我国气电行业目前盈利性如何？

1. 我国气电发展现状如何？

1.1. 全国层面：十四五气电核准速度加快，与气电发达国家相比仍有差距

虽然国内气电发电量规模稳步抬升，但是占总发电量比例仍处于较低水平。

2010年国内气电发电量757亿千瓦时，占全国总发电量的1.8%；随着气电装机规模的不断增长，2023年全国气电发电量已达到约2972亿千瓦时，占全国总发电量的比例提升至3.2%，相较于2010年提升1.4pct。但是与全球天然气发电量占比相比较还是有一定的差距，根据中国能源报数据，2023年全球天然气发电量占比为23%。 

把视野放到全球，我们对比分析中国气电与全球气电发达国家之间发展水平的差距。

根据《bp世界能源统计年鉴》（2022年版），2021年全球总计发电量28466.3太瓦时，其中天然气发电量6518.5太瓦时，占比22.9%。美国、欧洲、日本等国家和地区的天然气发电量较高，在2021年全球气电总发电量中的占比分别达到6%、2.8%和1.1%。

① 装机规模对比：近年来中国气电装机同比增速领先。

2012年美国气电装机规模已经达到4.2亿千瓦，同期欧洲和日本的气电装机分别为3.8亿千瓦和6430万千瓦，而同年中国的气电装机规模仅为3717万千瓦，仅为美国气电装机规模的8.8%。

近年来国内气电装机规模快速增长，2018年已经反超日本达到8375万千瓦，2012-2021年CAGR 12.7%，高于美国、日本和欧洲的复合增速（分别为1.7%、1.9%和0.3%）。

② 气电发电量比例对比：中国气电发电量占比处于较低水平，仍有较大的发展空间。

2013-2021年，日本和美国的气电发电量占比的均值分别为39.1%和31.9%，欧洲地区为19.8%。而中国天然气发电量占比虽然有所增长，但是截至2023年也仅有3.2%左右的水平，相较于其他气电发展较为成熟的国家和地区，气电的发电量占比仍有较大的提升空间。

③ 利用小时数对比：根据装机规模与发电量进行推算，日本和美国的气电机组利用小时数较高，2013-2021年的利用小时数均值分别在5394和3027小时。中国气电机组的平均利用小时数平均为2588小时，略高于欧洲（2018小时），但仍然远低于美国和日本的利用小时数水平。

1.2. 地区层面：我国气电装机集中度较高

从存量气电装机看，受气源供应、管网建设、电价承受力等因素影响，我国气电装机主要集中在广东、江浙沪、京津等地区，集中度较高。截至2023年年末，根据燃气轮机发电专委会对全国大部分地区的统计（未包括吉林、陕西），我国燃气轮机发电机组总装机约127.9GW，其中装机规模排名前三的省份分别为广东（39.4GW）、江苏（21.6GW）和浙江（11.5GW）。

气电装机规模排在前五的省市装机总规模约占到全国的 80%。

增量气电装机规划：据我们不完全统计，全国约有13个省市提出了气电装机“十四五”规划，其中广东省规划“十四五”期间气电新增装机规模约3600万千瓦，位居首位。

从实际的核准项目数量以及规模上看，四川省推进较为积极。四川省“十四五”规划提出气电装机规模要新增超过600万千瓦。据我们统计，21年11月至23年5月，其累计核准的气电项目数量达到8个，累计核准规模已经达到955万千瓦，超出600万千瓦规模，这或跟四川天然气资源量和产量居全国第一，具备先天优势有一定关联。

据我们不完全统计，2021-2024年4月，全国核准的气电装机量约32.9GW，主要集中于2022年（2022、2023年核准量分别为222.7GW、4.1GW）。

各省的实际完成度测算：我们对提出“十四五”装机规划的部分省市在2021-2023年间的实际气电装机增量进行统计，对照各省规划增量测算实际完成度。截至2023年年末，完成度排在前三的省市分别为天津，广东和上海，完成度分别为135.7%，35.4%和25.8%。

1.3. 气电机组如何分类？有何优势？

• 气电机组如何分类？

燃机发电分为简单循环燃气发电和燃气-蒸汽联合循环发电。燃气—蒸汽联合燃机发电是在简单循环的基础上，利用燃气轮机排气余热在余热锅炉中将水加热变成过热蒸汽，再将蒸汽引入汽轮机膨胀做功。

按照燃烧温度可将燃机定义为B级、E级、F级、H级。燃烧温度不同，发电机组出力也有所不同。目前“H”级燃气轮机是世界上初温最高、功率最高、效率最高的燃气轮机。

• 与煤机相比，气电机组有何优势？

与煤电相比，气电具备调节能力强、排放低、效率高、建设工期短等优势。气电机组启停快，运行灵活，单循环燃气轮机机组调峰能力可达100%，联合循环机组非供热期可达70%。发电效率方面，单循环气电发电效率为35%~45%，联合循环发电由于增加了余热锅炉，利用了排气余热，机组整体发电效率可达50%以上，最新的 H 级联合循环发电效率达 60%以上，加上供热后整体能源效率可达 75%以上。

