2023年天然气行业分析报告

2023年天然气行业分析报告目录一、世界格局：天然气已经基本与石油地位齐平 PAGEREFToc363389280\h31、供需总量巨大，资源储量丰富，是世界范围内的主要能源 PAGEREFToc363389281\h3（1）需求：传统发达国家和新兴国家是驱动天然气需求增长的“两架马车” PAGEREFToc363389282\h4（2）供给：开采量仍将维持持续增长态势，基本与需求匹配 PAGEREFToc363389283\h5（3）资源储量：能够满足长期的开采需求，是天然气成为支柱性能源的另一原因 PAGEREFToc363389284\h62、贸易供给宽松，储运成本下降，天然气仍可保持发展动力 PAGEREFToc363389285\h6（1）天然气贸易供给：未来一段时间，世界范围内出口总量将出现明显增加 PAGEREFToc363389286\h7（2）传统天然气出口国将加大出口量 PAGEREFToc363389287\h7（3）北美新兴天然气出口国家现身 PAGEREFToc363389288\h8（4）运输成本：即将迎来另一个天然气输送项目达产高峰，运费有望再度下降 PAGEREFToc363389289\h93、天然气已经形成多中心，多价格的市场格局 PAGEREFToc363389290\h10二、中国格局：市场需求巨大，绝非“少气”国家 PAGEREFToc363389291\h111、天然气应用巨大市场空间正在打开，现在低基数带来未来高增长 PAGEREFToc363389292\h112、非常规天然气颠覆“少气”认知，远期填补需求缺口 PAGEREFToc363389293\h13三、非常规气：煤层气和页岩气形成规模仍需时间 PAGEREFToc363389294\h151、煤层气技术较为成熟，可能最快放量的非常规天然气品种 PAGEREFToc363389295\h152、以美国发展历史为鉴，页岩气放量仍需时日 PAGEREFToc363389296\h17四、进口项目输送能力巨大，价格倒挂推进价改 PAGEREFToc363389297\h181、短期内，国产天然气仍然不足，缺口由进口气弥补 PAGEREFToc363389298\h182、进口气成本倒挂和市场化改革推进，带来量增之后的涨价机会 PAGEREFToc363389299\h20五、价改对产业链各部分影响各不相同 PAGEREFToc363389300\h24六、风险因素 PAGEREFToc363389301\h25与快速提升的使用量及政策关注度不匹配的是，国内天然气仍然没有形成能够与市场接轨的定价体系。目前煤炭和石油行业与市场接轨的定价体系雏形初具，反观天然气行业，依然是山头林立，价改进程远远落后于煤炭和石油。天然气应用产业链上环节较多，价改过程复杂。我们此次推出天然气产业系列报告，希望依据定价权归属、垄断格局和地域特点等因素，弄清楚天然气应用产业格局、天然气价改和使用量增长的最大受益方是谁等问题。一、世界格局：天然气已经基本与石油地位齐平天然气工业化生产的始点晚于石油，自二战后期才逐渐由美国扩展至全世界。经历了近70多年的快速发展，天然气已经成为世界范围内的主流能源，与煤炭和石油形成“三分天下”的格局。1、供需总量巨大，资源储量丰富，是世界范围内的主要能源天然气国际市场的供需总量巨大，根据世界能源组织统计数据，2023年全球天然气总产量为3.28万亿立方米，同比增长3.1%；消费量为3.22万亿立方米，同比增长2.2%。按照热值折算成统一的标准油当量进行比较，天然气与石油的产销量差距已经不大。同时值得注意的是，与石油等其他主流能源相比，天然气供需总量的增长速度更快。根据BP（英国石油公司）天然气研究员的预测，天然气市场规模将在20年内超越石油。（1）需求：传统发达国家和新兴国家是驱动天然气需求增长的“两架马车”目前世界天然气市场仍以发达经济体为主，一方面发达国家本身的能源消耗基数大，另一方面传统发达国家对于天然气开发历史较长，天然气在一次能源中占比较高。根据BP（英国石油公司）统计数据，2023年仅欧洲和北美地区，就消耗了全球约60%的天然气资源。新兴国家的天然气需求增长较快，以中、印等“金砖国家”为代表的新兴经济体面临越来越大的环境和能源安全压力。天然气能量密度大、环境附加值高的优势，与这些新兴国家快速增长的能源需求完美契合。