2022年环保行业专题报告精选

2022年环保行业专题报告精选资料汇编

目录1、能源与环保行业研究及2022年投资策略报告2、2022年中国危废处理行业龙头企业对比：光大环境VS东方园林VS东江环保3、环保行业专题研究：碳市场政策逐步完善_2022年市场规模或超百亿4、环保政策收紧_电镀废水处理前景广阔_中国电镀废水处理行业现状与趋势分析[图]5、2022年环保行业2021年报及2022年一季报总结

能源与环保行业研究及2022年投资策略报告1公用事业及环保板块行情回顾今年以来电力板块跑赢沪深300指数17.63个百分点2021年市场波动较大，电力及公用事业作为传统防御性板块，走势显著强于大盘。截止到2021年11月14日，Wind电力板块今年以来上涨11.43%，与其他中信一级行业指数相比处于第11位；同期沪深300指数下跌6.2%，电力板块累计跑赢大盘17.63个百分点。火电、水电、煤气子板块上涨截止到2021年11月12日，据中信行业指数分类，水电子板块上涨10.44%，跑赢沪深300指数16.64个百分点；火电子板块上升14.50%，跑赢沪深300指数20.70个百分点；燃气上升12.48%，跑赢沪深300指数18.68个百分点。整体来看，电力行业中火电板块与燃气板块表现相对较好。电力及公用事业板块估值处于行业中下游水平截止到2021年11月14日，电力及公用事业行业一致预期市盈率为23.54倍，居于各行业中下游水平。而根据最新净资产计算的市净率，电力及公用事业行业只有1.77倍，在所有行业中也处于中后的位置。今年以来环保行业跑赢沪深300指数19.14个百分点截止到2021年11月14日，申万环保工程及服务二级指数今年以来上涨12.94%，与其他Wind一级行业相比位居第10位，在140个申万二级行业指数中处于第32位；同期沪深300指数下跌6.20%，环保行业累计跑赢大盘19.14个百分点。2021年以来污水处理、环境监测板块涨幅较大我们在环保板块选择了71家A股和10家H股进行跟踪研究，并将这些公司细分为水务运营、污水处理、固废处理、大气治理、节能减排、环境监测以及生态园林7个子板块。从各子板块今年年初以来的涨跌幅来看，污水处理、环境监测、节能减排、固废处理、水务运营、大气治理板块分别上涨28.55%、24.66%、22.78%、11.42%、10.17%、5.35%，生态园林板块下跌8.49%。截至2021年11月14日，环保行业一致预期PE为39倍，居于各行业中游水平。而根据最新净资产计算的市净率，环保行业只有1.64倍，在所有行业中也处于中后的位置。2碳中和推动我国能源结构持续转型我国当前二氧化碳排放量维持高位，结构与欧美有所不同从各国碳排放量占比来看，受近年来我国经济总量快速增长、一次能源消费总量不断提升的影响，我国占世界二氧化碳排放总量的比重不断提升。美国的二氧化碳排放量近30年基本维持稳定在60亿吨左右，占世界碳排放比重的17.7%。得益于清洁能源占比的不断提升，欧盟的碳排放总量从1990年的40亿吨稳步下降至2018年的31.5亿吨。零碳电力叠加电气化率提升推动碳中和预期不断落地碳中和是指通过各类技术应用，抵消自身产生的二氧化碳或温室气体排放量达到相对“零排放”的过程。其并不是要求绝对的净零排放，而是可以通过植树造林和一些积极的技术活动来抵消人类活动产生的CO2，通过碳排放和碳去除达到平衡的效果。要实现碳中和的目标，我们需要通过政策性的措施降低碳排放，并采取技术手段针对难脱碳行业的排放问题进行对冲。目前我国已在发电行业推动碳排放权交易配额总量设定与分配实施，引入碳配额等交易政策推动企业实现节能减排。未来从技术路线角度出发，我们预期脱碳路径主要包括以下三类：碳捕集与封存技术（CCS）：将工业生活活动所产生的二氧化碳收集起来，并用各种方法储存以避免其排放到大气中。这种技术被认为是未来大规模减少温室气体排放、减缓全球变暖较为经济、可行的方法。提升各部门电气化率：在交通、建筑以及工业生产部门提升电气化率，通过使用清洁能源电力替代化石能源，进而减少碳排放量。例如在工业领域中，把工业锅炉、工业煤窑炉的用煤改为用电，大力普及电锅炉，减少化石能源的燃烧，可以实现零污染、零碳排放。改变工业生产流程：我国属于制造业大国，但是现有的生产流程对煤炭、石油等能源依赖度较高，通过改进生产流程可以有效降低碳排放，例如在钢铁生产中推广应用氢气还原铁的新技术流程（氢能来自于清洁电力生产提供）、航空运输中使用生物航空燃油等。在一次能源结构方面，随着风能、太阳能的发展，非化石能源在一次能源中占比将快速上升，2019年就已经接近此前预定“十三五”末15%的水平。根据国网能源研究院的预测，非化石能源占比有望在2035年前后超过煤炭，2040年左右超过50%，成为我国能源供应的主体，2060年非化石能源占一次能源比重有望达到约80%。其中风能、太阳能成为主要的非化石能源品种，2050年占一次能源需求总量比重分别为26%和17%，2060年进一步提升至31%和21%。在终端能源品种结构方面，由于电力深度脱碳并且作为可再生能源的载体，电气化将成为实现碳中和的关键。电能占终端能源消费比重2025年、2035年、2050年、2060年有望分别达到约30%、45%、60%、70%。分部门来看，工业部门电气化率稳步提升，2060年电气化率从2020年的26%提升至69%；建筑部门电气化水平最高、提升潜力最大，2060年电气化水平提升至80%；交通部门电气化水平提升最快，将从2020年的3%提升到2060年的53%。根据相关权威机构预期及我们对于未来我国能源结构演变的估计，我们建立2030年至2060年我国一次能源供需平衡模型如下所示。根据模型测算，假定未来十年我国单位GDP能耗复合增速为-2%（2019年为2.6%），GDP复合增速为3.8%，对应2030年我国一次能源消费总量为58.78亿吨标煤，这一数据与主流机构预期的58~60亿吨标煤耗的数据较为吻合。我们预测一次能源消费总量在2030年达峰后，会保持稳步下降趋势；能源供给结构中原煤占比快速下降，非化石能源占比快速提升。我们预测到2060年，非化石能源占一次能源比重超过80%，化石能源中天然气占比相对较高，碳排放强度较大的原煤占比相对较低。我们依据一次能源结构，推算分能源类型的碳排放趋势。我们预期在2030年碳达峰的时点，我国二氧化碳排放总量达102亿吨，较当前排放情况略有提升，煤炭仍是二氧化碳排放的主要来源。此后随着非化石能源发电装机占比提升、工业电气化率不断增长，电力耗煤及其他工业耗煤快速下降。我们预期到2050年，我国二氧化碳排放总量有望降至27.8亿吨，到2060年有望降至13.8亿吨。届时这部分二氧化碳有望通过森林碳汇、碳捕捉及碳封存等技术予以吸收对冲，从而实现2060年碳中和的目标。煤电装机2030年达峰，未来光伏风电将成为主力机组依据我国用电量需求增长预测模型，叠加相关权威机构对风电、光伏装机增长的预测和我们对于非化石能源占一次能源比重的推算，我们对未来电力行业装机及电量规模和结构预测如下。我们预期2030年前后我国燃煤发电装机有望达峰，峰值为12.9亿千瓦，此后装机规模及利用小时均逐步下降，成为电网调峰辅助能力的重要组成部分。水电装机增长有望趋缓，2030年预期为4.68亿千瓦，之后逐步达到5.58亿千瓦的经济开发容量。核电仍有望保持快速增长，2020至2030年间预期年化新增装机为900万千瓦左右，2030年至2050年的年化新增核电装机有望达1200万千瓦。