2. 气电机组商业模式与经济性分析

2.1. 气电上网电价政策梳理

由于国内超过五成的气电装机集中在广东、浙江、江苏、上海等地，我们重点对这几个地区的气电上网电价政策做梳理。

长三角和珠三角地区的天然气发电机组电价政策普遍为两部制电价，其中广东和浙江是按照燃机机组类型进行划分给到不同的电价；江苏和上海是按照气电项目用途（调峰或者热电联产）进行电价划分。上述地区基本都有上网电价与气源成本的联动机制。

广东：2023年12月，广东省发展改革委等三部委发布《关于我省煤电气电容量电价机制有关事项的通知》，明确气电实施容量电价机制，暂定为每年每千瓦100元（含税）。

2024年6月，《广东电力市场气电天然气价格传导机制实施方案(试行)》发布，政策提到要建立广东电力市场天然气采购综合价计算模型，由广东电力交易中心按月计算并发布，应用于市场化燃气机组变动 成本补偿标准调整、度电燃料成本计算。

此后根据天然气发电气电价格联动机制，江苏省发改委会依据天然气采购成本的变化对机组的电量电价水平进行调整。最新一次调价为2024年1月，对2023年7-12月的电量电价进行了上调。

上海：2018年，上海市物价局发布《上海市物价局关于完善本市天然气发电上网电价机制的通知》，提出气电价格联动机制联动调价公式，其中联动后电量电价=现行电量电价天然气平均调价幅度×税收调整因子/发电气耗。

2024年4月，上海市发改委发布《关于我市开展气电价格联动调整有关事项的通知》，对天然气发电机组上网电价进行新的一轮联动调整，其中调峰机组和热电联产机组的容量电价每月每千瓦相较于2018年4月分别调降7.23元和3.04元。

2.2. 气电发电成本剖析

• 气电发电成本中，燃料成本占比较大

根据广州发展披露的气电发电成本结构，2022年和2023年，其气电发电成本中燃料成本分别为6.48和9.53亿元，占天然气发电总成本的比例分别达到72.5%和75.8%。

根据申能股份披露的气电业务成本，2022年和2023年气电业务的燃料成本分别为30.32和43.98亿元，分别是同期折旧摊销成本的7.2和9.5倍。

• 气电度电燃料成本存在较大的地区和机组差异

① 气源来源：由于不同气电机组的地理位置差异，气源采购来源和度电燃料成本也有显著的差异。

粤电力：公司与广东大鹏液化天然气有限公司签订期限 25 年的《天然气销售合同》，还与广东能源集团天然气有限公司签订了天然气销售与购买协议。

深圳能源-东部电厂（一期）：根据2004 年8 月30 日与大鹏天然气签署的《天然气销售合同》（有效期至2031 年），东部电厂（一期）项目采用的天然气为澳大利亚进口天然气。若有部分超出合约的天然气采购需求可在市场上购买。

申能股份：公司并表的各天然气发电厂向上海燃气有限公司采购天然气。

② 度电燃料成本对比：

2020-2023年粤电力的度电燃料成本呈逐年上升的趋势，由2020年的0.251元/千瓦时提升至2023年的0.529元/千瓦时；深圳能源东部电厂的度电燃料成本相对较平稳，但2023年也升至0.252元/千瓦时，为2020年以来最高水平；申能股份机组位于上海，度电燃料成本显著高于珠三角地区的粤电力和东部电厂。东部电厂的度电燃料成本波动明显小于粤电力和申能股份。

此外，天然气发电成本与进口天然气价格间也存在一定关联，2021年开始进口LNG价格出现显著上行，除东部电厂之外的天然气发电厂2022-2023年的度电成本相较2020-2021年均有较为明显的抬升。

2.3. 气电度电盈利分析

我们对长三角和珠三角地区典型的天然气发电企业的度电盈利实际情况进行对比分析。

长三角地区主要包括上海电力和申能股份的部分天然气发电机组；珠三角地区主要包括粤电力、深圳能源东部电厂和福能股份部气电发电机组。

影响收入的主要因素为上网电价和利用小时数，影响成本的主要因素是天然气采购成本。我们从横向和纵向两个维度，分别分析上述因素如何影响单一公司历史盈利水平以及同一时间点不同公司机组盈利差异。

1. 单一公司历史盈利变化：

① 为何上海漕泾热电和上海申能临港燃机发电公司盈利稳定性较高？

上海漕泾热电机组2019-2023年利用小时数分别为5838、4469、4680、4012和3845小时，年均利用小时数达到4569小时；申能临港利用小时数近年来稳中有升，2019-2023年利用小时数分别为1705、1797、1727、1645和2343小时，年均利用小时数达到1843小时。另外，漕泾热电和申能临港机组的上网电价均稳中有升。较稳定的利用小时数和电价是上海区域机组盈利稳定性较强的保障。

