（報(bào)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(shù) 17.63 個(gè)百分點(diǎn)

2021 年市場波動(dòng)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(qiáng)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(jí)行業(yè)指數(shù)相比處于第 11 位；同期滬深 300 指數(shù) 下跌 6.2%，電力板塊累計(jì)跑贏大盤 17.63 個(gè)百分點(diǎn)。

火電、水電、煤氣子板塊上漲

截止到 2021 年 11 月 12 日，據(jù)中信行業(yè)指數(shù)分類，水電子板塊上漲 10.44%，跑贏滬深 300 指數(shù) 16.64 個(gè) 百分點(diǎn)；火電子板塊上升 14.50%，跑贏滬深 300 指數(shù) 20.70 個(gè)百分點(diǎn)；燃?xì)馍仙?12.48%，跑贏滬深 300 指數(shù) 18.68 個(gè)百分點(diǎn)。整體來看，電力行業(yè)中火電板塊與燃?xì)獍鍓K表現(xiàn)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(yù)期市盈率為 23.54 倍，居于各行業(yè)中下游水平。而根據(jù)最新凈資產(chǎn)計(jì)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(shù) 19.14 個(gè)百分點(diǎn)

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

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(jìn)行跟蹤研究，并將這些公司細(xì)分為水務(wù)運(yùn)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(gè)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(wù)運(yùn)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(yù)期 PE 為 39 倍，居于各行業(yè)中游水平。而根據(jù)最新凈資產(chǎn)計(jì)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(dòng)我國能源結(jié)構(gòu)持續(xù)轉(zhuǎn)型

我國當(dāng)前二氧化碳排放量維持高位，結(jié)構(gòu)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(jīng)濟(jì)總量快速增長、一次能源消費(fèi)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(dòng)碳中和預(yù)期不斷落地

碳中和是指通過各類技術(shù)應(yīng)用，抵消自身產(chǎn)生的二氧化碳或溫室氣體排放量達(dá)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(shù)活動(dòng)來抵消人類活動(dòng)產(chǎn)生的 CO2，通過 碳排放和碳去除達(dá)到平衡的效果。要實(shí)現(xiàn)碳中和的目標(biāo)，我們需要通過政策性的措施降低碳排放，并采取技術(shù) 手段針對難脫碳行業(yè)的排放問題進(jìn)行對沖。目前我國已在發(fā)電行業(yè)推動(dòng)碳排放權(quán)交易配額總量設(shè)定與分配實(shí)施， 引入碳配額等交易政策推動(dòng)企業(yè)實(shí)現(xiàn)節(jié)能減排。未來從技術(shù)路線角度出發(fā)，我們預(yù)期脫碳路徑主要包括以下三 類：

碳捕集與封存技術(shù)（CCS）：將工業(yè)生活活動(dòng)所產(chǎn)生的二氧化碳收集起來，并用各種方法儲(chǔ)存以避免其排 放到大氣中。這種技術(shù)被認(rèn)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(jīng)濟(jì)、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(chǎn)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(jìn)而減少碳排放量。例如在工業(yè)領(lǐng)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(shí)現(xiàn)零污染、零碳排放。

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

在一次能源結(jié)構(gòu)方面，隨著風(fēng)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(jīng)接近此前預(yù)定“十三五”末 15%的水平。根據(jù)國網(wǎng)能源研究院的預(yù)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(yīng)的主體，2060 年非化石能源占一次能源比重有望達(dá)到約 80%。

其中風(fēng)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(jìn)一步提升至 31%和 21%。在終端能源品種結(jié)構(gòu)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(shí)現(xiàn)碳中和的關(guān)鍵。電能占終端能源消費(fèi)比重 2025 年、2035 年、2050 年、2060 年有望分別達(dá)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(jù)相關(guān)權(quán)威機(jī)構(gòu)預(yù)期及我們對于未來我國能源結(jié)構(gòu)演變的估計(jì)，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(jù)模型測算，假定未來十年我國單位 GDP 能耗復(fù)合增速為-2%（2019 年為2.6%），GDP 復(fù)合增速為 3.8%，對應(yīng) 2030 年我國一次能源消費(fèi)總量為 58.78 億噸標(biāo)煤，這一數(shù)據(jù)與主流機(jī)構(gòu)預(yù)期的 58~60 億噸標(biāo)煤耗的數(shù)據(jù)較為吻合。我們預(yù)測一次能源消費(fèi)總量在 2030 年達(dá)峰后，會(huì)保持穩(wěn)步下降趨 勢；能源供給結(jié)構(gòu)中原煤占比快速下降，非化石能源占比快速提升。我們預(yù)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(qiáng)度較大的原煤占比相對較低。

我們依據(jù)一次能源結(jié)構(gòu)，推算分能源類型的碳排放趨勢。我們預(yù)期在 2030 年碳達(dá)峰的時(shí)點(diǎn)， 我國二氧化碳排放總量達(dá) 102 億噸，較當(dāng)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(jī)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(yù)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(shí)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(shù)予以吸收對沖，從而實(shí)現(xiàn) 2060 年碳中和的目標(biāo)。

煤電裝機(jī) 2030 年達(dá)峰，未來光伏風(fēng)電將成為主力機(jī)組

依據(jù)我國用電量需求增長預(yù)測模型，疊加相關(guān)權(quán)威機(jī)構(gòu)對風(fēng)電、光伏裝機(jī)增長的預(yù)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(jī)及電量規(guī)模和結(jié)構(gòu)預(yù)測如下。我們預(yù)期 2030 年前后我國 燃煤發(fā)電裝機(jī)有望達(dá)峰，峰值為 12.9 億千瓦，此后裝機(jī)規(guī)模及利用小時(shí)均逐步下降，成為電網(wǎng)調(diào)峰輔助能力 的重要組成部分。

水電裝機(jī)增長有望趨緩，2030 年預(yù)期為 4.68 億千瓦，之后逐步達(dá)到 5.58 億千瓦的經(jīng)濟(jì)開發(fā)容量。核電仍 有望保持快速增長，2020 至 2030 年間預(yù)期年化新增裝機(jī)為 900 萬千瓦左右，2030 年至 2050 年的年化新增核 電裝機(jī)有望達(dá) 1200 萬千瓦。 風(fēng)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(jī)增速，并在未來得 益于儲(chǔ)能裝置降低調(diào)峰成本，裝機(jī)增長進(jìn)一步提升。到 2030 年時(shí)，我們預(yù)期風(fēng)電及光伏裝機(jī)分別為 6.7 億、 11.5 億千瓦，滿足政策對于 2030 年風(fēng)電光伏裝機(jī)合計(jì)達(dá) 12 億千瓦以上的預(yù)期。到 2060 年，風(fēng)電和光伏裝機(jī) 分別為 17.3 億和 37 億千瓦，占電力總裝機(jī)的比重超過 70%。