风电及光伏在2020至2030年间，有望分别维持年化3900万千瓦、9000万千瓦的装机增速，并在未来得益于储能装置降低调峰成本，装机增长进一步提升。到2030年时，我们预期风电及光伏装机分别为6.7亿、11.5亿千瓦，满足政策对于2030年风电光伏装机合计达12亿千瓦以上的预期。到2060年，风电和光伏装机分别为17.3亿和37亿千瓦，占电力总装机的比重超过70%。未来储能将成为平滑新能源出力波动的重要手段储能技术是指通过某种介质或者装置，把以电能、机械能、热能、化学能为代表的某种能源形式用同一种或者转换成另一种能量形式存储，并基于未来应用需要以特定的能量形式释放出来的一系列技术和措施，包括煤、石油、燃气等化石能源及电力、热能、氢能、成品油等二次能源的存储技术。根据不同能量形式及技术原理，储能技术主要分为物理储能（抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等）、电磁储能（超级电容器储能和超导磁储能等）、电化学储能（铅酸电池、锂离子电池、钠硫电池和液流电池等）、热能存储等，其技术特点和应用场景存在差异。短期来看，我国储能技术仍将保持抽水蓄能技术为主，电化学储能规模快速增长的局面。截至2019年底，中国已投运储能项目累计装机规模32.4GW，占全球市场总规模的17.6%，同比增长3.6%。其中，抽水蓄能累计装机规模达到30.3GW，占比为93.4%。抽水蓄能相对其他储能方式成本较低、技术相对成熟，短期看来，其在储能应用中的主导地位不会被动摇。电化学储能项目的累计装机规模紧随其后，为1709.6MW，占比为5.3%，同比增长59.4%。长期来看，储能技术是实现高比例可再生能源接入电网的必要手段，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、推动能源转型的关键支撑技术。一方面，随着储能技术的不断发展，储能技术的成本将持续下降，在未来将成为电网调节的关键技术手段。以电化学储能为例，液流电池从2015年的3500~4000元/（kWh）降至2020年的2500~3000元/（kWh）；锂离子电池从2015年的1500~4000元/（kWh）降至2020年的1000~1500元/（kWh），储能成本的快速下降，为其大规模商业化应用奠定了基础。另一方面，我国储能技术产业链逐步完善，已经从材料生产、设备制造、系统集成、资源回收等方面初步建立了较为完备的产业链，并且在主流技术和前沿技术上都有所布局，并培育了以宁德时代、比亚迪、中科储能等为代表的一批技术领先的储能厂商。完善的产业链不仅带来生产规模效应，而且有助于企业自主研发适合市场需求的储能产品，进一步扩展储能技术的应用领域，有助于我国储能产业规模化发展。基于我们前述模型测算的装机结构，我们针对日度电力系统负荷平衡进行核算，以推断未来储能装置的装机规模。我们预期到2060年，风电、光伏装机占总装机比重分别为22.6%、50.6%，煤电及气电仅作为电网调峰平衡机组维持电网稳定运行。我们将各类装机出力加总，即可得到发电装机总出力曲线，将其与用电需求曲线结合，即可测算储能装置在日度电力供需平衡中的充放电过程。根据模型测算显示，在此条件假设下，储能装置日度间充放电电量基本平衡，其在18时光伏出力归零、用电需求提升的重要节点为电网系统提供约占实时用电负荷近三分之一的电力供应。我们预期在2060年风光装机大幅提升的假设下，储能装机约占发电侧总装机的19.9%，对应装机容量达14.36亿千瓦。未来四十年，电力系统储能有望从当前的百万千瓦级成长为电力系统中不可或缺的组成部分。不过，即使电化学储能成本下降到较低水平，但由于其本身存在的自放电性质，其储能时间仍然只能在日度之间调节，当出现季度之间的用电需求不匹配时，如果没有充足的装机冗余，电网还是容易出现危机（类似德州大停电）。而如果要实现长期的、季度之间的调节，还有赖于氢能等新型能源载体的应用。从国家规划来看，我国也在不断加强抽水蓄能、电化学储能的发展。今年8月份国家能源局印发《抽水蓄能中长期发展规划》，文件提出抽水蓄能是当前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的电力系统绿色低碳清洁灵活调节电源，与风电、太阳能发电、核电、火电等配合效果较好。当前我国已投产抽水蓄能电站总规模3249万千瓦，主要分布在华东、华北、华中和广东；在建抽水蓄能电站总规模5513万千瓦，约60%分布在华东和华北。已建和在建规模均居世界首位。规划提到2025年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上；到2030年，投产总规模1.2亿千瓦左右；到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。3电力：高煤价拖累火电业绩，汛期来水偏枯水电出力下滑火电：需求向好，高煤价拖累业绩电力供需偏紧推动火电利用小时上行，市场化电价边际改善受益于下游经济需求持续向好及去年同期的低基数效应，今年以来我国发用电需求持续向好，1-9月份我国全社会用电量增速为12.9%。9月份我国全社会用电量为6947亿千瓦时，同比增长7.6%。今年1-9月份火电累计发电增速为11.9%，增速比上年同期上升12.2个百分点。从利用小时来看，今年1-9月我国火电利用小时为3339小时，较去年同期上升280个小时。长期来看，我们预测我国电力需求中枢有望保持在5%左右，而随着煤电去产能政策持续推进，火电装机增速将长期处于低位，火电利用小时稳中向好的趋势仍将长期维持。考虑到今年用电需求向好叠加去年低基数效应，我们在10%的用电增速假设下，测算电力供需平衡，预期2021年火电利用小时为4511小时，同比增长295小时，火电利用小时将迎来确定性改善。我们判断今年用电增速高增长主要系出口产业链拉动叠加电价机制错位致使市场化电价过低等多重因素影响，展望明年，一方面出口需求有可能同比下降，另外在市场化电价机制调整后，电价上涨有望压降一部分用电需求。综合而言我们判断明年用电增速中枢有望回归5%附近，电力行业对上游煤炭需求的拉动有望明显回落。煤价高位震荡，煤炭产量稳中有升2021年1-9月，我国原煤产量达29.3亿吨，同比增长3.7%；9月单月原煤产量为3.3亿吨，同比下降0.9%。尽管我国原煤产量稳中有升，但由于下游能源需求保持快速增长，导致煤炭供需格局持续偏紧。未来考虑到煤炭先进产能不断释放，我们预期后续原煤煤炭产量整体稳中向好。近年来进口煤作为我国煤炭供需格局重要的平衡因素，已成为政府调节煤炭价格的重要抓手。2021年1-9月，我国累计进口煤2.3亿吨，同比下滑3.6%；9月单月进口煤为3288万吨，同比上涨76.02%。前五个月进口煤数量受贸易政策影响明显收紧，6月开始我国进口煤数量有所恢复，并整体呈现逐渐走高的趋势，我们预期我国全年进口煤量或将小幅下降。从市场价来看，今年现货价格波动较大，近期维持高位震荡。2021年年初秦皇岛港5500大卡动力煤市场价先快速上行，一度连续突破900、1000元/吨两个关口，随后快速回落。后续随着我国用电需求高增长拉动火电发电增速，煤炭需求持续提升，供需缺口被不断拉大，现货煤价持续上涨。自9月底开始，受部分煤企执行保供政策减少市场煤销售、山西洪水影响煤炭生产等因素影响，煤价出现罕见的暴涨，5500大卡现货煤价一度突破2500元/吨，远超历史极值。后续发改委启动调控措施，通过政策干预、边际产能核增、推动长协煤保供等手段，使得电厂煤炭库存快速提升、现货煤价持续回落。