中国作为新兴国家的代表，天然气消耗量在最近十年里快速增长，由2023年的274亿立方米增长到2023年的1376亿立方米，年均增长率超过37%。我们认为，未来一段时间，发达国家巨大的能源消耗量为天然气提供了“市场基数”；发展中国家快速增长的用气需求为天然气市场提供了“增长动力”，天然气“双驱”格局由此确立。根据BP研究员估计，按照现在天然气电厂和民用燃气的发展趋势来看，至2023年全球天然气需求量将达3.9-4.0万亿立方米。（2）供给：开采量仍将维持持续增长态势，基本与需求匹配根据IEA和EIA的预测，到2023年全球天然气产量仍可维持年均1.7%-2%的增长速度，按此增速计算，2023年全球天然气总产量将达到3.8-3.9万亿立方米，基本可以满足市场的用气需求。（3）资源储量：能够满足长期的开采需求，是天然气成为支柱性能源的另一原因近年来伴随勘探技术突破以及非常规天然气采集和利用能力的提升，天然气探明储量也在逐渐增加。截止2023年，天然气总探明储量（不包括非常规天然气)已经达到208.3万亿立方米，按照标准热值折算，相当于1876亿吨标准油，与目前的石油探明储量相近。以目前开采量计算，可供开采时间可以达到65年（若将非常规天然气计入，储产比数据有望翻番），比石油高出10余年。成熟的应用技术、稳定的市场供需，配合巨大的资源储量，使得天然气快速发展，成为世界主流能源。2、贸易供给宽松，储运成本下降，天然气仍可保持发展动力作为石油的同源能源，天然气的资源分布也不均衡。排除产区消费因素外，一地天然气需求伴随经济水平提升而增加是普遍规律。天然气需求与资源分布的不匹配，使得交易市场供需关系、储运能力和储运成本等因素非常重要，是决定天然气应用产业能否快速发展的关键。（1）天然气贸易供给：未来一段时间，世界范围内出口总量将出现明显增加根据BP和中石油专家观点，至少在2023年之前，世界范围内的天然气出口将处于持续增长状态。一方面由于部分国家非常规天然气开采放量，国内供大于需，急于寻找目标市场；另一方面在于越来越多的产气国将天然气贸易当做拉动经济增长的新动力，出口意愿高涨。（2）传统天然气出口国将加大出口量作为世界上最大的天然气出口国，俄罗斯政府正在西西伯利亚、东西伯利亚和萨哈林地区建设管线，将该地区气源引出。按照俄罗斯目前的天然气管网布局来看，我们预计俄气能够在2023年后开始放量。2023年经济危机以来，能源价格上涨出现停滞，天然气出口国普遍希望“以量补价”。中东的卡塔尔、伊朗和阿曼；亚太的澳大利亚、印尼和马来西；非洲的尼日利亚、阿尔及利亚；南美的特立尼达和多巴哥、秘鲁等富气国政府都明确提出过“油气富国”或类似的政策。（3）北美新兴天然气出口国家现身北美地区页岩气革命，使得美国转身成为能源输出国。除自由贸易协定国之外，还可出口英国、印度、韩国等国家。按照美国能源局批准及规划中的LNG出口项目计算，未来美国LNG出口的高峰阶段将达到一亿吨/年（按照标准热值折合1333亿立方米），相当于2023年全球LNG贸易总量的40％。目前美国已经批准了萨宾和弗里波特两个LNG出口项目，合计液化能力约3400万吨/年（按照标准热值折合451亿立方米）。第一个获批的萨宾项目已经完成与韩国天然气公司、印度盖尔公司共计1600万吨/年的LNG供气协议谈判。由于该项目港口需要将进口减压设备替换为压缩液化设备，最早有望于2023年完成改造，开始批量出口。快速增长的俄气和美气成本较澳气更低（美气的运输成本在下文分析），出口形成放量之后，有望大幅缓解亚太地区天然气资源供不应求的状态，收窄气价差异，稳定中日韩印四大市场，为天然气更大范围应用铺平道路。（4）运输成本：即将迎来另一个天然气输送项目达产高峰，运费有望再度下降除开采瓶颈外，天然气另一短板在于液化、运输、存储和再气化的过程。运输能力弱、单位成本高一直是天然气国际贸易的主要瓶颈。天然气的压缩技术获得突破是在上世纪90年代，使得LNG和CNG储运成本出现大幅下降的可能，转为商业化应用发生在2023-2023年。LNG和高压管道项目大量开工，形成2023年二季度至2023年二季度的第一个储运项目达产高峰期，天然气的转运成本出现明显下降。按照项目一般投资周期计算，预计下一个高峰将出现在2023年三季度至2023年第二季度，届时LNG船租金和码头储转费用有望进一步下降。若运输费用能够如期下降，天然气贸易的合理范围将出现大幅扩张，使得原本不经济的气源成为贸易对象。以美气、澳气LNG对亚太地区出口为例。相比澳洲气田，美国墨西哥湾及东海岸到东北亚的运距增加8000海里左右(1海里=1.825km)。