公用环保行业装机与成本双拐点气电价值重估

调峰需求提升促装机增长，单一制和两部制电价并存影响燃气发电单位盈利水平的关键指标为上网电价、利用小时数和燃料成本。图表1：燃气发电盈利模式资料来源：发改委、国家能源局、装机：调峰需求增强背景下，部分省份天然气装机有望实现0的突破2022发电量占火电装机容量9%/5%/CAGR13%/12%5%/4%2018-2022年，燃气装机容量同5%/9%/9%/14%/1%图表2：2011-2022年我国燃气装机容量CAGR13% 图表3：2011-2022年我国燃气发电量同比增速波动较大(GW)1,40020112012201320142015201620172018201920202021020112012201320142015201620172018201920202021

燃煤 燃气燃油 燃煤 燃气燃油 生物质废热回用 燃气装机yoy 燃气装机占比30%25%20%15%10%5%20220%2022

(80,000时)时)燃油废热回用燃气发电量占比燃气生物质燃气发电量yoy20112012201320142015201620172018201920202021020112012201320142015201620172018201920202021

50%40%30%20%10%20220%2022资料来源：中电联、 资料来源：中电联、随着以新能源为主体的新型电力系统建设，我们预计2023-2030年风电/光伏装机容量CAGR13%/25%2030年，风电/2022年9%/5%15%/18%。不稳定的新能源发电量在电力系统中占比提升对电网调峰电力提出更高要求，我们认为调峰电源如燃气、抽水蓄能装机容量将迎来加速发展，而煤电的灵活性改造也将被大力推进。36003600400-1000万千瓦的省份包括山东浙江重庆四川吉林（004/43万千瓦，在0-0万之间的省份为青海/海南贵州福建/上海/天津（300/283/213/200/160/134.6/80万千瓦所有省份可统计7838.6山东吉林/2020年燃气发电装机容量仍为图表4：全国各省份“十四五”燃气发电装机规划（万千瓦）省份 规划新增燃气发电装机容量广东 3600山东 800浙江 700重庆 500四川 455吉林 413青海 300海南 283贵州 213福建 200上海 160天津 134.6广西 80北京 0.5陕西 0云南 0山西 0河南 —甘肃 —安徽 —黑龙江 —河北 —江苏 未提及湖南 未提及宁夏 未提及湖北 未提及辽宁 未提及江西 未提及内蒙古 未提及西藏 未提及新疆 未提及合计 7838.6注：“—”表示发展规划中提到燃气发电相关内容，但是没有给出具体的发展项目名称或新增装机容量；“未提及”表示该目名称，我们根据规划投产口径测算四川和海南省“十四五”新增燃气装机容量资料来源：各省人民政府官网、各省能源局官网、我们测算“十四五”全国累计投产燃气发电装机容量7391.5万千瓦。我们统计了2022年2024119日所有项目的状态和项目规模，考1-22023/2024/20251868/2624.9/1478.6万千瓦天然/202年我国投产9万千瓦燃机7391.52022610.5万千瓦，与《中国2023649规划中未明确提及燃气发电，但从我们的统计数据看，江苏/湖南/内蒙古/宁夏/湖北/西藏2022-2025418.1/198/40/35/15/1.3万千瓦。图表5：2022年-2025年各省燃气发电新增装机容量预测（万千瓦）江西云南2022--2023E--2024E--2025E--2022-2025合计--各省“十四五”规划未提及-西藏1.3---1.3未提及福建--5.0-5.0200.0湖北---15.015.0未提及上海15.0---15.0160.0宁夏-35.0--35.0未提及内蒙古-40.0--40.0未提及山西-60.0--60.0-湖南-100.098.0-198.0未提及山东-62.8220.2-283.0800.0安徽12.24.0270.0-286.2—海南138.0191.0--329.0283.0重庆-98.074.5172.6345.1500.0江苏50.0177.2190.9-418.1未提及浙江-6.0357.6305.0668.6700.0四川-143.0315.0500.0958.0455.0广东394.0951.01,093.7486.02,924.73,600.0总计610.51,868.02,624.91,478.66,581.96,698.02024119资料来源：各省发改委官网、北极星电力网、预测A2023-2025127%2022年底燃1273.8A/858.9/639.2/6102023-2025年燃气发电新增装A/华能国际/810/594.9/431.8万千瓦领先其他上市公司。从弹A/深圳能源/大唐发（41%；而国投电力三峡水利皖能电力-25年有望新增燃气发电装149/98/90万千瓦，实现燃气发电装机零的突破。图表6：2023年-2025年各上市公司燃气发电新增装机容量预测（兆瓦）2023202420252023-2025年合计截至2022年底燃气发电装机装机弹性京能清洁能源001501504,7023%上海电力160001602,8756%中国电力3010001304,7523%浙能电力049104913,69013%皖能电力090009000从无到有广州发展09200920未单独披露气电-华润电力09400940未单独披露气电-三峡水利980009800从无到有国电电力80024001,040未单独披露气电-国投电力01,49001,4900从无到有华电国际735.51,87002,605.58,589.0530%深圳能源9208001,4003,1204,24074%大唐发电8922,3501,0764,3186,10071%华能国际3,1502,79905,94912,73847%粤电力A2,2402,8403,0208,1006,392127%2024119资料来源：各省发改委官网、北极星电力网、预测利用小时数：多维度对比差异均较大由于各省份未单独披露燃气发电利用小时数，我们通过对上市公司旗下燃气电厂的发电量和装机容量数据测算利用小时数。时间维度：2019-2023年，各燃气发电厂利用小时数波动较大。我们认为不同年份间各电1）2019-20234.5%/4.0%202110.7%，2022年3.9%，20236.7%2021年浙江/上海/新疆燃机利用小时数1891/2777/240920202022年上海新疆的燃机利用小23%/29%2901/2666小时。2）火电在风光水核等清洁能源之后消纳，风光装机大量增长，水电来水较好年份，火电利用小时或受到压制。图表7：2019-2023年广东代表燃气电厂发电利用小时数 图表8：2019-2023年上海代表燃气电厂发电利用小时数时）平均时）平均 华电佛山能源广东大唐国际肇庆热电广东华电深圳能源广东华电清远能源深圳大唐宝昌燃气发电6,0005,0004,0003,0002,0001,000