电价新政落地，电价市场化程度进一步提升此前我国火电上网电价主要以标杆电价机制+煤电联动为主，但由于煤电联动政策在调整过程中受到各类因素影响，调整往往不及预期，也在一定程度上影响了我国市场化电价改革的进程。2020年1月1日起，我国开始取消煤电价格联动机制，将标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。浮动范围为上浮不超过10%、下浮不超过15%，具体电价由供需双方协商或竞价确定，但2020年暂不上浮。今年以来受煤价大幅上涨、年度长协电价难以调整等因素影响，火电企业经营情况不断恶化，煤电倒挂压力巨大。2021年10月12日，国家发展改革委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》。通知明确，扩大市场交易电价上下浮动范围，要有序放开全部燃煤发电电量上网电价，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。通知将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制；电力现货价格不受上述幅度限制。《通知》表明要推动工商业用户都进入市场，各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。对于居民、农业用电价格，《通知》要求继续执行现行目录销售电价政策，并强调居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用电由电网企业保障供应，优先将低价电源用于保障居民、农业用电。新的电价政策体现了政府进一步理顺火电电价机制的决心。政策一方面使得火电企业可以向下游疏导燃料成本上涨、保障冬季电力供应的稳定，另一方面也有望通过合理的高电价抑制高耗能行业无序的用电需求，从而助力能耗双控目标的进一步落实。自政策落地以来，广东、江苏、山东、湖北、山西等地新增市场交易价格已按价格政策实现近20%的上浮，起到了疏导煤、电价格矛盾关系和缓解当前电力供应紧张局面的作用，部分省份高耗能电价涨幅也超过20%。长期来看，随着我国有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场化交易电价上下浮动范围，确保价格形成机制更具灵活性、针对性，同时叠加成本端煤炭保供稳价举措等利好，未来煤电企业盈利有进一步修复预期，盈利稳定性也有望得到加强。水电：汛期来水偏枯，水电利用小时亟待复苏汛期来水偏枯，利用小时数仍待改善受益于去年汛期来水较好，主要水库蓄水水位较高，年初枯期（除三月外）我国水电发电量同比保持较高增长，但今年汛期来水偏枯，水电汛期出力不及去年。2021年1-9月水电累计实现发电量9029.9亿千瓦时，同比下降0.9%，其中9月份单月实现发电量1408.8亿千瓦时，同比下降0.3%。从利用小时来看，2021年1-9月我国水电累计平均利用小时为2794小时，同比减少100个小时，主要系今年汛期来水较差所致。从历史经验看，水电的装机利用小时与气候变化，特别是与降水量具有很强的正相关性，降水量较大的年份，水电的全年装机利用小时也较高。例外的是2016年降水量大幅提升但水电利用小时并没有明显增加，主要受消纳能力不足及外送通道不畅等因素影响，全年累计弃水635亿千瓦时，占当年全年水电发电量比重为6.04%，弃水对2016年水电利用小时压制明显。2021年1-9月，降水量累计达到583.4毫米，较去年同期下降51.3毫米。受降水量影响1-9月份水电利用小时2794小时，同比减少100个小时。整体来看，考虑到我国降水“偶丰奇枯”的历史规律，叠加去年汛期来水较好，我们预期今年全年水电利用小时同比可能小幅下降，在一定程度上影响冬季用电高峰期的电力供需平衡。分省份来看，除浙江省外，2021年前三季度主要水电省份水电利用小时均较去年同期均有不同程度下降，青海、广东、广西的水电利用小时较去年同期分别降低584、281、240小时。分月份来看，我国2018-2021年降雨量变化趋势基本相同，总体呈现1-7月逐月递增，8月达到峰值后回落的趋势，这是由于我国以季风性气候为主，每年降雨量主要集中在夏季所致。风电、光伏：消纳明显改善，平价加速分化风电消纳改善明显，弃风率降至3%自2016年起，我国风电并网装机容量增速放缓，而发电量增速保持高位。风电发电量增速高于同期装机增速表明闲置发电能力逐步被投入使用，利用小时同比明显回升，风电消纳情况得到明显改善。2021年1-9月，我国累计并网风电装机2.97亿千瓦，同比增长32.7%；1-9月风电发电量为4964亿千瓦时，同比增长41.5%。我们对比风电新增装机与弃风率可以发现，2014-2015年新增装机同比快速增长，受消纳能力及煤价走低带来的火电发电意愿提升等因素影响，弃风率整体呈现上升趋势。2014年弃风率虽有所下降，但同期风电利用小时数也有所下滑，我们判断当年弃风改善是由于来风情况不好所致的“被动改善”，实际风电消纳情况仍然处于持续恶化。2016年弃风情况达到顶峰，受政策限制及企业投资意愿下降影响，新增并网装机大幅回落。综合来看，装机增速下降叠加消纳情况改善是弃风率下降的最重要推动力。2016-2020年我国风电装机规模持续扩大，年均复合增长率达43.9%，同时我国年平均弃风率自2016年以来持续回落，风电消纳能力大幅改善。2021年前三季度，我国整体弃风率为3.1%，国家电网对于弃风率降至5%以内的承诺已基本完成。弃风电量及弃风率也呈现明显的周期性特征，从弃风电量角度分析三季度单季弃风电量显著低于其他季度，主要原因系第三季度是国内大部分风电场的小风季节，发电量整体低于其他季节。从弃风率角度分析一季度单季弃风率均显著高于其他季度，主要原因除了冬季风资源较丰富外，我们判断还包括供暖需求推高热电联产发电占比及节假日因素导致用电需求较低等。近四年来，2017年第四季度弃风电量及单季弃风率达到历史最高值，此后弃风电量与单季弃风率同比均处于下降通道，证明风电消纳改善呈现持续性而非脉冲性。从累计弃风率角度来看，2017年以来累计弃风率持续平稳下降，2021年前三季度累计弃风率仅为3.1%，为2017年以来最低水平，这表明风电消纳情况持续好转，有助于刺激风电装机及发电高速增长。分省风电分析：弃风对西北风电盈利影响严重，特高压叠加省内消纳助力弃风率改善我国风电装机分布相对集中，三北地区装机占比较高，其中内蒙、新疆、甘肃三省装机容量排名前三。西北地区由于风资源优质、土地成本较低且对风机技术要求较低，成为我国陆上风电最早开拓的区域。但在风电机组密集投运后，受限于当地用电需求增长乏力及外送特高压通道运营情况不及预期，西北地区出现大规模弃风现象。风电发电量和利用小时同比提升，尤其是新疆风电消纳改善明显。从2020年分省弃风电量情况来看，新疆、内蒙古、甘肃弃风电量最高，占全国弃风电量的比重分别为29.9%、23.8%和10.1%。从西北三省弃风率变化情况来看，自2016年起西北三省弃风率下降程度明显，新疆、内蒙古、甘肃2020年较2016年降幅分别达约28、12、37个百分点，风电消纳情况持续向好。弃光率降至3.68%，分布式发展提速自2015年以来，我国光伏累计装机容量保持稳健增长，截至2020年底，光伏发电累计并网装机容量达2.53亿千瓦，是2015年光伏发电累计并网装机容量的5.8倍，年均复合增长率高达42.36%。截至2021年9月，我国累计并网光伏装机2.78亿千瓦，同比增长24.59%；1-9月光伏发电量为2486亿千瓦时，同比增长24%；弃光电量50.2亿千瓦时，弃光率约2%，同比下降0.3个百分点，光伏发电消纳利用水平整体较高。