公用環(huán)保行業(yè)裝機(jī)與成本雙拐點(diǎn)氣電價(jià)值重估

調(diào)峰需求提升促裝機(jī)增長，單一制和兩部制電價(jià)并存影響燃?xì)獍l(fā)電單位盈利水平的關(guān)鍵指標(biāo)為上網(wǎng)電價(jià)、利用小時(shí)數(shù)和燃料成本。圖表1：燃?xì)獍l(fā)電盈利模式資料來源：發(fā)改委、國家能源局、裝機(jī)：調(diào)峰需求增強(qiáng)背景下，部分省份天然氣裝機(jī)有望實(shí)現(xiàn)0的突破2022發(fā)電量占火電裝機(jī)容量9%/5%/CAGR13%/12%5%/4%2018-2022年，燃?xì)庋b機(jī)容量同5%/9%/9%/14%/1%圖表2：2011-2022年我國燃?xì)庋b機(jī)容量CAGR13% 圖表3：2011-2022年我國燃?xì)獍l(fā)電量同比增速波動較大(GW)1,40020112012201320142015201620172018201920202021020112012201320142015201620172018201920202021

燃煤 燃?xì)馊加? 燃煤 燃?xì)馊加? 生物質(zhì)廢熱回用 燃?xì)庋b機(jī)yoy 燃?xì)庋b機(jī)占比30%25%20%15%10%5%20220%2022

(80,000時(shí))時(shí))燃油廢熱回用燃?xì)獍l(fā)電量占比燃?xì)馍镔|(zhì)燃?xì)獍l(fā)電量yoy20112012201320142015201620172018201920202021020112012201320142015201620172018201920202021

50%40%30%20%10%20220%2022資料來源：中電聯(lián)、 資料來源：中電聯(lián)、隨著以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)建設(shè)，我們預(yù)計(jì)2023-2030年風(fēng)電/光伏裝機(jī)容量CAGR13%/25%2030年，風(fēng)電/2022年9%/5%15%/18%。不穩(wěn)定的新能源發(fā)電量在電力系統(tǒng)中占比提升對電網(wǎng)調(diào)峰電力提出更高要求，我們認(rèn)為調(diào)峰電源如燃?xì)狻⒊樗钅苎b機(jī)容量將迎來加速發(fā)展，而煤電的靈活性改造也將被大力推進(jìn)。36003600400-1000萬千瓦的省份包括山東浙江重慶四川吉林（004/43萬千瓦，在0-0萬之間的省份為青海/海南貴州福建/上海/天津（300/283/213/200/160/134.6/80萬千瓦所有省份可統(tǒng)計(jì)7838.6山東吉林/2020年燃?xì)獍l(fā)電裝機(jī)容量仍為圖表4：全國各省份“十四五”燃?xì)獍l(fā)電裝機(jī)規(guī)劃（萬千瓦）省份 規(guī)劃新增燃?xì)獍l(fā)電裝機(jī)容量廣東 3600山東 800浙江 700重慶 500四川 455吉林 413青海 300海南 283貴州 213福建 200上海 160天津 134.6廣西 80北京 0.5陜西 0云南 0山西 0河南 —甘肅 —安徽 —黑龍江 —河北 —江蘇 未提及湖南 未提及寧夏 未提及湖北 未提及遼寧 未提及江西 未提及內(nèi)蒙古 未提及西藏 未提及新疆 未提及合計(jì) 7838.6注：“—”表示發(fā)展規(guī)劃中提到燃?xì)獍l(fā)電相關(guān)內(nèi)容，但是沒有給出具體的發(fā)展項(xiàng)目名稱或新增裝機(jī)容量；“未提及”表示該目名稱，我們根據(jù)規(guī)劃投產(chǎn)口徑測算四川和海南省“十四五”新增燃?xì)庋b機(jī)容量資料來源：各省人民政府官網(wǎng)、各省能源局官網(wǎng)、我們測算“十四五”全國累計(jì)投產(chǎn)燃?xì)獍l(fā)電裝機(jī)容量7391.5萬千瓦。我們統(tǒng)計(jì)了2022年2024119日所有項(xiàng)目的狀態(tài)和項(xiàng)目規(guī)模，考1-22023/2024/20251868/2624.9/1478.6萬千瓦天然/202年我國投產(chǎn)9萬千瓦燃機(jī)7391.52022610.5萬千瓦，與《中國2023649規(guī)劃中未明確提及燃?xì)獍l(fā)電，但從我們的統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)看，江蘇/湖南/內(nèi)蒙古/寧夏/湖北/西藏2022-2025418.1/198/40/35/15/1.3萬千瓦。圖表5：2022年-2025年各省燃?xì)獍l(fā)電新增裝機(jī)容量預(yù)測（萬千瓦）江西云南2022--2023E--2024E--2025E--2022-2025合計(jì)--各省“十四五”規(guī)劃未提及-西藏1.3---1.3未提及福建--5.0-5.0200.0湖北---15.015.0未提及上海15.0---15.0160.0寧夏-35.0--35.0未提及內(nèi)蒙古-40.0--40.0未提及山西-60.0--60.0-湖南-100.098.0-198.0未提及山東-62.8220.2-283.0800.0安徽12.24.0270.0-286.2—海南138.0191.0--329.0283.0重慶-98.074.5172.6345.1500.0江蘇50.0177.2190.9-418.1未提及浙江-6.0357.6305.0668.6700.0四川-143.0315.0500.0958.0455.0廣東394.0951.01,093.7486.02,924.73,600.0總計(jì)610.51,868.02,624.91,478.66,581.96,698.02024119資料來源：各省發(fā)改委官網(wǎng)、北極星電力網(wǎng)、預(yù)測A2023-2025127%2022年底燃1273.8A/858.9/639.2/6102023-2025年燃?xì)獍l(fā)電新增裝A/華能國際/810/594.9/431.8萬千瓦領(lǐng)先其他上市公司。從彈A/深圳能源/大唐發(fā)（41%；而國投電力三峽水利皖能電力-25年有望新增燃?xì)獍l(fā)電裝149/98/90萬千瓦，實(shí)現(xiàn)燃?xì)獍l(fā)電裝機(jī)零的突破。圖表6：2023年-2025年各上市公司燃?xì)獍l(fā)電新增裝機(jī)容量預(yù)測（兆瓦）2023202420252023-2025年合計(jì)截至2022年底燃?xì)獍l(fā)電裝機(jī)裝機(jī)彈性京能清潔能源001501504,7023%上海電力160001602,8756%中國電力3010001304,7523%浙能電力049104913,69013%皖能電力090009000從無到有廣州發(fā)展09200920未單獨(dú)披露氣電-華潤電力09400940未單獨(dú)披露氣電-三峽水利980009800從無到有國電電力80024001,040未單獨(dú)披露氣電-國投電力01,49001,4900從無到有華電國際735.51,87002,605.58,589.0530%深圳能源9208001,4003,1204,24074%大唐發(fā)電8922,3501,0764,3186,10071%華能國際3,1502,79905,94912,73847%粵電力A2,2402,8403,0208,1006,392127%2024119資料來源：各省發(fā)改委官網(wǎng)、北極星電力網(wǎng)、預(yù)測利用小時(shí)數(shù)：多維度對比差異均較大由于各省份未單獨(dú)披露燃?xì)獍l(fā)電利用小時(shí)數(shù)，我們通過對上市公司旗下燃?xì)怆姀S的發(fā)電量和裝機(jī)容量數(shù)據(jù)測算利用小時(shí)數(shù)。時(shí)間維度：2019-2023年，各燃?xì)獍l(fā)電廠利用小時(shí)數(shù)波動較大。我們認(rèn)為不同年份間各電1）2019-20234.5%/4.0%202110.7%，2022年3.9%，20236.7%2021年浙江/上海/新疆燃機(jī)利用小時(shí)數(shù)1891/2777/240920202022年上海新疆的燃機(jī)利用小23%/29%2901/2666小時(shí)。2）火電在風(fēng)光水核等清潔能源之后消納，風(fēng)光裝機(jī)大量增長，水電來水較好年份，火電利用小時(shí)或受到壓制。圖表7：2019-2023年廣東代表燃?xì)怆姀S發(fā)電利用小時(shí)數(shù) 圖表8：2019-2023年上海代表燃?xì)怆姀S發(fā)電利用小時(shí)數(shù)時(shí)）平均時(shí)）平均 華電佛山能源廣東大唐國際肇慶熱電廣東華電深圳能源廣東華電清遠(yuǎn)能源深圳大唐寶昌燃?xì)獍l(fā)電6,0005,0004,0003,0002,0001,000

