十四五以来煤电核准情况如何？

产能过剩问题及双碳目标催化下，2017/2021 年煤电项目核准收紧。

自 2014 年煤电项目审 批权下放到省级政府以来，煤电项目投资迅猛增长，随之带来了产能过剩问题。2017 年 16 部委联合印发《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》，目标为“十 三五”期间，全国停建缓建煤电产能 1.5 亿千瓦，淘汰落后产能 0.2 亿千瓦以上，实施煤电 超低排放改造/节能改造/灵活性改造 4.2/3.4/2.2 亿千瓦，到 2020 年，全国煤电装机规模控 制在 11 亿千瓦以内。为实现“双碳”目标，2021 年 4 月，我国政府提出要严控煤电项目， 煤电新项目审批进一步收紧，叠加煤价高、能耗双控等因素，据我们统计 2021 年全国新投 产/新核准煤电装机 3119/1571 万千瓦，同比下降 26/62%。

2021 年下半年至 2022 年夏天，全国出现大范围“限电”，倒逼煤电核准再度放开。2021 年煤价高企叠加疫情后用电需求猛增，电力供需紧张，下半年多地出现“拉闸限电”的现 象。2022 年出现了历史罕见的高温干旱天气，水电出力受限，华东与四川出现供电“硬缺 口”。2022 年 8 月，国家发改委、能源局对“十四五”火电建设规划进行较大规模的调整， 提出了“三个八千万”计划：2022/2023 年每年开工煤电 8000 万千瓦，2024 年保障投运 8000 万千瓦。 2024 年煤电核准量同比明显下滑，2025 年 1-4 月核准高增。“三个八千万”计划下 2022-23 年煤电核准高增，据我们统计，2022/23 年全国新核准煤电装机 9604/12995 万千瓦，同比 +511/+35%；2024 年全国核准 4883 万千瓦，虽较 2021 年及之前仍属于较高规模，但高 基数下同比下滑 62%。2025 年来，随新能源大基地项目配套火电项目的核准，及个别项目 重新核准，1-4 月共核准 2092 万千瓦，同比+244%。即使剔除旧煤电项目重新核准涉及的 装机，2025 年 1-4 月核准常规煤电项目规模仍达 1696 万千瓦，同比+179%。

2024 年至 2025 年 4 月核准的煤电项目主要分布在西北地区，五大电力集团市占率较 2022-23 年有所提升。我们对 2022-23 年及 2024 年至 2025 年 4 月底核准的煤电项目进行 梳理及对比，发现呈现出两大特点：1）区域分布方面，2022-23 年项目分布较为均匀，除 吉林、宁夏、海南、北京外均有项目核准；2024 年至 2025 年 4 月的项目则多分布于西北 地区，新疆、甘肃、内蒙、吉林合计核准规模占比达 40%。2）业主方面，2022-23 年五大 电力集团旗下新核准项目规模占全国新核准项目规模比例为 37%，煤炭企业新项目占比有 所提升，2024 年至 2025 年 4 月的新增核准中传统五大电力集团的市占率则提升至 48%。

三大电气主要为发电企业提供煤电机组、水轮发电机组、核电机组主设备、重型燃气轮机 设备、风电设备等大型发电设备，产品生产制造周期普遍较长。我们对主要产品制造周期 进行梳理，发现 2024 年之前核准的项目可以支撑发电设备制造业 2028 年之前的收入实现 稳定增长。

火电：单纯考虑生产周期，发电机耗时 8-12 个月，锅炉耗时 12-24 个月；若收入确认以交 付为确认节点，考虑目前各家排产节奏，自项目核准至确认收入需耗时 3~4 年，即 2023 年及之前核准的项目将贡献收入至 2026~2027 年。 水电：自核准至设备交付需耗时 6.5 年左右，实际操作中多按完工百分比确认收入，即 2022~23 年核准的大量水电项目将于 2028~2030 年实现交付，并带来 2024~2030 年较为 平稳的收入贡献。 核电：订单提前于核准，核准至设备交付需 3~5 年左右，最早在项目 FCD（核电项目正式 开工）时交付；考虑核电周期较长，实际操作中多按完工百分比确认收入，即 2022~23 年 核准的大量核电项目将于 2025~2028 年实现交付，并贡献较为平稳的收入至 2028 年。