2022年環(huán)保行業(yè)專題報告精選資料匯編

目錄1、能源與環(huán)保行業(yè)研究及2022年投資策略報告2、2022年中國危廢處理行業(yè)龍頭企業(yè)對比：光大環(huán)境VS東方園林VS東江環(huán)保3、環(huán)保行業(yè)專題研究：碳市場政策逐步完善_2022年市場規(guī)?；虺賰|4、環(huán)保政策收緊_電鍍廢水處理前景廣闊_中國電鍍廢水處理行業(yè)現(xiàn)狀與趨勢分析[圖]5、2022年環(huán)保行業(yè)2021年報及2022年一季報總結(jié)

能源與環(huán)保行業(yè)研究及2022年投資策略報告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個百分點2021年市場波動較大，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%，電力板塊累計跑贏大盤17.63個百分點?；痣?、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個百分點；火電子板塊上升14.50%，跑贏滬深300指數(shù)20.70個百分點；燃氣上升12.48%，跑贏滬深300指數(shù)18.68個百分點。整體來看，電力行業(yè)中火電板塊與燃氣板塊表現(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個百分點截止到2021年11月14日，申萬環(huán)保工程及服務(wù)二級指數(shù)今年以來上漲12.94%，與其他Wind一級行業(yè)相比位居第10位，在140個申萬二級行業(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)累計跑贏大盤19.14個百分點。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股進行跟蹤研究，并將這些公司細分為水務(wù)運營、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)濟總量快速增長、一次能源消費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)活動來抵消人類活動產(chǎn)生的CO2，通過碳排放和碳去除達到平衡的效果。要實現(xiàn)碳中和的目標，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)的排放問題進行對沖。目前我國已在發(fā)電行業(yè)推動碳排放權(quán)交易配額總量設(shè)定與分配實施，引入碳配額等交易政策推動企業(yè)實現(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)生活活動所產(chǎn)生的二氧化碳收集起來，并用各種方法儲存以避免其排放到大氣中。這種技術(shù)被認為是未來大規(guī)模減少溫室氣體排放、減緩全球變暖較為經(jīng)濟、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，電氣化將成為實現(xiàn)碳中和的關(guān)鍵。電能占終端能源消費比重2025年、2035年、2050年、2060年有望分別達到約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，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總量為58.78億噸標煤，這一數(shù)據(jù)與主流機構(gòu)預(yù)期的58~60億噸標煤耗的數(shù)據(jù)較為吻合。我們預(yù)測一次能源消費總量在2030年達峰后，會保持穩(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年碳達峰的時點，我國二氧化碳排放總量達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，從而實現(xiàn)2060年碳中和的目標。煤電裝機2030年達峰，未來光伏風(fēng)電將成為主力機組依據(jù)我國用電量需求增長預(yù)測模型，疊加相關(guān)權(quán)威機構(gòu)對風(fēng)電、光伏裝機增長的預(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)電裝機有望達峰，峰值為12.9億千瓦，此后裝機規(guī)模及利用小時均逐步下降，成為電網(wǎng)調(diào)峰輔助能力的重要組成部分。水電裝機增長有望趨緩，2030年預(yù)期為4.68億千瓦，之后逐步達到5.58億千瓦的經(jīng)濟開發(fā)容量。核電仍有望保持快速增長，2020至2030年間預(yù)期年化新增裝機為900萬千瓦左右，2030年至2050年的年化新增核電裝機有望達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、9000萬千瓦的裝機增速，并在未來得益于儲能裝置降低調(diào)峰成本，裝機增長進一步提升。到2030年時，我們預(yù)期風(fēng)電及光伏裝機分別為6.7億、11.5億千瓦，滿足政策對于2030年風(fēng)電光伏裝機合計達12億千瓦以上的預(yù)期。到2060年，風(fēng)電和光伏裝機分別為17.3億和37億千瓦，占電力總裝機的比重超過70%。未來儲能將成為平滑新能源出力波動的重要手段儲能技術(shù)是指通過某種介質(zhì)或者裝置，把以電能、機械能、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，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、燃氣等化石能源及電力、熱能、氫能、成品油等二次能源的存儲技術(shù)。根據(jù)不同能量形式及技術(shù)原理，儲能技術(shù)主要分為物理儲能（抽水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能等）、電磁儲能（超級電容器儲能和超導(dǎo)磁儲能等）、電化學(xué)儲能（鉛酸電池、鋰離子電池、鈉硫電池和液流電池等）、熱能存儲等，其技術(shù)特點和應(yīng)用場景存在差異。短期來看，我國儲能技術(shù)仍將保持抽水蓄能技術(shù)為主，電化學(xué)儲能規(guī)模快速增長的局面。截至2019年底，中國已投運儲能項目累計裝機規(guī)模32.4GW，占全球市場總規(guī)模的17.6%，同比增長3.6%。其中，抽水蓄能累計裝機規(guī)模達到30.3GW，占比為93.4%。抽水蓄能相對其他儲能方式成本較低、技術(shù)相對成熟，短期看來，其在儲能應(yīng)用中的主導(dǎo)地位不會被動搖。電化學(xué)儲能項目的累計裝機規(guī)模緊隨其后，為1709.6MW，占比為5.3%，同比增長59.4%。長期來看，儲能技術(shù)是實現(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、推動能源轉(zhuǎn)型的關(guān)鍵支撐技術(shù)。