从光伏装机总量上看，集中式光伏大幅领先分布式光伏，截至2021年9月底，我国集中式光伏总装机1.84亿千瓦，占总装机的66.2%；分布式光伏总装机为0.94亿千瓦，占总装机容量的33.8%。从新增装机结构来看，近年来分布式占比逐渐提升，2020年1-9月分布式光伏新增装机0.16亿千瓦，占新增光伏装机的64.2%，为历史首次超过同期集中式光伏装机容量。前三季度分布式光伏装机容量同比增长89.5%，分布式光伏发展提速主要受户用光伏补贴和整县（市、区）屋顶分布式光伏开发利好影响。随着分布式光伏逐步发展，电力能源生产效率有望得到进一步提升。分省光伏发电分析：西藏、青海弃光率仍待改善从分省发电量来看，2021年1-9月山东、河北、青海三省发电量位列前三，分别为235.2、208.6、160.2亿千瓦时，同比分别增长48.8%、30.5%、28.2%。各省份光伏发电量均显著提升，其中贵州省同比大幅提升82.6个百分点，实现光伏发电量65.2亿千瓦时，主要系“光伏+”产业项目建设持续推进，综合能源战略转型成效初显。从2021年前三季度分省弃光率情况来看，西藏、青海弃光率最高，分别为19.0%、14.4%，分别高出全国平均水平17.0、12.4个百分点。其中，2021年前三季度，陕西、甘肃、新疆弃电问题持续好转，弃光率相比去年同期分别下降1.0、1.2、3.0个百分点至1.7%、1.0%、1.5%，光伏消纳情况有所改善。平价风电经济性测算对比长久以来，困扰我国新能源发电行业的痼疾除了弃风弃光这一消纳问题，还有可再生能源补贴拖欠问题。当前我国可再生能源补贴主要来自于从除居民生活和农业生产以外的其他用电量中征收的可再生能源附加，从2006年6月到2016年1月，补贴征收标准已从1厘/千瓦时提高到1.9分/千瓦时，但是随着风电光伏等新能源装机的快速发展，补贴缺口问题日益严重，已成为限制新能源发展的重要因素之一。依据我们的测算显示，当前我国每年新能源补贴缺口约在900亿元以上。新能源补贴的发放通常采用目录制，即新能源发电企业在机组并网发电后，电网与其实时结算的电价按当地火电标杆上网电价计算，差额的补贴部分被企业计入到应收账款。待机组被纳入到相应批次的可再生能源补贴目录后，企业将一次性收到拖欠的补贴，之后的补贴将按照相应的周期（不同区域差异极大）滚动发放。2018年6月，财政部财政部、发改委及能源局联合下发文件，公布第七批可再生能源电价附加资金补助目录。第七批目录共纳入可再生能源装机5584万千瓦，其中风电3386万千瓦、集中式光伏1729万千瓦、分布式光伏324万千瓦、生物质发电145万千瓦。此后，第八批补贴目录一直难以出台，导致2016年3月之后投产的新能源机组（尤其是光伏电站）至今未能获得补贴，现金流压力相对较大。2019年5月份国家发改委发布通知，为落实风电2020年实现与煤电平价上网的目标、优化风电资源的高效利用，陆上风电及海上风电的标杆电价均改为指导价。新核准的集中式陆上风电项目上网电价全部通过竞争方式确定，不得高于项目所在资源区指导价（指导价低于当地燃煤标杆电价（含脱硫、脱硝、除尘）的地区，以燃煤标杆电价作为指导价）；自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。对2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价；2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。2021年以来，风电上游设备受风机大型化带来技术降本、产业链内价格战等因素影响，价格持续下降，推动陆上风电单位千瓦总投资明显下降，使得平价风电项目也能维持较好的投资回报率。通过计算我们可以发现，风电装机成本的快速下降基本上对冲了补贴退坡对于项目收益率的影响。对于一个电价为0.4元的平价风电项目而言，当装机成本为6000元/千瓦时，其项目全投资IRR为8.58%，与有补贴时（四类资源区电价为0.47元）、装机成本为7000元/千瓦的项目IRR基本持平。而且考虑到平价风电项目没有补贴拖欠的问题，其实际盈利质量有可能会优于此前的有补贴项目。4燃气：供需错配短期难破局，凛冬又至量价有望齐升燃气板块供需错配气价难破局，多因共振气量消费持续向好全球燃气短期供需失衡，天然气消费长期向好进入2021年，燃气价格迅速抬升。截至11月16日，IPE英国天然气期货价格交易价格为6.86元/方（240便士/色姆，同比上涨484.8%。截至11月8日，美国HenryHub天然气交易价格为1.09元/方（5.08美元/百万英热单位），同比增涨93.2%。总体来看，本轮燃气价格上涨呈现淡季不淡与全球共振两个特征，这是由于天然气生产大周期与季节性变化小周期共振所导致。供给端来看，全球天然气短期供给不足，叠加能源转型驱动本轮价格上涨。18、19年的低气价与20年新冠疫情严重打击油气商的生产积极性，同时部分地区激进的碳意识、环保意识也阻碍了天然气的开发利用。2020年全球天然气产量为3.85亿立方米，同比减少3%，为近十年来首次负增长，而且多个燃气产国削减天然气资本开支预算。需求端来看，经济恢复、能源转型、碳目标与环保目标等因素拉动全球天然气消费量快速上涨，进一步拉大全球天然气供需缺口。一方面，由于2020年冷冬导致部分主要地区与国家如欧洲、美国等表现出低库存状态，燃气补库需求仍然较为强劲。截至2021年9月17日，美国天然气库存总量为30820亿立方英尺，较去年同期减少5890亿立方英尺，同比降幅16.0%；9月22日，欧洲天然气库存总量为8045亿立方米，较去年同期减少2451亿立方米，同比降幅23.35%。另一方面，今年10月，美国气候中心与我国气象局均预计未来3个月内有较高概率（70%至80%）出现“拉尼娜”现象。确定性较强的“拉尼娜”现象很有可能引发太平洋大寒潮，形成罕见的双冷冬。冷冬袭来情形下，中国、美国等利用天然气冬季取暖的国家第四季度天然气需求仍将保持强劲。从全球天然气的长期供给端来看，未来全球天然气新增供应几乎完全来源于已在开发的大型常规资产，主要分布在美国、俄罗斯和中东地区。美国天然气产量预计将会抬升，海外需求是主要推力。此外，报告数据显示中东与北非各个国家对天然气开发项目维持相对谨慎的态度，2021-2025年承诺投资天然气投资总额为750亿美元，相对预期减少95亿。俄罗斯产量增加主要来源于气田的新项目开发，除了博瓦年科沃天然气田将增加至1150亿立方米/年的产能外，哈拉萨维（Kharasavey）油田预计将在2023年投入使用，其产能将达到320亿立方米/年。我们预测2021-2023年全球天然气供给将缓慢增加，我们将主要产气区分区域进行产气量测算，根据测算结果显示，2021-2023年全球天然气供给将分别达到39686、40415和41170亿立方米，同比分别增加2.98%、1.84%和1.87%。从全球天然气的需求端来看，我们认为燃气需求将呈现长期增长趋势。一方面全球经济活动逐渐从疫情中复苏，对能源需求上升；另一方面碳减排压力带来各国能源政策向清洁能源利用的倾斜。从区域上看，亚太地区将成为未来燃气需求增加的主要推手。东南亚国家的增量需求主要来源于天然气发电。同时，需求的迅速增加也使得亚太区域供需平衡缺口有逐渐扩大的趋势。此外，中东的天然气需求也将有明显增加。沙特阿拉伯和伊拉克正在关注投资天然气发电项目，伊朗等国家则逐渐重视石油化工产品项目。