公用事业行业深度研究：我国气电行业目前盈利性如何？

我国气电发展现状如何？ 全国层面：十四五以来气电核准速度加快。截至2023年年末，我国气电装机规模约1.26亿千瓦，2010-2023年年均复合增速为12.7%。“十二五”和“十四五”期间我国气电装机规模增长较快。2023年全国气电发电量占总发电量的比例提升至3.2%，但是与全球天然气发电量占比相比较还是有一定的差距，2023年全球天然气发电量占比为23%。 地区层面：我国气电装机集中度较高。我国气电装机主要集中在广东、江浙沪、京津等地区。截至2023年年末，我国燃气轮机装机规模排名前三的省份分别为广东（39.4GW）、江苏（21.6GW）和浙江（11.5GW）。 据不完全统计，全国约有13个省份提出了气电装机“十四五”规划，其中广东省规划“十四五”期间气电新增装机规模约3600万千瓦，位居首位。 据我们不完全统计 ，2021-2024年4月 ， 全国核准的气电装机量约32.9GW，主要集中于2022年（2022、2023年核准量分别为22.7GW、4.1GW）。我们对提出“十四五”装机规划的部分省市在2021-2023年间的实际气电装机增量进行统计，对照各省规划增量测算实际完成度。截至2023年年末，完成度排在前三的省市分别为天津，广东和上海，完成度分别为135.7%，35.4%和25.8%。 气电机组商业模式拆解 上网电价政策：地区差异较大。长三角和珠三角地区的天然气发电机组电价政策普遍为两部制电价，其中广东和浙江按照燃机机组类型进行划分给到不同的电价；江苏和上海是按照气电项目用途进行电价划分。上述地区基本都有上网电价与气源成本的联动机制。上海地区分别给到气电调峰机组和热电联产机组每年444.12/千瓦和438元/千瓦的容量电价，而广东的气电机组容量电价每年为100元/千瓦，低于上海机组能享有的容量电价水平。 发电成本：受到天然气价格影响较大。根据广州发展披露的气电发电成本结构，2022年和2023年，气电发电成本在燃料成本占比分别达到72.5%和75.8%。燃料在天然气发电总成本中占据了较大的份额。2021年开始进口LNG价格出现显著上行，除东部电厂之外的天然气发电厂2022-2023年的度电成本相较2020-2021年均有较为明显的抬升。 度电盈利性分析：我们对长三角和珠三角地区典型的天然气发电企业的度电盈利实际情况进行对比分析。较稳定的利用小时数和电价是上海区域机组盈利稳定性较强的保障；天然气采购成本的快速上行导致2021-2022年粤电力和浙能长兴热电的机组度电净利润下滑较快。上海地区较高的电价政策支持与较稳定的利用小时数是上海区域气电机组具有较强盈利能力的主要原因。 投资建议 气电产业链的投资价值我们主要聚焦于以下几个方面：①设备制造：国内燃气轮机的建设方建议关注【东方电气】、【哈尔滨电气】和【上海电气】。②天然气采购：2023年国内天然气对外依存度在40%以上，随着气电装机规模的提升，天然气进口气量有望进一步提升。由于LNG接收站是我国接收进口LNG资源的重要中转站，进口需求的提升有望直接利好持有LNG接收站资产的企业，建议关注【新奥股份】（与天风能源开采团队联合覆盖）【九丰能源】（与天风能源开采团队联合覆盖）【新天绿色能源】等。③气电厂运营：上海及广东区域的天然气发电厂盈利稳定性较强，建议关注【深圳燃气】（与天风能源开采团队联合覆盖）【上海电力】【申能股份】等。 风险提示：政策变动、各省气电建设推进低预期、天然气价格大幅波动、燃机核心技术发展瓶颈、宏观经济风险等 1.我国气电发展现状如何？ 1.1.全国层面：十四五气电核准速度加快，与气电发达国家相比仍有差距 近年来，我国天然气发电机组装机规模呈逐年稳定上升趋势。截至2023年年末，总装机规模约1.26亿千瓦，2010-2023年年均复合增速为12.7%。 图1：全国气电装机规模（单位：万千瓦） 从年均装机增量上看，“十二五”和“十四五”期间我国气电装机规模增长较快。