（小時(shí)）平均時(shí)）平均 羅涇燃機(jī)發(fā)電廠上海漕涇熱電上海閔行燃機(jī)6,0005,0004,0003,0002,0001,00002019

2021

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2020

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2022

2023注：1）平均值=所有電廠總發(fā)電量/當(dāng)年總裝機(jī)容量；2）代表電廠未投產(chǎn)年份或2023年電量公告仍未出的情況下，利用小時(shí)為空白值資料來源：華電國際/大唐發(fā)電公告、

注：1）平均值=所有電廠總發(fā)電量/當(dāng)年總裝機(jī)容量；2）代表電廠未投產(chǎn)年份利用小時(shí)為空白值資料來源：上海電力公告、熱電聯(lián)產(chǎn)和天然氣分布式發(fā)電項(xiàng)目。據(jù)國家能源局定義，天然氣分布式能源以天然氣為燃70%供應(yīng)能源。我們統(tǒng)計(jì)的多為調(diào)峰及熱電聯(lián)產(chǎn)電廠。調(diào)峰電廠主要服務(wù)于電網(wǎng)的調(diào)峰需求，因此調(diào)峰機(jī)組的發(fā)電利用小時(shí)數(shù)一般較發(fā)電機(jī)組偏低。如我們測算的京能清潔能源在北京72020-20224051小時(shí)，顯著高于圖表9：浙江省燃?xì)怆姀S2019-2023年發(fā)電利用小時(shí)數(shù)（小時(shí)）20192020202120222023杭州華電半山發(fā)電1,2201,4002,0581,9031,445杭州華電下沙熱電2,0041,9512,4552,8412,309杭州華電江東熱電1,6621,3412,0061,9041,741華電浙江龍游熱電8591,3062,2201,9431,995浙江浙能長興天然氣熱電3753241,2412,2672,076蕭山發(fā)電廠7101,2161,6861,5021,322浙江浙能鎮(zhèn)海聯(lián)合發(fā)電1,1941,8001,2361,180749浙江浙能鎮(zhèn)海天然氣發(fā)電2,2731,7642,0482,1641,975浙江浙能鎮(zhèn)海燃?xì)鉄犭?,4911,7292,7581,4451,113浙江浙能常山天然氣發(fā)電9551,0441,3281,6301,654浙江浙能金華燃機(jī)發(fā)電7968328341,4761,450平均12101313189118461581注：平均值=所有電廠總發(fā)電量/當(dāng)年總裝機(jī)容量資料來源：華電國際/上海電力/浙能電力公告、不同省份維度：北京高達(dá)4000小時(shí)以上，浙江總體平均低于2000小時(shí)。針對各省2019-2023江蘇/廣東/上海新疆4051/3333/2986/2564/2381/1773小時(shí)，其中浙江顯著偏低。我們認(rèn)為造成較大差異的主要原因是當(dāng)?shù)卣w能源結(jié)構(gòu)的問題，其次才是燃?xì)獠煌愋碗姀S的裝機(jī)占比問題。如北京的當(dāng)?shù)啬茉垂┙o中主要為燃機(jī)，因此40002312圖表10：2019-2023年廣東/浙江江蘇/上海新疆北京燃機(jī)利用小時(shí)數(shù) 圖表11：2019-2022年廣東/浙江江蘇/上海新疆北京火電利用小時(shí)數(shù)4,500（小時(shí)） 廣東 浙江 江蘇4,500

