公用事业行业研究：从火电项目核准与开工数据看重点省份未来3年电力供需

不会 投资逻辑： 2022年以来新核准煤电项目情况如何？①数量上看：22、23年煤电核准高峰期已过，24年核准节奏大幅放缓。“3个 8000万”目标提出后，火电项目核准节奏显著提速。据我们不完全统计，22、23年全国分别核准火电项目装机规模约101、89GW。在“双碳”目标的约束下，尤其是新能源装机增长转化为电量增长有效缓解电力供需偏紧格局后，1~8M24全国共核准火电项目装机规模约14GW，其中煤电约13GW，核准规模较去年同期下降约79.1%。②分区域看：21、22年电力供需缺口越大的地区新核准煤电项目越多。22年以来新核准煤电项目主要是为了满足日益增长的用电需求、提高本地电力保障能力，因此22、23年新核准煤电项目最多的省份与21、22年电力供需硬缺口最大的省份有较高的重合度，排名前5的省份依次为广东、安徽、江苏、浙江、新疆。③分业主看：煤电联营盈利预期稳定，绿电转型争夺新能源配建指标。据统计，国能集团旗下企业以总计约32GW的规模位列第一，占新核准煤电项目总规模的约18%；国家电投集团和中煤集团新增核准煤电装机规模均超过了15GW，分别占比约9%和8%；陕煤集团和华电集团以超9GW的核准规模量位列第三梯队；大唐集团、华能集团以及浙能电力均以8GW的核准规模量居第四梯队。 24~26年预计每年将投产多少火电装机？基于煤电、气电项目建设周期分别为24和18个月的假设，预计24~26年全国将分别投产45、89、46GW的煤电，以及23、24、1GW的气电。若考虑到有约24GW的煤电在2023年12月开工，考虑到节假日等可能影响施工进度的因素，或无法精确实现在2025年底前投产，则24~26年每年将分别投产的煤电装机规模分别为45、65、71GW。 新投产煤电机组将增加多少系统运行费？根据11M23出台的煤电容量电价机制，2024~2025年，多数地方通过容量电价回收固定成本的比例为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些；2026年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。按照全国统一的煤电机组固定成本计算标准330元/KW·年，基于新投产机组从次年开始全额收取容量电费的假设，预计25/26/27年系统运行费用将分别增加约45.1/781.8/77.9亿元。 未来3年哪些省区电力供需仍可能偏紧？①安徽：中性情境下，2025年安徽省电力系统备用率有望达约5.0%，如遭遇极端天气情况，电力系统备用率或仅达1.2%。两种情境下系统备用率均大幅低于13%~14%的要求，需高度关注支撑性电源的建设投产进度并做好需求侧管理。2026年陕北-安徽特高压直流及在建支撑性电源集中投产，电力有效容量供需将得到极大改善，但极端天气情境下仍然偏紧。2027年新增支撑性电源规模将大幅回落，持续增长的用电需求消化适度超前规划的电力有效容量供应，中性情境下系统备用率回归合理区间。②浙江：在无极端天气且西南来水正常的中性情境下，2025年电力有效容量供需偏紧。2026年起省内在建核电机组将进入投产期，叠加甘肃-浙江特高压直流投产，系统备用率将达约13%。但若同时遭遇极端高温天气和西南来水偏枯，同年电力系统备用率或仅达3.5%、供需仍然紧张。③上海：预计24~26年上海市支撑性电源仅有约2.3GW增量，并且2028年之前无新增特高压直流投产，电力供需平衡有赖华东电网区域内互济。④四川：未来3年随着支撑性电源陆续建成投产，四川省电力系统有效容量供应能力将大幅提升，但应对极端天气的能力仍然不足。中性情景下，25年迎峰度夏期间四川省电力系统备用率有望达到32.3%；但对四川而言，连续高温天气在推升用电负荷的同时往往伴随着来水偏枯导致的水电出力水平下降，极端情况下未来3年电力有效容量供需将持续存在缺口。 投资建议 建议关注资产集中布局于电力供需偏紧省区的地方性电力企业，如皖能电力、浙能电力、国投电力等。 