一、核心观点

从历史经验来看，当实体融资需求降低，而政府债券融资占社融比重较高时期，新增政府债券的供给与市场利率相关性显著提升，例如2018年底、2019年下半年、2020年上半年、2021年底至2022年初、2023年下半年至今，均是如此。从去年四季度以来，政府债融资占比始终处于高位，且目前尚未看到实体融资需求的显著改善。因此，我们认为今年后续政府债券的发行节奏或将显著影响后三个季度资金压力和利率水平，以及货币政策走向。有必要对其发行规模和节奏进行测算和推演。

今年财政可用资金大于去年，但政府债总供给小于去年，发行节奏较为重要。2024年全年新增政府债券合计为8.96万亿（3.34万亿国债、3.9万亿专项债、1万亿特别国债、0.72万亿一般债），但考虑到去年的万亿国债大部分在今年使用（按8000亿计算），今年政府债务提供的实际资金规模为9.76万亿，显著大于去年7.88万亿。但去年由于特殊再融资债券的发行，实际政府债券供给为9.6万亿。考虑到当前地方债务限额的“余粮”已经不足一万亿，继续大规模发行特殊再融资债券的可能性较小，因此，2024年整体新增政府债供给8.96万亿，小于去年的9.6万亿。

当前政府债券发行进度如何？目前各类政府债的总发行进度为15.7%，略低于过去五年平均水平（17.8%）。其中主要是专项债发行进度（13.6%）大幅低于往年均值（25%），一般债发行进度基本与往年持平，国债发行显著前置，目前已使用全年限额18.2%，高于过去五年的平均水平的2%。根据之前各地方政府公布的一季度地方政府债券发行计划，一般债目前基本发行完毕，专项债仍有约2100亿左右尚未发行。国债方面按照当前发行节奏估计一季度还有2200亿左右发行规模。

后续三季度政府债券如何发行？债券供给和资金压力如何？按照上述地方债和国债一季度的发行规模测算，我们预计今年后三季度还有总计约7.1万亿（略小于去年同期的7.8万亿）的政府债券净融资规模，其中包括3.15万亿专项债、2.5万亿国债、0.45万亿一般债以及尚未开始发行的1万亿特别国债。我们预计特别国债或将在4月开始发行，且大概率采取公开发行加定向降准的方式。因此将其纳入后续债券供给，对后续政府债发行节奏或存在三种可能的发行路径。

三种政府债券发行路径推演：路径1：简单的总量平滑发行，即7.1万亿政府债按月平均至后续9个月（每月约8000亿发行规模），这种发行方式有助于呵护资金面的年度内平稳，但可能造成部分资金难以在当年形成实物工作量，尤其是对用于投资的专项债而言，往年基本均在9月底前发行完毕；路径2：九月前集中发行专项债和特别国债，一般债和国债平滑发行，此种发行方式能够最大限度保障政府债在当年流入实体，但相应的二、三季度的债券发行压力较大（每月约1万亿发行规模）；路径3：9月前集中发行专项债和特别国债，一般债和国债发行相对后置，相比较而言，此种发行路径能够兼顾债券资金形成实物工作量和平滑资金压力的需求，我们认为是相对更优解。但需要注意的是，无论上述哪种发行路径，今年二、三季度的政府债供给压力都将大于去年同期，路径1和路径3或在今年7月份之后供给量小于去年，路径2则需在9月份之后。

三点主要结论：一是从政府债发行的路径推演来看，今年二、三季度的资金供给压力将大于去年，届时可能是货币政策降准、降息配合的时间窗口；二是在当前财政和货币政策协同配合的政策导向下，财政或需采取第三种政府债发行路径，以配合货币政策平滑年内资金压力，那么二三季度的地方一般债和普通国债发行则需要放慢节奏；三是根据历史经验来看，在二、三季度政府债供给显著提升的情景下，如果后续市场融资需求仍未显著改善，那么资金利率水平短期上行的可能性较高。

二、风险提示

1.政策理解不到位的风险。

2.财政政策不及预期的风险。

3.经济超预期下行的风险。

宏观：新质生产力的内涵和外延 

一、核心观点

新质生产力，形成于“百年未有之大变局”的全球背景，建基于“社会主要矛盾转换”之后的中国实践。时代的变迁带来了经济发展模式的深刻变革，引发了政策目标的调整、需求结构的演变、产业结构的升级，以及生产要素范围扩大、结构调整与组合方式变化。每一个方面都标志着中国经济正在并将持续经历质变，这将改变资产配置的底层逻辑。

1.政策目标调整：自主创新、国家安全、共同富裕、绿色低碳、风险化解等目标权重明显上升，经济增长不再是唯一的高权重目标。

2.要素结构变革：考虑到现阶段人口结构演变的趋势，土地、自然资源与生态环境的约束，以及工业化城镇化后期的投资效率递减，未来只能更依赖全要素生产率。

3.需求结构演变：随着人均GDP的提升、人口老龄化的加深、国际贸易格局的重构，中国的总需求会进一步从投资驱动型、出口导向型的经济转向消费主导型的经济。

4.产业结构升级：以房地产、建筑业、加工制造业为主力的产业结构面临发展上限，产业结构向“微笑曲线”两端发展是必然趋势。上端主要是人工智能、数字经济、新能源新材料、生物医药等；下端则是文化、教育、卫生、商务服务等高端服务业。

