2024年电力行业专题报告：装机与成本双拐点-气电价值重估

2024年电力行业专题报告：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。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的突破截至2022年底，我国燃气装机容量/发电量占火电装机容量/发电量的9%/5%。2011-2022年，我国燃气装机容量/发电量CAGR为13%/12%，显著高于煤电的5%/4%。但每年燃气装机同比增速和发电量同比增速之间呈现出较大差异，如2018-2022年，燃气装机容量同比增速为10%/9%/11%/9%/6%，但发电量同比增速为5%/9%/9%/14%/1%。我们认为主要系燃气机组调峰能力强，根据电力供需情况，利用小时数波动较大。双碳目标下，不稳定的新能源装机快速增长将提升调峰电源需求，燃气发电有望加速发展。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CAGR为13%/25%，至2030年，风电/光伏发电量占我国总发电量的比例或将由2022年的9%/5%提升至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。各省“十四五”燃气装机规划中，广东以3600万千瓦遥遥领先，部分省份将实现零的突破。根据各省“十四五”发展规划报告，我们统计了其燃气发电新增装机计划，其中广东以3600万千瓦新增装机容量领先于全国其他省份，新增装机容量在400-1000万千瓦的省份包括山东/浙江/重庆/四川/吉林（800/700/500/455/413万千瓦），在80-300万之间的省份为青海/海南/贵州/福建/上海/天津/广西（300/283/213/200/160/134.6/80万千瓦）。所有省份可统计的“十四五”新增燃气发电装机容量为7838.6万千瓦。山东/吉林/青海等省份2020年燃气发电装机容量仍为0，“十四五”期间有望实现突破。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年以来有状态变化的燃气发电项目。截至2024年1月19日所有项目的状态和项目规模，考虑1-2年的建设期，预计2023/2024/2025年我国将投产1868/2624.9/1478.6万千瓦天然气发电装机，结合2021/2022年我国投产771/649万千瓦燃机，“十四五”我国有望投产燃机7391.5万千瓦。我们测算的2022年我国新增燃气装机容量为610.5万千瓦，与《中国电力统计年鉴2023》的披露值649万千瓦较为接近。虽然部分省份在“十四五”能源发展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2022-2025年投产燃气发电装机容量或达到418.1/198/40/35/15/1.3万千瓦。上市公司层面，粤电力A2023-2025年燃气装机容量弹性或高达127%。截至2022年底燃气发电装机容量，华能国际为1273.8万千瓦，显著高于其他上市公司；第二梯队为华电国际/粤电力A/大唐发电的858.9/639.2/610万千瓦。我们统计2023-2025年燃气发电新增装机容量，粤电力A/华能国际/大唐发电以810/594.9/431.8万千瓦领先其他上市公司。从弹性角度，2023-2025年新增燃气发电装机容量弹性较大的分别有粤电力A/深圳能源/大唐发电（127%/74%/71%）；而国投电力/三峡水利/皖能电力2023-2025年有望新增燃气发电装机容量149/98/90万千瓦，实现燃气发电装机零的突破。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厂利用小时数变化较大，且未呈现出明显趋势，主要系：1）2019-2023年，全社会用电量同比增速有所波动，2019/2020年为4.5%/4.0%，但2021年大幅增长至10.7%，2022年又放缓至3.9%，2023年加快至6.7%；我们测算2021年浙江/上海/新疆燃机利用小时数1891/2777/2409小时，显著高于2020和2022年的水平，2023年上海/新疆的燃机利用小时数同比增长23%/29%至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。同一省份不同电厂维度：因电厂类型不同而利用小时差异较大。燃气电厂主要可分为调峰、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料，通过冷热电三联供实现能源梯级利用，综合能源利用效率70%以上，在负荷中心就近供应能源。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的7个燃气热电联产电厂2020-2022年燃气发电平均利用小时数为4051小时，显著高于其他电厂，主要系北京当地基本无燃煤机组发电，燃气机组多为发电机组，利用小时数高。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年燃气发电量利用小时数，剔除在五年中数据明显异常的年份，北京/江苏/广东/上海/新疆/浙江的燃气发电量平均利用小时数分别为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，因此北京的燃机利用小时数能够高达4000小时以上。而我们统计的浙江省燃气电厂中，利用小时数最高的杭州华电下沙热电厂，2019-2023年的平均利用小时仅2312小时，仍低于其他省份平均水平。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年开始对燃机和煤机实行统一的100元/千瓦·年的容量电价机制，江苏、山东、浙江、河南、上海的燃机容量电价为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·月，显著高于煤机的100-165元/千瓦·年。电量电价通过气电联动传导成本。早在2014年12月31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电网企业平均购电价格每千瓦时0.35元。有条件的地方要积极采取财政补贴、气价优惠等措施疏导天然气发电价格矛盾。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）、湖南调峰机组超过保障利用小时数部分、浙江9H机组、山西省保障性收购以外所发电量、安徽除繁昌天然气热电联产项目以外的项目、山东/陕西/湖北/新疆燃机、广西除自治区电价补贴和参与调峰发电外燃机、海南/天津部分燃机电量。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，盈利稳定性欠佳以广州发展燃气发电板块为例进行分析，燃料成本占营业成本的70%以上。燃气发电营业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/其他成本占比为71%/14%/15%，平均度电营业成本为0.329元/千瓦时，其中度电燃料成本/折旧/其他成本为0.234/0.045/0.051元/千瓦时。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。