目前常规16.5×104立方米LNG船型（蒸发气驱动）租金为15万美元/天。按照LNG船订单推算，2023年LNG租金很可能出现与干散货船类似的价格陡降。如租金降至9万美元/天（大概率事件），对应运输成本为1.7-1.9美元/MMBtu。考虑北美天然气上游及中游的成本优势，美国LNG供给东北亚地区将会比澳气更有竞争力。3、天然气已经形成多中心，多价格的市场格局天然气并未形成全球统一的市场定价，根据气源和供需关系不同，天然气市场仍存在明显的地域划分，主要可以分为北美、北海、欧亚和亚太四个区域市场。北美市场：加拿大—美国，天然气的竞争能源是本地管道天然气，定价参考该地区长期管道天然气合同以及HEN-RYHUB市场短期天然气合同价格；北海、欧亚市场：俄罗斯、土库曼斯坦、北海气田——欧洲，以管道天然气为主，定价参考欧洲地区低硫民用燃料油、汽油等竞争燃料价格；亚太市场：澳洲、印尼—中日韩印，日本和韩国天然气需求量非常巨大，两国进口量是中国同期的10倍左右。印尼出口天然气价格与印尼石油生产价格指数挂钩，其他产区天然气多与日本、韩国的进口原油综合价格(JCC)挂钩。由于各个市场供需格局和定价机制不同，使得价格差异一直存在。自2023年以来，各个市场的价格分化出现扩大迹象。一是由于亚太地区存在日韩两个天然气进口大国，同时中国、印度的能源消耗快速上升，形成亚太市场局部缺气；二是由于美国非常规天然气开采技术突破，导致北美天然气“供大于需”，市场格局转变。我们认为，未来一段时间，不同地域市场的价差将依然存在甚至进一步拉大，直到美国天然气出口实现放量。巨大的储量、成熟的开发、转运和使用技术以及成熟稳定的交易市场，使得天然气快速成长为世界范围内的重要能源。伴随世界经济发展、环保需求提升和人口数量增长，天然气的市场空间还将继续放大。二、中国格局：市场需求巨大，绝非“少气”国家1、天然气应用巨大市场空间正在打开，现在低基数带来未来高增长建国初期，中国地勘的能源结构是“富煤、贫油、少气”。因此一直以来中国的能源结构都是向煤炭倾斜较多。按照热值折算，2023年中国能源消费总量为34.8亿吨标准煤，其中煤炭占比为68.4%；天然气占比仅为5.0%。按照国际能源组织统计数据，2023年中国天然气消耗量世界排名第四，共计消耗天然气1307亿立方米，是美国的18.94%；如果按照人均消耗量计算，中国排名42位，仅是美国的4.45%。市场普遍认为，根据中国排名第二的GDP总量、环保导致的清洁能源需求和能源结构调整等因素推定，中国天然气应用的增长空间非常巨大。短期来看，根据中国天然气“十四五”规划，到2023年，全国天然气消费量将达到2300亿立方米。按照2023年消费量1076亿立方米计算，相当于“十四五”期间天然气消费量年均增长240亿立方米，年平均增速约为40%；长期来看，相关规划预测国内天然气使用量将在2023年、2023年和2030年分别达到2300亿立方米、3000亿立方米和5000亿立方米，年平均增速接近30%。以天然气气源、长输管网和省网+城市管网三个部分价格分别为1.7元/立方米、0.8元/立方米和0.5元/立方米的低值计算，至“十四五”末期，国内天然气应用市场规模将近7000亿元。2、非常规天然气颠覆“少气”认知，远期填补需求缺口与传统观点不同，我们认为，中国石化资源并非一直以来的“富煤、贫油、少气”结构，若将非常规天然气计入，国内天然气总储量在世界范围排名靠前。常规天然气，也就是油气伴生矿，集中于长庆、大庆和胜利等成熟油田。截止2023年，全国地质资源估计量为52万亿立方米，其中可采资源量约32万亿立方米，储量在世界排名靠后，这也是中国“少气”印象的来源。非常规天然气包括煤层气、页岩气、水溶气、天然气水合物、无机气、浅层生物气及致密砂岩气等。按照国土资源部油气中心估计，全国非常规天然气地质资源量为200万亿-380万亿立方米，远远超过现有的常规天然气资源量。颠覆常规思维的是，中国天然气开采的潜力非常巨大，并非传统印象中的“少气”国家。以非常规天然气中研究较多、产业较为成熟的页岩气来看，仅四川盆地和新疆地区盆地两处储气区（目前中国仅完成这两处区域的勘探），资源量就高达36万亿立方米，居世界第一位。据国土资源部副部长、中国地质调查局局长汪民的观点，如果中国成功开发页岩气，那么到2023年，页岩气的年产量可能超过1000亿立方米，很大程度上缓解中国天然气紧缺的现状。与中国类似，美国也曾被认定是“富煤、少气”国家（少气指常规天然气）。