?分析师：王艺熹 S0980522100006
分析师：董德志 S0980513100001
报告发布日期：2023年6月8日
摘要：
公用事业行业上市公司情况及盈利回顾
电力公司的业绩驱动因素包括装机规模、生产资源（燃气）成本、上网电价、发电量（供热量）等。核心竞争力主要围绕发电资源与，项目资源（比如风电可利用小时数）、发电机组效率和故障率、项目储备情况等，决定了公司发电量，经营牌照资源决定了公司市场与销售资源。此外，发电企业广泛参与电力市场交易，售电已形成固定收入。
影响电力行业景气度的主要因素为第二产业用电需求（与经济增速强相关），可观察全社会用电量、发电设备平均利用率水平等宏观指标。燃气行业上市公司大多为地方城燃公司，下游主要包括工商业和城镇居民。近十年用气量变化。影响燃气板块景气度的主要因素包括工商业需求、天气（主要影响居民需求）、政策推动（煤改气政策推动需求增长）等。
当下公用事业行业投资逻辑梳理
我们总结了当下公用事业行业4条重要的投资逻辑，包括：
1.类债券的高股息资产当下具备稀缺性；
2.优质资产注入上市主体，助力资产规模持续增长；
3.政策支持发展氢能、生物质发电、固废处理、抽水蓄能等增量业务，丰富收入来源；
4.新能源运营商补贴发放贡献利润。
公用事业行业转债正股估值回顾
长江电力PE（TTM）2018年四季度开始中枢上移，2020年8月触顶后有所回落，动态PE（按Wind当年一致盈利预期计算）相对稳定，2019年以来主要在16-20x之间波动。川投能源PE（TTM）主要在11-20x之间波动。新能源运营商中，风电资产占比较高的节能、福能市盈率均在2021年有明显提升，动态视角相对比较稳定。
现存转债个券梳理
公用事业行业转债以偏股型为主，平价多在90元以上；历史来看，公用事业转债的转股溢价率多位于市场平均值上下。各公司业务及业绩梳理见内文。
风险提示：政策调整滞后，经济增速下滑。
正文：
公用事业行业上市公司情况及盈利回顾
根据申万一级行业划分，公用事业行业现有126家A股上市公司，总市值为3.22万亿。其中二级行业主要包括电力和燃气，其中电力板块共有94家A股上市公司，总市值为2.97万亿，三级行业包括火力发电、光伏发电、水力发电、风力发电、电能综合服务、热力服务、核力发电。长江电力作为公共事业电力领域的龙头企业，总市值约为5500亿。燃气行业共有32家A股上市公司，总市值约为2500亿。截止2023年5月31日，公用事业行业共有24家上市公司发行过可转债，当前存续的可转债及可交债共13只。
电力公司的业绩驱动因素包括装机规模、生产资源（燃气）成本、上网电价、发电量（供热量）等。核心竞争力主要围绕发电资源，项目资源（比如风电可利用小时数）、发电机组效率和故障率、项目储备情况等，决定了公司发电量，经营牌照资源决定了公司市场与销售资源。
此外，发电企业广泛参与电力市场交易，售电已形成固定收入。比如长江电力设立三峡电能开展售电业务，2022年签约电力零售客户600家，贡献收入1368.86万元。2023 年 4 月，全国各电力交易中心组织完成市场交易电量 4287.3 亿千瓦时，同比增长 12.9%。再比如，晶科科技2022 年售电业务独立经营，全年售电签约电量 129.8 亿千瓦时，同比增长 49%；交易电量 69.1 亿千瓦时，同比增长 44%；绿色电力交易业务全年实现交易电量 3,897 万千瓦时，较标杆电价实现溢价。除此之外，公司旗下售电公司晶科慧能助力国内首个实时调度虚拟电厂 72 小时试运行圆满成功。
电力行业需求侧方面，我国一/二/三产业/居民用电占全社会用电量分别为1%/65%/18%/16%，影响电力行业景气度的主要因素为第二产业用电需求（与经济增速强相关），可观察全社会用电量、发电设备平均利用率水平等宏观指标。