未來儲(chǔ)能將成為平滑新能源出力波動(dòng)的重要手段

儲(chǔ)能技術(shù)是指通過某種介質(zhì)或者裝置，把以電能、機(jī)械能、熱能、化學(xué)能為代表的某種能源形式用同一種 或者轉(zhuǎn)換成另一種能量形式存儲(chǔ)，并基于未來應(yīng)用需要以特定的能量形式釋放出來的一系列技術(shù)和措施，包括 煤、石油、燃?xì)獾然茉醇半娏Α崮?、氫能、成品油等二次能源的存?chǔ)技術(shù)。根據(jù)不同能量形式及技術(shù)原 理，儲(chǔ)能技術(shù)主要分為物理儲(chǔ)能（抽水蓄能、壓縮空氣儲(chǔ)能、飛輪儲(chǔ)能等）、電磁儲(chǔ)能（超級(jí)電容器儲(chǔ)能和超 導(dǎo)磁儲(chǔ)能等）、電化學(xué)儲(chǔ)能（鉛酸電池、鋰離子電池、鈉硫電池和液流電池等）、熱能存儲(chǔ)等，其技術(shù)特點(diǎn)和應(yīng) 用場景存在差異。

短期來看，我國儲(chǔ)能技術(shù)仍將保持抽水蓄能技術(shù)為主，電化學(xué)儲(chǔ)能規(guī)?？焖僭鲩L的局面。截至 2019 年底，中國已投運(yùn)儲(chǔ)能項(xiàng)目累計(jì)裝機(jī)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(jì)裝機(jī)規(guī)模達(dá)到 30.3GW，占比為 93.4%。抽水蓄能 相對其他儲(chǔ)能方式成本較低、技術(shù)相對成熟，短期看來，其在儲(chǔ)能應(yīng)用中的主導(dǎo)地位不會(huì)被動(dòng)搖。電化學(xué)儲(chǔ)能 項(xiàng)目的累計(jì)裝機(jī)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(chǔ)能技術(shù)是實(shí)現(xiàn)高比例可再生能源接入電網(wǎng)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(dòng)能源轉(zhuǎn)型的關(guān)鍵支撐技術(shù)。一方面，隨著儲(chǔ)能技術(shù)的不斷發(fā)展，儲(chǔ)能技術(shù)的 成本將持續(xù)下降，在未來將成為電網(wǎng)調(diào)節(jié)的關(guān)鍵技術(shù)手段。以電化學(xué)儲(chǔ)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(chǔ)能成本的快速下降，為其大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用奠定了基礎(chǔ)。

另一方面， 我國儲(chǔ)能技術(shù)產(chǎn)業(yè)鏈逐步完善，已經(jīng)從材料生產(chǎn)、設(shè)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(chǎn)業(yè)鏈，并且在主流技術(shù)和前沿技術(shù)上都有所布局，并培育了以寧德時(shí)代、比亞迪、中科儲(chǔ)能等為代表的一 批技術(shù)領(lǐng)先的儲(chǔ)能廠商。完善的產(chǎn)業(yè)鏈不僅帶來生產(chǎn)規(guī)模效應(yīng)，而且有助于企業(yè)自主研發(fā)適合市場需求的儲(chǔ)能 產(chǎn)品，進(jìn)一步擴(kuò)展儲(chǔ)能技術(shù)的應(yīng)用領(lǐng)域，有助于我國儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)規(guī)?；l(fā)展。

基于我們前述模型測算的裝機(jī)結(jié)構(gòu)，我們針對日度電力系統(tǒng)負(fù)荷平衡進(jìn)行核算，以推斷未來儲(chǔ)能裝置的裝機(jī)規(guī)模。我們預(yù)期到 2060 年，風(fēng)電、光伏裝機(jī)占總裝機(jī)比重分別為 22.6%、50.6%，煤電及氣電僅作為電網(wǎng)調(diào) 峰平衡機(jī)組維持電網(wǎng)穩(wěn)定運(yùn)行。

我們將各類裝機(jī)出力加總，即可得到發(fā)電裝機(jī)總出力曲線，將其與用電需求曲線結(jié)合，即可測算儲(chǔ)能裝置 在日度電力供需平衡中的充放電過程。根據(jù)模型測算顯示，在此條件假設(shè)下，儲(chǔ)能裝置日度間充放電電量基本 平衡，其在 18 時(shí)光伏出力歸零、用電需求提升的重要節(jié)點(diǎn)為電網(wǎng)系統(tǒng)提供約占實(shí)時(shí)用電負(fù)荷近三分之一的電 力供應(yīng)。我們預(yù)期在 2060 年風(fēng)光裝機(jī)大幅提升的假設(shè)下，儲(chǔ)能裝機(jī)約占發(fā)電側(cè)總裝機(jī)的 19.9%，對應(yīng)裝機(jī)容 量達(dá) 14.36 億千瓦。未來四十年，電力系統(tǒng)儲(chǔ)能有望從當(dāng)前的百萬千瓦級(jí)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(xué)儲(chǔ)能成本下降到較低水平，但由于其本身存在的自放電性質(zhì)，其儲(chǔ)能時(shí)間仍然只能在日度之間調(diào)節(jié)，當(dāng)出現(xiàn)季度之間的用電需求不匹配時(shí)，如果沒有充足的裝機(jī)冗余，電網(wǎng)還是容易出現(xiàn)危機(jī)（類似 德州大停電）。而如果要實(shí)現(xiàn)長期的、季度之間的調(diào)節(jié)，還有賴于氫能等新型能源載體的應(yīng)用。 從國家規(guī)劃來看，我國也在不斷加強(qiáng)抽水蓄能、電化學(xué)儲(chǔ)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(dāng)前技術(shù)最成熟、經(jīng)濟(jì)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(diào)節(jié)電源，與風(fēng)電、太陽能發(fā)電、核電、火電等配合效果較好。當(dāng)前我國已投產(chǎn)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(chǎn)總規(guī)模 6200 萬千瓦以上； 到 2030 年，投產(chǎn)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(shù)先進(jìn)、 管理優(yōu)質(zhì)、國際競爭力強(qiáng)的抽水蓄能現(xiàn)代化產(chǎn)業(yè)，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企業(yè)。（報(bào)告來源：未來智庫）

3 電力：高煤價(jià)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(jià)拖累業(yè)績

電力供需偏緊推動(dòng)火電利用小時(shí)上行，市場化電價(jià)邊際改善

受益于下游經(jīng)濟(jì)需求持續(xù)向好及去年同期的低基數(shù)效應(yīng)，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(huì)用電量增速為 12.9%。9 月份我國全社會(huì)用電量為 6947 億千瓦時(shí)，同比增長 7.6%。今年 1-9 月份火電 累計(jì)發(fā)電增速為 11.9%，增速比上年同期上升 12.2 個(gè)百分點(diǎn)。從利用小時(shí)來看，今年 1-9 月我國火電利用小時(shí) 為 3339 小時(shí)，較去年同期上升 280 個(gè)小時(shí)。