（小时）平均时）平均 罗泾燃机发电厂上海漕泾热电上海闵行燃机6,0005,0004,0003,0002,0001,00002019

2021

2022

2023

0

2020

2021

2022

2023注：1）平均值=所有电厂总发电量/当年总装机容量；2）代表电厂未投产年份或2023年电量公告仍未出的情况下，利用小时为空白值资料来源：华电国际/大唐发电公告、

注：1）平均值=所有电厂总发电量/当年总装机容量；2）代表电厂未投产年份利用小时为空白值资料来源：上海电力公告、热电联产和天然气分布式发电项目。据国家能源局定义，天然气分布式能源以天然气为燃70%供应能源。我们统计的多为调峰及热电联产电厂。调峰电厂主要服务于电网的调峰需求，因此调峰机组的发电利用小时数一般较发电机组偏低。如我们测算的京能清洁能源在北京72020-20224051小时，显著高于图表9：浙江省燃气电厂2019-2023年发电利用小时数（小时）20192020202120222023杭州华电半山发电1,2201,4002,0581,9031,445杭州华电下沙热电2,0041,9512,4552,8412,309杭州华电江东热电1,6621,3412,0061,9041,741华电浙江龙游热电8591,3062,2201,9431,995浙江浙能长兴天然气热电3753241,2412,2672,076萧山发电厂7101,2161,6861,5021,322浙江浙能镇海联合发电1,1941,8001,2361,180749浙江浙能镇海天然气发电2,2731,7642,0482,1641,975浙江浙能镇海燃气热电1,4911,7292,7581,4451,113浙江浙能常山天然气发电9551,0441,3281,6301,654浙江浙能金华燃机发电7968328341,4761,450平均12101313189118461581注：平均值=所有电厂总发电量/当年总装机容量资料来源：华电国际/上海电力/浙能电力公告、不同省份维度：北京高达4000小时以上，浙江总体平均低于2000小时。针对各省2019-2023江苏/广东/上海新疆4051/3333/2986/2564/2381/1773小时，其中浙江显著偏低。我们认为造成较大差异的主要原因是当地整体能源结构的问题，其次才是燃气不同类型电厂的装机占比问题。如北京的当地能源供给中主要为燃机，因此40002312图表10：2019-2023年广东/浙江江苏/上海新疆北京燃机利用小时数 图表11：2019-2022年广东/浙江江苏/上海新疆北京火电利用小时数4,500（小时） 广东 浙江 江苏4,500

（小时） 北京 上海 江苏6,0005000

上海 新疆 北京2019 2020 2021 2022 2023

0

浙江 广东 新疆2018 2019 2020 2021 2022注：1）江苏省以江苏大唐国际金坛热电厂为代表；2）7在北京的电厂平均情况为代表；3）新疆以上海电力新疆哈密电厂为代表；4）代2023年电量公告仍未出的情况下，利用小时为空白值资料来源：各上市公司公告、