但是2023年之后页岩气开采放量，使得北美天然气市场处于“供大于求”状态。北美中心市场天然气交易价格也随之出现大幅下降，美国由于非常规天然气开采，一举由能源进口国转为能源输出国。中国如能学习美国发展历程，充分利用非常规天然气，将可以大幅降低对外依存度，甚至在远期实现完全自给。按照中国常规天然气、煤层气和页岩气的“十四五”规划来看，到2023年上述三种气产能将达1385亿立方米、160亿立方米和65亿立方米，一定程度上缓解中国“少气”的能源局面。三、非常规气：煤层气和页岩气形成规模仍需时间与美国相比，中国非常规天然气开发仍然处于比较初级的状态，主要是体现在技术落后、经济性差和产权不明晰等方面。以目前开发能力来看，煤层气开采最为成熟，页岩气次之。1、煤层气技术较为成熟，可能最快放量的非常规天然气品种2023年12月，国家能源局正式发布《煤层气“十四五”规划》，提出到2023年，煤层气产量达到300亿立方米，其中地面开发160亿立方米，基本全部利用；瓦斯抽采140亿立方米，利用率达到60%以上。“十四五”规划中300亿立方米的生产任务分解到各主要煤层气企业中，比例为：中联煤35亿立方米，中石油60亿立方米、中石化6亿立方米、晋煤集团55亿立方米、河南煤层气集团3亿立方米。按照上述企业井口数量来看，完成利用率指标以外的规划任务，难度不大。值得注意的是，煤层气发展受到诸多因素制约。2023年煤层气抽采量为115亿立方米，利用量为53亿立方米，利用率为46.09%。2023年煤层气抽采量达到125亿立方，利用量为52亿立方米，利用率为41.53%。从近两年的数据中，我们可以发现，煤层气抽采量提升，但是利用率却出现明显下降。制约煤层气利用量提升的关键因素在于配套管网缺失。同时煤层气的采矿权与煤炭重合，又分属于不同主体。国家明确提出“先气后煤”的开采主张，但是大部分煤企出于井网破坏煤层结构、增加开采难度等考虑，越过煤层气开采环节，以经济补偿的方式收购煤层气采矿权。在煤层气采矿权归属不明晰、配套设施缺失的环境之下，即使企业为完成政府规划目标，实现煤层气抽采量的短期增长，利用率低的问题依然将影响煤层气开采企业的发展动力。6月以来，市场频繁传出中石油降低煤层气开发进度的消息。由于缺乏配套的外送管道，中石油在山西和陕西两省的煤层气开发业务处于严重的成本倒挂状态。目前中石油陕西省煤层气出气井平均产气量约300-350立方米/日，按照稳产期18年计算，1300口出气井的总产气量约26亿立方米，按现行1.56元/立方米的气价计算，总收益约40亿元。而钻井成本方面，成型直井施工费用为500元/掘进米，总价200万元；斜井施工费用为600元/掘进米，总价250万元；水平井成本1200万元。1300口出气井的实际成本超过百亿。如能解决诸如采矿权重合、资源垄断程度高以及配输管网里程短等限制因素，煤层气有望在2023-2023年进入产能释放期，成为常规天然气的补充资源。煤层气的发展现状尚不明朗。2、以美国发展历史为鉴，页岩气放量仍需时日国内页岩气发展空间非常巨大，仅四川和新疆等盆地探明储量就已经达到30万亿立方米，居世界第一位。但是国内开采的技术水平很大程度上限制了页岩气的发展。以目前技术、井口数量和配套设施等指标来看，我国页岩气与美国的差距大约在10-15年之间。以四川长宁-威远示范区为例，页岩气网井、横井的打井周期和开采燃气的单位成本分别是美国的3倍和10倍，产气井口数量仅相当于美国FortWorth盆地（美国最早的页岩气开采区）1985年的水平。虽然通过共同开发、购买成熟技术和学习美国的发展经验可以大幅加快开发速度，但是按照目前国内的技术水平和基础设施来看，页岩气形成规模化商业性开采至少在2023年之后。中国天然气储量巨大，但是非常规气源在开采和销售过程中，涉及到采矿权分歧、基础设施建设和定价入网等阻力，难以在2023年以前实现放量，短期内天然气仍存在供需缺口。四、进口项目输送能力巨大，价格倒挂推进价改1、短期内，国产天然气仍然不足，缺口由进口气弥补短期之内，国产天然气抽采能力无法与需求快速增长相匹配。根据国家天然气“十四五”规划，2023年我国天然气产量可以达到1700亿立方米，与此同时天然气供需缺口也将上升至900亿立方米，相当于对外依存度35%。非常规天然气以其巨大的资源储量，可以作为解决能源安全的“远水”。但是短期来看，仍需要通过进口等方式填补缺口，化解气源短缺的“近渴”问题。