（小時(shí)） 北京 上海 江蘇6,0005000

上海 新疆 北京2019 2020 2021 2022 2023

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浙江 廣東 新疆2018 2019 2020 2021 2022注：1）江蘇省以江蘇大唐國際金壇熱電廠為代表；2）7在北京的電廠平均情況為代表；3）新疆以上海電力新疆哈密電廠為代表；4）代2023年電量公告仍未出的情況下，利用小時(shí)為空白值資料來源：各上市公司公告、

資料來源：、上網(wǎng)電價(jià)：單一制和兩部制并存全國各省燃?xì)獍l(fā)電單一制和兩部制上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制并存。各省針對不同類型的燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組進(jìn)行了差異化定價(jià)，燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組的分類標(biāo)準(zhǔn)也有所不同。多數(shù)省份根據(jù)調(diào)峰機(jī)組、熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組和分布式機(jī)組進(jìn)行分類，浙江、山西等省份根據(jù)燃?xì)鈾C(jī)組的型號進(jìn)行分類，廣東按照電網(wǎng)調(diào)度級別定價(jià)，河南、福建等燃機(jī)較少的省份直接按項(xiàng)目定價(jià)。目前擁有兩部制電價(jià)機(jī)制的省份包括廣東、江蘇、山東、四川、浙江、重慶、河南、上海。其中，重慶只給予調(diào)峰機(jī)組兩部制電價(jià)，其他省份對熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組也給予兩部制電價(jià)，且江蘇的熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組容量電價(jià)高于調(diào)峰機(jī)組。燃機(jī)容量電價(jià)普遍高于煤機(jī)容量電價(jià)，或?yàn)楦鼜?qiáng)調(diào)峰能力的體現(xiàn)。除廣東省2024年開始對100元/千瓦·年的容量電價(jià)機(jī)制，江蘇、山東、浙江、河南、上海28-42元/千瓦·月、28元/千瓦月、302.4-571.2元/千瓦年、35元/千瓦·月、36.5-37.01元/千瓦·100-165元/千瓦·年。電量電價(jià)通過氣電聯(lián)動傳導(dǎo)成本。20141231日，國家發(fā)改委發(fā)布的《國家發(fā)展改革委關(guān)于規(guī)范天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)管理有關(guān)問題的通知》(發(fā)改價(jià)格〔2014〕3009號)就提出建立氣、電價(jià)格聯(lián)動機(jī)制，但最高電價(jià)不得超過當(dāng)?shù)厝济喊l(fā)電上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)或當(dāng)?shù)?.35正逐步推進(jìn)燃?xì)獍l(fā)電進(jìn)入市場化交易。對于兩部制電價(jià)中的電量電價(jià)及單一制電量電價(jià)，部分省份已引入市場化交易機(jī)制，如廣東的中調(diào)及以上燃?xì)怆姀S和地調(diào)燃?xì)怆姀S（擁有選擇權(quán)9H陜西湖北//天津部分燃機(jī)電量。省份電價(jià)類型機(jī)組類型電價(jià)類型具體電價(jià)廣東兩部制 所有燃機(jī)容量電價(jià)每年每千瓦100元（含稅）中調(diào)及以上燃?xì)怆姀S電量電價(jià)市場化交易電價(jià)地調(diào)燃?xì)怆姀S選擇進(jìn)入市場的燃?xì)怆姀S，可選擇作為市場交易電源或作為市場代購電源。經(jīng)選擇作為市場交易電源后，不允許改為市場代購電源未選擇進(jìn)入市場的地調(diào)電廠（含稅）：9F0.655元/千瓦時(shí)；9E型機(jī)組0.68元/千瓦時(shí)，6F0.68元/千瓦時(shí)；使用澳大利亞進(jìn)口合LNG0.616元江蘇兩部制 