光伏總裝機為 0.94 億千瓦，占總裝機容量的 33.8%。從新增裝機結構 來看，近年來分布式占比逐漸提升，2020 年 1-9 月分布式光伏新增裝機 0.16 億千瓦，占新增光伏裝機的 64.2%， 為歷史首次超過同期集中式光伏裝機容量。前三季度分布式光伏裝機容量同比增長 89.5%，分布式光伏發(fā)展提 速主要受戶用光伏補貼和整縣（市、區(qū)）屋頂分布式光伏開發(fā)利好影響。隨著分布式光伏逐步發(fā)展，電力能源 生產效率有望得到進一步提升。

分省光伏發(fā)電分析：西藏、青海棄光率仍待改善

從分省發(fā)電量來看，2021 年 1-9 月山東、河北、青海三省發(fā)電量位列前三，分別為 235.2、208.6、160.2 億 千瓦時，同比分別增長 48.8%、30.5%、28.2%。各省份光伏發(fā)電量均顯著提升，其中貴州省同比大幅提升 82.6 個百分點，實現光伏發(fā)電量 65.2 億千瓦時，主要系“光伏+”產業(yè)項目建設持續(xù)推進，綜合能源戰(zhàn)略轉型成效 初顯。從 2021 年前三季度分省棄光率情況來看，西藏、青海棄光率最高，分別為 19.0%、14.4%，分別高出全 國平均水平 17.0、12.4 個百分點。其中，2021 年前三季度，陜西、甘肅、新疆棄電問題持續(xù)好轉，棄光率相比 去年同期分別下降 1.0、1.2、3.0 個百分點至 1.7%、1.0%、1.5%，光伏消納情況有所改善。

平價風電經濟性測算對比

長久以來，困擾我國新能源發(fā)電行業(yè)的痼疾除了棄風棄光這一消納問題，還有可再生能源補貼拖欠問題。 當前我國可再生能源補貼主要來自于從除居民生活和農業(yè)生產以外的其他用電量中征收的可再生能源附加，從 2006 年 6 月到 2016 年 1 月，補貼征收標準已從 1 厘/千瓦時提高到 1.9 分/千瓦時，但是隨著風電光伏等新能源 裝機的快速發(fā)展，補貼缺口問題日益嚴重，已成為限制新能源發(fā)展的重要因素之一。依據我們的測算顯示，當 前我國每年新能源補貼缺口約在 900 億元以上。新能源補貼的發(fā)放通常采用目錄制，即新能源發(fā)電企業(yè)在機組 并網發(fā)電后，電網與其實時結算的電價按當地火電標桿上網電價計算，差額的補貼部分被企業(yè)計入到應收賬款。 待機組被納入到相應批次的可再生能源補貼目錄后，企業(yè)將一次性收到拖欠的補貼，之后的補貼將按照相應的 周期（不同區(qū)域差異極大）滾動發(fā)放。

2018 年 6 月，財政部財政部、發(fā)改委及能源局聯(lián)合下發(fā)文件，公布第七批可再生能源電價附加資金補助目 錄。第七批目錄共納入可再生能源裝機 5584 萬千瓦，其中風電 3386 萬千瓦、集中式光伏 1729 萬千瓦、分布 式光伏 324 萬千瓦、生物質發(fā)電 145 萬千瓦。此后，第八批補貼目錄一直難以出臺，導致 2016 年 3 月之后投 產的新能源機組（尤其是光伏電站）至今未能獲得補貼，現金流壓力相對較大。

2019 年 5 月份國家發(fā)改委發(fā)布通知，為落實風電 2020 年實現與煤電平價上網的目標、優(yōu)化風電資源的高 效利用，陸上風電及海上風電的標桿電價均改為指導價。新核準的集中式陸上風電項目上網電價全部通過競爭 方式確定，不得高于項目所在資源區(qū)指導價（指導價低于當地燃煤標桿電價（含脫硫、脫硝、除塵）的地區(qū)， 以燃煤標桿電價作為指導價）；自 2021 年 1 月 1 日開始，新核準的陸上風電項目全面實現平價上網，國家不再 補貼。對 2018 年底前已核準的海上風電項目，如在 2021 年底前全部機組完成并網的，執(zhí)行核準時的上網電價； 2022 年及以后全部機組完成并網的，執(zhí)行并網年份的指導價。

2021 年以來，風電上游設備受風機大型化帶來技術降本、產業(yè)鏈內價格戰(zhàn)等因素影響，價格持續(xù)下降， 推動陸上風電單位千瓦總投資明顯下降，使得平價風電項目也能維持較好的投資回報率。

