气电装机增长顺应新能源调峰需求，成本下行释放潜在价值

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。

风险提示：测算结果和实际存在差异风险；国际天然气价格大幅波动。