長期來看，我們預(yù)測我國電力需求中樞有望保持在 5%左右，而隨著煤電去產(chǎn)能政策持續(xù)推進(jìn)，火電裝機(jī) 增速將長期處于低位，火電利用小時(shí)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(shù) 效應(yīng)，我們在 10%的用電增速假設(shè)下，測算電力供需平衡，預(yù)期 2021 年火電利用小時(shí)為 4511 小時(shí)， 同比增長 295 小時(shí)，火電利用小時(shí)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(chǎn)業(yè)鏈拉動(dòng)疊加電價(jià)機(jī)制錯(cuò)位致使市場化電價(jià)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(jià)機(jī)制調(diào)整后，電價(jià)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(dòng)有望明顯回 落。

煤價(jià)高位震蕩，煤炭產(chǎn)量穩(wěn)中有升

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

近年來進(jìn)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(diào)節(jié)煤炭價(jià)格的重要抓手。2021 年 1-9 月，我國累計(jì)進(jìn)口煤 2.3 億噸，同比下滑 3.6%；9 月單月進(jìn)口煤為 3288 萬噸，同比上漲 76.02%。前五個(gè)月進(jìn) 口煤數(shù)量受貿(mào)易政策影響明顯收緊，6 月開始我國進(jìn)口煤數(shù)量有所恢復(fù)，并整體呈現(xiàn)逐漸走高的趨勢，我們預(yù) 期我國全年進(jìn)口煤量或?qū)⑿》陆怠?/p>

從市場價(jià)來看，今年現(xiàn)貨價(jià)格波動(dòng)較大，近期維持高位震蕩。2021 年年初秦皇島港 5500 大卡動(dòng)力煤市場 價(jià)先快速上行，一度連續(xù)突破 900、1000 元/噸兩個(gè)關(guān)口，隨后快速回落。后續(xù)隨著我國用電需求高增長拉動(dòng) 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(xiàn)貨煤價(jià)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(chǎn)等因素影響，煤價(jià)出現(xiàn)罕見的暴漲，5500 大卡現(xiàn)貨煤價(jià) 一度突破 2500 元/噸，遠(yuǎn)超歷史極值。后續(xù)發(fā)改委啟動(dòng)調(diào)控措施，通過政策干預(yù)、邊際產(chǎn)能核增、推動(dòng)長協(xié)煤 保供等手段，使得電廠煤炭庫存快速提升、現(xiàn)貨煤價(jià)持續(xù)回落。

電價(jià)新政落地，電價(jià)市場化程度進(jìn)一步提升

此前我國火電上網(wǎng)電價(jià)主要以標(biāo)桿電價(jià)機(jī)制+煤電聯(lián)動(dòng)為主，但由于煤電聯(lián)動(dòng)政策在調(diào)整過程中受到各類 因素影響，調(diào)整往往不及預(yù)期，也在一定程度上影響了我國市場化電價(jià)改革的進(jìn)程。2020 年 1 月 1 日起，我 國開始取消煤電價(jià)格聯(lián)動(dòng)機(jī)制，將標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制改為“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動(dòng)”的市場化機(jī)制。浮動(dòng)范圍為上 浮不超過 10%、下浮不超過 15%，具體電價(jià)由供需雙方協(xié)商或競價(jià)確定，但 2020 年暫不上浮。

今年以來受煤價(jià)大幅上漲、年度長協(xié)電價(jià)難以調(diào)整等因素影響，火電企業(yè)經(jīng)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(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場化改革的通知》。 通知明確，擴(kuò)大市場交易電價(jià)上下浮動(dòng)范圍，要有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價(jià)，燃煤發(fā)電電量原則上全 部進(jìn)入電力市場，通過市場交易在“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動(dòng)”范圍內(nèi)形成上網(wǎng)電價(jià)。

通知將燃煤發(fā)電市場交易價(jià)格 浮動(dòng)范圍由現(xiàn)行的上浮不超過 10%、下浮原則上不超過 15%，擴(kuò)大為上下浮動(dòng)原則上均不超過 20%，高耗能企 業(yè)市場交易電價(jià)不受上浮 20%限制；電力現(xiàn)貨價(jià)格不受上述幅度限制?！锻ㄖ繁砻饕苿?dòng)工商業(yè)用戶都進(jìn)入 市場，各地要有序推動(dòng)工商業(yè)用戶全部進(jìn)入電力市場，按照市場價(jià)格購電，取消工商業(yè)目錄銷售電價(jià)。對于居 民、農(nóng)業(yè)用電價(jià)格，《通知》要求繼續(xù)執(zhí)行現(xiàn)行目錄銷售電價(jià)政策，并強(qiáng)調(diào)居民（含執(zhí)行居民電價(jià)的學(xué)校、社 會(huì)福利機(jī)構(gòu)、社區(qū)服務(wù)中心等公益性事業(yè)用戶）、農(nóng)業(yè)用電由電網(wǎng)企業(yè)保障供應(yīng)，優(yōu)先將低價(jià)電源用于保障居 民、農(nóng)業(yè)用電。

新的電價(jià)政策體現(xiàn)了政府進(jìn)一步理順火電電價(jià)機(jī)制的決心。政策一方面使得火電企業(yè)可以向下游疏導(dǎo)燃料 成本上漲、保障冬季電力供應(yīng)的穩(wěn)定，另一方面也有望通過合理的高電價(jià)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(biāo)的進(jìn)一步落實(shí)。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(jià)格 已按價(jià)格政策實(shí)現(xiàn)近 20%的上浮，起到了疏導(dǎo)煤、電價(jià)格矛盾關(guān)系和緩解當(dāng)前電力供應(yīng)緊張局面的作用，部分 省份高耗能電價(jià)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(wǎng)電價(jià)，擴(kuò)大市場化交易 電價(jià)上下浮動(dòng)范圍，確保價(jià)格形成機(jī)制更具靈活性、針對性，同時(shí)疊加成本端煤炭保供穩(wěn)價(jià)舉措等利好，未來 煤電企業(yè)盈利有進(jìn)一步修復(fù)預(yù)期，盈利穩(wěn)定性也有望得到加強(qiáng)。

水電：汛期來水偏枯，水電利用小時(shí)亟待復(fù)蘇

汛期來水偏枯，利用小時(shí)數(shù)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(jì)實(shí)現(xiàn)發(fā)電量 9029.9 億千瓦時(shí)，同 比下降 0.9%，其中 9 月份單月實(shí)現(xiàn)發(fā)電量 1408.8 億千瓦時(shí)，同比下降 0.3%。從利用小時(shí)來看，2021 年 1-9 月 我國水電累計(jì)平均利用小時(shí)為 2794 小時(shí)，同比減少 100 個(gè)小時(shí)，主要系今年汛期來水較差所致。