一方面，隨著儲能技術(shù)的不斷發(fā)展，儲能技術(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，并培育了以寧德時代、比亞迪、中科儲能等為代表的一批技術(shù)領(lǐng)先的儲能廠商。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)適合市場需求的儲能產(chǎn)品，進一步擴展儲能技術(shù)的應(yīng)用領(lǐng)域，有助于我國儲能產(chǎn)業(yè)規(guī)?；l(fā)展?；谖覀兦笆瞿Ｐ蜏y算的裝機結(jié)構(gòu)，我們針對日度電力系統(tǒng)負荷平衡進行核算，以推斷未來儲能裝置的裝機規(guī)模。我們預(yù)期到2060年，風(fēng)電、光伏裝機占總裝機比重分別為22.6%、50.6%，煤電及氣電僅作為電網(wǎng)調(diào)峰平衡機組維持電網(wǎng)穩(wěn)定運行。我們將各類裝機出力加總，即可得到發(fā)電裝機總出力曲線，將其與用電需求曲線結(jié)合，即可測算儲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，儲能裝置日度間充放電電量基本平衡，其在18時光伏出力歸零、用電需求提升的重要節(jié)點為電網(wǎng)系統(tǒng)提供約占實時用電負荷近三分之一的電力供應(yīng)。我們預(yù)期在2060年風(fēng)光裝機大幅提升的假設(shè)下，儲能裝機約占發(fā)電側(cè)總裝機的19.9%，對應(yīng)裝機容量達14.36億千瓦。未來四十年，電力系統(tǒng)儲能有望從當(dāng)前的百萬千瓦級成長為電力系統(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)，其儲能時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，如果沒有充足的裝機冗余，電網(wǎng)還是容易出現(xiàn)危機（類似德州大停電）。而如果要實現(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，我國也在不斷加強抽水蓄能、電化學(xué)儲能的發(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、管理優(yōu)質(zhì)、國際競爭力強的抽水蓄能現(xiàn)代化產(chǎn)業(yè)，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企業(yè)。3電力：高煤價拖累火電業(yè)績，汛期來水偏枯水電出力下滑火電：需求向好，高煤價拖累業(yè)績電力供需偏緊推動火電利用小時上行，市場化電價邊際改善受益于下游經(jīng)濟需求持續(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月份我國全社會用電量增速為12.9%。9月份我國全社會用電量為6947億千瓦時，同比增長7.6%。今年1-9月份火電累計發(fā)電增速為11.9%，增速比上年同期上升12.2個百分點。從利用小時來看，今年1-9月我國火電利用小時為3339小時，較去年同期上升280個小時。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，火電裝機增速將長期處于低位，火電利用小時穩(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年火電利用小時為4511小時，同比增長295小時，火電利用小時將迎來確定性改善。我們判斷今年用電增速高增長主要系出口產(chǎn)業(yè)鏈拉動疊加電價機制錯位致使市場化電價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，另外在市場化電價機制調(diào)整后，電價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有望明顯回落。煤價高位震蕩，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)煤炭價格的重要抓手。2021年1-9月，我國累計進口煤2.3億噸，同比下滑3.6%；9月單月進口煤為3288萬噸，同比上漲76.02%。前五個月進口煤數(shù)量受貿(mào)易政策影響明顯收緊，6月開始我國進口煤數(shù)量有所恢復(fù)，并整體呈現(xiàn)逐漸走高的趨勢，我們預(yù)期我國全年進口煤量或?qū)⑿》陆?。從市場價來看，今年現(xiàn)貨價格波動較大，近期維持高位震蕩。2021年年初秦皇島港5500大卡動力煤市場價先快速上行，一度連續(xù)突破900、1000元/噸兩個關(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，煤價出現(xiàn)罕見的暴漲，5500大卡現(xiàn)貨煤價一度突破2500元/噸，遠超歷史極值。后續(xù)發(fā)改委啟動調(diào)控措施，通過政策干預(yù)、邊際產(chǎn)能核增、推動長協(xié)煤保供等手段，使得電廠煤炭庫存快速提升、現(xiàn)貨煤價持續(xù)回落。電價新政落地，電價市場化程度進一步提升此前我國火電上網(wǎng)電價主要以標桿電價機制+煤電聯(lián)動為主，但由于煤電聯(lián)動政策在調(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改革的進程。2020年1月1日起，我國開始取消煤電價格聯(lián)動機制，將標桿上網(wǎng)電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。浮動范圍為上浮不超過10%、下浮不超過15%，具體電價由供需雙方協(xié)商或競價確定，但2020年暫不上浮。今年以來受煤價大幅上漲、年度長協(xié)電價難以調(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)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》。通知明確，擴大市場交易電價上下浮動范圍，要有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價，燃煤發(fā)電電量原則上全部進入電力市場，通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內(nèi)形成上網(wǎng)電價。通知將燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍由現(xiàn)行的上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，擴大為上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制；電力現(xiàn)貨價格不受上述幅度限制?！锻ㄖ繁砻饕苿庸ど虡I(yè)用戶都進入市場，各地要有序推動工商業(yè)用戶全部進入電力市場，按照市場價格購電，取消工商業(yè)目錄銷售電價。