综合考虑上述因素后，我们预计2021-2023年全球天然气需求将持续增加，根据测算，天然气需求将分别达到39755、40476和41696亿立方米，同比分别增加4.05%、2.37%和2.41%。其中，2021年的天然气需求预计将重回疫情前2019年的需求水平。综上，预计2021-2023年全球燃气供需格局仍将维持紧张局面。根据测算，2021-2023年天然气供给将分别短缺89、301和527亿立方米。此外，季节性供需矛盾以及地缘政治带来的不确定因素仍可能使得局部区域的天然气供需情况呈现十分紧张的态势。国内经济反弹带动燃气消费，LNG现货气价弹性大就国内情况而言，我国既是天然气消费大国也是进口大国。2017-2020年，我国天然气表观消费量总体呈上升趋势，2018后，消费量的增速有所放缓，受疫情影响2020年同比增速降低至7.5%。在2021年GDP、用电量大幅提升的背景下，我国用气量同比大幅提升，表明高经济景气度下燃气作为大宗商品消费量得到提升。在疫情后，经济反弹带动了燃气消费，多因共振引起国内燃气消费增长。2021年1-9月实现天然气表观消费量2725亿立方米，同比增加15.2%。中国天然气进口量也逐年提高，进口依赖度近年来保持在40%以上，对外依赖性较强。分类别来看，LNG进口量增长较为迅速，而管道气变化较小，且2019、2020年发生负增长，主要是因为这两年全球天然气价格较低，LNG存在一定的价格优势。2021年1-9月，中国进口天然气8985万吨，同比增长22.2%，进口依赖度达41.22%，其中，LNG进口5848万吨，同比增长22%，管道气3137万吨，同比增长21%。我国进口的LNG可分为现货和长协两种模式，2020年以现货形式进口的LNG为2717万吨，同比增加27.56%，占总LNG进口量的40.47%，相比于2019年增加了5.12个百分点。价格方面，LNG价格弹性较大，而进口管道气相对较小，这是由于进口管道气执行天然气长期协议的合约价格。一般来说，长协气价以较低的系数与原油价格挂钩，这使得管道气进口价格保持相对稳定，价格弹性较小。进口LNG方面，我国LNG的价格可拆分为现货价格和长协价格。亚太地区的LNG进口价格主要参考日本JCC价格，JCC代表了17种日本进口原油的平均价，与国际原油价格挂钩；现货价格主要与标普旗下的JKM价格挂钩，受市场供需关系影响，而JKM定价机制基于MOC平台的小样本定价，存在统计口径偏窄的弊端，目前东北亚地区的双边交易量远高于普氏MOC平台交易量，MOC平台每天的报盘总量非常有限，只能反映个别交付窗口的价格水平，不能完全反映市场的总体供需情况。2021年上半年中国LNG现货到岸价格及长协挂钩的原油价格均呈持续增长的趋势，带动LNG综合进口成本不断提高，推动LNG价格提升。LNG的供气价格市场化程度较高。目前国内的LNG供给有两个主要途径，一是售卖通过LNG接收站进口的LNG；二是国内的液化厂将管道天然气加工为LNG。国内LNG的价格几乎不受政府管控，其价格主要受供需关系的影响。一般来说，每年的夏季为天然气传统淡季，在冬天来临之前，LNG的价格处于低位。但今年7月份以来，LNG价格呈现明显的“淡季不淡”的特征，下半年LNG价格快速抬升，7月31日LNG价格达到4900.8元/吨，相比月初增长约29%，8月31日LNG价格达到5762.9元/吨，相比月初增长约18%。截至11月10日，我国LNG市场价达7635元/吨，同比增加98.62%，相比于2020冬季的最高价6477.2元/吨仍高17.88%。5焚烧：焚烧发电近年规模稳健增长，央地分担补贴政策引领新态势垃圾焚烧项目稳健增长，未来仍有较大发展空间近年来，随着我国城市化进程的稳健推进，叠加人民生活水平的不断提升、快递及外卖等行业迅猛发展，我国城市生活垃圾清运量总体呈现逐年增加的态势。2020年全国城市生活垃圾清运量达23512万吨，同比下降3%，主要系疫情导致生产生活暂停所致。生活垃圾无害化处理的方式主要包括卫生填埋、垃圾堆肥和垃圾焚烧等，目前我国垃圾无害化处理率已稳定保持在99%左右，整体处于较高水平。从无害化处理方式来看，近年来垃圾焚烧处理量增速明显快于城市生活垃圾清运量及无害化处理量增速，城市垃圾焚烧量占无害化处理量的比重也从2014年的33%提升至2020年的62%。补贴央地分担，推动生物质发电行业逐步走向市场化2020年10月，财政部、发改委及国家能源局发布补充通知，针对可再生能源发电项目制定全生命周期发电小时数。通知规定，生物质发电项目，包括农林生物质发电、垃圾焚烧发电和沼气发电项目，全生命周期合理利用小时数为82500小时。此外，对于纳入可再生能源发电补贴清单范围的生物质发电项目，自并网之日起满15年后，无论项目是否达到全生命周期补贴电量，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。2021年8月19日，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合印发《2021年生物质发电项目建设工作方案》，按照“以收定补、央地分担、分类管理、平稳发展”的思路，进一步完善生物质发电开发建设管理。《方案》中明确指出为推动生物质发电行业摆脱补贴依赖，2020年9月11日后的全部机组并网项目实行央地分担规则，具体比例按地区划分，长期来看中央补贴压力逐步减小，应发补贴的发放有望提速。2021年生物质发电中央补贴资金总额为25亿元，其中：用于安排非竞争配置项目的中央补贴资金20亿元；用于安排竞争配置项目的中央补贴资金5亿元。各省十四五计划陆续出台，垃圾焚烧行业或迎来黄金期2021年5月国家发改委发布的《“十四五”城镇生活垃圾分类和处理设施发展规划》，在具体指标方面，《规划》分别就垃圾资源化利用率、垃圾分类收运能力、垃圾焚烧处理能力等提出了量化指标要求。主要任务方面，《规划》部署了10个方面重点任务，分别是加快完善垃圾分类设施体系、全面推进生活垃圾焚烧设施建设、有序开展厨余垃圾处理设施建设、规范垃圾填埋处理设施建设、健全可回收物资源化利用设施、加强有害垃圾分类和处理、强化设施二次环境污染防治能力建设、开展关键技术研发攻关和试点示范、鼓励生活垃圾协同处置和完善全过程监测监管能力建设等，并提出到2025年底全国城镇生活垃圾焚烧处理能力将达80万吨/日。据此，各省陆续加大生活垃圾焚烧处理的力度，出台生活垃圾处理“十四五”规划，分区域看各省之间发展存在不平衡，人口密度较高的省份在生活垃圾焚烧处理能力上有更高期待，例如广东省计划到2025年底，生活垃圾无害化处理总能力达到16万吨/日以上；全省城市生活垃圾资源化利用率不低于60%；全省焚烧能力占比达到80%以上。随着垃圾处理行业的逐步细化、补贴逐步退出，该行业垃圾服务费用有望增长，逐步走向市场化定价，对冲补贴减少带来的收入下降。6环卫：市场化驱动行业高增长，新能源环卫车有望爆发城镇化推动环卫事业不断发展，市场化改革使行业渗透率显著提升环境卫生管理行业作为城市管理服务行业的重要组成部分，其发展状况在一定程度上受到城市基础设施建设的影响。随着国家经济不断发展，城镇化进程加快，目前我国城镇化率约为63.9%，较发达国家80%以上的城镇化率尚有较大差距，未来随着我国城镇化进程持续深入，城市配套公共基础设施逐渐完善，城市的生活垃圾将逐渐增加。对于环卫运营商而言，其业务范围将不断扩大，业务规模将不断增长，从而推动环境卫生管理业的稳步增长。随着城镇化率的提升，基础环卫服务市场将保持较快增长。