通過計算我們可以發(fā)現，風電裝機成本的快速下降基本上對沖了補貼退坡對于項目收益率的影響。對于一 個電價為 0.4 元的平價風電項目而言，當裝機成本為 6000 元/千瓦時，其項目全投資 IRR 為 8.58%，與有補貼 時（四類資源區(qū)電價為 0.47 元）、裝機成本為 7000 元/千瓦的項目 IRR 基本持平。而且考慮到平價風電項目沒 有補貼拖欠的問題，其實際盈利質量有可能會優(yōu)于此前的有補貼項目。（報告來源：未來智庫）

4 燃氣：供需錯配短期難破局，凜冬又至量價有望齊升

燃氣板塊供需錯配氣價難破局，多因共振氣量消費持續(xù)向好

全球燃氣短期供需失衡，天然氣消費長期向好

進入 2021 年，燃氣價格迅速抬升。截至 11 月 16 日，IPE 英國天然氣期貨價格交易價格為 6.86 元/方 （240 便士/色姆，同比上漲 484.8%。截至 11 月 8 日，美國 Henry Hub 天然氣交易價格為 1.09 元/方（5.08 美 元/百萬英熱單位），同比增漲 93.2%。

總體來看，本輪燃氣價格上漲呈現淡季不淡與全球共振兩個特征，這是由于天然氣生產大周期與季節(jié)性變 化小周期共振所導致。供給端來看，全球天然氣短期供給不足，疊加能源轉型驅動本輪價格上漲。18、19 年 的低氣價與 20 年新冠疫情嚴重打擊油氣商的生產積極性，同時部分地區(qū)激進的碳意識、環(huán)保意識也阻礙了天 然氣的開發(fā)利用。2020 年全球天然氣產量為 3.85 億立方米，同比減少 3%，為近十年來首次負增長，而且多個 燃氣產國削減天然氣資本開支預算。需求端來看，經濟恢復、能源轉型、碳目標與環(huán)保目標等因素拉動全球天 然氣消費量快速上漲，進一步拉大全球天然氣供需缺口。

一方面，由于 2020 年冷冬導致部分主要地區(qū)與國家 如歐洲、美國等表現出低庫存狀態(tài)，燃氣補庫需求仍然較為強勁。截至 2021 年 9 月 17 日，美國天然氣庫存總 量為 30820 億立方英尺，較去年同期減少 5890 億立方英尺，同比降幅 16.0%；9 月 22 日，歐洲天然氣庫存總 量為 8045 億立方米，較去年同期減少 2451 億立方米，同比降幅 23.35%。另一方面，今年 10 月，美國氣候中 心與我國氣象局均預計未來 3 個月內有較高概率（70%至 80%）出現“拉尼娜”現象。確定性較強的“拉尼娜” 現象很有可能引發(fā)太平洋大寒潮，形成罕見的雙冷冬。冷冬襲來情形下，中國、美國等利用天然氣冬季取暖的 國家第四季度天然氣需求仍將保持強勁。

從全球天然氣的長期供給端來看，未來全球天然氣新增供應幾乎完全來源于 已在開發(fā)的大型常規(guī)資產，主要分布在美國、俄羅斯和中東地區(qū)。美國天然氣產量預計將會抬升，海外需求是 主要推力。此外，報告數據顯示中東與北非各個國家對天然氣開發(fā)項目維持相對謹慎的態(tài)度，2021-2025 年承諾投資天然氣投資總額為 750 億美元，相對預期減少 95 億。俄羅斯產量增加主要來源于氣田的新項目開發(fā)， 除了博瓦年科沃天然氣田將增加至 1150 億立方米/年的產能外，哈拉薩維（Kharasavey）油田預計將在 2023 年 投入使用，其產能將達到 320 億立方米/年。我們預測 2021-2023 年全球天然氣供給將緩慢增加，我們將主要 產氣區(qū)分區(qū)域進行產氣量測算，根據測算結果顯示，2021-2023 年全球天然氣供給將分別達到 39686、40415 和 41170 億立方米，同比分別增加 2.98%、1.84%和 1.87%。

從全球天然氣的需求端來看，我們認為燃氣需求將呈現長期增長趨勢。一方面全球經濟活動逐漸從疫情中 復蘇，對能源需求上升；另一方面碳減排壓力帶來各國能源政策向清潔能源利用的傾斜。從區(qū)域上看，亞太地 區(qū)將成為未來燃氣需求增加的主要推手。

東南亞國家的 增量需求主要來源于天然氣發(fā)電。同時，需求的迅速增加也使得亞太區(qū)域供需平衡缺口有逐漸擴大的趨勢。此 外，中東的天然氣需求也將有明顯增加。沙特阿拉伯和伊拉克正在關注投資天然氣發(fā)電項目，伊朗等國家則逐 漸重視石油化工產品項目。綜合考慮上述因素后，我們預計 2021-2023 年全球天然氣需求將持續(xù)增加，根據測 算，天然氣需求將分別達到 39755、40476 和 41696 億立方米，同比分別增加 4.05%、2.37%和 2.41%。其中， 2021 年的天然氣需求預計將重回疫情前 2019 年的需求水平。