調(diào)峰機(jī)組容量電價(jià)28元/千瓦·月熱電聯(lián)產(chǎn)40萬級機(jī)組28元/千瓦·月熱電聯(lián)產(chǎn)20萬級機(jī)組32元/千瓦·月熱電聯(lián)產(chǎn)10萬級機(jī)組（分布式）42元/千瓦·月調(diào)峰機(jī)組電量電價(jià)0.436元/千瓦時(shí)+20234-80.102元/0.538元/千瓦時(shí)熱電聯(lián)產(chǎn)40萬級機(jī)組0.449元/千瓦時(shí)+20234-8400.102元/千瓦時(shí)，上網(wǎng)電價(jià)為0.551元/千瓦時(shí)熱電聯(lián)產(chǎn)20萬級機(jī)組0.484元/千瓦時(shí)+20234-8200.110元/千瓦時(shí)，0.594元/千瓦時(shí)熱電聯(lián)產(chǎn)10萬級機(jī)組（分布式）0.469元/千瓦時(shí)+20234-810（分布式機(jī)組0.107元/千瓦時(shí)，上網(wǎng)電價(jià)為0.576元/千瓦時(shí)山東兩部制 重型燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)組容量電價(jià)28元/千瓦·月電量電價(jià)市場化交易電價(jià)單一制 分布式燃?xì)鈾C(jī)組+“風(fēng)光儲燃一化”項(xiàng)目- 備用費(fèi)未參與市場交易的天然氣發(fā)電項(xiàng)目- 0.3949元/千瓦時(shí)執(zhí)行湖南單一制 分布式天然氣發(fā)電項(xiàng)目- 0.45元/千瓦時(shí)執(zhí)行調(diào)峰機(jī)組-菲重型燃機(jī)機(jī)組- 其上網(wǎng)電價(jià)在迎峰度夏（625日—910日），迎峰度冬（1220日—35日）期間按0.65元/千瓦時(shí)執(zhí)行；其他時(shí)段按我省燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)0.45元/千瓦時(shí)執(zhí)行調(diào)峰機(jī)組-重型燃機(jī)機(jī)組- 1800（含0.65元/（含稅）1800小時(shí)以上部分，執(zhí)行市場化交易電價(jià)四川兩部制 調(diào)峰機(jī)組容量電價(jià)容量電價(jià)暫按技術(shù)先進(jìn)機(jī)組的固定成本加合理收益進(jìn)行核定，逐步過渡到通過競爭性配置方式確定或容量市場形成，容量電費(fèi)分?jǐn)偢鶕?jù)國家和省有關(guān)規(guī)定執(zhí)行電量電價(jià) 電量電價(jià)按燃料成本發(fā)電氣耗率其他變動成本等核定鼓勵天然氣發(fā)電機(jī)組進(jìn)入市場化交易，此時(shí)電量電價(jià)將參照市場化交易電價(jià)執(zhí)行。（備注：關(guān)于氣電價(jià)格聯(lián)動機(jī)制：按我省現(xiàn)行天然氣基準(zhǔn)門站價(jià)格（1.53元/立方米，國家如有調(diào)整按調(diào)整后標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行）對應(yīng)燃料成本、發(fā)電氣耗率、變動成本等核定基準(zhǔn)電量電價(jià)。在基準(zhǔn)電量電價(jià)基礎(chǔ)上建立氣電價(jià)格聯(lián)動機(jī)制。聯(lián)動調(diào)整標(biāo)準(zhǔn)=（天然氣當(dāng)年度合同均價(jià)-1.53元/立方米）×發(fā)電氣耗率÷（1-廠用電率）×稅收調(diào)整因素，其（1+電力增值稅率）÷（1+天然氣增值稅率浮動幅度未達(dá)到5%時(shí)不作調(diào)整，納入下次調(diào)價(jià)時(shí)累加或沖抵。）浙江兩部制 9F機(jī)組容量電價(jià)302.4元/千瓦·年（含稅）9E機(jī)組302.4元/千瓦·年（含稅）6F機(jī)組571.2元/千瓦·年（含稅）6B機(jī)組394.8元/千瓦·年（含稅）9F機(jī)組電量電價(jià)按氣電聯(lián)動方式制定，依據(jù)氣源價(jià)格和淡旺季，綜合考慮其他物料成本，電量電價(jià)為天然氣到廠價(jià)(含管輸費(fèi))÷4.9×(電源增值稅氣源增值稅)9E機(jī)組按氣電聯(lián)動方式制定，依據(jù)氣源價(jià)格和淡旺季，綜合考慮其他物料成本，電量電價(jià)為天然氣到廠價(jià)(含管輸費(fèi))÷4.5×(電源增值稅氣源增值稅)6F機(jī)組按氣電聯(lián)動方式制定，依據(jù)氣源價(jià)格和淡旺季，綜合考慮其他物料成本，電量電價(jià)為天然氣到廠價(jià)(含管輸費(fèi))÷4.9×(電源增值稅氣源增值稅)6B機(jī)組按氣電聯(lián)動方式制定，依據(jù)氣源價(jià)格和淡旺季，綜合考慮其他物料成本，電量電價(jià)為天然氣到廠價(jià)(含管輸費(fèi))÷4.5×(電源增值稅氣源增值稅)單一制 分布式發(fā)電機(jī)組- 0.65元9H機(jī)組- 市場化交易電價(jià)資料來源：各省發(fā)改委、省份 電價(jià)類型機(jī)組類山西 單一制 9F機(jī)組6F機(jī)組6B機(jī)組安徽 單一制 天然氣分布式發(fā)電項(xiàng)目