预计2025年基础环卫服务市场规模达到2461亿元，较2019年提升53.0%，2019-2025年CAGR为7.3%，其中道路清扫市场规模1747亿元，较2019年增长48.8%，2019-2025年CAGR为6.9%；生活垃圾清运市场规模365亿元，较2019年增长50.4%，2019-2025年CAGR为7.0%；厕所管养市场规模349亿元，较2019年增长81.7%，2019-2025年CAGR为10.5%。随着人们对环境要求不断提高，增值环卫服务市场将保持较快增长。预计2025年增值环卫服务市场规模达到1480亿元，较2019年提升59.7%，2019-2025年CAGR为8.1%，其中绿地养护规模691亿元，较2019年增长40.4%，2019-2025年CAGR为5.8%；水域保洁市场规模473亿元，较2019年增长26.5%，2019-2025年CAGR为4.0%；垃圾分类市场规模234亿元，较2019年增长500.0%，2019-2025年CAGR为34.8%；轨道交通物业清理市场规模83亿元，较2019年增长277.0%，2019-2025年CAGR为24.8%。根据环境司南披露的数据，2020年我国环卫行业开标的首年服务费为686亿元，较2015年增长387%；2020年总服务费金额为2210亿元，较2015年大幅增长370%。用总服务费除以首年服务费可得平均服务期限，以此计算2020年处在市场化运营的项目的总金额约2287亿元，除以环卫运营行业的市场容量2855亿元，可得我国环卫服务行业市场化率约为80%。考虑到今年环卫服务订单多采用PPP模式，其中包含较多固定资产投资，而环卫服务运营中不包含这一部分，故我国实际的环卫服务市场化率距离80%仍有一定的差距。随着环卫市场化改革不断深入，环卫一体化的趋势也愈发明显。该发展趋势主要体现在以下几个方面：1）城乡一体化：涵盖城区、乡镇、村庄的道路、公路、河道等一体化环卫作业，随着乡村振兴战略和对乡村人居环境的重视，城乡一体化是未来重要的发展趋势；2）水陆一体化：包括道路清扫保洁和水域保洁养护，水陆一体化具有明显的地域特征，常见于河道密集的南方地区；3）全产业链化：垃圾固废的收集、运输、处理全部由一家运营商提供，从而明确责任主体，提高管理效率；4）投资建设和运营服务一体化：环卫服务企业通过PPP模式提供整体前端的环卫车辆、设备和相关基础设施的规划、建设和后端的运营服务；5）服务区域扩大化：单一服务项目的区域逐步扩大到大中型城市，对运营服务企业的资金实力和管理能力等提出更高的要求。环卫设备机械化逐年提升，碳中和倒逼环卫设备新能源化加速据发达国家经验，环卫机械化率可划分为初级环卫装备阶段（机械化率30%左右）、基本环卫装备阶段（机械化率60%左右）和全面环卫装备阶段（机械化率80%以上），据中国产业信息网显示，2016年末发达国家环卫机械化率可达80%，与发达国家相比我国环卫机械化尚有一定的提升空间。从上市公司角度看，2020年美国环卫市场的龙头企业WasteManagement和RepublicServicesInc的环卫人工成本分别仅有18%和21%，而国内主要的环卫公司如龙马环卫、玉禾田、侨银股份的环卫人工成本占比分别为65%、66%、62%，由此可见我国目前环卫人工成本占比偏高，大型环卫公司未来机械化替代仍有较大空间。由于新能源环卫车的初始购置成本较高，包含新能源环卫车的环卫项目由劳动密集型向资本密集型转变，从而对政府和企业的现金流提出更高要求。因此我们以洗扫车为例，从现金流角度比较新能源环卫车与传统能源环卫车的全生命周期的经济性，关键假设如下：1.据中国政府采购网数据显示，2020年传统燃油洗扫车初始采购均价为59.67万元/辆，新能源环卫洗扫车均价为148.02万元/辆。2.传统燃油环卫车使用0号柴油作为燃料，柴油单价为6.5元/升；新能源环卫车使用电力作为动力，电价为0.67元/千瓦时。3.新能源环卫车享受免税优惠与5万元政府现金补贴奖励。车辆保险、人工成本与维护费与传统燃油车相等。4.整车生命周期为8年，现金流折现率选取7%，与一般环卫项目的IRR相符合，假设项目现金收益流完全相等，因此仅从成本端进行考量。以2020年平均价格计算，结果显示在整个生命周期当中，燃油环卫车的成本现金流折现值（以下简称为CPV）都比新能源环卫车的CPV更低，这表明在全生命周期当中燃油环卫车的经济性都比新能源环卫车更加优越，加上新能源环卫车更加高昂的初始投资，政府与企业没有内生动力去购买新能源环卫车，此时用户购买新能源车的行为主要受到政策强制驱动。据银保监会交强险数据显示，2019与2020年我国新能源环卫车销量仅占所有环卫车销量的3.33%与3.42%，明显低于当前政策指引目标，这表明现阶段环卫新能源车的购买缺少内生驱动力，主要受政策强制驱动。深度复盘新能源公交车爆发史，我们发现政策推动起到至关重要的作用。一方面，政府对购置新能源公交车尤其是纯电动公交车给予一次性购置补助，2014年起国家对6~8米、8~10米、大于10米的纯电动客车分别提供28.3、38、47.5万元每辆的一次性购置补贴，各地方政府也纷纷出台地方补助政策，“国补+地补”双重发力使新能源公交车购置补贴款占当时售价的一半以上。同时自2015年开始，国家还对运营中的新能源公交车提供运行补贴，其中6~8米、8~10米、10米以上的纯电动公交车在运行过程中每年可以享受4、6、8万元/辆的运营补助。另一方面，国家逐年减少成品油补助，城市公交车成品油价格补助以2013年作为基数，其中2015年减少15%、2016年减少30%、2017年减少40%、2018年减少50%、2019年减少60%，2020年后根据城市公交车用能结构情况另行确定。政策双管齐下，通过补贴一增一减，使当时技术还不够成熟的新能源公交车经济性显著优于传统燃油车，新能源公交车迎来J型爆发增长。2016年起，国家调整新能源汽车推广补贴方案，下调补贴力度，增加补贴考评指标。以动力电池为补贴核心，以电池的生产成本和技术进步水平为核算依据，设定能耗水平、车辆续驶里程、电池/整车重量比重、电池性能水平等补贴准入门槛，并综合考虑电池容量大小、能量密度水平、充电倍率、节油率等因素确定车辆补贴标准。补贴缩减迅速给火热的新能源公交车行业降温，行业渗透率提升速度有所下降。我们认为新能源公交车与新能源环卫车具有较多的相似点，二者均为公共领域车辆，主要由政府采购，受到政策影响较大，在各地有渗透率指标，二者均为高频使用的怠速车辆，逐步趋严的环保指标对车辆替换要求更高。我们认为新能源环卫车当前渗透率较低，距离政策目标上有明显距离，主要是囿于经济性考量与消费者共识尚未形成。一方面此前新能源车成本较为高昂，对于地方政府自己运营项目有较大的财政资金压力；另一方面地方政府从认知到接受环卫新能源车需要一定的时间。我们认为环卫新能源车与上述案例有相似性，一方面环卫新能源车是未来确定的发展方向，得到国家的政策支持，渗透率增长的趋势是确定性很强的事件；另一方面制约环卫车推广的重要因素主要是高成本与低共识，未来随着新能源环卫车成本的持续降低和消费者共识的逐步加强，环卫新能源车渗透率未来同样可能呈现出爆发型的J型成长曲线。我们的测算结果显示，如果在2026年受催化剂事件影响，新能源环卫车开始J型加速，两年内新能源环卫车快速爆发达到80%的渗透率水平，那么2026与2027年对应环卫车销量分别为9.1万辆和24.1万辆，对应市场空间分别为984亿元与2540亿元，较2025年市场空间分别提升99.8%、415.8%。7污水处理：污水处理广度与深度有望提升，污水资源化值得期待过去20年，随着城镇化率的不断提升以及经济的快速发展，我国城镇污水排放量也随之不断增加，2020年我国城镇污水排放量达到571.36亿立方米，近10年来年均复合增速达到4.2%。