② 为何2021-2022年粤电力和浙能长兴热电的机组度电净利润下滑较快？

粤电力：由于地缘政治冲突、航道堵塞以及极端天气等因素的影响，天然气价格处于较高的区间，同时由于公司市场气采购比例有所扩大，导致天然气采购气均价呈上涨趋势，由2020年的不足1.27元/方上涨至2023年末的2.32元/方，涨幅达到82.7%。

浙能长兴热电：根据浙江省发改委，2021年采暖季开始（2021年11月1日-2022年3月31日），浙江浙能天然气管网有限公司向天然气发电企业销售天然气的门站价格从每立方米2.38元调整为4.11元，涨幅高达72.7%。随后一年时间内，气源成本均保持在3.9元/方以上的高价，大大提高了浙江省内天然气发电企业的发电成本。

③ 为何2020-2021年福能股份晋江气电度电净利润出现较大波动？

根据福能股份年报，2021年公司燃气发电机组替代电量收益同比增加。

2. 同一时间点，不同区域气电机组盈利性差异比较：为何上海区域机组盈利能力普遍高于浙江和广东区域机组？

从实际拿到的综合上网电价上看（我们通过营业收入和上网电量倒推的方法对气电机组的上网电价进行预估），上海漕泾热电2019-2023年平均上网电价为1元/千瓦时，申能临港机组2020-2023年平均上网电价为0.69元/千瓦时，同期位于广东的广前电力和惠州天然气发电机组的平均上网电价为0.46元/千瓦时和0.51元/千瓦时。与其他地区比，较高且稳定的气电电价给予上海区域气电机组更强的盈利性。

从装机结构上看，虽然广东的气电装机规模大于上海（截至2023年末，广东和上海的气电装机规模分别为3955万千瓦和891万千瓦），但是气电在上海的装机结构中占有更大的比重，对气电的依赖度高于广东；

从气电电价政策上看，上海地区分别给到气电调峰机组和热电联产机组每年444.12/千瓦和438元/千瓦的容量电价，而广东的气电机组容量电价每年为100元/千瓦，低于上海机组能享有的容量电价水平。

前文提到，行业层面看，我国气电利用小时数与美国、日本等气电发达国家相比较低；单个电厂层面比较，不同的气电厂利用小时数的波动和差异也较大。下面我们通过梳理浙江浙能长兴天然气发电厂2020年9月的实际运营数据，分析影响气电厂利用小时数和气耗的原因。

气电机组的常态负荷率并不高，2020年9月2-4日，浙江浙能长兴机组的常态负荷率分别在57.65%、57.19%和56.56%。此外，机组日均实际负荷率与常态运行时间有关，当常态运行时间越长的时候，日均负荷率与常态负荷率越接近。

气耗是影响气电机组发电效率和成本的一大重要因素，会受到包括机组负荷、健康程度、启动及停机耗时、机组启动前状态、启动次数、机组停启间隔时间等多种因素的影响，其中常态运行时间越长，气耗率越低。故天然气调峰机组的气耗率会较大程度受到启停机次数的影响。

3. 投资建议

本文我们对我国气电的发展现状，“十四五”各省的气电规划进行梳理，同时对气电机组在国内不同地区的盈利状况进行分析。气电的上网电价政策、利用小时数以及天然气采购成本等因素都会对气电整体的盈利能力造成影响。

气电产业链的投资价值我们主要聚焦于以下几个方面：

① 设备制造：国内燃气轮机的建设方建议关注【东方电气】、【哈尔滨电气】和【上海电气】。

② 天然气采购：2023年国内天然气对外依存度在40%以上，随着气电装机规模的提升，天然气进口气量有望进一步提升。由于LNG接收站是我国接收进口LNG资源的重要中转站，进口需求的提升有望直接利好持有LNG接收站资产的企业，建议关注【新奥股份】（与天风能源开采团队联合覆盖）【九丰能源】（与天风能源开采团队联合覆盖）【新天绿色能源】等。

③ 气电运营：上海及广东区域的天然气发电厂盈利稳定性较强，建议关注【深圳燃气】（与天风能源开采团队联合覆盖）【上海电力】【申能股份】等。

政策变动风险：在新型电力系统建设过程中，若各省对于气电的上网电价等相关政策支持力度不及预期，上网电价不能及时与采购成本联动，则会对气电机组盈利的稳定性产生负面影响。

各省气电建设推进低预期：各省对于气电机组项目的审批和建设推进存在一定的不确定性，若审批和建设进度低于市场预期、电力投资减弱，则不利于整个天然气发电行业的发展。

天然气价格大幅波动：若天然气价格因为国内外各种因素发生大幅波动，将极大影响天然气机组发电的成本和盈利性。

燃机核心技术发展瓶颈：目前我国燃气轮机工程应用和国产化制造已经达到较高水平，逐步具备燃气轮机本地制造、工程建设和冷端部件的维护能力，但是高温部件的制造及维修、控制系统等核心技术仍然受制于人。

宏观经济风险：用电量是经济运行的重要指标，若宏观经济出现风险，全国用电量增速将受到影响，或将对气电行业利用小时数产生负面影响。