2024年1月31日，习近平总书记首次系统阐释新质生产力，并提出了科技创新、现代化产业体系、绿色生产力、新型生产关系、教育科技人才良性循环五方面内容。其中，质态、原创性颠覆性、催生、跃升、TFP，是理解新质生产力的五个核心关键词。

1.质态：生产力系统的关联状态。新质生产力质态包括创新主导、摆脱传统、“三高”特征、符合新发展理念共四个方面。其中，符合创新、协调、绿色、开放、共享的新发展理念是最具决定性的一方面。

2.原创性颠覆性：科技创新能够催生新产业、新模式、新动能，是发展新质生产力的核心要素。“原创性、颠覆性”是在讲话中重复了两次的关键词，是衡量科技创新水平的一个严格标准。

3.催生：新质生产力，由技术革命性突破、生产要素创新性配置、产业深度转型升级而催生。具体落实为现代化产业体系的构建，这包括改造提升传统产业、培育壮大新兴产业、布局建设未来产业、大力发展数字经济四个重点。

4.跃升：新质生产力以劳动者、劳动资料、劳动对象及其优化组合的跃升为基本内涵，包括劳动者跃升到更高素质，劳动资料跃升到更高技术含量，劳动对象跃升到更广范围，以及形成与新质生产力相适应的新型生产关系，这更是系统性的跃升。

5.全要素生产率（TFP）：新质生产力以TFP的大幅提升为核心标志。但进入服务业主导时期，TFP提升难度会上升，这就是所谓的“鲍莫尔病”。从生产函数的角度来看，提升TFP包括通过技术进步直接提升潜在增速，以及提升传统要素质量、引进新的生产要素、优化要素组合方式、重构生产函数等。

2024年《政府工作报告》明确加快发展新质生产力的三大举措：一是推动产业链供应链优化升级；二是积极培育新兴产业和未来产业；三是深入推进数字经济创新发展。这在实践层面上将新质生产力落实到了新兴产业、未来产业、数字经济等技术与行业之上。

二、风险提示

对政策理解不到位的风险。

环保公用：政策持续完善，火电转型可期、新能源方向明确——《2024年能源工作指导意见》点评 

一、核心观点

事件：国家能源局近期印发《2024年能源工作指导意见》，对2024年能源生产保供及结构提出目标：全国能源生产总量达到49.8亿吨标准煤左右。煤炭稳产增产；原油产量稳定在2亿吨以上，天然气保持快速上产态势。发电装机达到31.7亿千瓦左右，发电量达到9.96万亿千瓦时左右等。

装机规模有望超额完成目标，可再生能源占比持续提升。“指导意见”明确2024年发电装机达到31.7亿千瓦左右，相比2023年增加2.5亿千瓦。2023年我国新增装机3.3亿千瓦，其中以风电、光伏为主的清洁能源新增装机超过3亿千瓦，占比在90%左右。目前光伏组件、贷款利率等均处于较低位置，考虑到新能源消纳红线降低有利于提升新能源装机增长空间，今年风、光装机规模有望再创新高，我国可再生能源装机在2023年历史性超过化石能源后，占比将继续提升，装机结构将持续优化。

火电：煤炭稳产增产促煤价中枢下移，火电转型迎新发展空间。“指导意见”指出要强化化石能源安全兜底保障，明确煤炭稳产增产的同时通过运输通道及储备能力建设提升供给弹性。2023年火电发电量占比66%，仍是最重要的主力电源，且为新能源发电提供主要的调峰保障，煤炭的稳产增产有望带动煤价中枢下移，从而提升火电能源保障能力。“指导意见”提出，印发实施指导火电转型发展的相关政策；推动煤炭、煤电一体化联营，合理布局支撑性调节性煤电。我们判断，随着火电向调节性电源转型以及煤电一体化发展，火电将迎来新的发展空间。

新能源：优化消纳率打开装机增长空间，绿证、碳市场衔接提升绿电价值：“指导意见”指出，要稳步推进大型风电光伏基地建设，有序推动项目建成投产。统筹优化海上风电布局，推动海上风电基地建设，稳妥有序推动海上风电向深水远岸发展；科学优化新能源利用率目标；持续推进绿证全覆盖和应用拓展，加强绿证与国内碳市场的衔接和国际认可，进一步提高绿证影响力。新质生产力就是绿色生产力，新能源是绿色低碳经济的重要支撑，优化消纳率目标将有阻力新能源打开装机瓶颈，而随着绿电体系的逐步完善，新能源的环境价值也将得到持续提升。

二、投资建议

“指导意见”强调了化石能源的能源完全兜底保障重任以及清洁化低碳发展道路，也明确提出多个举措、政策为新能源成为主力电源“保驾护航”，电力行业持续向好。短期推荐具备政策催化、业绩持续改善、估值有提升空间的火电板块，此外也应关注煤电一体化以及燃机产业链的投资机会；核电、水电业绩确定性高，分红能力强，具备长期配置价值，新能源相关政策持续完善，长期成长空间广阔，可逢低进行战略性配置。个股方面，建议关注：皖能电力、浙能电力、华电国际、国电电力、华能国际、长江电力、川投能源、中国广核、中国核电、九丰能源等。

三、风险提示

装机规模不及预期的风险；煤炭价格持续高位的风险；上网电价下调的风险；行业竞争加剧的风险等。