電價(jià)類型 具體電價(jià)2023-20240.7949元/千瓦時(shí)，上網(wǎng)電量對應(yīng)的發(fā)電利用小時(shí)原則上不超過2400小時(shí)，由電網(wǎng)企業(yè)按現(xiàn)行代理購電機(jī)制保障性收購，保障性收購以外所發(fā)電量全部通過電力市場形成上網(wǎng)電價(jià)。非采暖期內(nèi)按照燃煤基準(zhǔn)上網(wǎng)電價(jià)0.332元/千瓦時(shí)執(zhí)行。2023-20240.9433元/千瓦時(shí)，上網(wǎng)電量對應(yīng)的發(fā)電利用小時(shí)原則上不超過2400小時(shí)，由電網(wǎng)企業(yè)按現(xiàn)行代理購電機(jī)制保障性收購，保障性收購以外所發(fā)電量全部通過電力市場形成上網(wǎng)電價(jià)。非采暖期內(nèi)按照燃煤基準(zhǔn)上網(wǎng)電價(jià)0.332元/千瓦時(shí)執(zhí)行。2023-20240.9433元/千瓦時(shí)，上網(wǎng)電量對應(yīng)的發(fā)電利用小時(shí)原則上不超過2400小時(shí)，由電網(wǎng)企業(yè)按現(xiàn)行代理購電機(jī)制保障性收購，保障性收購以外所發(fā)電量全部通過電力市場形成上網(wǎng)電價(jià)。非采暖期內(nèi)按照燃煤基準(zhǔn)上網(wǎng)電價(jià)0.332元/千瓦時(shí)執(zhí)行。企業(yè)通過市場競爭或與電力用戶協(xié)商確定電價(jià)（國〔201822號下發(fā)后核準(zhǔn)- 企業(yè)通過市場競爭或與電力用戶協(xié)商確定電的天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)項(xiàng)目繁昌天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)項(xiàng)河北 單一制 九期天然氣發(fā)電機(jī)組江西 單一制 企業(yè)自備電廠非燃煤發(fā)電機(jī)組

0.7344元/千瓦時(shí)0.6404元/千瓦時(shí)，優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃外電量全部進(jìn)入電力市場，形20231131516:0024:00電價(jià)按每千瓦時(shí)0.7404元執(zhí)行。0.4143元/千瓦時(shí)（含脫硫、脫銷和除塵電價(jià)，不包括超低排放新建天然氣分布式發(fā)電項(xiàng)目

電價(jià)）執(zhí)行。)燃煤電價(jià)采用分時(shí)電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，在高峰時(shí)段電價(jià)上浮50%，尖峰時(shí)段電價(jià)在高峰時(shí)段電價(jià)基礎(chǔ)上上浮20%，低谷時(shí)段電價(jià)下浮50%。陜西 單一制 天然氣發(fā)電項(xiàng)湖北 單一制 統(tǒng)調(diào)燃?xì)鈾C(jī)組新疆 單一制 燃?xì)鈾C(jī)組廣西 單一制 頂峰電量

執(zhí)行市場化交易電價(jià)享受補(bǔ)貼電量2022年6月1日至2023年3月31日電力系統(tǒng)頂峰時(shí)段，天然氣發(fā)電機(jī)組上網(wǎng)電價(jià)與天然氣價(jià)格實(shí)行掛鉤聯(lián)動，期間用于頂峰發(fā)電的天然氣綜合到廠價(jià)（含區(qū)內(nèi)短途管輸費(fèi)，下同）較廣西天然氣基準(zhǔn)門站價(jià)每增加0.50元/立方米，上網(wǎng)電價(jià)在0.6207元/千瓦時(shí)基礎(chǔ)上相應(yīng)調(diào)增0.10元/千瓦時(shí)，不足的部分按相應(yīng)比例順價(jià)疏導(dǎo)未享受補(bǔ)貼電2022年6月1日至2023年3月31日電力系統(tǒng)頂峰時(shí)段，天然氣發(fā)電機(jī)組上網(wǎng)電價(jià)與天量 然氣價(jià)格實(shí)行掛鉤聯(lián)動，期間用于頂峰發(fā)電的天然氣綜合到廠價(jià)（含區(qū)內(nèi)短途管輸費(fèi)，下同）較廣西天然氣基準(zhǔn)門站價(jià)每增加0.50元/立方米，上網(wǎng)電價(jià)在0.0.4207元/千瓦時(shí)基礎(chǔ)上相應(yīng)調(diào)增0.10元/千瓦時(shí)，不足的部分按相應(yīng)比例順價(jià)疏導(dǎo)除自治區(qū)電價(jià)補(bǔ)貼和參與調(diào)峰發(fā)電- 鼓勵市場化交易形成上網(wǎng)電外重慶 兩部制 調(diào)峰機(jī)組單一制 熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組