綜上，預計 2021-2023 年全球燃氣供需格局仍將維持緊張局面。根據測算，2021-2023 年天然氣供給將分 別短缺 89、301 和 527 億立方米。此外，季節(jié)性供需矛盾以及地緣政治帶來的不確定因素仍可能使得局部區(qū)域 的天然氣供需情況呈現十分緊張的態(tài)勢。

國內經濟反彈帶動燃氣消費，LNG 現貨氣價彈性大

就國內情況而言，我國既是天然氣消費大國也是進口大國。2017-2020 年，我國天然氣表觀消費量總體呈 上升趨勢，2018 后，消費量的增速有所放緩，受疫情影響 2020 年同比增速降低至 7.5%。在 2021 年 GDP、用 電量大幅提升的背景下，我國用氣量同比大幅提升，表明高經濟景氣度下燃氣作為大宗商品消費量得到提升。 在疫情后，經濟反彈帶動了燃氣消費，多因共振引起國內燃氣消費增長。2021 年 1-9 月實現天然氣表觀消費量 2725 億立方米，同比增加 15.2%。

中國天然氣進口量也逐年提高，進口依賴度近年來保持在 40%以上，對外依賴性較強。分類別來看，LNG 進口量增長較為迅速，而管道氣變化較小，且 2019、2020 年發(fā)生負增長，主要是因為這兩年全球天然氣價格 較低，LNG 存在一定的價格優(yōu)勢。2021 年 1-9 月，中國進口天然氣 8985 萬噸，同比增長 22.2%，進口依賴度 達 41.22%，其中，LNG 進口 5848 萬噸，同比增長 22%，管道氣 3137 萬噸，同比增長 21%。我國進口的 LNG 可分為現貨和長協(xié)兩種模式，2020 年以現貨形式進口的 LNG 為 2717 萬噸，同比增加 27.56%，占總 LNG 進口 量的 40.47%，相比于 2019 年增加了 5.12 個百分點。

價格方面，LNG 價格彈性較大，而進口管道氣相對較小，這是由于進口管道氣執(zhí)行天然氣長期協(xié)議的合約 價格。一般來說，長協(xié)氣價以較低的系數與原油價格掛鉤，這使得管道氣進口價格保持相對穩(wěn)定，價格彈性較 小。進口 LNG 方面，我國 LNG 的價格可拆分為現貨價格和長協(xié)價格。亞太地區(qū)的 LNG 進口價格主要參考日本 JCC 價格，JCC 代表了 17 種日本進口原油的平均價，與國際原油價格掛鉤；現貨價格主要與標普旗下的 JKM 價 格掛鉤，受市場供需關系影響，而 JKM 定價機制基于 MOC 平臺的小樣本定價，存在統(tǒng)計口徑偏窄的弊端，目 前東北亞地區(qū)的雙邊交易量遠高于普氏 MOC 平臺交易量，MOC 平臺每天的報盤總量非常有限，只能反映個別 交付窗口的價格水平，不能完全反映市場的總體供需情況。2021 年上半年中國 LNG 現貨到岸價格及長協(xié)掛鉤 的原油價格均呈持續(xù)增長的趨勢，帶動 LNG 綜合進口成本不斷提高，推動 LNG 價格提升。

LNG 的供氣價格市場化程度較高。目前國內的 LNG 供給有兩個主要途徑，一是售賣通過 LNG 接收站進口 的 LNG；二是國內的液化廠將管道天然氣加工為 LNG。國內 LNG 的價格幾乎不受政府管控，其價格主要受供需 關系的影響。一般來說，每年的夏季為天然氣傳統(tǒng)淡季，在冬天來臨之前，LNG 的價格處于低位。但今年 7 月 份以來，LNG 價格呈現明顯的“淡季不淡”的特征，下半年 LNG 價格快速抬升，7 月 31 日 LNG 價格達到 4900.8 元/噸，相比月初增長約 29%，8 月 31 日 LNG 價格達到 5762.9 元/噸，相比月初增長約 18%。截至 11 月 10 日，我國 LNG 市場價達 7635 元/噸，同比增加 98.62%，相比于 2020 冬季的最高價 6477.2 元/噸仍高 17.88%。