资料来源：、上网电价：单一制和两部制并存全国各省燃气发电单一制和两部制上网电价机制并存。各省针对不同类型的燃气发电机组进行了差异化定价，燃气发电机组的分类标准也有所不同。多数省份根据调峰机组、热电联产机组和分布式机组进行分类，浙江、山西等省份根据燃气机组的型号进行分类，广东按照电网调度级别定价，河南、福建等燃机较少的省份直接按项目定价。目前拥有两部制电价机制的省份包括广东、江苏、山东、四川、浙江、重庆、河南、上海。其中，重庆只给予调峰机组两部制电价，其他省份对热电联产机组也给予两部制电价，且江苏的热电联产机组容量电价高于调峰机组。燃机容量电价普遍高于煤机容量电价，或为更强调峰能力的体现。除广东省2024年开始对100元/千瓦·年的容量电价机制，江苏、山东、浙江、河南、上海28-42元/千瓦·月、28元/千瓦月、302.4-571.2元/千瓦年、35元/千瓦·月、36.5-37.01元/千瓦·100-165元/千瓦·年。电量电价通过气电联动传导成本。20141231日，国家发改委发布的《国家发展改革委关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》(发改价格〔2014〕3009号)就提出建立气、电价格联动机制，但最高电价不得超过当地燃煤发电上网标杆电价或当地0.35正逐步推进燃气发电进入市场化交易。对于两部制电价中的电量电价及单一制电量电价，部分省份已引入市场化交易机制，如广东的中调及以上燃气电厂和地调燃气电厂（拥有选择权9H陕西湖北//天津部分燃机电量。省份电价类型机组类型电价类型具体电价广东两部制 所有燃机容量电价每年每千瓦100元（含税）中调及以上燃气电厂电量电价市场化交易电价地调燃气电厂选择进入市场的燃气电厂，可选择作为市场交易电源或作为市场代购电源。经选择作为市场交易电源后，不允许改为市场代购电源未选择进入市场的地调电厂（含税）：9F0.655元/千瓦时；9E型机组0.68元/千瓦时，6F0.68元/千瓦时；使用澳大利亚进口合LNG0.616元江苏两部制 调峰机组容量电价28元/千瓦·月热电联产40万级机组28元/千瓦·月热电联产20万级机组32元/千瓦·月热电联产10万级机组（分布式）42元/千瓦·月调峰机组电量电价0.436元/千瓦时+20234-80.102元/0.538元/千瓦时热电联产40万级机组0.449元/千瓦时+20234-8400.102元/千瓦时，上网电价为0.551元/千瓦时热电联产20万级机组0.484元/千瓦时+20234-8200.110元/千瓦时，0.594元/千瓦时热电联产10万级机组（分布式）0.469元/千瓦时+20234-810（分布式机组0.107元/千瓦时，上网电价为0.576元/千瓦时山东两部制 重型燃气轮机发电机组容量电价28元/千瓦·月电量电价市场化交易电价单一制 分布式燃气机组+“风光储燃一化”项目- 备用费未参与市场交易的天然气发电项目- 0.3949元/千瓦时执行湖南单一制 分布式天然气发电项目- 0.45元/千瓦时执行调峰机组-菲重型燃机机组- 其上网电价在迎峰度夏（625日—910日），迎峰度冬（1220日—35日）期间按0.65元/千瓦时执行；其他时段按我省燃煤标杆上网电价0.45元/千瓦时执行调峰机组-重型燃机机组- 1800（含0.65元/（含税）1800小时以上部分，执行市场化交易电价四川两部制 调峰机组容量电价容量电价暂按技术先进机组的固定成本加合理收益进行核定，逐步过渡到通过竞争性配置方式确定或容量市场形成，容量电费分摊根据国家和省有关规定执行电量电价 电量电价按燃料成本发电气耗率其他变动成本等核定鼓励天然气发电机组进入市场化交易，此时电量电价将参照市场化交易电价执行。（备注：关于气电价格联动机制：按我省现行天然气基准门站价格（1.53元/立方米，国家如有调整按调整后标准执行）对应燃料成本、发电气耗率、变动成本等核定基准电量电价。在基准电量电价基础上建立气电价格联动机制。联动调整标准=（天然气当年度合同均价-1.53元/立方米）×发电气耗率÷（1-厂用电率）×税收调整因素，其（1+电力增值税率）÷（1+天然气增值税率浮动幅度未达到5%时不作调整，纳入下次调价时累加或冲抵。）浙江两部制 9F机组容量电价302.4元/千瓦·年（含税）9E机组302.4元/千瓦·年（含税）6F机组571.2元/千瓦·年（含税）6B机组394.8元/千瓦·年（含税）9F机组电量电价按气电联动方式制定，依据气源价格和淡旺季，综合考虑其他物料成本，电量电价为天然气到厂价(含管输费)÷4.9×(电源增值税气源增值税)9E机组按气电联动方式制定，依据气源价格和淡旺季，综合考虑其他物料成本，电量电价为天然气到厂价(含管输费)÷4.5×(电源增值税气源增值税)6F机组按气电联动方式制定，依据气源价格和淡旺季，综合考虑其他物料成本，电量电价为天然气到厂价(含管输费)÷4.9×(电源增值税气源增值税)6B机组按气电联动方式制定，依据气源价格和淡旺季，综合考虑其他物料成本，电量电价为天然气到厂价(含管输费)÷4.5×(电源增值税气源增值税)单一制 分布式发电机组- 0.65元9H机组- 市场化交易电价资料来源：各省发改委、省份 电价类型机组类山西 单一制 9F机组6F机组6B机组安徽 单一制 天然气分布式发电项目