容量電價(jià) 固定成本加合理收益電量電價(jià) 燃料成本加其他變動成本。建立氣電價(jià)格聯(lián)動機(jī)制，當(dāng)天然氣價(jià)格發(fā)生變動時(shí)，電度電價(jià)原則上每年聯(lián)動預(yù)調(diào)整后續(xù)據(jù)實(shí)清算預(yù)調(diào)整值當(dāng)年度天然氣到廠價(jià)-1.62元/方廠用電率）/發(fā)電氣耗率]（1+電力增值稅率天然氣增值稅率。天然氣調(diào)峰發(fā)電機(jī)組的天然氣到廠價(jià)為該機(jī)組當(dāng)年度到廠均價(jià)。0.3964元/千瓦時(shí)執(zhí)行（相對應(yīng)的天然氣價(jià)為1.62元/方）。建立氣電價(jià)格聯(lián)動機(jī)制，當(dāng)天然氣價(jià)格發(fā)生變動時(shí)，電度電價(jià)原則上每年聯(lián)動預(yù)調(diào)整，后續(xù)據(jù)實(shí)清算。預(yù)調(diào)整值=（當(dāng)年度天然氣到廠價(jià)-1.62元/方）÷[（1-廠用電率）/發(fā)電氣耗率]（1+電力增值稅率天然氣增值稅率。天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的天然氣到廠價(jià)為全市天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組當(dāng)年度到廠均價(jià)。、河南 兩部制 駐馬店中原燃（2×39萬千瓦）容量電價(jià) 35元/千瓦·鄭州燃機(jī)（2×39萬千瓦）、電量電價(jià) 年發(fā)電量8億千瓦時(shí)以內(nèi)電量電價(jià)為0.41元/千瓦時(shí)，超過8億千瓦時(shí)的電量電價(jià)按含環(huán)保電的燃煤標(biāo)桿電價(jià)執(zhí)行。單一制 洛陽萬眾吉利熱電有限公司、周口- 按0.3879元/千瓦時(shí)執(zhí)行，迎峰度夏、迎峰度冬期間，上網(wǎng)電價(jià)按0.6元/千瓦時(shí)執(zhí)行，高于我省燃?xì)鉄犭娪邢薰咎烊粴夥植际侥茉错?xiàng)福建 單一制 中海、晉江、東亞資料來源：各省發(fā)改委、

燃煤標(biāo)桿電價(jià)部分，根據(jù)本省電價(jià)空間情況擇機(jī)疏導(dǎo)。0.3879元/千瓦時(shí)執(zhí)行。- 0.6262元/千瓦時(shí)圖表14：全國各省燃?xì)獍l(fā)電上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制省份電價(jià)類型機(jī)組類型電價(jià)類型具體電價(jià)上海兩部制熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組容量電價(jià)36.5元/千瓦·月調(diào)峰機(jī)組37.01元/千瓦·月熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組電量電價(jià)全年發(fā)電利用小時(shí)5（含以內(nèi)的電量電價(jià)調(diào)整為每千瓦時(shí)0.6120（不含）-5000（含）小時(shí)以內(nèi)的電量電價(jià)調(diào)整為每千瓦時(shí)0.6187元，全年發(fā)電利用小時(shí)5000小時(shí)（不含）以上的電量電價(jià)執(zhí)行本市燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)。調(diào)峰機(jī)組0.6749元/9E300（含0.15300（不含）-500（含小時(shí)以內(nèi)的電量0.1500小時(shí)（不含）以上的部分不再加價(jià)。單一制分布式機(jī)組-1.0284元/千瓦時(shí)黑龍江單一制-- 確定具體上網(wǎng)電價(jià)和供用電價(jià)格。海南單一制-- 0.6658元/2020年以后有參與市場化交易的電量青海-調(diào)峰機(jī)組- 價(jià)格機(jī)制探索完善階段遼寧--- 2020年還沒有投產(chǎn)機(jī)組，待有機(jī)組投產(chǎn)運(yùn)行后決定天津單一制未參與市場交易的機(jī)組- 0.66620.61185.44（具2020年非采暖季因上游燃?xì)馄髽I(yè)對我市實(shí)施天然氣增供降0.3555元結(jié)算。參與市場交易的機(jī)組- 執(zhí)行市場化交易電價(jià)寧夏單一制優(yōu)先發(fā)電主要安排給風(fēng)電、光伏、水電、生物質(zhì)等可再生能源以及氣電、瓦斯等機(jī)組，該部分電量全部執(zhí)行基準(zhǔn)電價(jià)（燃?xì)獍l(fā)電執(zhí)行疏導(dǎo)電價(jià)）。哈納斯熱電廠（東、西部）為燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組，22應(yīng)的電量，企業(yè)可根據(jù)自身生產(chǎn)運(yùn)行情況申請放棄。資料來源：各省發(fā)改委、燃料費(fèi)用影響盈利穩(wěn)定性，氣煤比決定市場競爭力營業(yè)成本結(jié)構(gòu)中燃料費(fèi)用為主，盈利穩(wěn)定性欠佳70%以上。成本的主要構(gòu)成為燃料成本、折舊及運(yùn)維等其他成本。2021-2022年，廣州發(fā)展燃?xì)獍l(fā)電板塊營業(yè)成本中，平均燃料成本折舊71%/14%/15%，平均度電營業(yè)成本0.329元/千瓦時(shí)，其中度電燃料成本折舊0.234/0.045/0.051元/千瓦時(shí)。圖表15：以廣州發(fā)展為例分析燃?xì)獍l(fā)電營業(yè)成本結(jié)構(gòu)瓦時(shí)）燃料 折舊 其他0.0590.0420.0420.047瓦時(shí)）燃料 折舊 其他0.0590.0420.0420.0470.2330.2350.350.300.250.200.150.100.050.00