從歷史經(jīng)驗(yàn)看，水電的裝機(jī)利用小時(shí)與氣候變化，特別是與降水量具有很強(qiáng)的正相關(guān)性，降水量較大的年 份，水電的全年裝機(jī)利用小時(shí)也較高。例外的是 2016 年降水量大幅提升但水電利用小時(shí)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(jì)棄水 635 億千瓦時(shí)，占當(dāng)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(shí)壓制明顯。2021 年 1-9 月，降水量累計(jì)達(dá)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(shí) 2794 小時(shí)，同比減少 100 個(gè)小時(shí)。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(yù)期今年全年水電利用小時(shí)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(shí)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(shí)較去年同期分別降低 584、281、240 小時(shí)。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(xiàn) 1-7 月逐月遞增，8 月達(dá)到峰值后回落的趨勢，這是由于我國以季風(fēng)性氣 候?yàn)橹?，每年降雨量主要集中在夏季所致?/p>

風(fēng)電、光伏：消納明顯改善，平價(jià)加速分化

風(fēng)電消納改善明顯，棄風(fēng)率降至 3%

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

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

2016 年棄風(fēng)情況達(dá)到頂峰，受政策限制及企業(yè)投資意愿下降影響，新增并網(wǎng)裝機(jī)大幅回落。綜合來看，裝 機(jī)增速下降疊加消納情況改善是棄風(fēng)率下降的最重要推動(dòng)力。2016-2020 年我國風(fēng)電裝機(jī)規(guī)模持續(xù)擴(kuò)大，年均 復(fù)合增長率達(dá) 43.9%，同時(shí)我國年平均棄風(fēng)率自 2016 年以來持續(xù)回落，風(fēng)電消納能力大幅改善。2021 年前三 季度，我國整體棄風(fēng)率為 3.1%，國家電網(wǎng)對于棄風(fēng)率降至 5%以內(nèi)的承諾已基本完成。

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

分省風(fēng)電分析：棄風(fēng)對西北風(fēng)電盈利影響嚴(yán)重，特高壓疊加省內(nèi)消納助力棄風(fēng)率改善

我國風(fēng)電裝機(jī)分布相對集中，三北地區(qū)裝機(jī)占比較高，其中內(nèi)蒙、新疆、甘肅三省裝機(jī)容量排名前三。西 北地區(qū)由于風(fēng)資源優(yōu)質(zhì)、土地成本較低且對風(fēng)機(jī)技術(shù)要求較低，成為我國陸上風(fēng)電最早開拓的區(qū)域。但在風(fēng)電 機(jī)組密集投運(yùn)后，受限于當(dāng)?shù)赜秒娦枨笤鲩L乏力及外送特高壓通道運(yùn)營情況不及預(yù)期，西北地區(qū)出現(xiàn)大規(guī)模棄 風(fēng)現(xiàn)象。

風(fēng)電發(fā)電量和利用小時(shí)同比提升，尤其是新疆風(fēng)電消納改善明顯。從 2020 年分省棄風(fēng)電量情況來看，新疆、 內(nèi)蒙古、甘肅棄風(fēng)電量最高，占全國棄風(fēng)電量的比重分別為 29.9%、23.8%和 10.1%。從西北三省棄風(fēng)率變化 情況來看，自 2016 年起西北三省棄風(fēng)率下降程度明顯，新疆、內(nèi)蒙古、甘肅 2020 年較 2016 年降幅分別達(dá)約 28、12、37 個(gè)百分點(diǎn)，風(fēng)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(jì)裝機(jī)容量保持穩(wěn)健增長，截至 2020 年底，光伏發(fā)電累計(jì)并網(wǎng)裝機(jī)容量達(dá) 2.53 億千瓦，是 2015 年光伏發(fā)電累計(jì)并網(wǎng)裝機(jī)容量的 5.8 倍，年均復(fù)合增長率高達(dá) 42.36%。截至 2021 年 9 月， 我國累計(jì)并網(wǎng)光伏裝機(jī) 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(shí)，同比增長 24%； 棄光電量 50.2 億千瓦時(shí)，棄光率約 2%，同比下降 0.3 個(gè)百分點(diǎn)，光伏發(fā)電消納利用水平整體較高。

從光伏裝機(jī)總量上看，集中式光伏大幅領(lǐng)先分布式光伏，截至 2021 年 9 月底，我國集中式光伏總裝機(jī)1.84 億千瓦，占總裝機(jī)的 66.2%；分布式光伏總裝機(jī)為 0.94 億千瓦，占總裝機(jī)容量的 33.8%。從新增裝機(jī)結(jié)構(gòu) 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(jī) 0.16 億千瓦，占新增光伏裝機(jī)的 64.2%， 為歷史首次超過同期集中式光伏裝機(jī)容量。前三季度分布式光伏裝機(jī)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(bǔ)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(chǎn)效率有望得到進(jìn)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(shí)，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(gè)百分點(diǎn)，實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電量 65.2 億千瓦時(shí)，主要系“光伏+”產(chǎn)業(yè)項(xiàng)目建設(shè)持續(xù)推進(jìn)，綜合能源戰(zhàn)略轉(zhuǎn)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(gè)百分點(diǎn)。其中，2021 年前三季度，陜西、甘肅、新疆棄電問題持續(xù)好轉(zhuǎn)，棄光率相比 去年同期分別下降 1.0、1.2、3.0 個(gè)百分點(diǎn)至 1.7%、1.0%、1.5%，光伏消納情況有所改善。

平價(jià)風(fēng)電經(jīng)濟(jì)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(fēng)棄光這一消納問題，還有可再生能源補(bǔ)貼拖欠問題。 當(dāng)前我國可再生能源補(bǔ)貼主要來自于從除居民生活和農(nóng)業(yè)生產(chǎn)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(bǔ)貼征收標(biāo)準(zhǔn)已從 1 厘/千瓦時(shí)提高到 1.9 分/千瓦時(shí)，但是隨著風(fēng)電光伏等新能源 裝機(jī)的快速發(fā)展，補(bǔ)貼缺口問題日益嚴(yán)重，已成為限制新能源發(fā)展的重要因素之一。依據(jù)我們的測算顯示，當(dāng) 前我國每年新能源補(bǔ)貼缺口約在 900 億元以上。新能源補(bǔ)貼的發(fā)放通常采用目錄制，即新能源發(fā)電企業(yè)在機(jī)組 并網(wǎng)發(fā)電后，電網(wǎng)與其實(shí)時(shí)結(jié)算的電價(jià)按當(dāng)?shù)鼗痣姌?biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)計(jì)算，差額的補(bǔ)貼部分被企業(yè)計(jì)入到應(yīng)收賬款。 待機(jī)組被納入到相應(yīng)批次的可再生能源補(bǔ)貼目錄后，企業(yè)將一次性收到拖欠的補(bǔ)貼，之后的補(bǔ)貼將按照相應(yīng)的 周期（不同區(qū)域差異極大）滾動(dòng)發(fā)放。