5 焚燒：焚燒發(fā)電近年規(guī)模穩(wěn)健增長，央地分擔補貼政策引領新態(tài)勢

垃圾焚燒項目穩(wěn)健增長，未來仍有較大發(fā)展空間

近年來，隨著我國城市化進程的穩(wěn)健推進，疊加人民生活水平的不斷提升、快遞及外賣等行業(yè)迅猛發(fā)展， 我國城市生活垃圾清運量總體呈現逐年增加的態(tài)勢。2020 年全國城市生活垃圾清運量達 23512 萬噸，同比下降 3%，主要系疫情導致生產生活暫停所致。生活垃圾無害化處理的方式主要包括衛(wèi)生填埋、垃圾堆肥和垃圾焚 燒等，目前我國垃圾無害化處理率已穩(wěn)定保持在 99%左右，整體處于較高水平。

從無害化處理方式來看，近年來垃圾焚燒處理量增速明顯快于城市生活垃圾清運量及無害化處理量增速， 城市垃圾焚燒量占無害化處理量的比重也從 2014 年的 33%提升至 2020 年的 62%。

補貼央地分擔，推動生物質發(fā)電行業(yè)逐步走向市場化

2020 年 10 月，財政部、發(fā)改委及國家能源局發(fā)布補充通知，針對可再生能源發(fā)電項目制定全生命周期發(fā) 電小時數。通知規(guī)定，生物質發(fā)電項目，包括農林生物質發(fā)電、垃圾焚燒發(fā)電和沼氣發(fā)電項目，全生命周期合 理利用小時數為 82500 小時。此外，對于納入可再生能源發(fā)電補貼清單范圍的生物質發(fā)電項目，自并網之日起 滿 15 年后，無論項目是否達到全生命周期補貼電量，不再享受中央財政補貼資金，核發(fā)綠證準許參與綠證交 易。

2021 年 8 月 19 日，國家發(fā)展改革委、財政部、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《2021 年生物質發(fā)電項目建設工作方 案》，按照“以收定補、央地分擔、分類管理、平穩(wěn)發(fā)展”的思路，進一步完善生物質發(fā)電開發(fā)建設管理?！斗桨浮?中明確指出為推動生物質發(fā)電行業(yè)擺脫補貼依賴，2020 年 9 月 11 日后的全部機組并網項目實行央地分擔規(guī)則， 具體比例按地區(qū)劃分，長期來看中央補貼壓力逐步減小，應發(fā)補貼的發(fā)放有望提速。2021 年生物質發(fā)電中央 補貼資金總額為 25 億元，其中：用于安排非競爭配置項目的中央補貼資金 20 億元；用于安排競爭配置項目的 中央補貼資金 5 億元。

各省十四五計劃陸續(xù)出臺，垃圾焚燒行業(yè)或迎來黃金期

2021 年 5 月國家發(fā)改委發(fā)布的《“十四五”城鎮(zhèn)生活垃圾分類和處理設施發(fā)展規(guī)劃》，在具體指標方面， 《規(guī)劃》分別就垃圾資源化利用率、垃圾分類收運能力、垃圾焚燒處理能力等提出了量化指標要求。主 要任務方面，《規(guī)劃》部署了 10 個方面重點任務，分別是加快完善垃圾分類設施體系、全面推進生活垃 圾焚燒設施建設、有序開展廚余垃圾處理設施建設、規(guī)范垃圾填埋處理設施建設、健全可回收物資源化 利用設施、加強有害垃圾分類和處理、強化設施二次環(huán)境污染防治能力建設、開展關鍵技術研發(fā)攻關和 試點示范、鼓勵生活垃圾協(xié)同處置和完善全過程監(jiān)測監(jiān)管能力建設等，并提出到 2025 年底全國城鎮(zhèn)生活 垃圾焚燒處理能力將達 80 萬噸/日。

據此，各省陸續(xù)加大生活垃圾焚燒處理的力度，出臺生活垃圾處理“十四五”規(guī)劃，分區(qū)域看各省之間 發(fā)展存在不平衡，人口密度較高的省份在生活垃圾焚燒處理能力上有更高期待，例如廣東省計劃到 2025 年底， 生活垃圾無害化處理總能力達到 16 萬噸/日以上；全省城市生活垃圾資源化利用率不低于 60%；全省焚燒 能力占比達到 80%以上。隨著垃圾處理行業(yè)的逐步細化、補貼逐步退出，該行業(yè)垃圾服務費用有望增長， 逐步走向市場化定價，對沖補貼減少帶來的收入下降。

6 環(huán)衛(wèi)：市場化驅動行業(yè)高增長，新能源環(huán)衛(wèi)車有望爆發(fā)