电价类型 具体电价2023-20240.7949元/千瓦时，上网电量对应的发电利用小时原则上不超过2400小时，由电网企业按现行代理购电机制保障性收购，保障性收购以外所发电量全部通过电力市场形成上网电价。非采暖期内按照燃煤基准上网电价0.332元/千瓦时执行。2023-20240.9433元/千瓦时，上网电量对应的发电利用小时原则上不超过2400小时，由电网企业按现行代理购电机制保障性收购，保障性收购以外所发电量全部通过电力市场形成上网电价。非采暖期内按照燃煤基准上网电价0.332元/千瓦时执行。2023-20240.9433元/千瓦时，上网电量对应的发电利用小时原则上不超过2400小时，由电网企业按现行代理购电机制保障性收购，保障性收购以外所发电量全部通过电力市场形成上网电价。非采暖期内按照燃煤基准上网电价0.332元/千瓦时执行。企业通过市场竞争或与电力用户协商确定电价（国〔201822号下发后核准- 企业通过市场竞争或与电力用户协商确定电的天然气热电联产项目繁昌天然气热电联产项河北 单一制 九期天然气发电机组江西 单一制 企业自备电厂非燃煤发电机组

0.7344元/千瓦时0.6404元/千瓦时，优先发电计划外电量全部进入电力市场，形20231131516:0024:00电价按每千瓦时0.7404元执行。0.4143元/千瓦时（含脱硫、脱销和除尘电价，不包括超低排放新建天然气分布式发电项目

电价）执行。)燃煤电价采用分时电价标准，在高峰时段电价上浮50%，尖峰时段电价在高峰时段电价基础上上浮20%，低谷时段电价下浮50%。陕西 单一制 天然气发电项湖北 单一制 统调燃气机组新疆 单一制 燃气机组广西 单一制 顶峰电量

执行市场化交易电价享受补贴电量2022年6月1日至2023年3月31日电力系统顶峰时段，天然气发电机组上网电价与天然气价格实行挂钩联动，期间用于顶峰发电的天然气综合到厂价（含区内短途管输费，下同）较广西天然气基准门站价每增加0.50元/立方米，上网电价在0.6207元/千瓦时基础上相应调增0.10元/千瓦时，不足的部分按相应比例顺价疏导未享受补贴电2022年6月1日至2023年3月31日电力系统顶峰时段，天然气发电机组上网电价与天量 然气价格实行挂钩联动，期间用于顶峰发电的天然气综合到厂价（含区内短途管输费，下同）较广西天然气基准门站价每增加0.50元/立方米，上网电价在0.0.4207元/千瓦时基础上相应调增0.10元/千瓦时，不足的部分按相应比例顺价疏导除自治区电价补贴和参与调峰发电- 鼓励市场化交易形成上网电外重庆 两部制 调峰机组单一制 热电联产机组

容量电价 固定成本加合理收益电量电价 燃料成本加其他变动成本。建立气电价格联动机制，当天然气价格发生变动时，电度电价原则上每年联动预调整后续据实清算预调整值当年度天然气到厂价-1.62元/方厂用电率）/发电气耗率]（1+电力增值税率天然气增值税率。天然气调峰发电机组的天然气到厂价为该机组当年度到厂均价。0.3964元/千瓦时执行（相对应的天然气价为1.62元/方）。建立气电价格联动机制，当天然气价格发生变动时，电度电价原则上每年联动预调整，后续据实清算。预调整值=（当年度天然气到厂价-1.62元/方）÷[（1-厂用电率）/发电气耗率]（1+电力增值税率天然气增值税率。天然气热电联产机组的天然气到厂价为全市天然气热电联产机组当年度到厂均价。、河南 两部制 驻马店中原燃（2×39万千瓦）容量电价 35元/千瓦·郑州燃机（2×39万千瓦）、电量电价 年发电量8亿千瓦时以内电量电价为0.41元/千瓦时，超过8亿千瓦时的电量电价按含环保电的燃煤标杆电价执行。单一制 洛阳万众吉利热电有限公司、周口- 按0.3879元/千瓦时执行，迎峰度夏、迎峰度冬期间，上网电价按0.6元/千瓦时执行，高于我省燃气热电有限公司天然气分布式能源项福建 单一制 中海、晋江、东亚资料来源：各省发改委、

燃煤标杆电价部分，根据本省电价空间情况择机疏导。0.3879元/千瓦时执行。- 0.6262元/千瓦时图表14：全国各省燃气发电上网电价机制省份电价类型机组类型电价类型具体电价上海两部制热电联产机组容量电价36.5元/千瓦·月调峰机组37.01元/千瓦·月热电联产机组电量电价全年发电利用小时5（含以内的电量电价调整为每千瓦时0.6120（不含）-5000（含）小时以内的电量电价调整为每千瓦时0.6187元，全年发电利用小时5000小时（不含）以上的电量电价执行本市燃煤发电基准价。调峰机组0.6749元/9E300（含0.15300（不含）-500（含小时以内的电量0.1500小时（不含）以上的部分不再加价。单一制分布式机组-1.0284元/千瓦时黑龙江单一制-- 确定具体上网电价和供用电价格。海南单一制-- 0.6658元/2020年以后有参与市场化交易的电量青海-调峰机组- 价格机制探索完善阶段辽宁--- 2020年还没有投产机组，待有机组投产运行后决定天津单一制未参与市场交易的机组- 0.66620.61185.44（具2020年非采暖季因上游燃气企业对我市实施天然气增供降0.3555元结算。参与市场交易的机组- 执行市场化交易电价宁夏单一制优先发电主要安排给风电、光伏、水电、生物质等可再生能源以及气电、瓦斯等机组，该部分电量全部执行基准电价（燃气发电执行疏导电价）。哈纳斯热电厂（东、西部）为燃气发电机组，22应的电量，企业可根据自身生产运行情况申请放弃。资料来源：各省发改委、燃料费用影响盈利稳定性，气煤比决定市场竞争力营业成本结构中燃料费用为主，盈利稳定性欠佳70%以上。成本的主要构成为燃料成本、折旧及运维等其他成本。2021-2022年，广州发展燃气发电板块营业成本中，平均燃料成本折旧71%/14%/15%，平均度电营业成本0.329元/千瓦时，其中度电燃料成本折旧0.234/0.045/0.051元/千瓦时。图表15：以广州发展为例分析燃气发电营业成本结构瓦时）燃料 折旧 其他0.0590.0420.0420.047瓦时）燃料 折旧 其他0.0590.0420.0420.0470.2330.2350.350.300.250.200.150.100.050.00