2018 年 6 月，財(cái)政部財(cái)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(jià)附加資金補(bǔ)助目 錄。第七批目錄共納入可再生能源裝機(jī) 5584 萬千瓦，其中風(fēng)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(zhì)發(fā)電 145 萬千瓦。此后，第八批補(bǔ)貼目錄一直難以出臺(tái)，導(dǎo)致 2016 年 3 月之后投 產(chǎn)的新能源機(jī)組（尤其是光伏電站）至今未能獲得補(bǔ)貼，現(xiàn)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(shí)風(fēng)電 2020 年實(shí)現(xiàn)與煤電平價(jià)上網(wǎng)的目標(biāo)、優(yōu)化風(fēng)電資源的高 效利用，陸上風(fēng)電及海上風(fēng)電的標(biāo)桿電價(jià)均改為指導(dǎo)價(jià)。新核準(zhǔn)的集中式陸上風(fēng)電項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)全部通過競爭 方式確定，不得高于項(xiàng)目所在資源區(qū)指導(dǎo)價(jià)（指導(dǎo)價(jià)低于當(dāng)?shù)厝济簶?biāo)桿電價(jià)（含脫硫、脫硝、除塵）的地區(qū)， 以燃煤標(biāo)桿電價(jià)作為指導(dǎo)價(jià)）；自 2021 年 1 月 1 日開始，新核準(zhǔn)的陸上風(fēng)電項(xiàng)目全面實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)，國家不再 補(bǔ)貼。對 2018 年底前已核準(zhǔn)的海上風(fēng)電項(xiàng)目，如在 2021 年底前全部機(jī)組完成并網(wǎng)的，執(zhí)行核準(zhǔn)時(shí)的上網(wǎng)電價(jià)； 2022 年及以后全部機(jī)組完成并網(wǎng)的，執(zhí)行并網(wǎng)年份的指導(dǎo)價(jià)。

2021 年以來，風(fēng)電上游設(shè)備受風(fēng)機(jī)大型化帶來技術(shù)降本、產(chǎn)業(yè)鏈內(nèi)價(jià)格戰(zhàn)等因素影響，價(jià)格持續(xù)下降， 推動(dòng)陸上風(fēng)電單位千瓦總投資明顯下降，使得平價(jià)風(fēng)電項(xiàng)目也能維持較好的投資回報(bào)率。

通過計(jì)算我們可以發(fā)現(xiàn)，風(fēng)電裝機(jī)成本的快速下降基本上對沖了補(bǔ)貼退坡對于項(xiàng)目收益率的影響。對于一 個(gè)電價(jià)為 0.4 元的平價(jià)風(fēng)電項(xiàng)目而言，當(dāng)裝機(jī)成本為 6000 元/千瓦時(shí)，其項(xiàng)目全投資 IRR 為 8.58%，與有補(bǔ)貼 時(shí)（四類資源區(qū)電價(jià)為 0.47 元）、裝機(jī)成本為 7000 元/千瓦的項(xiàng)目 IRR 基本持平。而且考慮到平價(jià)風(fēng)電項(xiàng)目沒 有補(bǔ)貼拖欠的問題，其實(shí)際盈利質(zhì)量有可能會(huì)優(yōu)于此前的有補(bǔ)貼項(xiàng)目。（報(bào)告來源：未來智庫）

4 燃?xì)猓汗┬桢e(cuò)配短期難破局，凜冬又至量價(jià)有望齊升

燃?xì)獍鍓K供需錯(cuò)配氣價(jià)難破局，多因共振氣量消費(fèi)持續(xù)向好

全球燃?xì)舛唐诠┬枋Ш?，天然氣消費(fèi)長期向好

進(jìn)入 2021 年，燃?xì)鈨r(jià)格迅速抬升。截至 11 月 16 日，IPE 英國天然氣期貨價(jià)格交易價(jià)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(jià)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?xì)鈨r(jià)格上漲呈現(xiàn)淡季不淡與全球共振兩個(gè)特征，這是由于天然氣生產(chǎn)大周期與季節(jié)性變 化小周期共振所導(dǎo)致。供給端來看，全球天然氣短期供給不足，疊加能源轉(zhuǎn)型驅(qū)動(dòng)本輪價(jià)格上漲。18、19 年 的低氣價(jià)與 20 年新冠疫情嚴(yán)重打擊油氣商的生產(chǎn)積極性，同時(shí)部分地區(qū)激進(jìn)的碳意識(shí)、環(huán)保意識(shí)也阻礙了天 然氣的開發(fā)利用。2020 年全球天然氣產(chǎn)量為 3.85 億立方米，同比減少 3%，為近十年來首次負(fù)增長，而且多個(gè) 燃?xì)猱a(chǎn)國削減天然氣資本開支預(yù)算。需求端來看，經(jīng)濟(jì)恢復(fù)、能源轉(zhuǎn)型、碳目標(biāo)與環(huán)保目標(biāo)等因素拉動(dòng)全球天 然氣消費(fèi)量快速上漲，進(jìn)一步拉大全球天然氣供需缺口。

一方面，由于 2020 年冷冬導(dǎo)致部分主要地區(qū)與國家 如歐洲、美國等表現(xiàn)出低庫存狀態(tài)，燃?xì)庋a(bǔ)庫需求仍然較為強(qiáng)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(yù)計(jì)未來 3 個(gè)月內(nèi)有較高概率（70%至 80%）出現(xiàn)“拉尼娜”現(xiàn)象。確定性較強(qiáng)的“拉尼娜” 現(xiàn)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(qiáng)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(yīng)幾乎完全來源于 已在開發(fā)的大型常規(guī)資產(chǎn)，主要分布在美國、俄羅斯和中東地區(qū)。美國天然氣產(chǎn)量預(yù)計(jì)將會(huì)抬升，海外需求是 主要推力。此外，報(bào)告數(shù)據(jù)顯示中東與北非各個(gè)國家對天然氣開發(fā)項(xiàng)目維持相對謹(jǐn)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(yù)期減少 95 億。俄羅斯產(chǎn)量增加主要來源于氣田的新項(xiàng)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(chǎn)能外，哈拉薩維（Kharasavey）油田預(yù)計(jì)將在 2023 年 投入使用，其產(chǎn)能將達(dá)到 320 億立方米/年。我們預(yù)測 2021-2023 年全球天然氣供給將緩慢增加，我們將主要 產(chǎn)氣區(qū)分區(qū)域進(jìn)行產(chǎn)氣量測算，根據(jù)測算結(jié)果顯示，2021-2023 年全球天然氣供給將分別達(dá)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(rèn)為燃?xì)庑枨髮⒊尸F(xiàn)長期增長趨勢。一方面全球經(jīng)濟(jì)活動(dòng)逐漸從疫情中 復(fù)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?xì)庑枨笤黾拥闹饕剖帧?/p>