城鎮(zhèn)化推動環(huán)衛(wèi)事業(yè)不斷發(fā)展，市場化改革使行業(yè)滲透率顯著提升

環(huán)境衛(wèi)生管理行業(yè)作為城市管理服務行業(yè)的重要組成部分，其發(fā)展狀況在一定程度上受到城市基礎設施建 設的影響。隨著國家經濟不斷發(fā)展，城鎮(zhèn)化進程加快，目前我國城鎮(zhèn)化率約為 63.9%，較發(fā)達國家 80%以上的 城鎮(zhèn)化率尚有較大差距，未來隨著我國城鎮(zhèn)化進程持續(xù)深入，城市配套公共基礎設施逐漸完善，城市的生活垃 圾將逐漸增加。對于環(huán)衛(wèi)運營商而言，其業(yè)務范圍將不斷擴大，業(yè)務規(guī)模將不斷增長，從而推動環(huán)境衛(wèi)生管理 業(yè)的穩(wěn)步增長。

隨著城鎮(zhèn)化率的提升，基礎環(huán)衛(wèi)服務市場將保持較快增長。預計 2025 年基礎環(huán)衛(wèi)服務市場規(guī)模達到 2461 億元，較 2019 年提升 53.0%，2019-2025 年 CAGR 為 7.3%，其中道路清掃市場規(guī)模 1747 億元，較 2019 年增 長 48.8%，2019-2025 年 CAGR 為 6.9%；生活垃圾清運市場規(guī)模 365 億元，較 2019 年增長 50.4%，2019-2025 年 CAGR 為 7.0%；廁所管養(yǎng)市場規(guī)模 349 億元，較 2019 年增長 81.7%，2019-2025 年 CAGR 為 10.5%。（報告來源：未來智庫）

隨著人們對環(huán)境要求不斷提高，增值環(huán)衛(wèi)服務市場將保持較快增長。預計 2025 年增值環(huán)衛(wèi)服務市場規(guī)模 達到 1480 億元，較 2019 年提升 59.7%，2019-2025 年 CAGR 為 8.1%，其中綠地養(yǎng)護規(guī)模 691 億元，較 2019 年增長 40.4%，2019-2025 年 CAGR 為 5.8%；水域保潔市場規(guī)模 473 億元，較 2019 年增長 26.5%，2019-2025 年 CAGR 為 4.0%；垃圾分類市場規(guī)模 234 億元，較 2019 年增長 500.0%，2019-2025 年 CAGR 為 34.8%；軌道 交通物業(yè)清理市場規(guī)模 83 億元，較 2019 年增長 277.0%，2019-2025 年 CAGR 為 24.8%。

根據環(huán)境司南披露的數據，2020 年我國環(huán)衛(wèi)行業(yè)開標的首年服務費為 686 億元，較 2015 年增長 387%； 2020 年總服務費金額為 2210 億元，較 2015 年大幅增長 370%。用總服務費除以首年服務費可得平均服務期限， 以此計算 2020 年處在市場化運營的項目的總金額約 2287 億元，除以環(huán)衛(wèi)運營行業(yè)的市場容量 2855 億元，可 得我國環(huán)衛(wèi)服務行業(yè)市場化率約為 80%?？紤]到今年環(huán)衛(wèi)服務訂單多采用 PPP 模式，其中包含較多固定資產 投資，而環(huán)衛(wèi)服務運營中不包含這一部分，故我國實際的環(huán)衛(wèi)服務市場化率距離 80%仍有一定的差距。

隨著環(huán)衛(wèi)市場化改革不斷深入，環(huán)衛(wèi)一體化的趨勢也愈發(fā)明顯。該發(fā)展趨勢主要體現在以下幾個方 面：1）城鄉(xiāng)一體化：涵蓋城區(qū)、鄉(xiāng)鎮(zhèn)、村莊的道路、公路、河道等一體化環(huán)衛(wèi)作業(yè)，隨著鄉(xiāng)村振興戰(zhàn)略 和對鄉(xiāng)村人居環(huán)境的重視，城鄉(xiāng)一體化是未來重要的發(fā)展趨勢；2）水陸一體化：包括道路清掃保潔和水 域保潔養(yǎng)護，水陸一體化具有明顯的地域特征，常見于河道密集的南方地區(qū)；3）全產業(yè)鏈化：垃圾固廢 的收集、運輸、處理全部由一家運營商提供，從而明確責任主體，提高管理效率；4）投資建設和運營服務一體化：環(huán)衛(wèi)服務企業(yè)通過 PPP 模式提供整體前端的環(huán)衛(wèi)車輛、設備和相關基礎設施的規(guī)劃、建設和 后端的運營服務；5）服務區(qū)域擴大化：單一服務項目的區(qū)域逐步擴大到大中型城市，對運營服務企業(yè)的 資金實力和管理能力等提出更高的要求。