正在运营的天然气进口渠道包括：霍尔果斯口岸接收的中亚管道天然气和江苏福建等沿海码头接收的亚太LNG。按照标准天然气热值折算，上述项目输送能力可达512亿立方米/年。未来将达产的进口渠道包括：1、云南瑞丽口岸将于2023年开始接收的缅甸管道气；2、东北地区2023年开始接收的俄罗斯东线管道气；3、将陆续投产的沿海LNG码头。将在建和达产项目加总，全部输送能力将接近2400亿立方米/年，相当于目前国内天然气产量的2倍。按照国内能源相关专家的观点，进口气定位为短期的过渡性和长期的补充性气源。目前国内常规天然气产量不足，同时非常规天然气尚未放量的“青黄不接”时期，进口气源成为解决天然气产能近忧，满足天然气下游需求快速增长的手段。我们认为，伴随国内天然气供给格局逐渐形成“常规天然气开采+多路进口气源+非常规天然气开采”的三位一体结构，天然气供给安全性可以获得保障，天然气总用量增速维持在30%以上的势头能够得到延续。2、进口气成本倒挂和市场化改革推进，带来量增之后的涨价机会2023年供暖结束之后，中石油提出限气公告称，由于中石油由于土气供应紧张，自5月2日起，在全国范围内限气26%；5月5日中石油另行公告称，工业用户可以申请恢复供气，前提条件是价格比去年同期上涨0.2元/立方米。中石油解释该公告是由于今年天然气“淡季不淡”，防备用气高峰提前到来。但是我们认为，进口气成本倒挂已经开始倒逼国内天然气价格调整，涨价“窗口”被打开。我国大部分进口天然气处于成本倒挂状态，绝大部分损失由垄断市场的石化央企承担。作为天然气价改的主要推动者和实际受益人，“三桶油”历来将进口气成本倒挂作为突破口，推动天然气价改向有利于自身利益方向前进。（1）未来进口天然气价格倒挂现象将更加突出陆路天然气以中亚管道为例，该管道属中石油资产，是目前国内最主要的陆路天然气进口来源。气源来自土库曼斯坦，下游连接西气东输一线和二线，是国内的燃气“大动脉”。土气定价与石油挂钩，出于地缘政治考虑，出口中国天然气价格较欧洲和乌克兰用气更低，是国内价格较低的进口气源。2023年霍尔果斯口岸接收土气的价格波动区间为1.8-2.6元/立方米（相当一部分土气来自于中石油在土库曼斯坦阿姆河右岸开发的气井），按照0.8元的长输管线价格，到达最远端广东省门站后，成本为2.6-3.4元/立方米。其最低成本与广东省门站价接近，甚至高于大部分城市的终端销售价格。中缅、中俄天然气管道将于2023年7月和2023年达产，根据目前的谈判进程，我们认为，两管线的气源价格很难低于现行的土气，未来陆路进口天然气成本倒挂现象将更加突出。海路LNG以稳定运营的江苏如东LNG项目为例，由于聚集了中日韩印四个天然气进口大国，亚太市场天然气价格高于世界其他地区。2023年1-3月LNG到港平均价格为13美元/mmBtu，按照热值折算，相当于成本2.61元/立方米，加上减压和配气成本，海运LNG同样处于成本倒挂状态。根据中石油和中石化的说法，进口天然气业务亏损已经成为制约其业绩进一步提升的主要阻碍。2023年中石油的限气行为在一定程度上说明进口企业不再有耐心继续承担天然气成本倒挂损失。如果2023年CPI控制在政府容忍范围之内，垄断巨头必然借助价改机会，挟持发改委推动天然气价格进一步上涨。价格上涨空间方面，按照最近的各城市天然气价格计算，大部分城市天然气价格仍有较大上涨空间。国内城市天然气价格普遍低于同热值汽油价格的三分之一，市场化程度较高国家的天然气价格比例已经达到三分之二。我们认为，按照发改委认定的天然气价格为可比能源价格的60%-70%标准，远期来看，大部分城市存在2元左右的上涨空间。五、价改对产业链各部分影响各不相同我们颠覆了中国“少气”的传统印象。认为中国的天然气产业将大有可为。但是天然气价改推进速度缓慢，价改进程远低于其他可替代能源，天然气产业未来一段时间的重点将围绕价改开展。天然气价改的重点在于上游定价。天然气应用产业链不同环节的定价权归属和利益分配机制各不相同，价改的核心在于产业链上各方利益的博弈。产业链上中央政府、地方政府和石油公司是拥有较强话语权，三方博弈的焦点在于天然气的批发价格确定。价改很可能是省门站“净回值”+省内“存加增”模式。伴随市场化程度提升和能源需求增长，中国曾经历超低气价、政策气价和成本加成等多个天然气定价阶段。目前在两广地区试行的净回值法是“最不坏”的定价方案；短期来看，净回值法确定的单一省门站价仍难以完全均衡天然气应用产业链上各方利益，省内“存+增”双轨制成为最可能方案。