2021

2022资料来源：广州发展公告、同省不同上市公司燃气发电板块盈利差异主要由成本差异导致。A2021/202224.8%/32.9%，显著高于粤电力A的8.5%/4.6%，主要系粤电力A2021/2022年燃机度电盈利成本较广州发展高元/图表16：2021-2022年粤电力A和广州发展燃机度电毛利 图表17：2021-2022年粤电力A和广州发展燃机毛利率(元/千瓦时） 粤电力A 广州发展0.160.110.160.110.040.020.160.140.120.100.080.060.040.020.002021 2022

35%30%25%20%15%10%5%0%

粤电力A 广州发展24.8%8.5%4.6%24.8%8.5%4.6%2021 资料来源：广州发展/粤电力A公告、 资料来源：广州发展/粤电力A公告、纵向对比燃机电厂盈利稳定性欠佳，横向对比不同电厂盈利能力各异。2018-2022年，上0.1元千瓦时左右，但其他电厂度电盈利波动较大。新疆哈密宣力燃气发电投产后一直处于亏损状态，2020年度电净利低至-3.45元/千瓦时，主要系由于净化设备无法正常运行导致燃机运行经济性较差，主要依靠燃气锅炉加汽轮机方式4.25亿元。我们认为造成盈利不稳上海市不论调峰机组还是热电联产机组的容量电价和电量电价位于全国前列，上海漕泾热2018-20224012-55054901小时的平均利图表18：2018-2022年燃气电厂度电盈利分析（元/千瓦时）20182019202020212022杭州华电半山发电0.080.090.070.030.02浙江浙能长兴天然气热电0.050.080.100.040.01上海漕泾热电0.100.080.090.100.13新疆哈密宣力燃气发电-0.81-3.45-0.58-0.09广东惠州天然气发电0.040.090.010.03深圳市广前电力0.060.080.12广东粤华发电-0.20注：1）度电净利润=净利润/上网电量；2）空白值主要由于未披露或电厂该时期未正式投产发电资料来源：华电国际/上海电力/粤电力A公告、边际成本决定市场竞争力，气煤比需回落至1.91~2.42区间燃气发电和燃煤发电机组类型对应的发电边际成本均有差异2024年中石油管道气价加上气电厂配气费计算，E/F/H级气电的单位燃料成本分别为0.6025/0.5803/0.5391元/20241-4Q55001000MW/超超临界600MW/600MW0.3208/0.3298/0.3377元/千瓦时。因650MW600MW900/800/700元/1.97/1.75/1.53元/方。图表19：天然气发电机组的单位燃料成本单位E级180MWF级450MWH级650MW发电气耗率方/KWh0.1900.1830.170气耗修正系数%555天然气价格元/方3.023.023.02单位燃料成本元/KWh0.60250.58030.5391资料来源：中国能源报、华泰研究图表20：燃煤发电机组的单位燃料成本单位超超临界超超临界超临界超临界亚临界亚临界1000MW600MW600MW300MW600MW300MW发电标煤耗g/KWh285293300308314323动力煤Q5500均价元/吨884884884884884884单位燃料成本元/KWh0.32080.32980.33770.34670.35340.3635资料来源：煤炭清洁高效利用重点领域标杆水平和基准水平（2022年版）、、图表：气煤燃料比价（气煤比0方天然气价格和单吨0煤价的比值单位：吨/千方超超临界超超临界超临界超临界亚临界亚临界1000MW600MW600MW300MW600MW300MWE级180MW1.911.962.012.062.102.16F级450MW1.982.042.092.142.182.25H级650MW2.132.192.252.312.352.42资料来源：Wind、华泰研究根据上述方法计算，20102.98~5.84济性低于煤电。因此气电的应用场景更多体现在高电价的调峰时段，如果是以气电承担区域内的基础负荷，则需要对于采购成本或者上网电价给予补偿。天然气价格中长期能否走低将成为影响气电发展的核心因素之一。图表2220102.98~5.84(元/吨)

(元/方,吨/千方)