燃气行业上市公司大多为地方城燃公司，下游主要包括工商业和城镇居民。从2011年开始，我国天然气消费量逐年上升，但2022年同比下降1.7%。影响燃气板块景气度的主要因素包括工商业需求、天气（主要影响居民需求）、政策推动（煤改气政策推动需求增长）等，此外地缘政治等因素或导致天然气供应减少，供需错配会影响板块量价，城燃公司向下游传导成本不力时，或面临利润波动。
整体来看，2010年以来公用事业行业公司的营收增速主要在0-20%之间波动，2021年小幅提升至21.53%，电力行业营收增速在2015年曾降至-1.77%，此后回升。2023年一季度燃气/电力行业营收同比增速均值3.30%/9.40%。在大宗商品价格较高的2021-2022年电力板块利润增速下降，2022年近半数火电上市公司亏损，主要受煤炭价格居高不下影响。
光伏和风力发电方面，影响盈利的主要因素包括技术水平以及气候条件变化。若果光伏行业不能及时通过技术进步、产业优化升级等方式与“平价上网”进程同步实现成本下降或效率提升，盈利空间可能受到挤压。另外气候变化导致实际风资源水平与预测值不符，影响风电公司发电量，进而影响盈利能力。
营业成本构成方面，燃气行业以深圳能源为例，火电领域燃煤成本占56.05%，生态环保成本占22.46%，燃机成本占21.49%；电力行业成本固定，毛利率相对稳定，电站运营行业以晶科科技和节能风电为例，光伏/风电电站运营的营业成本主要为发电设备的折旧费用；长江电力的成本主要包括折旧费、各项财政规费，相对较为稳定。
公用事业行业具有高分红及高净现比的特征。分红方面，燃气和电力行业上市企业的分红比例整体上呈现波动的趋势。从2020年开始，燃气行业的分红比率均值达到53.73%，2022年电力行业分红均值也达到49.51%。燃气和电力行业的净现比（经营活动产生的现金流量净额/归属于母公司所有者的净利润）在绝大部分时间点无论均值和中位数都高于1，说明电力行业盈利质量较好，支撑其长期以来的高分红惯例。
电力经营和业绩风险主要可归纳为以下几类：
1.安全生产风险：在生产经营活动中，可能发生各种突发事件，如堤坝安全风险或发电机组运行风险等；在风电水电光电领域还需关注自然条件变化风险。
2.能源需求风险：宏观经济形势及气候使电力需求的不确定性增大。
3.生产资源的不确定性：当前煤炭市场供应紧张，煤炭价格波动推高电力企业生产成本；来水不确定性影响水电公司生产；风机设备价格波动影响公司的营业成本。
4.工程建设风险：涉及多行业，参建单位多，工序复杂，工作面多且广，可能导致项目不能如期达产或存在质量问题。
5.环保风险：为满足环保政策要求，提升公司ESG评级，燃煤类发电企业的环保费用支出可能增长。
燃气经营和业绩风险主要可归纳为以下几类：
1.气源获取风险：对上游供应商的依赖性较强，当国内上游供应商供应波动或海外LNG发生不可抗力风险，会对公司的经营产生不利影响。
2.原材料价格波动风险：国内外复杂的经济形势导致天然气价格波动加大，但天然气销售价格的调整幅度滞后，不能覆盖成本的变动幅度，影响公司毛利率。
3.安全经营风险：天然气属于易燃、易爆的危险化学品，配输过程对安全经营要求很高。一旦发生安全事故，可能面临停工检修。
4.市场需求与竞争风险：天然气下游市场需求受多种因素影响，若宏观经济下滑或政策变化导致天然气消费增速放缓或天然气市场萎缩，则可能给公司经营带来不利影响。
5.汇率风险：人民币汇率波动对公司的生产经营和利润水平带来一定的不确定性。
当下公用事业行业投资逻辑梳理
我们总结了当先公用事业行业4条重要的投资逻辑，包括：
1.类债券的高股息资产当下具备稀缺性；
2.优质资产注入上市主体，助力资产规模持续增长；
3.政策支持发展氢能、生物质发电、固废处理、抽水蓄能等增量业务，丰富收入来源；
4.新能源运营商补贴发放贡献利润。
具体来看：
类债券的高股息资产当下具备稀缺性：申万一级行业中，2018以来平均股息率最高的行业包括煤炭、银行、钢铁、石油石化、房地产、家用电器、纺织服装、公用事业和建筑材料，公用事业行业在高分红行业中名列前茅，2018以来平均股息率1.99%。