天然气应用产业链上不同环节的情况各不相同，需要寻找能够充分享受价改利好的投资标的，需要根据具体公司所在产业链环节、控制范围和业务模式等因素进行综合分析。气源+长输环节：中石油（601857）基本实现了对于国内天然气气井和长输管网资产的垄断，其天然气业务是价改的最大受益方，但是由于天然气业务的占比较小，弹性不明显。省网环节：组建时点早于长输管线通气，靠近气源，掌握长期供气协议，同时能够采取“总卖总买”商业模式的公司更能够占据主动，如金鸿能源（000669）。城市供气环节：能够跳过省网环节，直接接驳上游气源，同时市场覆盖范围内工业用户较多的公司，增长空间更大，如深圳燃气（601139）、新疆浩源（002700）。可替代清洁能源形式：无论天然气价改如何进行，必然导致涨价。在天然气价格上涨同时供应量仍未能完全放开的时段内，能够提供清洁可替代能源的公司将受到直接利好，如迪森股份（300335）。六、风险因素1、宏观经济出现较大幅度的下滑导致能源需求放缓；2、资源品价改迟滞，政策执行力度弱于预期；3、进口气价格出现大幅上升。

2023年环保行业分析报告2023年5月目录一、总体净利增速达30%，水处理板块表现最突出 PAGEREFToc356759998\h31、2022年总体净利润增长达30%，2023年一季度相对平稳 PAGEREFToc356759999\h32、水处理板块表现最突出，节能板块增长依然落后 PAGEREFToc356760000\h4二、水和固废龙头企业增势良好，大气治理等待政策推动 PAGEREFToc356760001\h101、水和固废龙头保持持续增长，一季度情况相对平稳 PAGEREFToc356760002\h102、水及固废处理企业业绩较好，大气和监测企业等待政策推动 PAGEREFToc356760003\h123、主要环保公司年报及一季报情况汇总 PAGEREFToc356760004\h15三、盈利能力变化情况 PAGEREFToc356760005\h191、2023年毛利率稳中略降，净利率各季度波动较大 PAGEREFToc356760006\h192、2023年费用控制较好，2023年一季度费用率提升较多 PAGEREFToc356760007\h203、碧水源资产收益率继续提升，期待后续资金使用带来效益 PAGEREFToc356760008\h22四、关注资产负债表中应收、预收、存货等各项变化 PAGEREFToc356760009\h23五、投资建议——关注政策及订单催化剂 PAGEREFToc356760010\h25一、总体净利增速达30%，水处理板块表现最突出1、2022年总体净利润增长达30%，2023年一季度相对平稳2022年，环保公司整体实现营业收入219亿元，同比增长26%，营业成本157亿元，同比增长27%；实现归属净利润合计30亿元，同比增长30%。2023年一季度单季，环保公司整体实现营业收入36亿元，同比下降0.54%，环比减少57%；主营业务成本25亿元，同比下降4.3%，环比减少59%；归属净利润合计4亿元，同比增长10%，环比减少71%。环保公司2023年总体净利润增长速度达到30%，总体增长情况好于其他行业，也符合市场预期。而2023年一季度，环保公司总体增速表现相对比较平稳，总营业收入和去年基本持平，成本和费用的下降促进了净利润的增长。从历史来看，一季度历来是环保工程公司收入确认的低点，因此，平稳的表现也属于预期之中。对于板块后续的增长，我们认为，2023年各项政策将逐步落实，治污力度加大，对与环保企业2023年的盈利增长仍是可以充满信心的。2、水处理板块表现最突出，节能板块增长依然落后根据各公司主营业务的类型，我们将目前主要的环保上市公司分为环境监测、节能、大气污染治理、水污染治理、及固废污染治理五大板块，对各个板块盈利增长情况进行。为了更好地说明各板块增长情况，我们在板块分析中对以下几处进行了调整：（1）由于九龙电力2023年电力资产仍在收入和利润统计中，因此大气污染治理板块中我们此次仍暂时将其剔除，2023年二季度开始将其并入分析；（2）盛运股份目前收购中科通用的重组进程尚在推进，目前盈利中并不是环保资产盈利状况的体现，因此等待重组完成后，我们再将其纳入固废板块中统一讨论。2023年，大气污染治理板块在所有环保公司中收入占比仍然最大，主要是由于目前上市公司中，大气污染治理的企业最多，其中还包括了成立时间较长、发展比较成熟的龙净环保。但从净利润占比来看，水污染治理、固废处理板块均开始超越大气治理板块，水和固废处理领域相关企业盈利能力还是较强的。