對于居民、農(nóng)業(yè)用電價格，《通知》要求繼續(xù)執(zhí)行現(xiàn)行目錄銷售電價政策，并強調(diào)居民（含執(zhí)行居民電價的學(xué)校、社會福利機構(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)先將低價電源用于保障居民、農(nóng)業(yè)用電。新的電價政策體現(xiàn)了政府進一步理順火電電價機制的決心。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的進一步落實。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格已按價格政策實現(xiàn)近20%的上浮，起到了疏導(dǎo)煤、電價格矛盾關(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，擴大市場化交易電價上下浮動范圍，確保價格形成機制更具靈活性、針對性，同時疊加成本端煤炭保供穩(wěn)價舉措等利好，未來煤電企業(yè)盈利有進一步修復(fù)預(yù)期，盈利穩(wěn)定性也有望得到加強。水電：汛期來水偏枯，水電利用小時亟待復(fù)蘇汛期來水偏枯，利用小時數(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月水電累計實現(xiàn)發(fā)電量9029.9億千瓦時，同比下降0.9%，其中9月份單月實現(xiàn)發(fā)電量1408.8億千瓦時，同比下降0.3%。從利用小時來看，2021年1-9月我國水電累計平均利用小時為2794小時，同比減少100個小時，主要系今年汛期來水較差所致。從歷史經(jīng)驗看，水電的裝機利用小時與氣候變化，特別是與降水量具有很強的正相關(guān)性，降水量較大的年份，水電的全年裝機利用小時也較高。例外的是2016年降水量大幅提升但水電利用小時并沒有明顯增加，主要受消納能力不足及外送通道不暢等因素影響，全年累計棄水635億千瓦時，占當(dāng)年全年水電發(fā)電量比重為6.04%，棄水對2016年水電利用小時壓制明顯。2021年1-9月，降水量累計達到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2794小時，同比減少100個小時。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較去年同期分別降低584、281、240小時。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月達到峰值后回落的趨勢，這是由于我國以季風(fēng)性氣候為主，每年降雨量主要集中在夏季所致。風(fēng)電、光伏：消納明顯改善，平價加速分化風(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增速表明閑置發(fā)電能力逐步被投入使用，利用小時同比明顯回升，風(fēng)電消納情況得到明顯改善。2021年1-9月，我國累計并網(wǎng)風(fēng)電裝機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，同比增長41.5%。我們對比風(fēng)電新增裝機與棄風(fēng)率可以發(fā)現(xiàn)，2014-2015年新增裝機同比快速增長，受消納能力及煤價走低帶來的火電發(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“被動改善”，實際風(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)裝機大幅回落。綜合來看，裝機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力。2016-2020年我國風(fēng)電裝機規(guī)模持續(xù)擴大，年均復(fù)合增長率達43.9%，同時我國年平均棄風(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。從累計棄風(fēng)率角度來看，2017年以來累計棄風(fēng)率持續(xù)平穩(wěn)下降，2021年前三季度累計棄風(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)電裝機分布相對集中，三北地區(qū)裝機占比較高，其中內(nèi)蒙、新疆、甘肅三省裝機容量排名前三。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)電機組密集投運后，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年降幅分別達約28、12、37個百分點，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，我國光伏累計裝機容量保持穩(wěn)健增長，截至2020年底，光伏發(fā)電累計并網(wǎng)裝機容量達2.53億千瓦，是2015年光伏發(fā)電累計并網(wǎng)裝機容量的5.8倍，年均復(fù)合增長率高達42.36%。截至2021年9月，我國累計并網(wǎng)光伏裝機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，同比增長24%；棄光電量50.2億千瓦時，棄光率約2%，同比下降0.3個百分點，光伏發(fā)電消納利用水平整體較高。從光伏裝機總量上看，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1.84億千瓦，占總裝機的66.2%；分布式光伏總裝機為0.94億千瓦，占總裝機容量的33.8%。從新增裝機結(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0.16億千瓦，占新增光伏裝機的64.2%，為歷史首次超過同期集中式光伏裝機容量。前三季度分布式光伏裝機容量同比增長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，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個百分點，實現(xiàn)光伏發(fā)電量65.2億千瓦時，主要系“光伏+”產(chǎn)業(yè)項目建設(shè)持續(xù)推進，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個百分點。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個百分點至1.7%、1.0%、1.5%，光伏消納情況有所改善。平價風(fēng)電經(jīng)濟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，還有可再生能源補貼拖欠問題。當(dāng)前我國可再生能源補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，補貼征收標準已從1厘/千瓦時提高到1.9分/千瓦時，但是隨著風(fēng)電光伏等新能源裝機的快速發(fā)展，補貼缺口問題日益嚴重，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貼缺口約在900億元以上。