具体来看，当前存续转债的发行人及转债预案当中，多年保持分红且股息率稳定高位的包括长江电力、福能股份、皖天然气、川投能源、嘉泽新能、节能风电等。
资产规模增长可来源于优质资产注入上市主体。普遍来看公用事业公司主营业务具有较强稳定性，规模增速较为平稳；区域内经营牌照具有稀缺性和获取壁垒，背靠地方国资的公用事业行业公司的核心资产规模扩张常来自于集团其他优质资产的注入，或收购其他区域业务相近的资产。
以G三峡EB的正股长江电力为例，公司2022年推进乌东德、白鹤滩水电站重大资产重组，并于2023年1月交割完成。截至2022年底，公司水电装机容量为4559.5万千瓦，完成收购乌东德、白鹤滩水电站后，公司水电装机容量增长至7179.5万千瓦。
政策支持发展氢能、生物质发电、固废处理、抽水蓄能等增量业务，丰富收入来源。在国家电力体制改革、清洁能源转型、新能源发展、碳达峰碳中和等重大战略不断推进的背景下，氢能、生物质发电、固废处理、抽水蓄能等增量业务有望为运营商贡献业绩增长动能。以长青集团为例，该公司主营业务为生物质热电联产、生活垃圾发电和工业园区燃煤集中供热，2021年其延伸出来的污水处理运营服务项目在新业务开拓上取得突破，高浓度废水处理技术取得了成功，为解决并接收历史遗留的高浓度废水处理提供了新的解决方案，取得了一般工业固废的环保许可，为公司的业务增长创造了条件。
新能源运营商补贴发放贡献利润。截止23年6月，可再生能源补贴已达四批次。1月国家电网与南方电网发布可再生能源补贴项目共计7335个（国家电网6821个，南方电网514个），4月发布第二批补贴项目共21个（太阳能发电项目14个，风力发电项目4个，生物质电项目3个），同月第三批补贴项目发布，共7117个（光伏发电项目7116个，风力发电项目1个），6月，第四批可再生能源补贴项目清单发布，共计232个（集中式发电项目3个，分布式发电项目229个）。可再生能源补贴涉及项目不断增多，涉及项目种类丰富，发布高频多次，补贴力度可观。
公用事业行业转债正股估值回顾
盈利预测方法来看，对于主营业务为发电的公司，通常根据公司发电资产规模推算发电量，并对上网电价做出假设，推算出营业收入水平，之后参考燃料价格对发电成本进行估算、参考历史费用率水平对净利润进行估算，最后得出营收规模和净利润规模预测。
估值方面，通常参考公司历史市盈率/市净率水平和可比公司当前市盈率/市净率水平，大多给与火电、风电运营商15x左右PE、2.8x左右PB。此外，对新能源板块业务单独参考可比公司估值水平，单独测算其目标市值。
具体公司层面看，长江电力PE（TTM）2018年四季度开始中枢上移，2020年8月触顶后有所回落，动态PE（按Wind当年一致盈利预期计算）相对稳定，2019年以来主要在16-20x之间波动。川投能源PE（TTM）主要在11-20x之间波动。
PB视角，长江电力2017年以来的市净率主要在2.3x-3.2x之间波动，当前为2.8x，处于历史中等水平。此外，长江电力的市净率有一定季节性特征，多次在来水情况较好的夏季逐渐抬升，并在8月前后达到估值顶峰，并在四季度逐步回落。
新能源运营商中，风电资产占比较高的节能、福能市盈率均在2021年有明显提升，动态视角相对比较稳定，2022年以来节能风电动态PE（Wind当年一致预期）主要在10-15x之间，福能股份PE（Wind当年一致预期）主要在10x上下波动。
燃气行业方面，皖天然气和蓝天燃气（转债预案)均为区域内市占率较高的城燃公司，皖天然气市盈率（TTM）主要在10-20x之间波动，蓝天燃气市盈率（TTM）中枢有所下移，当前在10x左右。
现存转债个券梳理
公用事业行业转债以偏股型为主，平价多在90元以上；历史来看，公用事业转债的转股溢价率多位于市场平均值上下。
福能转债
公司主要业务为电力、热力生产和销售。公司天然气发电、燃煤发电（含热电联产、燃煤纯凝发电）、新能源发电（含风力发电、光伏发电）所生产的电力产品全部销售给电网公司、售电公司和市场批发用户等，热力产品销售给工业园区用热企业。
