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公用环保
正文目录
利润表：稳定的盈利模式中寻找向上弹性4
电力：市场化改革提高收入端价格弹性，分电源成本端稳定性差异较大5
火电：收入与成本端的电价/煤价皆顺周期属性，容量电价提升或部分抵消利用小时下降5
水电：盈利模式稳定性高，与宏观最脱敏7
绿电：成本端类似水电，收入端顺周期影响更大8
核电：收入端入市比例仅次于火电，成本端变量主要在“铀价”9
燃气：长周期回报率稳定，接驳/工业气受经济影响大10
接驳：若地产竣工企稳，下滑幅度或优于预期11
居民销气：顺价尚在进行时，相比合理毛差还有较大空间11
工商业销气：相对市场化，尤其是大工业销气业务盈利具有顺周期属性12
水务：特许经营模式，竞争压力最小，水量对经济波动最不敏感12
现金流：G端化债有望改善现金流预期，降低财务费用13
绿电：国补倘若可以解决，有望提升利润率1pct13
环保：化债有望提振业绩与现金流，居民顺价是长效机制15
风险提示22
图表目录
图表1：2020年来公用环保超额收益：主要集中在2023/2024上半年4
图表2：主要公用事业细分领域产权模式与盈利模型4
图表3：边际定价出清5
图表4：全国分电源市场化交易比例（示意性）5
图表6：传统火电盈利模式：成本端可变成本为主6
图表7：电量增速变化对火电利用小时的影响6
图表8：新型电力系统下火电盈利模式7
图表9：水电站收入影响因素分析7
图表10：主要水电公司2023成本拆分8
图表11：主要水电公司市场化定价比例（示意性）8
图表12：主要水电公司2024年归母净利润相对外送电价敏感性8
图表13：主要水电公司利润受省内消纳电价的影响8
图表14：风电光伏收入组成9
图表15：新能源全面入市对电力交易的供给侧影响负面9
图表16：1H24各省核电市场化比例9
图表17：各核电电站综合电价下降1分/度对净利润影响9
图表18：核电成本端构成比例（不考虑三费与财务费用）10
图表19：燃料组件成本拆分10
图表20：国家发改委对燃气管道与城市燃气盈利监管10
图表21：主要燃气公司1H24接驳业务中新房占比11
免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。2
公用环保
图表22：短期市场看待接驳的视角11
图表23：龙头企业零售气量中居民占比11
图表24：1H24城燃公司毛差涨跌互现11
图表25：主要燃气公司工商业气量增速下行12
图表26：1H24龙头企业气量跑输全国12
图表27：绿电运营商合计收入CAGR达到10%（2018-2023年）13
图表28：绿电补贴拖欠导致应收账款增速超过收入增速13
图表29：2022-2023年应收补贴隐含资金成本对利润影响同比下降13
图表30：应收绿电补贴的资金成本可增厚税前利润率1pp左右13
图表31：测算绿电补贴回款延长与补贴退坡对全投资IRR的影响14
图表32：测算绿电补贴回款延长与补贴退坡对资本金IRR的影响14
图表33：2023年有46%的公司未计提应收绿电补贴减值14
图表34：2023年应收绿电补贴占净资产的比例平均为18%14
图表35：绿电企业国补和营收占比15
图表36：部分环保公司应收账款类资产/市值16
图表37：部分环保公司应收账款类资产/净资产16
图表38：2022年全国污水处理费财政负担率测算16
图表39：2022年全国及部分地区污水处理费中终端付费与财政付费比例16
图表40：2022年全国及部分地区污水处理费中终端付费与财政付费比例17
图表41：重
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