“十二五”期间，国内气电总装机增量为3961万千瓦，年均新增792.2万千瓦；“十四五”前三年（2021-2023年）气电总装机增量为2686万千瓦，年均新增895万千瓦。 图2：全国气电当年新增装机规模（单位：万千瓦） 虽然国内气电发电量规模稳步抬升，但是占总发电量比例仍处于较低水平。 2010年国内气电发电量757亿千瓦时，占全国总发电量的1.8%；随着气电装机规模的不断增长，2023年全国气电发电量已达到约2972亿千瓦时，占全国总发电量的比例提升至3.2%，相较于2010年提升1.4pct。但是与全球天然气发电量占比相比较还是有一定的差距，根据中国能源报数据，2023年全球天然气发电量占比为23%。 图3：2010-2023年国内气电发电量与气电电量占比（单位：亿千瓦时） 把视野放到全球，我们对比分析中国气电与全球气电发达国家之间发展水平的差距。 根据《bp世界能源统计年鉴》（2022年版），2021年全球总计发电量28466.3太瓦时，其中天然气发电量6518.5太瓦时，占比22.9%。美国、欧洲、日本等国家和地区的天然气发电量较高，在2021年全球气电总发电量中的占比分别达到6%、2.8%和1.1%。 ①装机规模对比：近年来中国气电装机同比增速领先。 2012年美国气电装机规模已经达到4.2亿千瓦，同期欧洲和日本的气电装机分别为3.8亿千瓦和6430万千瓦，而同年中国的气电装机规模仅为3717万千瓦，仅为美国气电装机规模的8.8%。 近年来国内气电装机规模快速增长，2018年已经反超日本达到8375万千瓦，2012-2021年CAGR12.7%，高于美国、日本和欧洲的复合增速（分别为1.7%、1.9%和0.3%）。 图4：全球部分国家和地区气电装机规模对比（单位：万千瓦） ②气电发电量比例对比：中国气电发电量占比处于较低水平，仍有较大的发展空间。 2013-2021年，日本和美国的气电发电量占比的均值分别为39.1%和31.9%，欧洲地区为19.8%。而中国天然气发电量占比虽然有所增长，但是截至2023年也仅有3.2%左右的水平，相较于其他气电发展较为成熟的国家和地区，气电的发电量占比仍有较大的提升空间。 图5：全球部分国家和地区气电发电量占比（单位：%） ③利用小时数对比：根据装机规模与发电量进行推算，日本和美国的气电机组利用小时数较高，2013-2021年的利用小时数均值分别在5394和3027小时。中国气电机组的平均利用小时数平均为2588小时，略高于欧洲（2018小时），但仍然远低于美国和日本的利用小时数水平。 图6：全球部分国家气电利用小时数对比 1.2.地区层面：我国气电装机集中度较高 从存量气电装机看，受气源供应、管网建设、电价承受力等因素影响，我国气电装机主要集中在广东、江浙沪、京津等地区，集中度较高。截至2023年年末，根据燃气轮机发电专委会对全国大部分地区的统计（未包括吉林、陕西），我国燃气轮机发电机组总装机约127.9GW，其中装机规模排名前三的省份分别为广东（39.4GW）、江苏（21.6GW）和浙江（11.5GW）。 图7：截至2023年末各省市气电装机规模（单位：MW） 气电装机规模排在前五的省市装机总规模约占到全国的80%。 图8：2023年末气电装机规模集中度（单位：%） 增量气电装机规划：据我们不完全统计，全国约有13个省市提出了气电装机“十四五”规划，其中广东省规划“十四五”期间气电新增装机规模约3600万千瓦，位居首位。 从实际的核准项目数量以及规模上看，四川省推进较为积极。四川省“十四五”规划提出气电装机规模要新增超过600万千瓦。据我们统计，21年11月至23年5月，其累计核准的气电项目数量达到8个，累计核准规模已经达到955万千瓦，超出600万千瓦规模，这或跟四川天然气资源量和产量居全国第一，具备先天优势有一定关联。 