截至2022年末，公司控股运营发电装机容量 599.33万千瓦，公司控股运营发电机组主要为风力、天然气、太阳能等清洁能源发电和高效节能的热电联产机组。2022 年公司在福建区域总发电量 162.69 亿千瓦时,占福建省总发电量的 5.29%。其中：风电发电量 57.29 亿千瓦时，占福建省风电发电量的 24.84%；天然气发电、热电联产发电量 105.35 亿千瓦时，占福建省火电发电量的 6.64%。2022 年公司在贵州区域总发电量 60.25 亿千瓦时，占贵州省总发电量的 2.58%，占贵州省火电发电量的 4.19%。
业绩方面，公司2020年/2021年/2022年营业收入分别达到95.57/120.77/143.18亿元，同比-3.9%/26.37%/18.55%；归母净利润分别达到14.95/12.68/25.93亿元，同比20.21%/-15.18%/104.46%。
G三峡EB1/EB2-长江电力
公司以大型水电运营为主要业务，为全球最大的水电上市公司，目前水电总装机容量 7179.5万千瓦，其中，国内水电装机 7169.5 万千瓦，占全国水电装机的 17.34%。2022年，公司售电范围主要覆盖南方电网区域（广东、云南）、华东电网区域（上海、浙江、安徽）、华中电网区域（湖北、四川），全年签约电力零售用户约 600 家，并在上海区域首次实现发售一体化，为大水电清洁能源输送开辟新通道。在此基础上，创新开发“售电+”模式，为智慧综合能源业务挖掘潜在客户，“售电+节能改造”“售电+分布式光伏”“售电+储能”等商业模式得到市场广泛认可，有效提升优质客户粘性，拓宽售电业务新模式。
2022年，受长江年度来水严重偏枯等因素影响，公司完成发电量 1855.81 亿千瓦时，比上年同期减少 227.41 亿千瓦时，下降 10.92%。
业绩方面，公司2020年/2021年/2022年营业收入分别达到577.83/556.46/520.6亿元，同比15.86%/-3.7%/-6.44%；归母净利润分别达到262.98/262.73/213.09亿元，同比22.07%/-0.09%/-18.89%。
节能转债
公司的主营业务为风力发电的项目开发、建设及运营。主要产品为所发电力，用途为向电网供电，满足经济社会及国民用电需求。截止2022年底，公司在建项目装机容量合计为80.8万千瓦，可预见的筹建项目装机容量合计达214.25万千瓦。经营范围主要在新疆、甘肃、河北和广东等境内13个省市以及澳洲。
2020 年至 2022 年，公司因“弃风限电”所损失的潜在发电量分别为 89,753 万千瓦时、112,316 万千瓦时、107,480 万千瓦时，分别占当期全部可发电量（即境内实际发电量与“弃风限电”损失电量之和）的 6.52%、11.05%、8.26%。
“弃风限电”是影响公司经营业绩最主要的因素，多集中发生在公司新疆区域、甘肃区域、河北区域、内蒙区域的风电场，这些区域风能资源丰富，全区域性的风电场建设速度快、规模大，但用电负荷中心又不在这些地区，向国内用电负荷集中区输送电能的输变电通道建设速度及规模跟不上风电等绿色能源的建设速度及规模，导致“弃风限电”现象的产生。随着公司战略布局的调整，公司在非限电区域及限电较少区域的风电场陆续投产，这一状况会得到逐步的改善。
业绩方面，公司2020年/2021年/2022年营业收入分别达到26.67/35.39/52.4亿元，同比7.23%/32.68%/48.07%；归母净利润分别达到6.18/7.68/16.3亿元，同比5.78%/24.22%/112.4%。营业收入较上年增长 29.28%，主要系本年新增投产项目带来的上网电量增加及澳洲子公司售电单价上涨所致。
晶科转债
公司在光伏发电行业发展多年，已经形成成熟的“项目开发-施工并网-运营发电-资产交易”光伏一体化解决方案能力，同时也为客户提供储能、售电、节能改造等综合能源服务，并在全球范围内广泛开展海外电站业务。