東南亞國家的 增量需求主要來源于天然氣發(fā)電。同時(shí)，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(kuò)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(guān)注投資天然氣發(fā)電項(xiàng)目，伊朗等國家則逐 漸重視石油化工產(chǎn)品項(xiàng)目。綜合考慮上述因素后，我們預(yù)計(jì) 2021-2023 年全球天然氣需求將持續(xù)增加，根據(jù)測 算，天然氣需求將分別達(dá)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(yù)計(jì)將重回疫情前 2019 年的需求水平。

綜上，預(yù)計(jì) 2021-2023 年全球燃?xì)夤┬韪窬秩詫⒕S持緊張局面。根據(jù)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(xiàn)十分緊張的態(tài)勢。

國內(nèi)經(jīng)濟(jì)反彈帶動(dòng)燃?xì)庀M(fèi)，LNG 現(xiàn)貨氣價(jià)彈性大

就國內(nèi)情況而言，我國既是天然氣消費(fèi)大國也是進(jìn)口大國。2017-2020 年，我國天然氣表觀消費(fèi)量總體呈 上升趨勢，2018 后，消費(fèi)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(jīng)濟(jì)景氣度下燃?xì)庾鳛榇笞谏唐废M(fèi)量得到提升。 在疫情后，經(jīng)濟(jì)反彈帶動(dòng)了燃?xì)庀M(fèi)，多因共振引起國內(nèi)燃?xì)庀M(fèi)增長。2021 年 1-9 月實(shí)現(xiàn)天然氣表觀消費(fèi)量 2725 億立方米，同比增加 15.2%。

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

價(jià)格方面，LNG 價(jià)格彈性較大，而進(jìn)口管道氣相對較小，這是由于進(jìn)口管道氣執(zhí)行天然氣長期協(xié)議的合約 價(jià)格。一般來說，長協(xié)氣價(jià)以較低的系數(shù)與原油價(jià)格掛鉤，這使得管道氣進(jìn)口價(jià)格保持相對穩(wěn)定，價(jià)格彈性較 小。進(jìn)口 LNG 方面，我國 LNG 的價(jià)格可拆分為現(xiàn)貨價(jià)格和長協(xié)價(jià)格。亞太地區(qū)的 LNG 進(jìn)口價(jià)格主要參考日本 JCC 價(jià)格，JCC 代表了 17 種日本進(jìn)口原油的平均價(jià)，與國際原油價(jià)格掛鉤；現(xiàn)貨價(jià)格主要與標(biāo)普旗下的 JKM 價(jià) 格掛鉤，受市場供需關(guān)系影響，而 JKM 定價(jià)機(jī)制基于 MOC 平臺(tái)的小樣本定價(jià)，存在統(tǒng)計(jì)口徑偏窄的弊端，目 前東北亞地區(qū)的雙邊交易量遠(yuǎn)高于普氏 MOC 平臺(tái)交易量，MOC 平臺(tái)每天的報(bào)盤總量非常有限，只能反映個(gè)別 交付窗口的價(jià)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(xiàn)貨到岸價(jià)格及長協(xié)掛鉤 的原油價(jià)格均呈持續(xù)增長的趨勢，帶動(dòng) LNG 綜合進(jìn)口成本不斷提高，推動(dòng) LNG 價(jià)格提升。

LNG 的供氣價(jià)格市場化程度較高。目前國內(nèi)的 LNG 供給有兩個(gè)主要途徑，一是售賣通過 LNG 接收站進(jìn)口 的 LNG；二是國內(nèi)的液化廠將管道天然氣加工為 LNG。國內(nèi) LNG 的價(jià)格幾乎不受政府管控，其價(jià)格主要受供需 關(guān)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(jià)格處于低位。但今年 7 月 份以來，LNG 價(jià)格呈現(xiàn)明顯的“淡季不淡”的特征，下半年 LNG 價(jià)格快速抬升，7 月 31 日 LNG 價(jià)格達(dá)到 4900.8 元/噸，相比月初增長約 29%，8 月 31 日 LNG 價(jià)格達(dá)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(jià)達(dá) 7635 元/噸，同比增加 98.62%，相比于 2020 冬季的最高價(jià) 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(dān)補(bǔ)貼政策引領(lǐng)新態(tài)勢

垃圾焚燒項(xiàng)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(jìn)程的穩(wěn)健推進(jìn)，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(yùn)量總體呈現(xiàn)逐年增加的態(tài)勢。2020 年全國城市生活垃圾清運(yùn)量達(dá) 23512 萬噸，同比下降 3%，主要系疫情導(dǎo)致生產(chǎn)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(yùn)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(bǔ)貼央地分擔(dān)，推動(dòng)生物質(zhì)發(fā)電行業(yè)逐步走向市場化

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

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

各省十四五計(jì)劃陸續(xù)出臺(tái)，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(shè)施發(fā)展規(guī)劃》，在具體指標(biāo)方面， 《規(guī)劃》分別就垃圾資源化利用率、垃圾分類收運(yùn)能力、垃圾焚燒處理能力等提出了量化指標(biāo)要求。主 要任務(wù)方面，《規(guī)劃》部署了 10 個(gè)方面重點(diǎn)任務(wù)，分別是加快完善垃圾分類設(shè)施體系、全面推進(jìn)生活垃 圾焚燒設(shè)施建設(shè)、有序開展廚余垃圾處理設(shè)施建設(shè)、規(guī)范垃圾填埋處理設(shè)施建設(shè)、健全可回收物資源化 利用設(shè)施、加強(qiáng)有害垃圾分類和處理、強(qiáng)化設(shè)施二次環(huán)境污染防治能力建設(shè)、開展關(guān)鍵技術(shù)研發(fā)攻關(guān)和 試點(diǎn)示范、鼓勵(lì)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(shè)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(dá) 80 萬噸/日。

據(jù)此，各省陸續(xù)加大生活垃圾焚燒處理的力度，出臺(tái)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(jì)劃到 2025 年底， 生活垃圾無害化處理總能力達(dá)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(dá)到 80%以上。隨著垃圾處理行業(yè)的逐步細(xì)化、補(bǔ)貼逐步退出，該行業(yè)垃圾服務(wù)費(fèi)用有望增長， 逐步走向市場化定價(jià)，對沖補(bǔ)貼減少帶來的收入下降。

