公用事业及环保产业行业研究：水电环保引领，循环经济绽放

细分行业看：各行业3Q24业绩表现分化。 （1）火电：Q3煤价降幅环比收窄，业绩短期承压下行。进入迎峰度夏旺季后，受持续高温天气和8月起来水边际转枯等因素影响，3Q24火电发电量同比+2.6%、增速环比修复。而3Q24电价同比微降、煤价同比降幅大幅收窄，部分火电企业燃料成本下行幅度不足以弥补上网电价降幅，使得行业Q3虽营收同比+0.6%，但归母净利润同比-26.2%。 （2）新能源：Q3装机高增、风资源同比略有转好助力发电量和业绩稳健增长。3Q24风电利用小时数同比由负转正，叠加风光装机持续高增，驱动Q3风、光发电量分别同比提升24.4%、43.1%。装机增长、发电设备成本下行驱动行业营收及净利润持续增长，但光伏利用小时维持负增长、新能源平价和市场化进程推进使行业业绩增速持续放缓。 （3）水电：来水改善+电价上涨，3Q24量利齐升。虽然Q3存在高基数、8月起来水情况边际转弱的不利因素，但得益于水电利用小时数同比仍录得+5.9%的增长、且1-3Q24常规水电装机容量增长1.3%，使得3Q24水电发电量同比仍+10.6%，叠加龙头水电运营商电价同比提升（如长江电力），行业Q3实现营收同比+8.2%、归母净利润同比+20.5%。 （4）环保：3Q24水务运营板块盈利能力向上，凸显下游需求偏弱时运营类资产的防御属性；需继续关注“以旧换新”政策下固废板块ToB模式的电废拆解赛道、“政府化债”政策下运营类资产现金流改善预期。 细分主要标的看：分化格局更显竞争优势。 （1）火电：电量增速区域分化，两个联营企业利润率更高。Q3业绩增速领先的企业主要聚焦于高温天气影响较大的长三角、川渝及湖北地区的地方性火电企业，以及坑口煤价降幅大于港口煤背景下、用煤结构以坑口煤为主的内陆火电企业；以湖北省区域性火电长源电力为例，公司3Q24营收、归母同比分别+32.8%、+76.2%，充分体现业绩优势。 从利润率情况来看，Q3“火绿联营”和“煤电联营”的火电企业毛利率更高。 （2）绿电：风电、光伏运营商业绩有所分化。Q3风资源同比略有转好后，叠加装机增长，部分风电企业业绩好转，如三峡能源Q3归母同比转正、增幅达14.7%，利润端有所改善。而平均电价下行、利用率降低使得部分光伏运营商业绩仍承压，如太阳能3Q24营收、归母净利润同比分别-36.6%、-13.5%，业绩降幅环比上半年有所扩大。 （3）核电：机组投产、运营情况为影响业绩的主要因素。如 5M24 防城港4号机组投产驱动中国广核1-3Q24营收、归母净利润同比分别+4%、+1%；中国核电受换料大修多于同期、福清4号机组小修的拖累，业绩短期有波动。 （4）水电： 8M24 起旱涝急转暂未扭转1-3Q24来水总体偏丰的形势，水电行业普遍增收且增利。以长江电力为例，3Q24乌东德、三峡水库来水总量延续同比偏丰趋势，叠加平均上网电价同比上涨，量价齐升带动3Q24公司营收同比+17.3%、净利率同比+5.8pcts。 （5）环保：电废拆解与环保运营类公司业绩表现领先行业。以玉禾田为例：公司1-3Q24实现营收/净利增长17%/11%。3Q24应收账款端存在边际好转。 火电：建议关注供需偏紧区域、积极承担省内保供任务且资产优质的地方龙头火电皖能电力。水电：建议关注水电运营商龙头长江电力。新能源发电：建议关注新能源龙头龙源电力（H）。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：建议关注环卫运营龙头玉禾田。 新增装机容量不及预期；下游需求景气度不及预期；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：高温天气背景下，3Q24用电同比增速扩大。单三季度分电源类型看，伴随装机量扩大、风/光电量分别同比+24.4%、43.1%；进入7月来水相比上半年略有转枯迹象，增速环比回落，同比+10.6%；水落火起，火电支撑性作用凸显，电量同比+2.6%、环比+24%。 