環(huán)衛(wèi)設備機械化逐年提升，碳中和倒逼環(huán)衛(wèi)設備新能源化加速

據發(fā)達國家經驗，環(huán)衛(wèi)機械化率可劃分為初級環(huán)衛(wèi)裝備階段（機械化率 30%左右）、基本環(huán)衛(wèi)裝備階段 （機械化率 60%左右）和全面環(huán)衛(wèi)裝備階段（機械化率 80%以上），據中國產業(yè)信息網顯示，2016 年末發(fā)達國 家環(huán)衛(wèi)機械化率可達 80%，與發(fā)達國家相比我國環(huán)衛(wèi)機械化尚有一定的提升空間。從上市公司角度看，2020 年美國環(huán)衛(wèi)市場的龍頭企業(yè) Waste Management 和 Republic Services Inc 的環(huán)衛(wèi)人工成本分別僅有 18%和 21%， 而國內主要的環(huán)衛(wèi)公司如龍馬環(huán)衛(wèi)、玉禾田、僑銀股份的環(huán)衛(wèi)人工成本占比分別為 65%、66%、62%，由此可 見我國目前環(huán)衛(wèi)人工成本占比偏高，大型環(huán)衛(wèi)公司未來機械化替代仍有較大空間。

由于新能源環(huán)衛(wèi)車的初始購置成本較高，包含新能源環(huán)衛(wèi)車的環(huán)衛(wèi)項目由勞動密集型向資本密集型轉變， 從而對政府和企業(yè)的現金流提出更高要求。因此我們以洗掃車為例，從現金流角度比較新能源環(huán)衛(wèi)車與傳統(tǒng)能 源環(huán)衛(wèi)車的全生命周期的經濟性，關鍵假設如下：

1. 據中國政府采購網數據顯示，2020 年傳統(tǒng)燃油洗掃車初始采購均價為 59.67 萬元/輛，新能源環(huán)衛(wèi)洗 掃車均價為 148.02 萬元/輛。

2. 傳統(tǒng)燃油環(huán)衛(wèi)車使用 0 號柴油作為燃料，柴油單價為 6.5 元/升；新能源環(huán)衛(wèi)車使用電力作為動力，電 價為 0.67 元/千瓦時。

3. 新能源環(huán)衛(wèi)車享受免稅優(yōu)惠與 5 萬元政府現金補貼獎勵。車輛保險、人工成本與維護費與傳統(tǒng)燃油車 相等。

4. 整車生命周期為 8 年，現金流折現率選取 7%，與一般環(huán)衛(wèi)項目的 IRR 相符合，假設項目現金收益流 完全相等，因此僅從成本端進行考量。

以 2020 年平均價格計算，結果顯示在整個生命周期當中，燃油環(huán)衛(wèi)車的成本現金流折現值（以下簡稱為 CPV）都比新能源環(huán)衛(wèi)車的 CPV 更低，這表明在全生命周期當中燃油環(huán)衛(wèi)車的經濟性都比新能源環(huán)衛(wèi)車更加 優(yōu)越，加上新能源環(huán)衛(wèi)車更加高昂的初始投資，政府與企業(yè)沒有內生動力去購買新能源環(huán)衛(wèi)車，此時用戶購買 新能源車的行為主要受到政策強制驅動。據銀保監(jiān)會交強險數據顯示，2019 與 2020 年我國新能源環(huán)衛(wèi)車銷量 僅占所有環(huán)衛(wèi)車銷量的 3.33%與 3.42%，明顯低于當前政策指引目標，這表明現階段環(huán)衛(wèi)新能源車的購買缺少 內生驅動力，主要受政策強制驅動。

深度復盤新能源公交車爆發(fā)史，我們發(fā)現政策推動起到至關重要的作用。一方面，政府對購置新能源公交 車尤其是純電動公交車給予一次性購置補助，2014 年起國家對 6~8 米、8~10 米、大于 10 米的純電動客車分別 提供 28.3、38、47.5 萬元每輛的一次性購置補貼，各地方政府也紛紛出臺地方補助政策，“國補+地補”雙重發(fā) 力使新能源公交車購置補貼款占當時售價的一半以上。

同時自 2015 年開始，國家還對運營中的新能源公交車 提供運行補貼，其中 6~8 米、8~10 米、10 米以上的純電動公交車在運行過程中每年可以享受 4、6、8 萬元/輛 的運營補助。另一方面，國家逐年減少成品油補助，城市公交車成品油價格補助以 2013 年作為基數，其中 2015 年減少 15%、2016 年減少 30%、2017 年減少 40%、2018 年減少 50%、2019 年減少 60%，2020 年后根據城市公交車用能結構情況另行確定。政策雙管齊下，通過補貼一增一減，使當時技術還不夠成熟的新能源公交 車經濟性顯著優(yōu)于傳統(tǒng)燃油車，新能源公交車迎來 J 型爆發(fā)增長。

