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华泰| 公用事业：装机容量和成本双拐点，天然气和电力价值重估
我们预计，受益于新能源装机调峰需求，2023年至25年国内燃气发电将新增1868万千瓦/2625万千瓦/1479万千瓦。气煤比决定气电市场竞争力。 2010年以来，国内气煤比一直高于2.98。 如果未来降至2.42以下，燃气和电力的边际成本将与煤电持平。 我们判断中长期气源成本将下降，气电价值有望重估。 建议关注三个方向：燃气、电力装机容量突破； 利润见底； 天然气和电力促进天然气销售。
核心思想
燃气、电力装机增长顺应新能源调峰需求，成本降低释放潜在价值
我们预计2023年至25年国内燃气发电将新增1868/26.25/1479万千瓦，受益于新能源装机容量的调峰需求。 2018年至22年国内燃气电厂利润波动较大，主要是由于：1）定位和地区差异，导致气电利用小时波动较大； 2）单制和两部分上网电价机制并存，但电价调整滞后于燃气价格波动。 气煤比决定了燃气和电力的市场竞争力。 2010年以来，国内气煤比一直高于2.98。 如果未来降至2.42以下，燃气和电力的边际成本将与煤电持平。 我们判断中长期气源成本将下降，气电价值有望重估。 建议关注三个方向：燃气、电力装机容量突破； 利润见底； 天然气和电力促进天然气销售。
调峰需求增加推动装机增长，单一电价与两部分电价并存
中国电力企业联合会数据显示，2011年至2022年我国燃气轮机年均增量为741万千瓦。 双碳目标下，不稳定的新能源装机快速增长将增加调峰电力需求，燃气发电有望加速发展。 我们预计2023-25年我国将投产1868/2625/1479万千瓦燃气轮机。 “十四五”共新增装机7392万千瓦。 广东省仍是新增长主力，山东/吉林/青海燃机产量有望实现突破。 燃气轮机利用小时存在较大地区差异。 2019年至2023年，北京的数量高于4000人，浙江的数量低于2000人。 各省燃气发电单一制和两部制上网电价机制并存。
燃料成本影响盈利稳定性，气煤比决定市场竞争力
燃机容量电价普遍高于燃机容量电价，这可能是更加重视调峰容量的体现。 电价层面逐步推进市场化交易，主基调仍然是通过气电联动传导燃料成本波动。 但我们测算结果显示，2018年至2022年，除上海漕泾热电每千瓦时净利润相对稳定在0.1元/千瓦时左右，其他燃气电厂每千瓦时利润波动较大，盈利稳定性不佳。 以广发为例，2022年燃机运行成本中，燃料成本/折旧/其他成本占比约为71%/14%/15%。 以1000立方米天然气对应每吨5500Q的煤炭价格来衡量，2010年以来国内气煤比一直处于较高水平（2.98~5.84）。我们预计，如果下降到未来1.91~2.42（800元/吨煤价对应5.3~6.7美元/MMBTu），燃气、电力的边际成本将与煤电平价。
气电带动天然气需求增长，中长期气源成本有望下降
国内天然气表观消费量重回增长轨道，2023/2024年1-2月同比增长+7.6%/+14.8%。 燃气发电已成为国内天然气需求增长的主力。 2024-25年发电量预计达到97.5/1065亿立方米，同比+20%/+9%，增量贡献46%/30%。 民生方面优先考虑国产气和进口管道气，供气缺口可能主要靠进口LNG来填补。 国产天然气保障能源安全。 2024年计划增产两桶油126亿立方米； 参考俄罗斯天然气工业股份公司合同，预计2024-25年进口管道俄罗斯天然气每年将增加70亿/80亿立方米； 我们预计，每年进口液化天然气预计将增加不少于1280亿立方米。 /110亿立方米。 进口天然气价格自2022年底以来见顶回落，考虑到供需变化，预计中长期燃气发电气源成本将下降。
风险提示：计算结果与实际情况存在差异的风险； 国际天然气价格波动较大。
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