新能源補貼的發(fā)放通常采用目錄制，即新能源發(fā)電企業(yè)在機組并網(wǎng)發(fā)電后，電網(wǎng)與其實時結(jié)算的電價按當(dāng)?shù)鼗痣姌藯U上網(wǎng)電價計算，差額的補貼部分被企業(yè)計入到應(yīng)收賬款。待機組被納入到相應(yīng)批次的可再生能源補貼目錄后，企業(yè)將一次性收到拖欠的補貼，之后的補貼將按照相應(yīng)的周期（不同區(qū)域差異極大）滾動發(fā)放。2018年6月，財政部財政部、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附加資金補助目錄。第七批目錄共納入可再生能源裝機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，第八批補貼目錄一直難以出臺，導(dǎo)致2016年3月之后投產(chǎn)的新能源機組（尤其是光伏電站）至今未能獲得補貼，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，為落實風(fēng)電2020年實現(xiàn)與煤電平價上網(wǎng)的目標、優(yōu)化風(fēng)電資源的高效利用，陸上風(fēng)電及海上風(fēng)電的標桿電價均改為指導(dǎo)價。新核準的集中式陸上風(fēng)電項目上網(wǎng)電價全部通過競爭方式確定，不得高于項目所在資源區(qū)指導(dǎo)價（指導(dǎo)價低于當(dāng)?shù)厝济簶藯U電價（含脫硫、脫硝、除塵）的地區(qū)，以燃煤標桿電價作為指導(dǎo)價）；自2021年1月1日開始，新核準的陸上風(fēng)電項目全面實現(xiàn)平價上網(wǎng)，國家不再補貼。對2018年底前已核準的海上風(fēng)電項目，如在2021年底前全部機組完成并網(wǎng)的，執(zhí)行核準時的上網(wǎng)電價；2022年及以后全部機組完成并網(wǎng)的，執(zhí)行并網(wǎng)年份的指導(dǎo)價。2021年以來，風(fēng)電上游設(shè)備受風(fēng)機大型化帶來技術(shù)降本、產(chǎn)業(yè)鏈內(nèi)價格戰(zhàn)等因素影響，價格持續(xù)下降，推動陸上風(fēng)電單位千瓦總投資明顯下降，使得平價風(fēng)電項目也能維持較好的投資回報率。通過計算我們可以發(fā)現(xiàn)，風(fēng)電裝機成本的快速下降基本上對沖了補貼退坡對于項目收益率的影響。對于一個電價為0.4元的平價風(fēng)電項目而言，當(dāng)裝機成本為6000元/千瓦時，其項目全投資IRR為8.58%，與有補貼時（四類資源區(qū)電價為0.47元）、裝機成本為7000元/千瓦的項目IRR基本持平。而且考慮到平價風(fēng)電項目沒有補貼拖欠的問題，其實際盈利質(zhì)量有可能會優(yōu)于此前的有補貼項目。4燃氣：供需錯配短期難破局，凜冬又至量價有望齊升燃氣板塊供需錯配氣價難破局，多因共振氣量消費持續(xù)向好全球燃氣短期供需失衡，天然氣消費長期向好進入2021年，燃氣價格迅速抬升。截至11月16日，IPE英國天然氣期貨價格交易價格為6.86元/方（240便士/色姆，同比上漲484.8%。截至11月8日，美國HenryHub天然氣交易價格為1.09元/方（5.08美元/百萬英熱單位），同比增漲93.2%?？傮w來看，本輪燃氣價格上漲呈現(xiàn)淡季不淡與全球共振兩個特征，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)動本輪價格上漲。18、19年的低氣價與20年新冠疫情嚴重打擊油氣商的生產(chǎn)積極性，同時部分地區(qū)激進的碳意識、環(huán)保意識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%，為近十年來首次負增長，而且多個燃氣產(chǎn)國削減天然氣資本開支預(yù)算。需求端來看，經(jīng)濟恢復(fù)、能源轉(zhuǎn)型、碳目標與環(huán)保目標等因素拉動全球天然氣消費量快速上漲，進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)，燃氣補庫需求仍然較為強勁。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)計未來3個月內(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)計將會抬升，海外需求是主要推力。此外，報告數(shù)據(jù)顯示中東與北非各個國家對天然氣開發(fā)項目維持相對謹慎的態(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)計將在2023年投入使用，其產(chǎn)能將達到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，我們認為燃氣需求將呈現(xiàn)長期增長趨勢。一方面全球經(jīng)濟活動逐漸從疫情中復(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)將成為未來燃氣需求增加的主要推手。東南亞國家的增量需求主要來源于天然氣發(fā)電。同時，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)電項目，伊朗等國家則逐漸重視石油化工產(chǎn)品項目。綜合考慮上述因素后，我們預(yù)計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)計將重回疫情前2019年的需求水平。綜上，預(yù)計2021-2023年全球燃氣供需格局仍將維持緊張局面。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)濟反彈帶動燃氣消費，LNG現(xiàn)貨氣價彈性大就國內(nèi)情況而言，我國既是天然氣消費大國也是進口大國。2017-2020年，我國天然氣表觀消費量總體呈上升趨勢，2018后，消費量的增速有所放緩，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)濟景氣度下燃氣作為大宗商品消費量得到提升。在疫情后，經(jīng)濟反彈帶動了燃氣消費，多因共振引起國內(nèi)燃氣消費增長。2021年1-9月實現(xiàn)天然氣表觀消費量2725億立方米，同比增加15.2%。中國天然氣進口量也逐年提高，進口依賴度近年來保持在40%以上，對外依賴性較強。分類別來看，LNG進口量增長較為迅速，而管道氣變化較小，且2019、2020年發(fā)生負增長，主要是因為這兩年全球天然氣價格較低，LNG存在一定的價格優(yōu)勢。2021年1-9月，中國進口天然氣8985萬噸，同比增長22.2%，進口依賴度達41.22%，其中，LNG進口5848萬噸，同比增長22%，管道氣3137萬噸，同比增長21%。我國進口的LNG可分為現(xiàn)貨和長協(xié)兩種模式，2020年以現(xiàn)貨形式進口的LNG為2717萬噸，同比增加27.56%，占總LNG進口量的40.47%，相比于2019年增加了5.12個百分點。價格方面，LNG價格彈性較大，而進口管道氣相對較小，這是由于進口管道氣執(zhí)行天然氣長期協(xié)議的合約價格。一般來說，長協(xié)氣價以較低的系數(shù)與原油價格掛鉤，這使得管道氣進口價格保持相對穩(wěn)定，價格彈性較小。