2016 年起，國家調整新能源汽車推廣補貼方案，下調補貼力度，增加補貼考評指標。以動力電池為補貼 核心，以電池的生產成本和技術進步水平為核算依據，設定能耗水平、車輛續(xù)駛里程、電池/整車重量比重、 電池性能水平等補貼準入門檻，并綜合考慮電池容量大小、能量密度水平、充電倍率、節(jié)油率等因素確定車輛 補貼標準。補貼縮減迅速給火熱的新能源公交車行業(yè)降溫，行業(yè)滲透率提升速度有所下降。我們認為新能源公 交車與新能源環(huán)衛(wèi)車具有較多的相似點，二者均為公共領域車輛，主要由政府采購，受到政策影響較大，在各 地有滲透率指標，二者均為高頻使用的怠速車輛，逐步趨嚴的環(huán)保指標對車輛替換要求更高。

我們認為新能源環(huán)衛(wèi)車當前滲透率較低，距離政策目標上有明顯距離，主要是囿于經濟性考量與消費者共 識尚未形成。一方面此前新能源車成本較為高昂，對于地方政府自己運營項目有較大的財政資金壓力；另一方 面地方政府從認知到接受環(huán)衛(wèi)新能源車需要一定的時間。我們認為環(huán)衛(wèi)新能源車與上述案例有相似性，一方面 環(huán)衛(wèi)新能源車是未來確定的發(fā)展方向，得到國家的政策支持，滲透率增長的趨勢是確定性很強的事件；另一方 面制約環(huán)衛(wèi)車推廣的重要因素主要是高成本與低共識，未來隨著新能源環(huán)衛(wèi)車成本的持續(xù)降低和消費者共識的 逐步加強，環(huán)衛(wèi)新能源車滲透率未來同樣可能呈現出爆發(fā)型的 J 型成長曲線。

我們的測算結果顯示，如果在 2026 年受催化劑事件影響，新能源環(huán)衛(wèi)車開始 J 型加速，兩年內新能源環(huán) 衛(wèi)車快速爆發(fā)達到 80%的滲透率水平，那么 2026 與 2027 年對應環(huán)衛(wèi)車銷量分別為 9.1 萬輛和 24.1 萬輛，對應 市場空間分別為 984 億元與 2540 億元，較 2025 年市場空間分別提升 99.8%、415.8%。

7 污水處理：污水處理廣度與深度有望提升，污水資源化值得期待

過去 20 年，隨著城鎮(zhèn)化率的不斷提升以及經濟的快速發(fā)展，我國城鎮(zhèn)污水排放量也隨之不斷增加，2020 年我國城鎮(zhèn)污水排放量達到 571.36 億立方米，近 10 年來年均復合增速達到 4.2%。

從污水處理能力來看，2010 年之前我國的市政污水處理能力經歷了較為快速的增長階段，進入“十二五”、 “十三五”之后，由于污水處理覆蓋范圍已經較廣，因此我國污水處理能力以及污水處理率在這一期間的增速均 有了明顯放緩。根據住建部統(tǒng)計，截至 2020 年我國城市污水處理能力達到 19267 萬噸/日，縣城污水處理能力 達到 3770 萬噸/日，2002 年以來的年均復合增速分別為 9.27%和 14.05%，同時兩者的污水處理率在 2020 年也 分別達到 97.50%和 95.05%，均已達到“十三五”規(guī)劃目標值（城市污水處理率 95%、縣城污水處理率 85%）。

另一方面，雖然我國城市及縣城污水處理率已處于較高水平，但建制鎮(zhèn)及鄉(xiāng)污水處理率仍有較大的提升 空間。根據住建部的統(tǒng)計，截至 2020 年底我國建制鎮(zhèn)污水處理能力為 2740.05 萬立方米/日，污水處理率 65.35%，鄉(xiāng)污水處理能力為 104.80 萬立方米/日，污水處理率 34.87%。而《“十四五”城鎮(zhèn)污水處理及資源 化利用 發(fā)展規(guī)劃》要求到 2035 年，我國城鎮(zhèn)污水處理能力全覆蓋，可見目前我國鄉(xiāng)鎮(zhèn)污水處理比率仍有 很大提升空間，我們判斷鄉(xiāng)鎮(zhèn)污水將是“十四五”期間污水處理行業(yè)發(fā)展的一大重點。