而从2023年一季度各板块收入和利润的占比情况来看，水处理板块收入和利润的季节性波动相对明显，一季度是全年业绩低点。而固废、和大气治理板块的季节性波动相对较小。从收入和净利润增速来看，固废处理板块和水处理板块仍然是净利润增长相对最高的，而其中水处理板块表现尤为突出，2023年、2023年一季度净利润增速都大幅领先于其他板块。水处理一直是环保行业中最重要的一部分，2023年，经济形势相对低迷，但对以市政投入为主的污水处理工程建设影响较小，水处理板块中的碧水源、津膜科技收入和利润增长形势都较好。而其中的工业水处理企业万邦达、中电环保等，由于之前基数较低，也在2023-2023年有了良好的业绩增速。在所有板块中，节能板块增长依然落后，受宏观经济不景气影响较大。大气治理板块2023年、及2023年一季度净利润增速依然偏慢，需要等待后续的政策落实推动业绩提升。而环境监测板块发展则逐步平稳。大气污染治理：2023年，板块实现营业收入71.3亿元，同比增长24%；营业成本53亿元，同比增长28%；归属净利润7.4亿元，同比增长12%。2023年一季度，板块实现营业收入12.6亿元，同比增长24%；营业成本8.9亿元，同比增长23%；归属净利润0.94亿元，同比增长5.5%。固废处理：2023年，板块实现营业收入39.9亿元，同比增长18%；营业成本24.7亿元，同比增长15%；归属净利润7.6亿元，同比增长38%。2023年一季度，板块实现营业收入8.5亿元，同比增长9%；营业成本5.5亿元，同比增长16%；归属净利润1.5亿元，同比增长3.5%。水污染治理：2023年，板块实现营业收入30亿元，同比增长64%；营业成本19亿元，同比增长75%；归属净利润7.8亿元，同比增长53%。2023年一季度，板块实现营业收入4.4亿元，同比增长40%；营业成本3.3亿元，同比增长54%；归属净利润0.46亿元，同比增长28%。其中，工业水处理板块2023年实现营业收入9.5亿元，同比增长60%；营业成本7亿元，同比增长70%；归属净利润1.6亿元，同比增长28%。2023年一季度实现营业收入1.7亿元，同比增长65%；营业成本1.3亿元，同比增长67%；归属净利润0.24亿元，同比增长30%。节能：2023年，板块实现营业收入15.9亿元，同比增长36%；营业成本10.6亿元，同比增长45%；归属净利润2.4亿元，同比减少4.6%。2023年一季度，板块实现营业收入2.6亿元，同比下降3%；营业成本1.7亿元，同比下降2%；归属净利润0.39亿元，同比下降1.8%。环境监测：2023年，板块实现营业收入14.2亿元，同比增长15%；营业成本6.9亿元，同比增长18%；归属净利润3.2亿元，同比增长9%。2023年一季度，板块实现营业收入2.5亿元，同比增长17%；营业成本1.2亿元，同比增长21%；归属净利润0.24亿元，同比增长10%。二、水和固废龙头企业增势良好，大气治理等待政策推动1、水和固废龙头保持持续增长，一季度情况相对平稳从各家环保公司2023年度业绩情况来看，水、固废领域的两家龙头公司桑德环境、碧水源增长势头依然良好。在我国环保产业发展的现阶段，龙头公司具备品牌、规模优势，发展思路清晰、市场拓展顺畅，经营状况也相对稳定，可保持持续增长的势头。此外，天壕节能、永清环保2023年业绩增速也较为亮眼。而从2023年一季报情况来看，环保公司利润增速大多不高，一季度历来是工程公司收入和业绩确认的低点，其中桑德环境业绩季节性波动相对较小，凯美特气和国电清新则由于去年同期基数较低，2023年一季度利润增速达到较高水平。此外，目前收入增速高于成本增速的公司仍然较少，大部分公司由于新业务拓展、异地扩张、或原材料上涨等因素影响，都面临成本上涨的压力。从长期趋势来看，各环保公司还将抓住产业发展的机会大力拓展新市场，而且随着环保市场参与主体的增加、竞争加剧，毛利率还存在下降的可能性。2023年收入增速高于成本增速的公司：雪迪龙、桑德环境、九龙电力、东江环保。2023年一季度收入增速高于成本增速的公司：九龙电力、龙源技术、国电清新。2023年及2023年一季度收入增速均显著低于成本增速的公司：先河环保、凯美特气、燃控科技。2023年收入和净利增速均较高的公司：天壕节能、永清环保、桑德环境、碧水源。2023年收入和净利增速较低的公司：易世达、三维丝。2023年一季度收入和净利增速均较高的公司：桑德环境、凯美特气、国电清新。