6 環(huán)衛(wèi)：市場化驅(qū)動(dòng)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(dòng)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(wù)行業(yè)的重要組成部分，其發(fā)展?fàn)顩r在一定程度上受到城市基礎(chǔ)設(shè)施建 設(shè)的影響。隨著國家經(jīng)濟(jì)不斷發(fā)展，城鎮(zhèn)化進(jìn)程加快，目前我國城鎮(zhèn)化率約為 63.9%，較發(fā)達(dá)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(jìn)程持續(xù)深入，城市配套公共基礎(chǔ)設(shè)施逐漸完善，城市的生活垃 圾將逐漸增加。對于環(huán)衛(wèi)運(yùn)營商而言，其業(yè)務(wù)范圍將不斷擴(kuò)大，業(yè)務(wù)規(guī)模將不斷增長，從而推動(dòng)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(chǔ)環(huán)衛(wèi)服務(wù)市場將保持較快增長。預(yù)計(jì) 2025 年基礎(chǔ)環(huán)衛(wèi)服務(wù)市場規(guī)模達(dá)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(yùn)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(bào)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(wù)市場將保持較快增長。預(yù)計(jì) 2025 年增值環(huán)衛(wèi)服務(wù)市場規(guī)模 達(dá)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(hù)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(jù)環(huán)境司南披露的數(shù)據(jù)，2020 年我國環(huán)衛(wèi)行業(yè)開標(biāo)的首年服務(wù)費(fèi)為 686 億元，較 2015 年增長 387%； 2020 年總服務(wù)費(fèi)金額為 2210 億元，較 2015 年大幅增長 370%。用總服務(wù)費(fèi)除以首年服務(wù)費(fèi)可得平均服務(wù)期限， 以此計(jì)算 2020 年處在市場化運(yùn)營的項(xiàng)目的總金額約 2287 億元，除以環(huán)衛(wèi)運(yùn)營行業(yè)的市場容量 2855 億元，可 得我國環(huán)衛(wèi)服務(wù)行業(yè)市場化率約為 80%?？紤]到今年環(huán)衛(wèi)服務(wù)訂單多采用 PPP 模式，其中包含較多固定資產(chǎn) 投資，而環(huán)衛(wèi)服務(wù)運(yùn)營中不包含這一部分，故我國實(shí)際的環(huán)衛(wèi)服務(wù)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(xiàn)在以下幾個(gè)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(hù)，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(chǎn)業(yè)鏈化：垃圾固廢 的收集、運(yùn)輸、處理全部由一家運(yùn)營商提供，從而明確責(zé)任主體，提高管理效率；4）投資建設(shè)和運(yùn)營服務(wù)一體化：環(huán)衛(wèi)服務(wù)企業(yè)通過 PPP 模式提供整體前端的環(huán)衛(wèi)車輛、設(shè)備和相關(guān)基礎(chǔ)設(shè)施的規(guī)劃、建設(shè)和 后端的運(yùn)營服務(wù)；5）服務(wù)區(qū)域擴(kuò)大化：單一服務(wù)項(xiàng)目的區(qū)域逐步擴(kuò)大到大中型城市，對運(yùn)營服務(wù)企業(yè)的 資金實(shí)力和管理能力等提出更高的要求。

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

據(jù)發(fā)達(dá)國家經(jīng)驗(yàn)，環(huán)衛(wèi)機(jī)械化率可劃分為初級(jí)環(huán)衛(wèi)裝備階段（機(jī)械化率 30%左右）、基本環(huán)衛(wèi)裝備階段 （機(jī)械化率 60%左右）和全面環(huán)衛(wèi)裝備階段（機(jī)械化率 80%以上），據(jù)中國產(chǎn)業(yè)信息網(wǎng)顯示，2016 年末發(fā)達(dá)國 家環(huán)衛(wèi)機(jī)械化率可達(dá) 80%，與發(fā)達(dá)國家相比我國環(huán)衛(wèi)機(jī)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(nèi)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(jī)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(xiàng)目由勞動(dòng)密集型向資本密集型轉(zhuǎn)變， 從而對政府和企業(yè)的現(xiàn)金流提出更高要求。因此我們以洗掃車為例，從現(xiàn)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(jīng)濟(jì)性，關(guān)鍵假設(shè)如下：

1. 據(jù)中國政府采購網(wǎng)數(shù)據(jù)顯示，2020 年傳統(tǒng)燃油洗掃車初始采購均價(jià)為 59.67 萬元/輛，新能源環(huán)衛(wèi)洗 掃車均價(jià)為 148.02 萬元/輛。

2. 傳統(tǒng)燃油環(huán)衛(wèi)車使用 0 號(hào)柴油作為燃料，柴油單價(jià)為 6.5 元/升；新能源環(huán)衛(wèi)車使用電力作為動(dòng)力，電 價(jià)為 0.67 元/千瓦時(shí)。

3. 新能源環(huán)衛(wèi)車享受免稅優(yōu)惠與 5 萬元政府現(xiàn)金補(bǔ)貼獎(jiǎng)勵(lì)。車輛保險(xiǎn)、人工成本與維護(hù)費(fèi)與傳統(tǒng)燃油車 相等。

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

以 2020 年平均價(jià)格計(jì)算，結(jié)果顯示在整個(gè)生命周期當(dāng)中，燃油環(huán)衛(wèi)車的成本現(xiàn)金流折現(xiàn)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(dāng)中燃油環(huán)衛(wèi)車的經(jīng)濟(jì)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(nèi)生動(dòng)力去購買新能源環(huán)衛(wèi)車，此時(shí)用戶購買 新能源車的行為主要受到政策強(qiáng)制驅(qū)動(dòng)。據(jù)銀保監(jiān)會(huì)交強(qiáng)險(xiǎn)數(shù)據(jù)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(dāng)前政策指引目標(biāo)，這表明現(xiàn)階段環(huán)衛(wèi)新能源車的購買缺少 內(nèi)生驅(qū)動(dòng)力，主要受政策強(qiáng)制驅(qū)動(dòng)。

深度復(fù)盤新能源公交車爆發(fā)史，我們發(fā)現(xiàn)政策推動(dòng)起到至關(guān)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(dòng)公交車給予一次性購置補(bǔ)助，2014 年起國家對 6~8 米、8~10 米、大于 10 米的純電動(dòng)客車分別 提供 28.3、38、47.5 萬元每輛的一次性購置補(bǔ)貼，各地方政府也紛紛出臺(tái)地方補(bǔ)助政策，“國補(bǔ)+地補(bǔ)”雙重發(fā) 力使新能源公交車購置補(bǔ)貼款占當(dāng)時(shí)售價(jià)的一半以上。