从污水处理能力来看，2010年之前我国的市政污水处理能力经历了较为快速的增长阶段，进入“十二五”、“十三五”之后，由于污水处理覆盖范围已经较广，因此我国污水处理能力以及污水处理率在这一期间的增速均有了明显放缓。根据住建部统计，截至2020年我国城市污水处理能力达到19267万吨/日，县城污水处理能力达到3770万吨/日，2002年以来的年均复合增速分别为9.27%和14.05%，同时两者的污水处理率在2020年也分别达到97.50%和95.05%，均已达到“十三五”规划目标值（城市污水处理率95%、县城污水处理率85%）。另一方面，虽然我国城市及县城污水处理率已处于较高水平，但建制镇及乡污水处理率仍有较大的提升空间。根据住建部的统计，截至2020年底我国建制镇污水处理能力为2740.05万立方米/日，污水处理率65.35%，乡污水处理能力为104.80万立方米/日，污水处理率34.87%。而《“十四五”城镇污水处理及资源化利用发展规划》要求到2035年，我国城镇污水处理能力全覆盖，可见目前我国乡镇污水处理比率仍有很大提升空间，我们判断乡镇污水将是“十四五”期间污水处理行业发展的一大重点。我们预计目前国内污水处理厂中，仍有大约一半的污水处理厂由于建成时间较早，出水水质标准仍然是一级B，这部分在未来几年将成为提标改造的重点。而且从出水水质标准中具体污染物的浓度来看，一级A标准COD、BOD、氨氮最高允许排放浓度分别为50mg/L、10mg/L、5mg/L，仍高于地表V类水，我们判断未来政府大概率会进一步提高对污水处理厂出水水质的要求至“准IV类”水，从而为污水处理末端带来较大的提标改造空间。污水资源化值得期待我国污水处理行业经过多年的发展，整体污水处理率已经有较为明显的提升，水质环境也有了较为明显的改善。但是从水资源情况来看，2020年我国水资源总量为31605亿立方米，人均水资源量为2994立方米/人（约为世界平均水平的1/4），目前我国是全球人均水资源最贫乏的国家之一。从水资源的区域分布来看，我国目前约有四分之一的省份人均水资源低于1000立方米/人，并且京津冀地区缺水问题尤为严重。由于水资源短缺问题日益严峻，我国供水规划已无法单纯依靠传统的淡水资源。为了解决这一问题，我国近年来不断加大再生水设施建设力度。根据住建部数据显示，2020年我国再生水利用量为146亿立方米，仅占我国污水排放总量的20.9%，我国污水资源化事业亟待推进。再生水按用途主要可以分为城市杂用、景观环境、工业用水、地下水回灌和农田灌溉。从水质要求来看，农田灌溉用水对水质要求最低，经过一级A污水处理厂处理后的污水即可满足农田灌溉用水的要求，而地下水回灌以及景观环境用水水质要求相对较高，尤其是地下水回灌类的再生水要求COD浓度不高于15mg/L，BOD浓度不高于4mg/L，氨氮浓度不高于0.2mg/L，相当于地表I-II类水标准，对水质要求极高。根据《不同源水和回用途径的再生水处理工艺的选择》，我国城市污水处理再生回用工艺主要包括三类，分别是：1）“老三段”处理工艺：采用混凝、沉淀、过滤和消毒方式对污水厂的出水进行处理；2）膜处理工艺：在混凝、沉淀基础上，采用微滤、超滤、反渗透膜对污水厂出水进行处理；3）生物处理工艺：污水流经生物滤池后，再进行混凝、沉淀或澄清、过滤处理。《几种典型再生水处理工艺出水水质对比分析》则对传统的“混凝、沉淀和过滤”工艺与三种膜工艺（MBR、MBR+RO、二级RO）的出水水质进行了对比，发现传统“老三段”工艺以及MBR单膜工艺无法满足地下水回灌要求，而MBR+RO和二级RO处理工艺可以满足所有的再生水回用标准。但之前由于工程投资及运行费用高等原因，再生水用于地下水回灌的比例仍然较少，我国再生水用途仍以农业用水、城市杂用等为主。对于我国高质量发展、可持续发展的目标而言，污水资源化利用是未来的工业企业绿色转型升级的必然要求。近年国家出台一系列产业政策，鼓励、扶持污水资源化再利用和水深度处理行业的发展，2021年1月生态环境部等十部门联合发布《关于推进污水资源化利用的指导意见》，《意见》提出积极推动工业废水资源化利用，提高重复利用率，推进园区内企业间用水系统集成优化，实现串联用水、分质用水、一水多用和梯级利用。开展工业废水再生利用水质监测评价和用水管理，推动地方和重点用水企业搭建工业废水循环利用智慧管理平台。《意见》指出要实施工业废水循环利用工程，重点围绕火电、石化、钢铁、有色、造纸、印染等高耗水行业，创建一批工业废水循环利用示范企业、园区。《意见》要求实施污水近零排放科技创新试点工程，选择有代表性的国家高新技术产业开发区开展技术综合集成与示范，到2025年建成若干国家高新区工业废水近零排放科技创新试点工程。我们认为“十四五”期间，污水资源化细分市场有望得到快速发展。

干货2022年中国危废处理行业龙头企业对比：光大环境VS东方园林VS东江环保危废处理行业上市公司：光大环境(00257.hk)、东方园林(002310)、东江环保(002672)本文核心数据：营业收入、毛利率、危废处理能力1、危废处理业务布局历程危废处理是我国环保供应体系的重要分支，也是固废处理的重要组成部分。目前，光大环境、东方园林和东江环保等公司均为中国危废处理行业的龙头企业，三家企业在危废处理业务上的布局历程如下：2、危废处理业务布局及运营现状——危废处理业务经营布局从危废处理业务布局情况来看，截至2021年，中国光大环境集团在危废处理板块业务布局较广，涉及工业危固废，医疗危废及其他危废等全业务布局，东方园林和东江环保主要集中在工业危废资源化及危废处理领域。从公司经营的业务结构来看，2020年，光大环境绿色环保占总营收比重为22.90%，东方园林危废业务以工业废弃物销售统计，当期占总营收比重为70.69%。与之相比，东江环保危废业务细分为工业废弃物处理及资源化利用，两块业务合计占当期总营收比重达80.05%，危废业务聚焦程度更高。注：光大环境危废业务以绿色环保板块经营;东方园林危废业务以工业废弃物销售统计;东江环保危废业务包括工业废气无处理及资源化。——危废处理业务主要项目——危废处理业务区域布局从危废处理业务区域布局上看，光大环境作为港股上市公司，业务遍布全国24个省(市)、自治区和特别行政区，同时拓展至海外德国、波兰及越南等国家;东江环保危废业务覆盖国内珠三角、长三角、京津冀、环渤海及中西部市场等危废行业核心区域;东方园林危废业务目前主要集中在国内华东、西北西南地区。——危废处理核心技术从危废处理核心技术方式来看，光大环境和东江环保危废处理上均涉足危废的资源化，同时危废处置上包括焚烧、填埋和物化等多种方式，东方园林危废处理方式上除焚烧处理外，拥有回转窑处理特有技术工艺。——危废处理能力从危废处理能力来看，据公司2021年半年报最新数据显示，光大环境危废处理能力已达294万吨/年，东江环保危废处理处置资质总量超过200万吨/年，其中综合利用75万吨/年，焚烧36万吨/年，填埋28万吨/年，物化63万吨/年。东方园林仅在早期规划中提到至2021年公司危废处理能力达1000万吨/年。3、危废处理业务业绩对比——危废处理业务营收比较从危废处理板块业务的经营情况来看，光大环境的危废处理业务规模较大，东方园林、东江环保该业务营收较为接近，均低于光大环境。2020年，光大环境危废处理业务实现收入82.59亿元，东方园林和东江环保危废处理业务分别实现收入40.31亿元和26.54亿元。注：港元兑人民币汇率采用2020年12月25日收盘价(2021年1月1日开盘价)：1港币=0.84元人民币。——危废处理业务毛利率比较从危废处理业务的毛利率来看，行业普遍毛利率在30%左右，2019-2021年，光大环境和东江环保的危废处理业务毛利率均高于行业水平，2020年分别为37.53%和33.00%左右，而东方园林在该业务上毛利率较低，甚至出现了亏损。注：光大环境毛利率使用公司综合经营毛利率，东江环保毛利率使用工业废物利用和工业废物处置加权计算。4、前瞻观点：光大环境为中国“危废处理之王”在危废处理行业中，危废处理能力决定了公司在危废处理业务中的竞争力，而危废业务业绩和毛利率水平能反应公司的业务经营概况。基于前文分析结果，前瞻认为，中国光大环境在危废处理行业进行全业务布局，渠道覆盖海内外市场;同时在危废处理能力上已落实产能规模较大;此外危废处理业务营收规模处于行业领先水平，毛利率稳定。前瞻认为光大环境为中国“危废处理之王”。