2023年一季度净利润增速较低的公司：先河环保、易世达、永清环保、三维丝。2、水及固废处理企业业绩较好，大气和监测企业等待政策推动从2023年年报情况来看，水处理、固废处理企业业绩基本都符合或略超预期。监测、节能、大气治理板块企业业绩大多低于预期。我们认为，2023年，整体宏观经济环境较为低迷，与工业企业相关的投入、污染治理都可能受到一定影响。而水处理、固废处理作为环保板块中占比最大的两个细分领域，多以市政投入为主，污染治理监管也相对更加到位，因此受到经济周期的影响波动小。相比之下，节能板块受经济不景气的影响最大。而大气治理和监测企业则受政府换届、治污政策推动的影响较大。2023年，随着政策的落实和推动，大气治理和监测企业的业绩应有望得到改善。从2023年一季报的情况来看，一季度历来是环保工程类公司收入确认低点，因此对其业绩预期普遍也较低，2023年一季度的收入结算也没有太多亮点。部分企业由于去年同期基数较低，2023年增速表现相对较好。部分企业的利润增长来自于募集资金带来财务费用的减少、或管理销售费用的控制。还有部分企业去年留下的在手订单结算保障了一季度的增长。环保公司全年业绩的兑现情况还需等待后面的季度表现再判断。2023年年报业绩略超预期的公司：桑德环境（固废业务进展良好，配股顺利完成）、天壕节能（2023年新投产项目多，2023年贡献全年收益，还有资产处置收益）。2023年年报业绩符合预期的公司：碧水源（北京地区项目结算多，各地小碧水源持续拓展）、九龙电力（煤价下跌、脱硫脱硝等环保业务发展快）、中电环保（延期的核电、火电项目恢复建设）、雪迪龙（脱硝烟分监测系统增长）、津膜科技（水处理市场环境相对较好）、万邦达（神华宁煤烯烃二期、及中煤榆林两大项目结算）、维尔利（2023年新签订单较多，主要在2023年结算）、东江环保（资源化产品收入受经济周期影响下跌较多，但环境工程增加，费用控制）。2023年年报业绩低于预期的公司：国电清新（大唐资产注入滞后、托克托运营电量减少）、龙源技术（低氮燃烧结算进度慢、余热项目少）、龙净环保（增速较以前快，但低于业绩快报发布后的市场预期）、聚光科技（环境监测市场需求滞后）、凯美特气（项目延期、工程机械制造业开工率不足）、天立环保（毛利率大幅下滑）、易世达（合同能源管理业务拓展慢）、三维丝（收入下滑、费用大幅增加）、永清环保（重金属治理项目增加带动利润增长，但低于年初100%增长的预期）、先河环保（利润率下滑较大）。2023年一季报业绩符合预期的公司：碧水源（一季度平稳）、桑德环境（固废业务进展良好、财务和管理费用下降）、国电清新（大唐部分脱硫特许经营资产并入）、聚光科技（费用控制加强）、雪迪龙（2023年留下在手订单增多，财务费用下降）、天壕节能（电量稳定、财务费用下降）、九龙电力（电力资产剥离、环保业务增长）、万邦达（烯烃二期及中煤榆林两大项目继续结算）、中电环保（规模扩大、但费用上升也较快）、凯美特气（2023年基数低）、津膜科技（一季度平稳）。2023年一季报业绩低于预期的公司：龙源技术（一季度是结算低点）、龙净环保（一季度是工程结算低点，但订单增速良好）、东江环保（资源化产品收入受经济周期影响下跌较多）、永清环保（重金属业务同比去年减少）、天立环保（一季度新疆等地工程无法施工，利润率下滑也较大）、维尔利（2023年受政府换届影响，新签订单少，影响2023年结算）、先河环保（竞争加剧，利润率下滑）、易世达（受上游水泥行业景气下滑影响大，合同能源管理业务拓展慢）。3、主要环保公司年报及一季报情况汇总三、盈利能力变化情况1、2023年毛利率稳中略降，净利率各季度波动较大2023年及2023年一季度，从环保公司总体来看，毛利率基本稳定，2023年全年略有下降，而2023年一季度提升较多，我们分析主要是由于一季度九龙电力和国电清新两家公司的业务结构变化促进了整体的毛利率上升，其他公司毛利率基本是稳定的、或略有下降。而净利率在各季度间的波动相对较大，在环保产业快速发展的过程中，环保企业市场拓展和产业链延伸的积极性很高、人员扩张也相对迅速、资金支出较多，因此管理费用、销售费用、财务费用等都会存在一定波动。毛利率上升较多的公司：九龙电力、国电清新。毛利率下降较多的公司：碧水源、天立环保、龙源技术、富春环保、易世达、燃控科技、先河环保、中电环保。净利率上升较多的公司：九龙电力、国电清新、东江环保。净利率下降较多的公司：碧水源、龙源技术、先河环保、中电环保、聚光科技。2、