秦港Q5500均价 天然气价格（右、元/方） 气煤比（右、吨/千方）2010年以来国内的气煤比长期处于2010年以来国内的气煤比长期处于2.98~5.84的高位区间。若要达到相同边际成本，气煤比需介于1.91~2.42之间（红色标记区块）61,000 5800 4600 3400 2200 10 020082009201020112012201320142015201620172018201920202021202220232024资料来源：国家发改委、气电拉动天然气需求增长，气源成本有望中长期向下气电抬升国内天然气发展潜力，但增长与盈利或取决于LNG量价变化国内天然气表观消费量重回增长轨道年全国天然气表观消费3,945亿方，同比+7.6%2022年小幅下滑的势头。20241-2月全国天然气7252024418日发布的蓝皮书预计，在宏观经济稳步增长、国际气价下4年全国天然气消费量将达2亿立方米，2,4681,8008.3%43.2%。图表232023+7.6%，20241-2月同比+14.8%(亿方)22.821.922.821.917.718.315.612.612.611.112.713.812.912.914.712.515.114.810.510.67.87.46.87.62.8(1(0.9).8)(1.7)4,500

(%)25201510501996199719961997199819992000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021202220232M24注：表观消费量=国内产量+进口量-出口量资料来源：国家发改委、2023-25年气电成为国内天然气需求增长主力2022（与工业燃料交替成为国内天然气需求增2022（42%，高于城市燃气（生活用气、商服用气和车用气）占比（%。而天然气发电占比自1年以来一直维持在15~20%区间内。但随着“十四五”国内天然气发电装机的快速增长，其中2021/2022年投产771/649万千瓦（国家能源局2023-2025年将投产1,868/2,624.9/1,478.6万千瓦，2024-2025975/1065亿方、同比+20%/+9%。图表24：天然气分领域用途占比 图表25：预计2024-25年天然气发电用气比+20%/+9%天然气发电YOY（%）(亿方)天然气发电YOY（%）17%16%17%16%15%15%%%%%%%%%%2011201220112012201320142015201620172018

城市燃气 工业燃料 天然气发电 天然气化工

0

35%30%25%20%15%10%5%0%-5%201120122011201220132014201520162017201820192020202120222023E2024E2025E资料来源：国家发改委、国家统计局、预测 资料来源：中国能源统计年鉴、预测LNG量价或决定气电增长与盈利空间管道气价格相对便宜、供应相对稳定，优先用于满足民生相关度更高的城市燃气；而进口LNG小部分用于采暖季的城市民生保供，大部分用于工业与气电的需求增长。从供给与需求的增量角度来看，2024-2025年国产气与进口管道气的供给增长或难以满足气电的气量95/16亿方，202629亿方；但若加上工业2024-2026171/113/562-3年供给缺口将主要由进口LNGLNG价格的变化也将影响气电增长与盈利的空间。图表26：用于发电的天然气供给缺口或主要由进口LNG填补国产与进口管道气增量：满足城市燃气增长后的余量 需求增量：工业燃料 需求增量：天然气发电(亿方350国产与进口管道气增量：满足城市燃气增长后的余量 需求增量：工业燃料 需求增量：天然气发电300250200150100500(50)(100)(150)2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023E 2024E 2025E 2026E资料来源：国家发改委、国家能源局、预测国产天然气持续增产，进口天然气价格自高点回落2023年中国天然气产量2,324100年中石油/中石化76/25/20亿方，2024年中石油/亿方。图表27：2023年国产天然气同比+5.6% 图表28：三桶油是国产气持续增产的重要柱(亿方2,5002,000

(%)12国内天然气产量同比（右）国内天然气产量同比（右）

(亿方2,5002,000

中石油 中石化 中海油 其他

81,50061,00042 5000 020162017201820192020202120222023

02016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023资料来源：国家能源局/国务院发展研究中心/自然资源部《中国天然气发展报告（2022）》、国家发改委、

资料来源：中国石油/中国石化/中国海油年报、24-2570/80LNG2023年进口管道气同比+8.2%67817%2021年以来俄气202224日俄气与中石油签署新的天然气长期供应协380亿方/480亿方/24-2570/802023年进口LNG同比+13.5%994亿方、LNG进口LNG规模持续增长、24-25方。图表29：2023年国内进口管道气同比+8.2%、进口LNG同比+13.5%，天然气对外依存度42%(亿方)进口管道气 进口LNG 对外依赖度（右）1,20060002016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

(%)50454035302520151050资料来源：进口天然气价格自2022年末见顶回落。24年1/2/3月国内进口LNG均价同比-22%/-22%/-10%-12%/-3%/-8%234LNG年32.80元/216（1.3~2.8元/方241/2/3月国内进口管道气均价同比-13%/-10%/-10%、环比+1%/0%/+1%238月以来管道31.98元/LNG价格的涨跌幅。图表30：2024年1/2/3月国内进口LNG均价同比-22%/-22%/-10% 图表31：2024年1/2/3月国内进口管道气价同比-13%/-10%/-10%6进口LNG价格同比（右） 环比（右）206进口LNG价格同比（右） 环比（右）20515410350210%0-5