進口LNG方面，我國LNG的價格可拆分為現(xiàn)貨價格和長協(xié)價格。亞太地區(qū)的LNG進口價格主要參考日本JCC價格，JCC代表了17種日本進口原油的平均價，與國際原油價格掛鉤；現(xiàn)貨價格主要與標普旗下的JKM價格掛鉤，受市場供需關(guān)系影響，而JKM定價機制基于MOC平臺的小樣本定價，存在統(tǒng)計口徑偏窄的弊端，目前東北亞地區(qū)的雙邊交易量遠高于普氏MOC平臺交易量，MOC平臺每天的報盤總量非常有限，只能反映個別交付窗口的價格水平，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)貨到岸價格及長協(xié)掛鉤的原油價格均呈持續(xù)增長的趨勢，帶動LNG綜合進口成本不斷提高，推動LNG價格提升。LNG的供氣價格市場化程度較高。目前國內(nèi)的LNG供給有兩個主要途徑，一是售賣通過LNG接收站進口的LNG；二是國內(nèi)的液化廠將管道天然氣加工為LNG。國內(nèi)LNG的價格幾乎不受政府管控，其價格主要受供需關(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的價格處于低位。但今年7月份以來，LNG價格呈現(xiàn)明顯的“淡季不淡”的特征，下半年LNG價格快速抬升，7月31日LNG價格達到4900.8元/噸，相比月初增長約29%，8月31日LNG價格達到5762.9元/噸，相比月初增長約18%。截至11月10日，我國LNG市場價達7635元/噸，同比增加98.62%，相比于2020冬季的最高價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)補貼政策引領(lǐng)新態(tài)勢垃圾焚燒項目穩(wěn)健增長，未來仍有較大發(fā)展空間近年來，隨著我國城市化進程的穩(wěn)健推進，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量達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%。補貼央地分擔(dān)，推動生物質(zhì)發(fā)電行業(yè)逐步走向市場化2020年10月，財政部、發(fā)改委及國家能源局發(fā)布補充通知，針對可再生能源發(fā)電項目制定全生命周期發(fā)電小時數(shù)。通知規(guī)定，生物質(zhì)發(fā)電項目，包括農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電、垃圾焚燒發(fā)電和沼氣發(fā)電項目，全生命周期合理利用小時數(shù)為82500小時。此外，對于納入可再生能源發(fā)電補貼清單范圍的生物質(zhì)發(fā)電項目，自并網(wǎng)之日起滿15年后，無論項目是否達到全生命周期補貼電量，不再享受中央財政補貼資金，核發(fā)綠證準許參與綠證交易。2021年8月19日，國家發(fā)展改革委、財政部、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《2021年生物質(zhì)發(fā)電項目建設(shè)工作方案》，按照“以收定補、央地分擔(dān)、分類管理、平穩(wěn)發(fā)展”的思路，進一步完善生物質(zhì)發(fā)電開發(fā)建設(shè)管理。《方案》中明確指出為推動生物質(zhì)發(fā)電行業(yè)擺脫補貼依賴，2020年9月11日后的全部機組并網(wǎng)項目實行央地分擔(dān)規(guī)則，具體比例按地區(qū)劃分，長期來看中央補貼壓力逐步減小，應(yīng)發(fā)補貼的發(fā)放有望提速。2021年生物質(zhì)發(fā)電中央補貼資金總額為25億元，其中：用于安排非競爭配置項目的中央補貼資金20億元；用于安排競爭配置項目的中央補貼資金5億元。各省十四五計劃陸續(xù)出臺，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》，在具體指標方面，《規(guī)劃》分別就垃圾資源化利用率、垃圾分類收運能力、垃圾焚燒處理能力等提出了量化指標要求。主要任務(wù)方面，《規(guī)劃》部署了10個方面重點任務(wù)，分別是加快完善垃圾分類設(shè)施體系、全面推進生活垃圾焚燒設(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、加強有害垃圾分類和處理、強化設(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)和試點示范、鼓勵生活垃圾協(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，例如廣東省計劃到2025年底，生活垃圾無害化處理總能力達到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到80%以上。隨著垃圾處理行業(yè)的逐步細化、補貼逐步退出，該行業(yè)垃圾服務(wù)費用有望增長，逐步走向市場化定價，對沖補貼減少帶來的收入下降。6環(huán)衛(wèi)：市場化驅(qū)動行業(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)濟不斷發(fā)展，城鎮(zhèn)化進程加快，目前我國城鎮(zhèn)化率約為63.9%，較發(fā)達國家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)運營商而言，其業(yè)務(wù)范圍將不斷擴大，業(yè)務(wù)規(guī)模將不斷增長，從而推動環(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2025年基礎(chǔ)環(huán)衛(wèi)服務(wù)市場規(guī)模達到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%。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2025年增值環(huán)衛(wèi)服務(wù)市場規(guī)模達到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)開標的首年服務(wù)費為686億元，較2015年增長387%；2020年總服務(wù)費金額為2210億元，較2015年大幅增長370%。用總服務(wù)費除以首年服務(wù)費可得平均服務(wù)期限，以此計算2020年處在市場化運營的項目的總金額約2287億元，除以環(huán)衛(wèi)運營行業(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)運營中不包含這一部分，故我國實際的環(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，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、運輸、處理全部由一家運營商提供，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)和后端的運營服務(wù)；5）服務(wù)區(qū)域擴大化：單一服務(wù)項目的區(qū)域逐步擴大到大中型城市，對運營服務(wù)企業(yè)的資金實力和管理能力等提出更高的要求。