环保行业专题研究：碳市场政策逐步完善_2022年市场规模或超百亿1.背景：各国纷纷提出双碳目标，经济社会绿色转型成为主流1.1.气候变化威胁人类生存，可持续发展理念下碳减排刻不容缓最近20年，全球变暖、冰川融化、海平面上升、雾霾天气等一系列现象表明温室效应带来的气候变化正严重影响着人类未来生存。随着蒸汽机的发明以及煤炭的大量使用，欧洲开启工业革命、进入机械时代。在1824年，温室效应被发现，即温室气体使得地球表面变得更暖，类似于温室截留太阳辐射，并加热温室内空气的作用，即造成“温室效应”。温室气体指大气中能吸收地面反射的长波辐射并重新发射辐射的一些气体，当前京都议定书中规定控制的6种温室气体为二氧化碳、甲烷、氧化亚氮、氢氟碳化合物、全氟碳化合物、六氟化硫。气候变化不只是简单地影响了我们直接感受到的气候或者可监测的海平面上升，它对于整个地球的影响是致命且难以预测的，例如灾害性气候事件频发、岛国沿海洼地被淹没、物种灭绝加速、水资源分布失衡、影响物种分布、加重生态系统的脆弱性、加剧疾病传播等，均威胁着人类的生存和发展。在工业化进程中，化石能源燃烧导致了大量温室气体排放。第五次IPCC报告中指出，二氧化碳、甲烷和氧化亚氮的大气浓度超出过去80万年以来的最高的水平。工业化的发展使得空气中二氧化碳浓度已增加了40%，这首先是由于化石燃料的排放，其次是由于土地利用变化导致的净排放。1.2.全球碳排放量持续增加，中国成为碳排放量大国，但人均碳排放低于发达国家由于发展阶段的不同，发达国家基本均已经历碳达峰，中国碳排放仍在“爬坡”，但人均碳排放较低。中国在1950年的碳排放总量仅有2146.5万吨，在1950年至2013年60年期间中国的碳排放总量增长超过100倍，同期增长速率远高于世界其他主要经济体。从碳排放强度的指标来评价国家碳排放水平，发达国家一直处于较低水平，且一直呈现降低趋势。而中国碳强度近30年来，处于下降趋势，且下降速度较快，当前已于印度、俄罗斯持平。人均碳排放也是被广泛使用的衡量国家碳排放水平的重要指标，中国是目前世界上人口最多的国家和第二大经济体，尽管中国的碳排放总量已居于世界第一，但是中国的人均碳排放量仍然远低于世界上主要的发达国家。同时从隐含碳排放的角度来看，中国作为“世界工厂”产生的隐含碳排放远大于发达国家。由于资源禀赋及用能结构上的特征，电热力生产及工业集中用煤、交通领域大量耗油是导致中国碳排放量较大的主要原因。从资源禀赋上来看，我国呈现出煤炭资源储量丰富但质量较低且分布不均、油气资源相对不足依赖进口、可再生能源储量丰富技术水平领先的特点，为加快经济发展，我国形成了以煤炭为基础，以电力为中心，石油、天然气、可再生能源等全面发展的能源生产供应体系。从资源使用上，煤炭等燃料燃烧是碳排放量较大的主要原因。根据BP石油公司的2019年统计数据，中国93%的碳排放来自于化石燃料的使用，其中68%来自于固体燃料如煤炭，23%来自于液体燃料如石油等，9%来自于气体燃料如天然气等。从行业分布上，电力及热力生产及工业生产产生了较多碳排放。据IEA统计，2018年中国89%左右的碳排放均来自于电力热力生产（51%）、工业生产（28%）及交通运输（10%）部门，其中电力行业、交通部门碳排放占比随时间逐渐增加。1.3.全球气候变化治理体系已基本建立，气候变化问题逐渐演变为政治问题《联合国气候变化框架公约》（UNFCCC，以下简称《公约》）是世界上第一个为全面控制二氧化碳等温室气体排放、应对全球气候变暖给人类经济和社会带来不利影响的国际公约，也是国际社会在应对全球气候变化问题上进行国际合作的一个基本框架。《公约》制定于1992年在巴西里约热内卢举行的联合国环境与发展大会、生效于1993年3月，具备法律约束力，旨在控制大气中二氧化碳、甲烷和其他温室气体的排放，将温室气体的浓度稳定在使气候系统免遭破坏的水平上，奠定了应对气候变化国际合作的法律基础，是具有权威性、普遍性、全面性的国际框架。《京都议定书》（以下简称《议定书》）是《公约》框架下的补充条款，是全球唯一一个自上而下且具有法律约束力的温室气体减排条约，分为第一承诺期和第二承诺期。《议定书》第一承诺期于1997年12月在日本京都由联合国气候变化框架公约参加国三次会议制定，并于2005年2月16日生效，首次以法律文件的形式规定了缔约方国家（主要为发达国家）在2008年至2012年的承诺期内应在1990年温室气体排放水平基础上减排5.2%。《议定书》第二承诺期历经较多波折，最终在2012年底的联合国气候变化谈判多哈会议上最终确立，并于2013年开始生效，截止到2020年。《巴黎协定》（以下简称《协定》）是继1992年《联合国气候变化框架公约》、1997年《京都议定书》之后，人类历史上应对气候变化的第三个里程碑式的自下而上的国际法律文本，形成了2020年后的全球气候治理格局。《协定》于2015年12月12日在巴黎气候变化大会上通过、2016年4月22日在纽约签署，《协定》为2020年后全球应对气候变化的行动作出了安排，长期目标是将全球平均气温较前工业化时期的上升幅度控制在2摄氏度以内，并努力将温度上升幅度限制在1.5摄氏度以内。截止2020年4月1日，《协定》已有195个缔约国，其中189个已提交批准书，温室气体覆盖比例达95%。今年格拉斯哥气候大会顺利闭幕，开启应对气候变化新征程。2021年11月，《联合国气候变化框架公约》第26次缔约方大会（以下称COP26）在英国格拉斯哥顺利闭幕。COP26延期一天闭幕，各项目标谈判进展不一，但总的来说具有向好趋势。自2016年《巴黎协定》达成之后至今的历届全球气候变化大会谈判的主要内容为根据《巴黎协定》升温目标鼓励各国制定更积极的减排目标、如何落实碳减排目标以及适应气候变化、敲定《巴黎协定》的具体实施细则等。COP26也不例外，东道主英国在会议前提出了期望此次谈判能实现的减缓、适应、资金、合作等四大方面的目标。COP26在以上四个方面进展情况如下：1）减缓方面有一定进展，但距离COP26期望的1.5摄氏度目标仍有差距；2）适应方面进展有限，全球统一适应目标尚未形成，资金支持仍存缺口；3）资金方面未达预期，发达国家资金支持力度远远不够，2025年后资金安排尚未明确；4）合作方面成果明显，完成了《巴黎协定》实施规则第6条的谈判。中国设定的国家自主贡献目标体现了中国积极应对气候变化、努力控制温室气体排放、提高适应气候变化的能力，并展现了深度参与全球治理、承担合理国际责任的姿态和决心。中国做出承诺，一方面出于能源安全的考虑，当前对于原油、天然气等化石能源的进口依赖程度较高，长远来看调整我国能源结构、实现能源自给自足，降源“断粮”风险，是有必要的；其次，当