风险提示 电力市场化不及预期、用电需求不及预期、煤价大幅上行风险、容量政策执行力度/容量市场建设进度不及预期等 内容目录 一、2022年以来新核准的煤电项目情况如何？4 1.1数量上看：22、23年煤电核准高峰期已过，24年核准节奏大幅放缓4 1.2分区域看：21、22年电力供需缺口越大的地区新核准煤电项目越多5 1.3分业主看：煤电联营盈利预期稳定，绿电转型争夺新能源配建指标7 二、24~26年预计每年将投产多少火电装机？8 三、未来3年内哪些省区电力供需可能仍偏紧？9 3.1安徽：25年重点关注支撑性电源投产进度，26年供需紧张程度有望缓解9 3.2浙江：26年迎峰度夏供需格局将有所缓解，未来三年总体延续偏紧格局13 3.3上海：支撑性电源和直流通道增量有限，电力供需平衡有赖华东区域互济17 3.4四川：电力供应系统“靠天吃饭”特征明显，极端天气中抗风险能力不足20 四、投资建议22 五、风险提示22 图表目录 图表1：2012~2020年，煤电标杆电价共经历4次下调、1次上调4 图表2：2012~2020年间，我国能源消费结构中可再生能源的占比由8.5%提升至14.1%4 图表3：2016年以来，有效容量增速与装机容量增速之间的差距扩大5 图表4：2016~2019年，火电、核电电源投资完成额持续负增长5 图表5：22、23年新核准煤电项目超80GW，24年以来核准节奏大幅放缓5 图表6：2022年以来合计新核准煤电项目装机规模前5的省份依次为广东、安徽、江苏、浙江、新疆6 图表7：2021~2023年平均火电利用小时数排名前5的省份依次为新疆、内蒙、甘肃、安徽、江西6 图表8：苏浙粤气电装机规模较高拉低平均火电利用小时数，地方火电企业煤机利用小时数全国排名前列7 图表9：2022年以来不同投资主体获得新核准煤电项目装机容量情况（万千瓦）8 图表10：市场煤价回落+容量电价机制出台，4Q23迎来煤电项目开工潮8 图表11：进入2023年以后市场煤价回落，火电行业亏损面大幅收窄8 图表12：预计24~26年全国将分别投产68、114、48GW的火电9 图表13：2023年安徽省电力有效容量供应约58GW10 图表14：安徽省2022年以来已核准煤电机组分投资主体占比情况10 图表15：2020年以来，安徽省电力消费弹性系数保持在1.5以上11 图表16：2020年以来，安徽省第二产业占GDP不变价的比重持续提升11 图表17：2019年以来，安徽省规上工业企业十种有色金属和汽车产量均持续增长11 图表18：2021~2023年安徽省最大负荷平均增速为全社会用电量平均增速的0.7311 图表19：安徽省二产用电量占比维持在6成以上12 图表20：以北京和内蒙为例，三产为主的北京月度日均用电量季节性波动幅度远超二产为主的内蒙12 图表21：厦门市各行业负荷-气温分段拟合的相关系数12 图表22：安徽省未来3年电力供需平衡表12 图表23：2023年浙江省电力有效容量供应约58GW13 图表24：浙江省2022年以来已核准煤电机组分投资主体占比情况14 图表25：2019~2023年浙江省平均电力消费弹性系数为115 图表26：2021、2022年浙江省GDP构成中二产占比提升15 图表27：2021年浙江省制造业用电量在百亿度上下的行业用电量及同比增速情况15 图表28：得益于石化新投产能拉动，2022年舟山市工业用电量较2019年增长约4.5倍15 图表29：2022年起，浙江省出现最大用电负荷增速持续高于用电量增速的趋势16 图表30：以2022年为例，不同省份第二产业月度用电量季节性波动幅度不同16 图表31：人均居民用电增速和人均可支配收入增速高度正相关16 图表32：当月均气温低于10度或高于28度时，浙江省居民用电量增速随气温升高而加快的幅度高于安徽省 ..............................................................................................16 