我們預計目前國內污水處理廠中，仍有大約一半的污水處理廠由于建成時間較早，出水水質標準仍然是一 級 B，這部分在未來幾年將成為提標改造的重點。而且從出水水質標準中具體污染物的濃度來看，一級 A 標準 COD、BOD、氨氮最高允許排放濃度分別為 50mg/L、10mg/L、5mg/L，仍高于地表 V 類水，我們判斷未來政 府大概率會進一步提高對污水處理廠出水水質的要求至“準 IV 類”水，從而為污水處理末端帶來較大的提標改 造空間。

污水資源化值得期待

我國污水處理行業(yè)經過多年的發(fā)展，整體污水處理率已經有較為明顯的提升，水質環(huán)境也有了較為明顯的 改善。但是從水資源情況來看，2020 年我國水資源總量為 31605 億立方米，人均水資源量為 2994 立方米/人 （約為世界平均水平的 1/4），目前我國是全球人均水資源最貧乏的國家之一。從水資源的區(qū)域分布來看，我國 目前約有四分之一的省份人均水資源低于 1000 立方米/人，并且京津冀地區(qū)缺水問題尤為嚴重。由于水資源短 缺問題日益嚴峻，我國供水規(guī)劃已無法單純依靠傳統(tǒng)的淡水資源。為了解決這一問題，我國近年來不斷加大再 生水設施建設力度。根據住建部數據顯示，2020 年我國再生水利用量為 146 億立方米，僅占我國污水排放總量 的 20.9%，我國污水資源化事業(yè)亟待推進。

再生水按用途主要可以分為城市雜用、景觀環(huán)境、工業(yè)用水、地下水回灌和農田灌溉。從水質要求來看， 農田灌溉用水對水質要求最低，經過一級 A 污水處理廠處理后的污水即可滿足農田灌溉用水的要求，而地下水 回灌以及景觀環(huán)境用水水質要求相對較高，尤其是地下水回灌類的再生水要求 COD 濃度不高于 15mg/L，BOD 濃度不高于 4mg/L，氨氮濃度不高于 0.2mg/L，相當于地表 I-II 類水標準，對水質要求極高。

根據《不同源水和回用途徑的再生水處理工藝的選擇》，我國城市污水處理再生回用工藝主要包括三類， 分別是：1）“老三段”處理工藝：采用混凝、沉淀、過濾和消毒方式對污水廠的出水進行處理；2）膜處理工藝： 在混凝、沉淀基礎上，采用微濾、超濾、反滲透膜對污水廠出水進行處理；3）生物處理工藝：污水流經生物 濾池后，再進行混凝、沉淀或澄清、過濾處理。（報告來源：未來智庫）

《幾種典型再生水處理工藝出水水質對比分析》則對傳統(tǒng)的“混凝、沉淀和過濾”工藝與三種膜工藝（MBR、 MBR+RO、二級 RO）的出水水質進行了對比，發(fā)現傳統(tǒng)“老三段”工藝以及 MBR 單膜工藝無法滿足地下水回 灌要求，而 MBR+RO 和二級 RO 處理工藝可以滿足所有的再生水回用標準。但之前由于工程投資及運行費用 高等原因，再生水用于地下水回灌的比例仍然較少，我國再生水用途仍以農業(yè)用水、城市雜用等為主。

對于我國高質量發(fā)展、可持續(xù)發(fā)展的目標而言，污水資源化利用是未來的工業(yè)企業(yè)綠色轉型升級的必然要 求。近年國家出臺一系列產業(yè)政策，鼓勵、扶持污水資源化再利用和水深度處理行業(yè)的發(fā)展，2021 年 1 月生態(tài) 環(huán)境部等十部門聯(lián)合發(fā)布《關于推進污水資源化利用的指導意見》，《意見》提出積極推動工業(yè)廢水資源化利用， 提高重復利用率，推進園區(qū)內企業(yè)間用水系統(tǒng)集成優(yōu)化，實現串聯(lián)用水、分質用水、一水多用和梯級利用。開 展工業(yè)廢水再生利用水質監(jiān)測評價和用水管理，推動地方和重點用水企業(yè)搭建工業(yè)廢水循環(huán)利用智慧管理平臺。

《意見》指出要實施工業(yè)廢水循環(huán)利用工程，重點圍繞火電、石化、鋼鐵、有色、造紙、印染等高耗水行業(yè)， 創(chuàng)建一批工業(yè)廢水循環(huán)利用示范企業(yè)、園區(qū)。《意見》要求實施污水近零排放科技創(chuàng)新試點工程，選擇有代表 性的國家高新技術產業(yè)開發(fā)區(qū)開展技術綜合集成與示范，到 2025 年建成若干國家高新區(qū)工業(yè)廢水近零排放科 技創(chuàng)新試點工程。我們認為“十四五”期間，污水資源化細分市場有望得到快速發(fā)展。

（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。）

精選報告來源：【未來智庫】。未來智庫 - 官方網站