利：火电电量占大头，在电力板块权重较大。Q3煤价的下跌趋于平稳，偶有出现上涨情况；而在今年年度长协价格向下、部分地区供需趋于宽松带来月度竞价偏低的背景下，叠加去年同期业绩的高基数，盈利增速有所放缓。 概览——环保行业： 1~3Q24呈现营收与利润增速下滑的趋势。继续关注“以旧换新”政策下固废板块ToB模式的电废拆解赛道、“政府化债”政策下运营类资产现金流改善预期。 图表1：1~3Q18至1~3Q24全国发电总量（左轴）及同比增速（右轴） 图表2：1~3Q20至1~3Q24电力、环保行业营收（左轴）及同比增速（右轴） 图表3：1~3Q20至1~3Q24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：利润环比稳步扩大。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。进入Q3以后煤价逐渐企稳，在去年同期高基数下，火电继续扩大利润增幅有限。 环保行业逐季追踪：业绩呈现季节性特点，每年Q3为全年业绩确认的高峰期，3Q24利润端环比Q2略有提升。 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：Q3煤价降幅环比收窄，业绩短期承压下行 进入迎峰度夏旺季后，受持续高温天气和8月起来水边际转枯等因素影响，3Q24火电发电量同比增速环比修复。1~3Q23火电累计发电量同比+2.2%，其中单3Q23火电发电量同比+2.6%。受8、 9M24 华东及川渝地区持续极端高温天气影响，3Q24全社会用电量同比增长7.7%、增速环比回升1.6pcts。在用电需求增速回升的同时，来水情况自 8M24 起出现边际转枯迹象，使得火电电量增速在3Q24实现环比提升。 3Q24市场煤价环比上季度基本持平，但同比降幅大幅收窄。3Q24秦皇岛动力煤平仓价均值为847.5元/吨，同比下降17元/吨、环比2Q24基本持平；山东滕州动力煤坑口价均值为769.9元/吨，同比下降约22元/吨、环比2Q24小幅上涨1.9%。进入Q3后气温上升，电力行业煤炭采购迎来传统旺季。然而，国内生产端在安监收紧的情况下增长有限，加之可再生能源发电增长的影响，电力行业用煤需求增速稍低。 进口煤和长协煤保障供给下，电厂库存维持在较高水平，采购积极性低迷，导致煤炭价格在短期上涨后缺乏持续动力，随后出现回调。受高温天气持续时间偏长影响，9月上旬起市场煤价开始上行，9月末气温开始转凉后止涨。 图表6：3Q22-3Q24火电发电量（左轴）及同比、环比增速（右轴） 图表7： 10M19 - 10M24 山东滕州坑口煤价与秦港动力煤平仓价走势 图表8： 10M19 - 10M24 海外港口煤价走势 3Q23发电量增速环比回升，火电营收累计增速环比收窄。受新能源装机增量转化为发电量增长以及2Q24来水情况同比大幅改善影响，火电发电空间受到可再生能源大发挤压致使2Q24全社会火电发电量同比-3.3%。而3Q23火电实现营收同比+0.6%，带动1~3Q24火电累计营收同比降幅较半年度有所收窄，主因：1）3Q23持续高温天气致使全社会用电需求环比提升，叠加来水情况自 8M24 起出现边际转枯趋势，火电承担保供责任机组负荷率提升、带来全社会火电发电量同比+2.6%；2）能源转型持续推进下，可再生能源发电量增长带来电力供需形势改善，供需转松+成本下行致使火电综合平均上网电价同比有所下降。 电价下行而市场煤价粘滞，3Q24火电行业归母净利润同比-26.2%。国内生产端在安监收紧的情况下增长有限，长协煤保障+进口煤补充下，电厂库存维持在较高水平，3Q24煤价在850元/吨上下窄幅振动。3Q24秦皇岛动力煤平仓价均值为847.5元/吨，同比下降17元/吨；山东滕州动力煤坑口价均值为769.9元/吨，同比下降约22元/吨。坑口及港口煤价同比降幅均环比逐季收窄，或造成部分火电企业燃料成本下行幅度不足以弥补上网电价降幅，使得3Q24火电行业归母净利润同比-26.2%。 