粤电力A和广州发展燃气电厂均位于广东省，但2021/2022年，广州发展燃机毛利率为24.8%/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0.11/0.09元/千瓦时。我们认为一方面与气源价格差异有关，另一方面或与两家燃气机组发电利用小时差异有关。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，上海漕泾热电度电净利相对稳定在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运行，未能形成有效产能，本年计提固定资产减值准备4.25亿元。我们认为造成盈利不稳定或差异较大主要系点火价差差异、气电联动传导时效性、利用小时绝对水平高低的问题。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，上海漕泾热电2018-2022年利用小时数虽也在4012-5505小时之间剧烈波动，但4901小时的平均利用小时数在燃机中也处于绝对高位，固定成本度电分摊能够显著偏低，因而盈利水平较高。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。以广东省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/千瓦时；以2024年1-4月秦港动力煤Q5500均价计算，超超临界1000MW/超超临界600MW/超临界600MW煤电的单位燃料成本分别为0.3208/0.3298/0.3377元/千瓦时。因此，H级650MW燃机与超超临界600MW煤机若要达到相同的发电边际成本，当上述煤价为900/800/700元/吨时，天然气价格需回落到1.97/1.75/1.53元/方。根据上述方法计算，2010年以来国内的气煤比长期处于2.98~5.84的高位区间，气电的经济性低于煤电。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。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。国家发改委数据显示，2023年全国天然气表观消费量为3,945亿方，同比+7.6%，扭转2022年小幅下滑的势头。2024年1-2月全国天然气表观消费量为725亿方，同比+14.8%，高增长得益于低基数效应和气电对需求的拉动。中国石油企业协会2024年4月18日发布的蓝皮书预计，在宏观经济稳步增长、国际气价下降、替代能源供应增加等多重因素影响下，2024年全国天然气消费量将达4,212亿立方米，增速为6.2%；国内天然气产量将达2,468亿立方米，增速4.6%；天然气进口量将达1,800亿立方米，增速8.3%，对外依存度增至43.2%。2023-25年气电成为国内天然气需求增长主力。根据国家能源局和国家发改委的数据统计，2022年以前城市燃气（居民、公共服务、工商业）与工业燃料交替成为国内天然气需求增长的主力。从2022年国内天然气消费结构看，工业燃料（除原油及天然气开采用气、化工用气、发电用气以外的其他工业用气均视为工业用气）占天然气消费总量的42%，高于城市燃气（生活用气、商服用气和车用气）占比（33%）。而天然气发电占比自2011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），我们预计2023-2025年将投产1,868/2,624.9/1,478.6万千瓦，2024-2025年天然气发电用气量有望达到975/1065亿方、同比+20%/+9%。进口LNG量价或决定气电增长与盈利空间。国内天然气供给影响需求增长，国产气与进口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需求增长，年供给缺口不低于95/16亿方，2026年有望出现盈余29亿方；但若加上工业燃料的需求增长，则2024-2026年供给缺口不低于171/113/56亿方。我们认为未来2-3年供给缺口将主要由进口LNG填补，因此LNG价格的变化也将影响气电增长与盈利的空间。国产天然气持续增产，进口天然气价格自高点回落国产天然气持续增产，保障能源供给安全。根据国家发改委统计，2023年中国天然气产量为2,324亿立方米，同比+5.6%，全年增产超过100亿方。三桶油持续加大油气勘探力度，是国产气持续增产的重要支柱，2023年中石油/中石化/中海油实际增产天然气76/25/20亿方，2024年中石油/中石化计划增产天然气114/12亿方。24-25年进口管道气中俄气有望年增70/80亿方，进口LNG有望年增128/111亿方。2023年进口管道气同比+8.2%至678亿方、占国内天然气总供给的17%，自2021年以来俄气成为进口管道气中的最大增量。2022年2月4日俄气与中石油签署新的天然气长期供应协议，将中俄东线供应能力由380亿方/年提升至480亿方/年。随着中俄管道产能爬坡，我们预估俄气24-25年年增幅有望达到70/80亿方。2023年进口LNG同比+13.5%至994亿方、占国内天然气总供给的25%，21-23年受国际天然气价格大幅波动影响，国内的LNG进口量也出现一定震荡。随着国际天然气价格回落和国内LNG接收站陆续投产，我们看好进口LNG规模持续增长、24-25年同比增加不低于128/110方。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%、环比-12%/-3%/-8%；自23年4月以来LNG均价同比持续回落，24年3月均价2.80元/方，已接近21年6月以前的价格水平（1.3~2.8元/方）上限。24年1/2/3月国内进口管道气均价同比-13%/-10%/-10%、环比+1%/0%/+1%；自23年8月以来管道气均价同比持续回落，24年3月均价1.98元/方，由于进口管道气与原油价格相关度更高，因此进口管道气价格的涨跌幅一般低于进口LNG价格的涨跌幅。国际LNG现货价格同比大幅回落，国内部分LNG长协价格或已出现向下拐点。供需结构差异，东亚地区更具参考性的JKM价格自2022年10月起延续同比下跌态势，而欧洲的TTF价格只在2023年1月以后呈现相同态势。过往6/9个月移动均值（MA6/MA9）对于LNG长协更有参考意义，JKMMA6/MA9分别自2023年3月/4月出现同比回落的趋势，我们判断国内部分LNG长协价格已出现向下拐点。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P(LNG)=A*指数+B，A是挂钩系数（包含热值转换系数，通常在7%-15%），B为常数（包含运费与通胀等）。原油价格与NYMEX亨利港（HenryHub）天然气期货是目前国内LNG长协定价公式中常见的挂钩指数。HHMA6/MA9分别自2023年3月/5月持续同比下跌，挂钩天然气价格的LNG长协价格或显著回落；而布油价格在2023年2-10月同比持续下跌、但自11月以来基本回稳，挂钩原油价格的LNG长协价格或进入价格稳定期。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。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