同時(shí)自 2015 年開始，國家還對運(yùn)營中的新能源公交車 提供運(yùn)行補(bǔ)貼，其中 6~8 米、8~10 米、10 米以上的純電動(dòng)公交車在運(yùn)行過程中每年可以享受 4、6、8 萬元/輛 的運(yùn)營補(bǔ)助。另一方面，國家逐年減少成品油補(bǔ)助，城市公交車成品油價(jià)格補(bǔ)助以 2013 年作為基數(shù)，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(jù)城市公交車用能結(jié)構(gòu)情況另行確定。政策雙管齊下，通過補(bǔ)貼一增一減，使當(dāng)時(shí)技術(shù)還不夠成熟的新能源公交 車經(jīng)濟(jì)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(diào)整新能源汽車推廣補(bǔ)貼方案，下調(diào)補(bǔ)貼力度，增加補(bǔ)貼考評指標(biāo)。以動(dòng)力電池為補(bǔ)貼 核心，以電池的生產(chǎn)成本和技術(shù)進(jìn)步水平為核算依據(jù)，設(shè)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(bǔ)貼準(zhǔn)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(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)。補(bǔ)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(rèn)為新能源公 交車與新能源環(huán)衛(wèi)車具有較多的相似點(diǎn)，二者均為公共領(lǐng)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(biāo)，二者均為高頻使用的怠速車輛，逐步趨嚴(yán)的環(huán)保指標(biāo)對車輛替換要求更高。

我們認(rèn)為新能源環(huán)衛(wèi)車當(dāng)前滲透率較低，距離政策目標(biāo)上有明顯距離，主要是囿于經(jīng)濟(jì)性考量與消費(fèi)者共 識(shí)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(yùn)營項(xiàng)目有較大的財(cái)政資金壓力；另一方 面地方政府從認(rèn)知到接受環(huán)衛(wèi)新能源車需要一定的時(shí)間。我們認(rèn)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(qiáng)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(shí)，未來隨著新能源環(huán)衛(wèi)車成本的持續(xù)降低和消費(fèi)者共識(shí)的 逐步加強(qiáng)，環(huán)衛(wèi)新能源車滲透率未來同樣可能呈現(xiàn)出爆發(fā)型的 J 型成長曲線。

我們的測算結(jié)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(nèi)新能源環(huán) 衛(wèi)車快速爆發(fā)達(dá)到 80%的滲透率水平，那么 2026 與 2027 年對應(yīng)環(huán)衛(wèi)車銷量分別為 9.1 萬輛和 24.1 萬輛，對應(yīng) 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(jīng)濟(jì)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(dá)到 571.36 億立方米，近 10 年來年均復(fù)合增速達(dá)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(jīng)歷了較為快速的增長階段，進(jìn)入“十二五”、 “十三五”之后，由于污水處理覆蓋范圍已經(jīng)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(jù)住建部統(tǒng)計(jì)，截至 2020 年我國城市污水處理能力達(dá)到 19267 萬噸/日，縣城污水處理能力 達(dá)到 3770 萬噸/日，2002 年以來的年均復(fù)合增速分別為 9.27%和 14.05%，同時(shí)兩者的污水處理率在 2020 年也 分別達(dá)到 97.50%和 95.05%，均已達(dá)到“十三五”規(guī)劃目標(biāo)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(jù)住建部的統(tǒng)計(jì)，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(diǎn)。

我們預(yù)計(jì)目前國內(nèi)污水處理廠中，仍有大約一半的污水處理廠由于建成時(shí)間較早，出水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)仍然是一 級(jí) B，這部分在未來幾年將成為提標(biāo)改造的重點(diǎn)。而且從出水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)中具體污染物的濃度來看，一級(jí) A 標(biāo)準(zhǔn) 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(huì)進(jìn)一步提高對污水處理廠出水水質(zhì)的要求至“準(zhǔn) IV 類”水，從而為污水處理末端帶來較大的提標(biāo)改 造空間。

污水資源化值得期待

我國污水處理行業(yè)經(jīng)過多年的發(fā)展，整體污水處理率已經(jīng)有較為明顯的提升，水質(zhì)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(yán)重。由于水資源短 缺問題日益嚴(yán)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(shè)施建設(shè)力度。根據(jù)住建部數(shù)據(jù)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(jìn)。

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(nóng)田灌溉。從水質(zhì)要求來看， 農(nóng)田灌溉用水對水質(zhì)要求最低，經(jīng)過一級(jí) A 污水處理廠處理后的污水即可滿足農(nóng)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(zhì)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(dāng)于地表 I-II 類水標(biāo)準(zhǔn)，對水質(zhì)要求極高。

根據(jù)《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(jìn)行處理；2）膜處理工藝： 在混凝、沉淀基礎(chǔ)上，采用微濾、超濾、反滲透膜對污水廠出水進(jìn)行處理；3）生物處理工藝：污水流經(jīng)生物 濾池后，再進(jìn)行混凝、沉淀或澄清、過濾處理。（報(bào)告來源：未來智庫）

《幾種典型再生水處理工藝出水水質(zhì)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(jí) RO）的出水水質(zhì)進(jìn)行了對比，發(fā)現(xiàn)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(jí) RO 處理工藝可以滿足所有的再生水回用標(biāo)準(zhǔn)。但之前由于工程投資及運(yùn)行費(fèi)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(nóng)業(yè)用水、城市雜用等為主。

對于我國高質(zhì)量發(fā)展、可持續(xù)發(fā)展的目標(biāo)而言，污水資源化利用是未來的工業(yè)企業(yè)綠色轉(zhuǎn)型升級(jí)的必然要 求。近年國家出臺(tái)一系列產(chǎn)業(yè)政策，鼓勵(lì)、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(guān)于推進(jìn)污水資源化利用的指導(dǎo)意見》，《意見》提出積極推動(dòng)工業(yè)廢水資源化利用， 提高重復(fù)利用率，推進(jìn)園區(qū)內(nèi)企業(yè)間用水系統(tǒng)集成優(yōu)化，實(shí)現(xiàn)串聯(lián)用水、分質(zhì)用水、一水多用和梯級(jí)利用。開 展工業(yè)廢水再生利用水質(zhì)監(jiān)測評價(jià)和用水管理，推動(dòng)地方和重點(diǎn)用水企業(yè)搭建工業(yè)廢水循環(huán)利用智慧管理平臺(tái)。

《意見》指出要實(shí)施工業(yè)廢水循環(huán)利用工程，重點(diǎn)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)?！兑庖姟芬髮?shí)施污水近零排放科技創(chuàng)新試點(diǎn)工程，選擇有代表 性的國家高新技術(shù)產(chǎn)業(yè)開發(fā)區(qū)開展技術(shù)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(diǎn)工程。我們認(rèn)為“十四五”期間，污水資源化細(xì)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(guān)信息，請參閱報(bào)告原文。）

精選報(bào)告來源：【未來智庫】。未來智庫 - 官方網(wǎng)站