環(huán)衛(wèi)設(shè)備機械化逐年提升，碳中和倒逼環(huán)衛(wèi)設(shè)備新能源化加速據(jù)發(fā)達國家經(jīng)驗，環(huán)衛(wèi)機械化率可劃分為初級環(huán)衛(wèi)裝備階段（機械化率30%左右）、基本環(huán)衛(wèi)裝備階段（機械化率60%左右）和全面環(huán)衛(wèi)裝備階段（機械化率80%以上），據(jù)中國產(chǎn)業(yè)信息網(wǎng)顯示，2016年末發(fā)達國家環(huán)衛(wèi)機械化率可達80%，與發(fā)達國家相比我國環(huán)衛(wèi)機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)WasteManagement和RepublicServicesInc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)項目由勞動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為59.67萬元/輛，新能源環(huán)衛(wèi)洗掃車均價為148.02萬元/輛。2.傳統(tǒng)燃油環(huán)衛(wèi)車使用0號柴油作為燃料，柴油單價為6.5元/升；新能源環(huán)衛(wèi)車使用電力作為動力，電價為0.67元/千瓦時。3.新能源環(huán)衛(wèi)車享受免稅優(yōu)惠與5萬元政府現(xiàn)金補貼獎勵。車輛保險、人工成本與維護費與傳統(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)項目的IRR相符合，假設(shè)項目現(xiàn)金收益流完全相等，因此僅從成本端進行考量。以2020年平均價格計算，結(jié)果顯示在整個生命周期當(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)生動力去購買新能源環(huán)衛(wèi)車，此時用戶購買新能源車的行為主要受到政策強制驅(qū)動。據(jù)銀保監(jiān)會交強險數(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，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)動力，主要受政策強制驅(qū)動。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公交車給予一次性購置補助，2014年起國家對6~8米、8~10米、大于10米的純電動客車分別提供28.3、38、47.5萬元每輛的一次性購置補貼，各地方政府也紛紛出臺地方補助政策，“國補+地補”雙重發(fā)力使新能源公交車購置補貼款占當(dāng)時售價的一半以上。同時自2015年開始，國家還對運營中的新能源公交車提供運行補貼，其中6~8米、8~10米、10米以上的純電動公交車在運行過程中每年可以享受4、6、8萬元/輛的運營補助。另一方面，國家逐年減少成品油補助，城市公交車成品油價格補助以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，通過補貼一增一減，使當(dāng)時技術(shù)還不夠成熟的新能源公交車經(jīng)濟性顯著優(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貼方案，下調(diào)補貼力度，增加補貼考評指標。以動力電池為補貼核心，以電池的生產(chǎn)成本和技術(shù)進步水平為核算依據(jù)，設(shè)定能耗水平、車輛續(xù)駛里程、電池/整車重量比重、電池性能水平等補貼準入門檻，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貼標準。補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。我們認為新能源公交車與新能源環(huán)衛(wèi)車具有較多的相似點，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，二者均為高頻使用的怠速車輛，逐步趨嚴的環(huán)保指標對車輛替換要求更高。我們認為新能源環(huán)衛(wèi)車當(dāng)前滲透率較低，距離政策目標上有明顯距離，主要是囿于經(jīng)濟性考量與消費者共識尚未形成。一方面此前新能源車成本較為高昂，對于地方政府自己運營項目有較大的財政資金壓力；另一方面地方政府從認知到接受環(huán)衛(wèi)新能源車需要一定的時間。我們認為環(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，未來隨著新能源環(huán)衛(wèi)車成本的持續(xù)降低和消費者共識的逐步加強，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)污水排放量達到571.36億立方米，近10年來年均復(fù)合增速達到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，截至2020年我國城市污水處理能力達到19267萬噸/日，縣城污水處理能力達到3770萬噸/日，2002年以來的年均復(fù)合增速分別為9.27%和14.05%，同時兩者的污水處理率在2020年也分別達到97.50%和95.05%，均已達到“十三五”規(guī)劃目標值（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，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。我們預(yù)計目前國內(nèi)污水處理廠中，仍有大約一半的污水處理廠由于建成時間較早，出水水質(zhì)標準仍然是一級B，這部分在未來幾年將成為提標改造的重點。而且從出水水質(zhì)標準中具體污染物的濃度來看，一級A標準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進一步提高對污水處理廠出水水質(zhì)的要求至“準IV類”水，從而為污水處理末端帶來較大的提標改造空間。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)缺水問題尤為嚴重。由于水資源短缺問題日益嚴峻，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。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類水標準，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行處理；3）生物處理工藝：污水流經(jīng)生物濾池后，再進行混凝、沉淀或澄清、過濾處理?！稁追N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RO）的出水水質(zhì)進行了對比，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RO處理工藝可以滿足所有的再生水回用標準。