公司光伏发电业务涵盖集中式光伏、工商业分布式光伏和户用分布式光伏等，2022 年，公司坚持“精工程”战略，不断完善工程管理体系，提升工程管理能力。截至本报告期末，公司自持电站总装机容量约 3.6GW，同比增长 22%，其中全年新增装机量约 649MW；发电量约 38.6 亿千瓦时，同比增长 5%。
业绩方面，公司2020年/2021年/2022年营业收入分别达到35.88/36.75/31.96亿元，同比-32.82%/2.44%/-13.02%；归母净利润分别达到4.76/3.61/2.09亿元，同比-34.7%/-24.13%/-42.04%。营业收入下降主要系 2022 年组件价格持续高位，EPC 业务产值有所降低所致；归母净利润下降主要是受公司光伏电站开发运营转让业务毛利下降、电站资产交易及政府补助减少等因素综合影响。
川投转债
公司以投资开发、经营管理清洁能源为主业，以研发、生产、销售轨道交通电气自动化系统，生产经营光纤光缆等高新技术产品为辅业。
公司参、控股电力总装机达3534 万千瓦（不含三峡新能源、中广核风电、中核汇能）、权益装机 1374 万千瓦。能源产业占公司资产、利润的 95%以上，同比增长9.77%。公司的主要利润来源为公司对雅砻江水电的投资收益，资产规模和装机水平在省属国资电力上市公司以及四川省内电力上市公司中名列前茅。
业绩方面，公司2020年/2021年/2022年营业收入分别达到10.31/12.63/14.2亿元，同比23%/22.52%/12.43%；归母净利润分别达到31.62/30.87/35.15亿元，同比7.28%/-2.35%/13.86%。
贵燃转债
公司主要从事贵州省内的城市燃气运营，主要业务为燃气销售及天然气支线管道、城市燃气输配系统、液化天然气接收储备供应站、加气站等设施的建设、运营、服务管理，以及相应的工程设计、施工、维修。
公司是贵州省供气规模最大、管网覆盖区域最广、服务用户最多的城市燃气专业运营商及综合能源供应服务商。2012 年以来，公司建成 4 条天然气支线管道并建设用于接收国家管道天然气的门站、分输站等设施，随着贵州省天然气普及和产能利用率提升，公司管道等接气设施仍可满足相关区域未来 10 年以上天然气生产运行需要。
2022年，公司实现天然气销售15.75亿立方米，同比增长8.55%；完成营业收入61.63亿元，同比增长21.14%；公司实现净利润0.22亿元，同比下降88.76%；实现归属于母公司股东的净利润0.25亿元，同比下降85.54%，主要原因是上游气源紧张，为保障供应采购成本上升，利润下降。此外，由于2022年新房交付量同比减少，公司安装业务收入及利润下降。
业绩方面，公司2020年/2021年/2022年营业收入分别达到42.44/50.88/61.63亿元，同比3.95%/19.88%/21.14%；归母净利润分别达到2.06/1.76/0.25亿元，同比8.24%/-14.56%/-85.54%。
皖天转债
公司主要从事安徽省内天然气长输管线的投资、建设和运营、CNG/LNG、城市燃气、设施安装以及综合能源等业务。公司在安徽省天然气市场具有区域先入优势。公司目前在省内建成投运的天然气长输管线占全省长输管道总里程的约 70%，依托西气东输、川气东送等国家干线，不断推进省级干线、支线管道、储气设施建设，基本构建起纵贯南北、连接东西、沟通西气和川气的全省天然气管网体系。在全省气源调度、保障安全平稳可靠供气方面发挥主导作用。
公司2022年内输售气量实现30.94亿立方米，其中：长输业务板块输售气量 30.11 亿立方米，CNG/LNG 业务板块销售量 1.32 亿立方米，城网业务板块输售气量 4.41 亿立方米，内部销售气量抵消 4.90 亿立方米。资产规模由51.70亿元增长至60.05亿元，资产负债率控制在 50%以下，建成管网里程数1512公里。