(元/方)进口管道气价格方)进口管道气价格同比（右） 环比（右）86420%-2-40% 2.0 0%0%0% 1.50%% 1.00.5 0%01/2004/2001/2004/2007/2010/2001/2104/2107/2110/2101/2204/2207/2210/2201/2304/2307/2310/2301/2401/2004/2001/2004/2007/2010/2001/2104/2107/2110/2101/2204/2207/2210/2201/2304/2307/2310/2301/24资料来源：海关总署、 资料来源：海关总署、LNGLNG长协价格或已出现向下拐点。供需结构JKM202210月起延续同比下跌态势，而欧洲的TTF202316/9个月移动均值（MA6/MA9）对于LNG长协更有参考意义，JKMMA6/MA920233月/4月出现同比回落的趋势，LNG长协价格已出现向下拐点。图表32：JKM价格自22年10月起延续同比下跌态势 图表33：TTF价格自23年1月起延续同下跌态势(美元/百万英

JKM收盘价 同比（右）

(%)

(欧元/兆瓦

TTF收盘价 同比（右）

(%)60热) MA6同比（右） MA9同比（右）504030201005/2007/2005/2007/2009/2011/2001/2103/2105/2107/2109/2111/2101/2203/2205/2207/2209/2211/2201/2303/2305/2307/2309/2311/2301/2403/24

6005004003002001000(100)(200)

250时) MA6同比（右）05/2007/2005/2007/2009/2011/2001/2103/2105/2107/2109/2111/2101/2203/2205/2207/2209/2211/2201/2303/2305/2307/2309/2311/2301/2403/24

MA9同比（右）

7006005004003002001000(100)(200)资料来源：Bloomberg、 资料来源：Bloomberg、挂气长协价格降幅或大于挂油长协。国内LNG长协大部分采用直线型定价公式，即(G)=*指数A（%-%B（包含运费与通胀等NYMEX（HenryLNG长协定价公式中常见的挂钩指数。HHMA6/MA920233月/5月持续同比下跌，挂钩天然气价格的LNG20232-10月同比持续下跌、LNG长协价格或进入价格稳定期。图表34：NYMEX天然气价格自23年3月起延续同比下跌态势 图表35：布油价格在23年2-10月同比大跌，但11月以来基本回稳/MMBTu) /MMBTu) NYMEX天然气6同比-6M（右） 右）10864201/1905/1901/1905/1909/1901/2005/2009/2001/2105/2109/2101/2205/2209/2201/2305/2309/2301/24

NYMEX天然气3个月移动均值

(%)150100500(50)(100)

(美元/桶/桶)6个月移动均价 9右） 右10001/1905/1901/1905/1909/1901/2005/2009/2001/2105/2109/2101/2205/2209/2201/2305/2309/2301/24

(%)120100806040200(20)(40)(60)资料来源：Bloomberg、 资料来源：Bloomberg、气电气源成本定价机制：快速变化的上游成本+相对固定的中游管输费气电厂燃料成本由上游气源采购价格与中游管输费构成。上游气源通过高压管道进入城市门站，经调压后被输送给电厂及工业大客户；也有部分电厂通过直连天然气长输管道支干线的方式获取气源。因此，对于天然气电厂而言，采购燃料成本主要由两部分构成，上游天然气气源的采购价格和中游管道的管输服务费。图表36：天然气气源到终端的流转过程：电厂采用专用调压站进行调压与计量资料来源：深圳燃气公告、上游天然气气源的采购价格由三桶油供应价格或者电厂自主采购LNG价格决定。三桶油（中石油、中石化、中海油）90%燃公司配气、自主采购代输或三桶油直供的方式，三桶油的供应价格对于天然气电厂的气源采购成本都构成决定性的影响。2024图表37：根据中石油管道气政策测算2024年各省综合门站价同比均有不同程度下降20242023(元/方202420233.02.52.01.51.00.50.0

内黑吉辽河北天蒙龙林宁北京津古江

山陕山宁甘青新东西西夏肃海疆

贵云四重湖湖州南川庆北南

江广广上浙江安海西东西海江苏徽南资料来源：中石油、国家发改委、图表38：2024-2025年中石油管道气政策合同量内气源类型 量 非采暖季 采暖季 2024年4月-20253月

