电力行业专题报告:装机与成本双拐点,气电价值重估.pdf
- 上传者:红四方
- 时间:2024/04/26
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电力行业专题报告:装机与成本双拐点,气电价值重估。我们预计 2023-25 年国内气电新增 1,868/2,625/1,479 万千瓦,受益于新能 源装机的调峰需求。2018-22 年国内燃气电厂盈利波动较大,主要是:1) 定位与地域差异,导致气电利用小时数波动较大;2)单一制和两部制上网 电价机制并存,但电价调整滞后于气价波动。气煤比决定气电的市场竞争力, 2010 年至今国内的气煤比高于 2.98,若未来降至 2.42 以内,气电边际成本 将追平煤电。我们判断气源成本中长期向下,气电价值有望获得重估。建议 关注三个方向:气电装机突破,推荐国投电力;盈利见底回升,推荐华能国 际/华电国际/京能清洁能源;气电拉升销气量,推荐深圳燃气/昆仑能源。
调峰需求提升促装机增长,单一制和两部制电价并存
根据中电联数据,2011-22 年我国年均新增燃机 741 万千瓦。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,我们测算 2023-25 年我国将投产 1,868/2,625/1,479 万千瓦燃机,“十四 五”合计新增 7,392 万千瓦。广东省仍是新增量的主力军,山东/吉林/青海 等有望实现燃机零的突破。2023-25 年新增燃机弹性方面,粤电力 A/深圳能 源/大唐发电有望以 127%/74%/71%领先,国投电力/皖能电力/三峡水利将从 无到有。燃机利用小时数地域差异较大,2019-23 年北京高于 4,000,浙江 低于 2,000。各省燃气发电单一制和两部制上网电价机制并存。
燃料费用影响盈利稳定性,气煤比决定市场竞争力
燃机容量电价普遍高于煤机容量电价,或为更强调峰能力的体现。电量电价 层面正逐步推进市场化交易,主基调仍是通过气电联动传导燃料成本波动。 但我们测算结果显示:2018-22 年,除上海漕泾热电度电净利相对稳定在 0.1 元/千瓦时左右,其他燃气电厂度电盈利波动较大,盈利稳定性欠佳。以广 州发展为例,2022 年燃机营业成本中,燃料成本/折旧/其他成本占比约为 71%/14%/15%。以单吨 Q5500 煤价对应的 1000 方天然气价格衡量,2010 年至今国内的气煤比处于高位(2.98~5.84),我们测算若未来降至 1.91~2.42 (800 元/吨煤价对应 5.3~6.7 美元/MMBTu),气电边际成本将和煤电平价。
气电拉动天然气需求增长,气源成本有望中长期向下
国内天然气表观消费量重回增长轨道,2023 年/2024 年 1-2 月同比 +7.6%/+14.8%。气电成为国内天然气需求增长主力,2024-25 年发电气量 有望达到 975/1065 亿方、同比+20%/+9%,增量贡献度 46%/30%。国产气 与进口管道气优先用于民生,供气缺口或主要由进口 LNG 填补。国产天然 气保障能源安全,2024 年两桶油计划增产 126 亿方;参考俄气合同,2024-25 年进口管道俄气有望年增 70/80 亿方;我们测算进口 LNG 有望年增不低于 128/110 亿方。进口天然气价格自 2022 年末见顶回落,考虑到供需形势变 化,气电的气源成本有望中长期向下。
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