2021

2022資料來源：廣州發(fā)展公告、同省不同上市公司燃?xì)獍l(fā)電板塊盈利差異主要由成本差異導(dǎo)致。A2021/202224.8%/32.9%，顯著高于粵電力A的8.5%/4.6%，主要系粵電力A2021/2022年燃機(jī)度電盈利成本較廣州發(fā)展高元/圖表16：2021-2022年粵電力A和廣州發(fā)展燃機(jī)度電毛利 圖表17：2021-2022年粵電力A和廣州發(fā)展燃機(jī)毛利率(元/千瓦時(shí)） 粵電力A 廣州發(fā)展0.160.110.160.110.040.020.160.140.120.100.080.060.040.020.002021 2022

35%30%25%20%15%10%5%0%

粵電力A 廣州發(fā)展24.8%8.5%4.6%24.8%8.5%4.6%2021 資料來源：廣州發(fā)展/粵電力A公告、 資料來源：廣州發(fā)展/粵電力A公告、縱向?qū)Ρ热紮C(jī)電廠盈利穩(wěn)定性欠佳，橫向?qū)Ρ炔煌姀S盈利能力各異。2018-2022年，上0.1元千瓦時(shí)左右，但其他電廠度電盈利波動較大。新疆哈密宣力燃?xì)獍l(fā)電投產(chǎn)后一直處于虧損狀態(tài)，2020年度電凈利低至-3.45元/千瓦時(shí)，主要系由于凈化設(shè)備無法正常運(yùn)行導(dǎo)致燃機(jī)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性較差，主要依靠燃?xì)忮仩t加汽輪機(jī)方式4.25億元。我們認(rèn)為造成盈利不穩(wěn)上海市不論調(diào)峰機(jī)組還是熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的容量電價(jià)和電量電價(jià)位于全國前列，上海漕涇熱2018-20224012-55054901小時(shí)的平均利圖表18：2018-2022年燃?xì)怆姀S度電盈利分析（元/千瓦時(shí)）20182019202020212022杭州華電半山發(fā)電0.080.090.070.030.02浙江浙能長興天然氣熱電0.050.080.100.040.01上海漕涇熱電0.100.080.090.100.13新疆哈密宣力燃?xì)獍l(fā)電-0.81-3.45-0.58-0.09廣東惠州天然氣發(fā)電0.040.090.010.03深圳市廣前電力0.060.080.12廣東粵華發(fā)電-0.20注：1）度電凈利潤=凈利潤/上網(wǎng)電量；2）空白值主要由于未披露或電廠該時(shí)期未正式投產(chǎn)發(fā)電資料來源：華電國際/上海電力/粵電力A公告、邊際成本決定市場競爭力，氣煤比需回落至1.91~2.42區(qū)間燃?xì)獍l(fā)電和燃煤發(fā)電機(jī)組類型對應(yīng)的發(fā)電邊際成本均有差異2024年中石油管道氣價(jià)加上氣電廠配氣費(fèi)計(jì)算，E/F/H級氣電的單位燃料成本分別為0.6025/0.5803/0.5391元/20241-4Q55001000MW/超超臨界600MW/600MW0.3208/0.3298/0.3377元/千瓦時(shí)。因650MW600MW900/800/700元/1.97/1.75/1.53元/方。圖表19：天然氣發(fā)電機(jī)組的單位燃料成本單位E級180MWF級450MWH級650MW發(fā)電氣耗率方/KWh0.1900.1830.170氣耗修正系數(shù)%555天然氣價(jià)格元/方3.023.023.02單位燃料成本元/KWh0.60250.58030.5391資料來源：中國能源報(bào)、華泰研究圖表20：燃煤發(fā)電機(jī)組的單位燃料成本單位超超臨界超超臨界超臨界超臨界亞臨界亞臨界1000MW600MW600MW300MW600MW300MW發(fā)電標(biāo)煤耗g/KWh285293300308314323動力煤Q5500均價(jià)元/噸884884884884884884單位燃料成本元/KWh0.32080.32980.33770.34670.35340.3635資料來源：煤炭清潔高效利用重點(diǎn)領(lǐng)域標(biāo)桿水平和基準(zhǔn)水平（2022年版）、、圖表：氣煤燃料比價(jià)（氣煤比0方天然氣價(jià)格和單噸0煤價(jià)的比值單位：噸/千方超超臨界超超臨界超臨界超臨界亞臨界亞臨界1000MW600MW600MW300MW600MW300MWE級180MW1.911.962.012.062.102.16F級450MW1.982.042.092.142.182.25H級650MW2.132.192.252.312.352.42資料來源：Wind、華泰研究根據(jù)上述方法計(jì)算，20102.98~5.84濟(jì)性低于煤電。因此氣電的應(yīng)用場景更多體現(xiàn)在高電價(jià)的調(diào)峰時(shí)段，如果是以氣電承擔(dān)區(qū)域內(nèi)的基礎(chǔ)負(fù)荷，則需要對于采購成本或者上網(wǎng)電價(jià)給予補(bǔ)償。天然氣價(jià)格中長期能否走低將成為影響氣電發(fā)展的核心因素之一。圖表2220102.98~5.84(元/噸)

(元/方,噸/千方)