表1：部分省市“十四五”气电装机规划（单位：万千瓦） 图9：十四五以来全国部分地区核准气电项目数量统计（单位：个） 图10：十四五以来全国部分地区核准气电项目规模统计（单位：万千瓦） 据我们不完全统计，2021-2024年4月，全国核准的气电装机量约32.9GW，主要集中于2022年（2022、2023年核准量分别为22.7GW、4.1GW）。 表2：十四五以来全国部分地区核准气电装机梳理 各省的实际完成度测算：我们对提出“十四五”装机规划的部分省市在2021-2023年间的实际气电装机增量进行统计，对照各省规划增量测算实际完成度。截至2023年年末，完成度排在前三的省市分别为天津，广东和上海，完成度分别为135.7%，35.4%和25.8%。 表3：部分省市“十四五”装机规划完成度（单位：万千瓦） 1.3.气电机组如何分类？有何优势？ 气电机组如何分类？ 燃机发电分为简单循环燃气发电和燃气-蒸汽联合循环发电。燃气—蒸汽联合燃机发电是在简单循环的基础上，利用燃气轮机排气余热在余热锅炉中将水加热变成过热蒸汽，再将蒸汽引入汽轮机膨胀做功。 按照燃烧温度可将燃机定义为B级、E级、F级、H级。燃烧温度不同，发电机组出力也有所不同。目前“H”级燃气轮机是世界上初温最高、功率最高、效率最高的燃气轮机。 表4：各等级燃机对应的温度与出力 气电项目可分为纯发电项目、天然气调峰项目、天然气热电联产项目以及天然气热电冷三联供项目。我国气电项目多为调峰和热电联产项目，天然气热电联产是在发电的基础上增加了供热的功能。目前，国内气电主要布局在长三角、珠三角和京津地区，南方以调峰机组为主，北方以热电联产机组为主。广东、浙江、上海等省市调峰气电占比约70%~80%，北京、天津由于冬季供暖需求大，全部是热电联产机组，江苏工业供热负荷较多，70%以上为热电联产机组。 表5：不同地区气电机组类型 与煤机相比，气电机组有何优势？ 与煤电相比，气电具备调节能力强、排放低、效率高、建设工期短等优势。气电机组启停快，运行灵活，单循环燃气轮机机组调峰能力可达100%，联合循环机组非供热期可达70%。发电效率方面，单循环气电发电效率为35%~45%，联合循环发电由于增加了余热锅炉，利用了排气余热，机组整体发电效率可达50%以上，最新的H级联合循环发电效率达60%以上，加上供热后整体能源效率可达75%以上。 表6：煤电、气电特性对比 2.气电机组商业模式与经济性分析 2.1.气电上网电价政策梳理 由于国内超过五成的气电装机集中在广东、浙江、江苏、上海等地，我们重点对这几个地区的气电上网电价政策做梳理。 长三角和珠三角地区的天然气发电机组电价政策普遍为两部制电价，其中广东和浙江是按照燃机机组类型进行划分给到不同的电价；江苏和上海是按照气电项目用途（调峰或者热电联产）进行电价划分。上述地区基本都有上网电价与气源成本的联动机制。 表7：主要气电装机区域上网电价政策概览 浙江：浙江省从2015年6月开始执行两部制电价，电量电价基本每年调整一次，主要是根据天然气价格的变化而调整。气电价格联动方式上，依据气源价格，综合考虑其他物料成本，分机组类型分淡旺季核定天然气发电机组电量电价。在电力市场运行期间，天然气发电机组电量电价执行电力市场交易电价。 表8：浙江气电电价政策梳理 广东：2023年12月，广东省发展改革委等三部委发布《关于我省煤电气电容量电价机制有关事项的通知》，明确气电实施容量电价机制，暂定为每年每千瓦100元（含税）。 2024年6月，《广东电力市场气电天然气价格传导机制实施方案(试行)》发布，政策提到要建立广东电力市场天然气采购综合价计算模型，由广东电力交易中心按月计算并发布，应用于市场化燃气机组变动成本补偿标准调整、度电燃料成本计算。 表9：广东气电电价政策梳理电价机制 江苏：江苏省物价局于2018年11月1日发布《省物价局关于完善天然气发电上网电价管理的通知》（苏价工〔2018〕162号），全省天然气发电上网电价自11月1日