业绩方面，公司2020年/2021年/2022年营业收入分别达到47.64/49.37/59.27亿元，同比14.2%/3.63%/20.07%；归母净利润分别达到2.09/2.06/2.58亿元，同比-6.6%/-1.3%/25.16%。
首华转债
公司的主营业务由天然气业务及园艺用品业务两部分构成，主要业务区域在山西省。其中，天然气业务营收比例88%业务，由中海沃邦、浙江沃憬、山西沃晋等主体开展运营，主要从事天然气的勘探、开发、生产、销售；园艺用品业务主要由沃施实业、益森园艺、艺术发展、沃施国际等主体开展运营，主要从事园林工具、园林机械等园艺用品的生产和零售。2020-2022年公司天然气板块收入分别为12.6/15.2/18.0亿元，同比+3.1%/20.1%/18.5%。
公司具有较强的天然气和煤层气储量优势，经国土资源部备案的天然气地质储量1276亿方、技术可采储量610亿方、经济可采储量443亿方。市场及产业链方面，公司着力在稳固现有山西省内区域市场的同时，通过组建销售子公司的方式积极开发省外区域市场。
业绩方面，公司2020年/2021年/2022年营业收入分别达到15.26/18.24/20.45亿元，同比-0.33%/19.54%/12%；归母净利润分别达到1.08/0.64/0.41亿元，同比46.11%/-40.22%/-36.33%。业绩下降主因为：1、受新井施工及老井措施实施进度影响，导致新井贡献产量未及预期同时老井产量递减较快，使得报告期内的天然气产量有所下降；2、上年同期公司控股子公司中海沃邦收到致密气补贴 3,395.07 万元，2022年公司未收到致密气补贴。
长集转债
公司主营业务为生物质热电联产（山东、江苏、河南、黑龙江和辽宁）、生活垃圾发电（广东）和工业园区（广东、河北）燃煤集中供热三大板块，主要从事农林废弃物及生活垃圾的综合利用、生产及出售电力和热力。
2022年，公司生物质发电类-秸秆发电项目业务总装机量50.6万千瓦时，发电量和上网电量分别为22.53亿千瓦时和20.41亿千瓦时；生物质发电类-垃圾发电项目业务总装机量5.4万千瓦时，发电量和上网电量分别为3.1亿千瓦时和2.59亿千瓦时；火力发电类-煤电项目业务总装机量16万千瓦时，发电量和上网电量分别为5.53亿千瓦时和4.25亿千瓦时。
业绩方面，公司2020年/2021年/2022年营业收入分别达到30.22/26.51/34.24亿元，同比20.98%/-12.28%/29.16%；归母净利润分别达到3.5/-1.59/0.76亿元，同比18.69%/-145.46%/-147.96%。
转债条款及其他信息汇总
多数大股东参与转债配售，并在上市后减持。现存公用事业转债中，电力行业转债的大股东(持股比例第一的股东)参与配售意愿最强，全部参与配售且配售比例高于燃气行业转债8.54%。从后续操作来看，仅有节能/新港转债未进行减持；燃行业转债的大股东配售意愿也较强，参与转债配售的大股东平均配售比例为31.37%，在上市后全部进行减持。
存续个券满足赎回条件后发行人较多选择不赎回。目前存续的11只公用事业转债中，7只曾触发赎回条款，其中电力行业转债触发赎回条款的概率较高，福能/嘉泽/川投/晶科/节能转债触发次数分别达到5/4/3/1/1/次，发行公司均公告不提前赎回。
存续个券满足下修条件后半数选择下修。电力和燃气Ⅱ各有2只个券触发下修条款。其中电力行业的晶科转债与燃气Ⅱ行业的贵燃转债均向下修正了转股价。
已退市转债考察：2003年以来发行的样本中，共有14只已退市公用事业转债，平均存续时长为3.22年，其中约半数大股东参与配售，参与转债配售的大股东平均配售比例为41.41%，大多数在存续期间进行了减持。
大多数已退市转债均成功以转股形式退出。从转债实际退出方式来看，所有已退市的公用事业转债转股比例均达95%以上，除华电、桂冠、上电和国投转债在首次触发赎回条件时公告不赎回外，其余转债均在首次便进行了赎回；下修方面，已退市公用事业转债仅迪森转债在存续期间进行过下修。