图表33：浙江省未来3年电力供需平衡表16 图表34：2023年上海市电力有效容量供应约39GW17 图表35：2019~2023年上海市平均电力消费弹性系数约为0.8218 图表36：第三产业占上海市GDP构成的7成以上18 图表37：受公共卫生事件影响，2020、2022年上海市批发零售业和交通邮电业产值同比下滑19 图表38：过去5年，上海市最大用电负荷平均增速为全社会用电量平均增速的1.0619 图表39：上海市未来3年电力供需平衡表19 图表40：23年汛期来水恢复，四川省电力有效容量供需平衡20 图表41：2019~2023年四川省平均电力消费弹性系数约为1.5321 图表42：过去5年四川六大高耗能行业规上工业增加值增速保持在5%以上21 图表43：过去3年，四川省最大用电负荷平均增速为全社会用电量平均增速的0.7321 图表44：四川省未来3年电力供需平衡表21 一、2022年以来新核准的煤电项目情况如何？ 1.1数量上看：22、23年煤电核准高峰期已过，24年核准节奏大幅放缓 2021、2022年连续两次缺电暴露出能源系统的安全性问题，煤炭和煤电对我国能源安全的保障托底作用得到了重新认识。我们在报告《如何看待当前火电板块的投资机会？》中曾经提到，能源政策是一个典型的多目标决策，因此能源领域存在着“不可能三角”理论，即能源的安全性（供应安全）、清洁性（清洁低碳）、经济性（价格可及）不可兼得。2011~2020年间在维护用能经济性的同时追求清洁性的提升，由“不可能三角”可知，在此期间能源系统的安全性必然有所下降。 2021年东北缺电是煤炭供应不足、煤电价格倒挂使得火电厂发电意愿低下造成的低利用小时数“软性缺电”。究其原因，需求端公共卫生事件引发全球供应链受阻，大宗商品价格持续上涨使得相关企业生产积极性较高；而供给端则是煤炭行业自2013年以来长期投资不足，面对需求变化的响应能力下滑。为了理顺供需矛盾，发改委于11M21出台了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（简称“1439号文”）改善火电企业成本疏导能力；同时，国家矿山安监局从9M21~8M22共核增煤炭产能4.9亿吨/年，持续增强煤炭的供应保障能力。 2022年四川等地缺电是极端天气造成的有效容量供应不足的高利用小时数“硬性缺电”。“硬性缺电”的根结在于“十三五”期间有效容量供应增量不足。为确保能源安全，2022年，国家有关部门提出煤电“3个8000万”目标，即——2022、2023年煤电各开工8000万千瓦、两年投产8000万千瓦。 图表1：2012~2020年，煤电标杆电价共经历4次下调、1次上调 图表2：2012~2020年间，我国能源消费结构中可再生能源的占比由8.5%提升至14.1% 上调 2010年1月、 2011年4月和 6月，上调 下调 20042006200820102012201420162018 7月，上调 上调 下调 8月，全国除西藏、新疆外上调下调上调 可再生能源消费量（EJ，左轴）一次能源消费总量（EJ，左轴） 可再生能源消费占比（右轴） 山西、江西、重庆、陕西、甘肃、青海、海下调南、云南上调；辽宁、河南、上海、江… 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 201220132014201520162017201820192020202120222023 18% 16% 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% 来源：国家及地方发改委官网，国金证券研究所。注：2020年起，煤电上网电价改为“基准价+上下浮动”的市场化定价机制；基准价沿用当时的燃煤标杆上网电价 来源：BP《2024能源统计年鉴》，国金证券研究所 图表3：2016年以来，有效容量增速与装机容量增速之间的差距扩大 图表4：2016~2019年，火电、核电电源投资完成额持续负增长 16% 14% 12