電力行業專題報告：裝機與成本雙拐點，氣電價值重估.pdf

電力行業專題報告：裝機與成本雙拐點，氣電價值重估。我們預計 2023-25 年國內氣電新增 1,868/2,625/1,479 萬千瓦，受益于新能 源裝機的調峰需求。2018-22 年國內燃氣電廠盈利波動較大，主要是：1） 定位與地域差異，導致氣電利用小時數波動較大；2）單一制和兩部制上網 電價機制并存，但電價調整滯后于氣價波動。氣煤比決定氣電的市場競爭力， 2010 年至今國內的氣煤比高于 2.98，若未來降至 2.42 以內，氣電邊際成本 將追平煤電。我們判斷氣源成本中長期向下，氣電價值有望獲得重估。建議 關注三個方向：氣電裝機突破，推薦國投電力；盈利見底回升，推薦華能國 際/華電國際/京能清潔能源；氣電拉升銷氣量，推薦深圳燃氣/昆侖能源。

調峰需求提升促裝機增長，單一制和兩部制電價并存

根據中電聯數據，2011-22 年我國年均新增燃機 741 萬千瓦。雙碳目標下， 不穩定的新能源裝機快速增長將提升調峰電源需求，燃氣發電有望加速發 展，我們測算 2023-25 年我國將投產 1,868/2,625/1,479 萬千瓦燃機，“十四 五”合計新增 7,392 萬千瓦。廣東省仍是新增量的主力軍，山東/吉林/青海 等有望實現燃機零的突破。2023-25 年新增燃機彈性方面，粵電力 A/深圳能 源/大唐發電有望以 127%/74%/71%領先，國投電力/皖能電力/三峽水利將從 無到有。燃機利用小時數地域差異較大，2019-23 年北京高于 4,000，浙江 低于 2,000。各省燃氣發電單一制和兩部制上網電價機制并存。

燃料費用影響盈利穩定性，氣煤比決定市場競爭力

燃機容量電價普遍高于煤機容量電價，或為更強調峰能力的體現。電量電價 層面正逐步推進市場化交易，主基調仍是通過氣電聯動傳導燃料成本波動。 但我們測算結果顯示：2018-22 年，除上海漕涇熱電度電凈利相對穩定在 0.1 元/千瓦時左右，其他燃氣電廠度電盈利波動較大，盈利穩定性欠佳。以廣 州發展為例，2022 年燃機營業成本中，燃料成本/折舊/其他成本占比約為 71%/14%/15%。以單噸 Q5500 煤價對應的 1000 方天然氣價格衡量，2010 年至今國內的氣煤比處于高位（2.98~5.84），我們測算若未來降至 1.91~2.42 （800 元/噸煤價對應 5.3~6.7 美元/MMBTu），氣電邊際成本將和煤電平價。

氣電拉動天然氣需求增長，氣源成本有望中長期向下

國內天然氣表觀消費量重回增長軌道，2023 年/2024 年 1-2 月同比 +7.6%/+14.8%。氣電成為國內天然氣需求增長主力，2024-25 年發電氣量 有望達到 975/1065 億方、同比+20%/+9%，增量貢獻度 46%/30%。國產氣 與進口管道氣優先用于民生，供氣缺口或主要由進口 LNG 填補。國產天然 氣保障能源安全，2024 年兩桶油計劃增產 126 億方；參考俄氣合同，2024-25 年進口管道俄氣有望年增 70/80 億方；我們測算進口 LNG 有望年增不低于 128/110 億方。進口天然氣價格自 2022 年末見頂回落，考慮到供需形勢變 化，氣電的氣源成本有望中長期向下。