20234月-20253月管制气居民65%55%18.5%15%非居18.5%20%非管制气 固定量 32% 42% 70%~80% 浮动量 3% 3%现货LNG到岸均价 JKM指数调峰量 100% 注：价格比例为基于各省天然气基准门站价的上浮比例资料来源：中石油、类别量价基础量30%非采暖季采暖季类别量价基础量30%非采暖季采暖季≥40%≥60%定价量60%-联动中石化进口长协价顺价量10%-联动JKM或上海天然气石油交易中心价格注：价格比例为基于各省天然气基准门站价的上浮比例资料来源：中石化、华泰研究图表40：中海油华南地区2024年夏季合同价格方案JKM价格区间电厂到厂价格城燃美元/MMBTu元/方元/方8.05~10.052.993.00>10.053.143.15<8.052.842.85资料来源：中海油、3-5年进行价格成本监审气管道管输费针对输气和配气，采用“准许成本加合理收益”原则制定了两套监审文件。其中，长输和省网承担输气功能，2016109日，发改委出台《天然气管道运输价格（试行82913市燃气承担配气功能，2017620日，发改委出台《关于加强配气价格监管的指导意3-5图表41：《天然气管道运输价格管理办法》输气价格监管框架 图表42：《关于加强配气价格监管的指导见》配气价格监管框架资料来源：国家发改委、 资料来源：国家发改委、2024年起大部分长输管道运价率较以往下调。202328日国家发改委发布《关于（天然气管道进行了定价成本监审，并据此核定了西北、东北、中东部及西南四个价区管道运输价格。核定西北价区运价率为2元千方·公里（含%增值税，下同，东北价区0.1828元/千方0.2783元/千方元/千方运输距离，计算确定管道运输具体价格表，并通过公司门户网站或指定平台向社会公开。2024112023公用环保公用环保图表43202411(元/图表43202411(元/方·千公里)0.500.450.400.350.300.250.200.150.100.050.00中东部价区资料来源：国家管网集团公司、华泰研究免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。唐山LNG西一线东段（中卫以东西二线东段（中卫以东西三线东段（中卫以东LNG（贵阳-贵港段LNG2024安济线2024鄂安沧线长宁线2023LNG外输管线2023中开线中俄东线南段西北价区西一线西段（中卫以西西二线西段（中卫以西西三线西段（中卫以西西北价区东北价区（黑河-永清段东北价区西南价区西南价区20（瑞丽-贵阳段20重点推荐标的我们判断气源成本中长期下行，气煤比收窄提升气电在电力市场的竞争力，气电价值有望获得重估。气电装机实现突破，建议关注国投电力；存量气电盈利见底回升，建议关注华能国际/华电国际图表44：重点推荐公司一览表最新收盘价目标价市值(百万)EPS(元)PE(倍)股票名称股票代码投资评级(当地币种)(当地币种)(当地币种)20222023E2024E2025E20222023E2024E2025E华能国际600011CH买入 9.31 10.71146,149-0.470.540.780.86-19.8117.2411.9410.83华能国际电力股份902HK买入 4.94 5.7477,549-0.510.530.770.85-8.788.455.825.27华电国际600027CH买入 6.72 7.7368,7290.010.440.610.73672.0015.2711.029.21华电国际电力股份1071HK买入 4.23 5.0043,2630.000.450.600.72NA8.526.395.33国投电力600886CH买入 15.60 17.36116,2850.550.961.151.2728.3616.2513.5712.28昆仑能源135HK买入 7.37 8.1563,8150.730.710.750.789.169.418.918.57深圳燃气601139CH买入 7.62 8.8021,9210.420.500.620.6918.1415.2412.2911.04京能清洁能源579HK买入 1.81 2.0114,9230.350.370.400.494.694.444.103.35资料来源：Bloomberg，预测图表45：重点推荐公司最新观点股票名称 最新观点华能国际(600011CH)华能国际电力股份(902HK)华电国际(600027CH)华电国际电力股份(1071HK)国投电力(600886CH)

归母净利同比大幅增长，现金分红达可分配利润的57%华能国际发布年报，2023年实现营收/归母净利2543.97/84.46亿元，同比+3.11%/+214.33%；对应4Q23营收/归母净利为630.75/-41.18亿元,同比+0.48%/-19.54%。公司2023年DPS为0.2元/股，现金分红占可供分配利润的57%（高于承诺的50%）。考虑公司资产减值等问题，预计公司24-26年归母净利为122/136/159亿元（前值：165/179/-亿元）。预计公司24年新能源归母净利81.92亿元和火电归母权益597.16亿元，分别给予24EPE21.5x和PB1.2x（可比公司一致预期24EPE/PB12.8x/1.06x，公司溢价考虑新能源盈利能力更强及火风光一体化优势更佳；火电辅助服务收益表现突出），扣除永续债后目标市值1682亿元，对应股价10.71元（前值：10元），“买入”。风险提示：煤价高于预期；市场化电价/煤电容量电价/利用小时数/风光新项目投产不及预期；计提资产减值风险。报告发布日期：2024年03月20日点击下载全文：华能国际(600011CH,买入):分红57%，煤电盈利仍有释放空间归母净利同比大幅增长，现金分红达可分配利润的57%华能国际电力股份发布年报，2023年实现营收/2543.97/83.57亿元，同比+3.11%/+204.13%2023DPS0.2元/股，现金分红24-26121/134/157（前值：161/174/-亿元。2024年扣除永续债后BPS4.341.2x2024EPB（0.74x）25.74港币（前值：5.06港币）。“买入”。风险提示：煤价高于预期；市场化电价/煤电容量电价/利用小时数/风光新项目投产不及预期；计提资产减值风险。报告发布日期：2024年03月20日点击下载全文：华能国际电力股份(902HK,买入):分红57%，煤电盈利仍有释放空间2023年公司归母净利同比大幅增长，分红比例43.65%2023/1171.8/45.22022年基数调整后口径41.5-49.8亿元中值。2023DPS0.15元（含税）15.3亿元，占可供分配归母净利（10.1亿元）43.65%。考虑煤价中枢A2024-202662/75/91（前值：71/83/-亿元61/74/90（前值：70/81/-亿元）AH股新能源/火电/15/1.25/2x10/0.80/2x24EPE/PB/PB，A/H7.73元/5.00港元（前值：6.69元/3.77港元），“买入”