但之前由于工程投資及運行費用高等原因，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)型升級的必然要求。近年國家出臺一系列產(chǎn)業(yè)政策，鼓勵、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)于推進污水資源化利用的指導(dǎo)意見》，《意見》提出積極推動工業(yè)廢水資源化利用，提高重復(fù)利用率，推進園區(qū)內(nèi)企業(yè)間用水系統(tǒng)集成優(yōu)化，實現(xiàn)串聯(lián)用水、分質(zhì)用水、一水多用和梯級利用。開展工業(yè)廢水再生利用水質(zhì)監(jiān)測評價和用水管理，推動地方和重點用水企業(yè)搭建工業(yè)廢水循環(huán)利用智慧管理平臺?！兑庖姟分赋鲆獙嵤┕I(yè)廢水循環(huán)利用工程，重點圍繞火電、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髮嵤┪鬯闩欧趴萍紕?chuàng)新試點工程，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)新試點工程。我們認為“十四五”期間，污水資源化細分市場有望得到快速發(fā)展。

干貨2022年中國危廢處理行業(yè)龍頭企業(yè)對比：光大環(huán)境VS東方園林VS東江環(huán)保危廢處理行業(yè)上市公司：光大環(huán)境(00257.hk)、東方園林(002310)、東江環(huán)保(002672)本文核心數(shù)據(jù)：營業(yè)收入、毛利率、危廢處理能力1、危廢處理業(yè)務(wù)布局歷程危廢處理是我國環(huán)保供應(yīng)體系的重要分支，也是固廢處理的重要組成部分。目前，光大環(huán)境、東方園林和東江環(huán)保等公司均為中國危廢處理行業(yè)的龍頭企業(yè)，三家企業(yè)在危廢處理業(yè)務(wù)上的布局歷程如下：2、危廢處理業(yè)務(wù)布局及運營現(xiàn)狀——危廢處理業(yè)務(wù)經(jīng)營布局從危廢處理業(yè)務(wù)布局情況來看，截至2021年，中國光大環(huán)境集團在危廢處理板塊業(yè)務(wù)布局較廣，涉及工業(yè)危固廢，醫(yī)療危廢及其他危廢等全業(yè)務(wù)布局，東方園林和東江環(huán)保主要集中在工業(yè)危廢資源化及危廢處理領(lǐng)域。從公司經(jīng)營的業(yè)務(wù)結(jié)構(gòu)來看，2020年，光大環(huán)境綠色環(huán)保占總營收比重為22.90%，東方園林危廢業(yè)務(wù)以工業(yè)廢棄物銷售統(tǒng)計，當(dāng)期占總營收比重為70.69%。與之相比，東江環(huán)保危廢業(yè)務(wù)細分為工業(yè)廢棄物處理及資源化利用，兩塊業(yè)務(wù)合計占當(dāng)期總營收比重達80.05%，危廢業(yè)務(wù)聚焦程度更高。注：光大環(huán)境危廢業(yè)務(wù)以綠色環(huán)保板塊經(jīng)營;東方園林危廢業(yè)務(wù)以工業(yè)廢棄物銷售統(tǒng)計;東江環(huán)保危廢業(yè)務(wù)包括工業(yè)廢氣無處理及資源化。——危廢處理業(yè)務(wù)主要項目——危廢處理業(yè)務(wù)區(qū)域布局從危廢處理業(yè)務(wù)區(qū)域布局上看，光大環(huán)境作為港股上市公司，業(yè)務(wù)遍布全國24個省(市)、自治區(qū)和特別行政區(qū)，同時拓展至海外德國、波蘭及越南等國家;東江環(huán)保危廢業(yè)務(wù)覆蓋國內(nèi)珠三角、長三角、京津冀、環(huán)渤海及中西部市場等危廢行業(yè)核心區(qū)域;東方園林危廢業(yè)務(wù)目前主要集中在國內(nèi)華東、西北西南地區(qū)?！U處理核心技術(shù)從危廢處理核心技術(shù)方式來看，光大環(huán)境和東江環(huán)保危廢處理上均涉足危廢的資源化，同時危廢處置上包括焚燒、填埋和物化等多種方式，東方園林危廢處理方式上除焚燒處理外，擁有回轉(zhuǎn)窯處理特有技術(shù)工藝?！U處理能力從危廢處理能力來看，據(jù)公司2021年半年報最新數(shù)據(jù)顯示，光大環(huán)境危廢處理能力已達294萬噸/年，東江環(huán)保危廢處理處置資質(zhì)總量超過200萬噸/年，其中綜合利用75萬噸/年，焚燒36萬噸/年，填埋28萬噸/年，物化63萬噸/年。東方園林僅在早期規(guī)劃中提到至2021年公司危廢處理能力達1000萬噸/年。3、危廢處理業(yè)務(wù)業(yè)績對比——危廢處理業(yè)務(wù)營收比較從危廢處理板塊業(yè)務(wù)的經(jīng)營情況來看，光大環(huán)境的危廢處理業(yè)務(wù)規(guī)模較大，東方園林、東江環(huán)保該業(yè)務(wù)營收較為接近，均低于光大環(huán)境。2020年，光大環(huán)境危廢處理業(yè)務(wù)實現(xiàn)收入82.59億元，東方園林和東江環(huán)保危廢處理業(yè)務(wù)分別實現(xiàn)收入40.31億元和26.54億元。注：港元兌人民幣匯率采用2020年12月25日收盤價(2021年1月1日開盤價)：1港幣=0.84元人民幣?！U處理業(yè)務(wù)毛利率比較從危廢處理業(yè)務(wù)的毛利率來看，行業(yè)普遍毛利率在30%左右，2019-2021年，光大環(huán)境和東江環(huán)保的危廢處理業(yè)務(wù)毛利率均高于行業(yè)水平，2020年分別為37.53%和33.00%左右，而東方園林在該業(yè)務(wù)上毛利率較低，甚至出現(xiàn)了虧損。注：光大環(huán)境毛利率使用公司綜合經(jīng)營毛利率，東江環(huán)保毛利率使用工業(yè)廢物利用和工業(yè)廢物處置加權(quán)計算。4、前瞻觀點：光大環(huán)境為中國“危廢處理之王”在危廢處理行業(yè)中，危廢處理能力決定了公司在危廢處理業(yè)務(wù)中的競爭力，而危廢業(yè)務(wù)業(yè)績和毛利率水平能反應(yīng)公司的業(yè)務(wù)經(jīng)營概況?；谇拔姆治鼋Y(jié)果，前瞻認為，中國光大環(huán)境在危廢處理行業(yè)進行全業(yè)務(wù)布局，渠道覆蓋海內(nèi)外市場;同時在危廢處理能力上已落實產(chǎn)能規(guī)模較大;此外危廢處理業(yè)務(wù)營收規(guī)模處于行業(yè)領(lǐng)先水平，毛利率穩(wěn)定。前瞻認為光大環(huán)境為中國“危廢處理之王”。