1~3Q23市场煤价中枢下移，带动火电行业归母净利润同比+12.1%。以全国性火电发电商华能国际为例，1~3Q24平均上网结算电价较上年同期下降约0.013元/kWh。基于供电煤耗300g/kWh和市场煤比例100%的假设，1~3Q24坑口和港口市场煤均价分别同比下降约150、103元/吨，对应度电燃料成本分别节省约0.045、0.031元/kWh。 虽然3Q24市场煤价降幅有所收窄，但1~3Q24累计降幅仍达100元/吨以上，驱动1~3Q23火电行业归母净利润同比+12.1%。 图表9：1~3Q20-1~3Q24火电行业营收（左轴，亿元）及同比增速（右轴） 图表10：1~3Q20-1~3Q24火电行业归母净利润（左轴，亿元）及同比增速（右轴） 图表11：3Q20-3Q24火电行业营收（左轴，亿元）及同比增速（右轴） 图表12：3Q20-3Q24火电行业归母净利润（左轴，亿元）及同比增速（右轴） 3Q23火电行业毛利率及净利率同比小幅回落。一般而言，在年度长协价格铆定中枢电价后，年内市场煤价的下行幅度构成了火电行业的业绩弹性空间。市场煤价在2022年保持高位运行，成本支撑下2023年各省年度长协电价普遍实现20%顶格上浮； 2023年市场煤价中枢大幅回落后，电量电价的成本支撑减弱，但容量电价机制的出台收窄了火电企业年度综合上网电价降幅。从全国性火电企业1~3Q24综合平均上网结算电价来看，2024年综合电价降幅约在0.01元/kWh左右。而3Q24市场煤价同比降幅收窄至20元/吨左右，致使火电行业毛利率及净利润较上年同期回落。 经营性现金流净额同比显著提升，研发费用率保持上行趋势。1~3Q24火电行业业绩同比实现增长，推动经营性现金流净额同步增长，投资性现金流支出同比基本持平、略有下降，筹资性现金流净额同比下降，与资产负债率下行的趋势一致。为顺应能源清洁化转型的潮流，煤电低碳发电技术进步的必要性日渐清晰。各大发电集团增加研发投入，向“到2027年，煤电低碳发电技术路线进一步拓宽，建造和运行成本显著下降；相关项目度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低50%左右、接近天然气发电机组碳排放水平，对煤电清洁低碳转型形成较强的引领带动作用”的目标迈进。 图表13：3Q20-3Q24火电行业毛利率及净利率 图表14：3Q20~3Q24火电行业销售、管理及研发费率 图表15：1~3Q20-1~3Q24火电行业资产负债率和营收增速 图表16：1~3Q20-1~3Q24火电行业现金流净额（亿元） 2.2新能源板块：Q3装机高增、风资源同比略有转好助发电量和业绩稳健增长 3Q24风资源转好，与新增装机一同驱动发电量增长。 1-3Q24风力发电量同比增长15.4%。从新增装机量来看，1-3Q24风电装机累计增加值同比+16.8%，截至 9M24 月底全国风电累计并网容量达到4.8亿千瓦，同比+19.8%，其中陆上风电4.4亿千瓦，海上风电3910万千瓦；从风电利用效率来看，24年风资源整体看同比转弱，1-3Q24风电利用小时数同比下滑98小时、降幅为5.9%。 聚焦3Q24，风电发电量同比增长24.4%、增速环比提升16.5pct，增速提升主要由于3Q24开始风电资源同比有所转好、利用小时数开始同比由负转正，且新增装机同比增幅环比2Q24提升44.5pct。 光伏发电量高增主要受装机增长驱动，3Q24利用小时同比降幅扩大、装机增幅环比收窄，使得发电量增速环比收窄。 1-3Q24光伏装机量高增驱动发电量显著增加。从光伏利用效率来看，受大规模光伏装机并网运行拉低光伏系统利用率、降水偏多驱使光电资源转弱的影响，1-3Q24光伏利用小时数同比下滑58小时、降幅为5.7%。发电量增长主要由装机增长驱动，1-3Q24年光伏新增装机容量16088万千瓦、同比增长24.8%；分布光伏式依然是光伏装机增长的主要驱动引擎，1-3Q2