環(huán)保行業(yè)專題研究：碳市場政策逐步完善_2022年市場規(guī)?；虺賰|1.背景：各國紛紛提出雙碳目標，經(jīng)濟社會綠色轉(zhuǎn)型成為主流1.1.氣候變化威脅人類生存，可持續(xù)發(fā)展理念下碳減排刻不容緩最近20年，全球變暖、冰川融化、海平面上升、霧霾天氣等一系列現(xiàn)象表明溫室效應(yīng)帶來的氣候變化正嚴重影響著人類未來生存。隨著蒸汽機的發(fā)明以及煤炭的大量使用，歐洲開啟工業(yè)革命、進入機械時代。在1824年，溫室效應(yīng)被發(fā)現(xiàn)，即溫室氣體使得地球表面變得更暖，類似于溫室截留太陽輻射，并加熱溫室內(nèi)空氣的作用，即造成“溫室效應(yīng)”。溫室氣體指大氣中能吸收地面反射的長波輻射并重新發(fā)射輻射的一些氣體，當(dāng)前京都議定書中規(guī)定控制的6種溫室氣體為二氧化碳、甲烷、氧化亞氮、氫氟碳化合物、全氟碳化合物、六氟化硫。氣候變化不只是簡單地影響了我們直接感受到的氣候或者可監(jiān)測的海平面上升，它對于整個地球的影響是致命且難以預(yù)測的，例如災(zāi)害性氣候事件頻發(fā)、島國沿海洼地被淹沒、物種滅絕加速、水資源分布失衡、影響物種分布、加重生態(tài)系統(tǒng)的脆弱性、加劇疾病傳播等，均威脅著人類的生存和發(fā)展。在工業(yè)化進程中，化石能源燃燒導(dǎo)致了大量溫室氣體排放。第五次IPCC報告中指出，二氧化碳、甲烷和氧化亞氮的大氣濃度超出過去80萬年以來的最高的水平。工業(yè)化的發(fā)展使得空氣中二氧化碳濃度已增加了40%，這首先是由于化石燃料的排放，其次是由于土地利用變化導(dǎo)致的凈排放。1.2.全球碳排放量持續(xù)增加，中國成為碳排放量大國，但人均碳排放低于發(fā)達國家由于發(fā)展階段的不同，發(fā)達國家基本均已經(jīng)歷碳達峰，中國碳排放仍在“爬坡”，但人均碳排放較低。中國在1950年的碳排放總量僅有2146.5萬噸，在1950年至2013年60年期間中國的碳排放總量增長超過100倍，同期增長速率遠高于世界其他主要經(jīng)濟體。從碳排放強度的指標來評價國家碳排放水平，發(fā)達國家一直處于較低水平，且一直呈現(xiàn)降低趨勢。而中國碳強度近30年來，處于下降趨勢，且下降速度較快，當(dāng)前已于印度、俄羅斯持平。人均碳排放也是被廣泛使用的衡量國家碳排放水平的重要指標，中國是目前世界上人口最多的國家和第二大經(jīng)濟體，盡管中國的碳排放總量已居于世界第一，但是中國的人均碳排放量仍然遠低于世界上主要的發(fā)達國家。同時從隱含碳排放的角度來看，中國作為“世界工廠”產(chǎn)生的隱含碳排放遠大于發(fā)達國家。由于資源稟賦及用能結(jié)構(gòu)上的特征，電熱力生產(chǎn)及工業(yè)集中用煤、交通領(lǐng)域大量耗油是導(dǎo)致中國碳排放量較大的主要原因。從資源稟賦上來看，我國呈現(xiàn)出煤炭資源儲量豐富但質(zhì)量較低且分布不均、油氣資源相對不足依賴進口、可再生能源儲量豐富技術(shù)水平領(lǐng)先的特點，為加快經(jīng)濟發(fā)展，我國形成了以煤炭為基礎(chǔ)，以電力為中心，石油、天然氣、可再生能源等全面發(fā)展的能源生產(chǎn)供應(yīng)體系。從資源使用上，煤炭等燃料燃燒是碳排放量較大的主要原因。根據(jù)BP石油公司的2019年統(tǒng)計數(shù)據(jù)，中國93%的碳排放來自于化石燃料的使用，其中68%來自于固體燃料如煤炭，23%來自于液體燃料如石油等，9%來自于氣體燃料如天然氣等。從行業(yè)分布上，電力及熱力生產(chǎn)及工業(yè)生產(chǎn)產(chǎn)生了較多碳排放。據(jù)IEA統(tǒng)計，2018年中國89%左右的碳排放均來自于電力熱力生產(chǎn)（51%）、工業(yè)生產(chǎn)（28%）及交通運輸（10%）部門，其中電力行業(yè)、交通部門碳排放占比隨時間逐漸增加。1.3.全球氣候變化治理體系已基本建立，氣候變化問題逐漸演變?yōu)檎螁栴}《聯(lián)合國氣候變化框架公約》（UNFCCC，以下簡稱《公約》）是世界上第一個為全面控制二氧化碳等溫室氣體排放、應(yīng)對全球氣候變暖給人類經(jīng)濟和社會帶來不利影響的國際公約，也是國際社會在應(yīng)對全球氣候變化問題上進行國際合作的一個基本框架。《公約》制定于1992年在巴西里約熱內(nèi)盧舉行的聯(lián)合國環(huán)境與發(fā)展大會、生效于1993年3月，具備法律約束力，旨在控制大氣中二氧化碳、甲烷和其他溫室氣體的排放，將溫室氣體的濃度穩(wěn)定在使氣候系統(tǒng)免遭破壞的水平上，奠定了應(yīng)對氣候變化國際合作的法律基礎(chǔ)，是具有權(quán)威性、普遍性、全面性的國際框架。《京都議定書》（以下簡稱《議定書》）是《公約》框架下的補充條款，是全球唯一一個自上而下且具有法律約束力的溫室氣體減排條約，分為第一承諾期和第二承諾期?！蹲h定書》第一承諾期于1997年12月在日本京都由聯(lián)合國氣候變化框架公約參加國三次會議制定，并于2005年2月16日生效，首次以法律文件的形式規(guī)定了締約方國家（主要為發(fā)達國家）在2008年至2012年的承諾期內(nèi)應(yīng)在1990年溫室氣體排放水平基礎(chǔ)上減排5.2%?！蹲h定書》第二承諾期歷經(jīng)較多波折，最終在2012年底的聯(lián)合國氣候變化談判多哈會議上最終確立，并于2013年開始生效，截止到2020年?！栋屠鑵f(xié)定》（以下簡稱《協(xié)定》）是繼1992年《聯(lián)合國氣候變化框架公約》、1997年《京都議定書》之后，人類歷史上應(yīng)對氣候變化的第三個里程碑式的自下而上的國際法律文本，形成了2020年后的全球氣候治理格局?！秴f(xié)定》于2015年12月12日在巴黎氣候變化大會上通過、2016年4月22日在紐約簽署，《協(xié)定》為2020年后全球應(yīng)對氣候變化的行動作出了安排，長期目標是將全球平均氣溫較前工業(yè)化時期的上升幅度控制在2攝氏度以內(nèi)，并努力將溫度上升幅度限制在1.5攝氏度以內(nèi)。截止2020年4月1日，《協(xié)定》已有195個締約國，其中189個已提交批準書，溫室氣體覆蓋比例達95%。今年格拉斯哥氣候大會順利閉幕，開啟應(yīng)對氣候變化新征程。2021年11月，《聯(lián)合國氣候變化框架公約》第26次締約方大會（以下稱COP26）在英國格拉斯哥順利閉幕。COP26延期一天閉幕，各項目標談判進展不一，但總的來說具有向好趨勢。自2016年《巴黎協(xié)定》達成之后至今的歷屆全球氣候變化大會談判的主要內(nèi)容為根據(jù)《巴黎協(xié)定》升溫目標鼓勵各國制定更積極的減排目標、如何落實碳減排目標以及適應(yīng)氣候變化、敲定《巴黎協(xié)定》的具體實施細則等。COP26也不例外，東道主英國在會議前提出了期望此次談判能實現(xiàn)的減緩、適應(yīng)、資金、合作等四大方面的目標。COP26在以上四個方面進展情況如下：1）減緩方面有一定進展，但距離COP26期望的1.5攝氏度目標仍有差距；2）適應(yīng)方面進展有限，全球統(tǒng)一適應(yīng)目標尚未形成，資金支持仍存缺口；3）資金方面未達預(yù)期，發(fā)達國家資金支持力度遠遠不夠，2025年后資金安排尚未明確；4）合作方面成果明顯，完成了《巴黎協(xié)定》實施規(guī)則第6條的談判。中國設(shè)定的國家自主貢獻目標體現(xiàn)了中國積極應(yīng)對氣候變化、努力控制溫室氣體排放、提高適應(yīng)氣候變化的能力，并展現(xiàn)了深度參與全球治理、承擔(dān)合理國際責(zé)任的姿態(tài)和決心。中國做出承諾，一方面出于能源安全的考慮，當(dāng)前對于原油、天然氣等化石能源的進口依賴程度較高，長遠來看調(diào)整我國能源結(jié)構(gòu)、實現(xiàn)能源自給自足，降源“斷糧”風(fēng)險，是有必要的；其次，當(dāng)