秦港Q5500均價(jià) 天然氣價(jià)格（右、元/方） 氣煤比（右、噸/千方）2010年以來國內(nèi)的氣煤比長期處于2010年以來國內(nèi)的氣煤比長期處于2.98~5.84的高位區(qū)間。若要達(dá)到相同邊際成本，氣煤比需介于1.91~2.42之間（紅色標(biāo)記區(qū)塊）61,000 5800 4600 3400 2200 10 020082009201020112012201320142015201620172018201920202021202220232024資料來源：國家發(fā)改委、氣電拉動天然氣需求增長，氣源成本有望中長期向下氣電抬升國內(nèi)天然氣發(fā)展?jié)摿?，但增長與盈利或取決于LNG量價(jià)變化國內(nèi)天然氣表觀消費(fèi)量重回增長軌道年全國天然氣表觀消費(fèi)3,945億方，同比+7.6%2022年小幅下滑的勢頭。20241-2月全國天然氣7252024418日發(fā)布的藍(lán)皮書預(yù)計(jì)，在宏觀經(jīng)濟(jì)穩(wěn)步增長、國際氣價(jià)下4年全國天然氣消費(fèi)量將達(dá)2億立方米，2,4681,8008.3%43.2%。圖表232023+7.6%，20241-2月同比+14.8%(億方)22.821.922.821.917.718.315.612.612.611.112.713.812.912.914.712.515.114.810.510.67.87.46.87.62.8(1(0.9).8)(1.7)4,500

(%)25201510501996199719961997199819992000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021202220232M24注：表觀消費(fèi)量=國內(nèi)產(chǎn)量+進(jìn)口量-出口量資料來源：國家發(fā)改委、2023-25年氣電成為國內(nèi)天然氣需求增長主力2022（與工業(yè)燃料交替成為國內(nèi)天然氣需求增2022（42%，高于城市燃?xì)猓ㄉ钣脷?、商服用氣和車用氣）占比?。而天然氣發(fā)電占比自1年以來一直維持在15~20%區(qū)間內(nèi)。但隨著“十四五”國內(nèi)天然氣發(fā)電裝機(jī)的快速增長，其中2021/2022年投產(chǎn)771/649萬千瓦（國家能源局2023-2025年將投產(chǎn)1,868/2,624.9/1,478.6萬千瓦，2024-2025975/1065億方、同比+20%/+9%。圖表24：天然氣分領(lǐng)域用途占比 圖表25：預(yù)計(jì)2024-25年天然氣發(fā)電用氣比+20%/+9%天然氣發(fā)電YOY（%）(億方)天然氣發(fā)電YOY（%）17%16%17%16%15%15%%%%%%%%%%2011201220112012201320142015201620172018

城市燃?xì)?工業(yè)燃料 天然氣發(fā)電 天然氣化工

0

35%30%25%20%15%10%5%0%-5%201120122011201220132014201520162017201820192020202120222023E2024E2025E資料來源：國家發(fā)改委、國家統(tǒng)計(jì)局、預(yù)測 資料來源：中國能源統(tǒng)計(jì)年鑒、預(yù)測LNG量價(jià)或決定氣電增長與盈利空間管道氣價(jià)格相對便宜、供應(yīng)相對穩(wěn)定，優(yōu)先用于滿足民生相關(guān)度更高的城市燃?xì)猓欢M(jìn)口LNG小部分用于采暖季的城市民生保供，大部分用于工業(yè)與氣電的需求增長。從供給與需求的增量角度來看，2024-2025年國產(chǎn)氣與進(jìn)口管道氣的供給增長或難以滿足氣電的氣量95/16億方，202629億方；但若加上工業(yè)2024-2026171/113/562-3年供給缺口將主要由進(jìn)口LNGLNG價(jià)格的變化也將影響氣電增長與盈利的空間。圖表26：用于發(fā)電的天然氣供給缺口或主要由進(jìn)口LNG填補(bǔ)國產(chǎn)與進(jìn)口管道氣增量：滿足城市燃?xì)庠鲩L后的余量 需求增量：工業(yè)燃料 需求增量：天然氣發(fā)電(億方350國產(chǎn)與進(jìn)口管道氣增量：滿足城市燃?xì)庠鲩L后的余量 需求增量：工業(yè)燃料 需求增量：天然氣發(fā)電300250200150100500(50)(100)(150)2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023E 2024E 2025E 2026E資料來源：國家發(fā)改委、國家能源局、預(yù)測國產(chǎn)天然氣持續(xù)增產(chǎn)，進(jìn)口天然氣價(jià)格自高點(diǎn)回落2023年中國天然氣產(chǎn)量2,324100年中石油/中石化76/25/20億方，2024年中石油/億方。圖表27：2023年國產(chǎn)天然氣同比+5.6% 圖表28：三桶油是國產(chǎn)氣持續(xù)增產(chǎn)的重要柱(億方2,5002,000

(%)12國內(nèi)天然氣產(chǎn)量同比（右）國內(nèi)天然氣產(chǎn)量同比（右）

(億方2,5002,000

中石油 中石化 中海油 其他

81,50061,00042 5000 020162017201820192020202120222023

02016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023資料來源：國家能源局/國務(wù)院發(fā)展研究中心/自然資源部《中國天然氣發(fā)展報(bào)告（2022）》、國家發(fā)改委、

資料來源：中國石油/中國石化/中國海油年報(bào)、24-2570/80LNG2023年進(jìn)口管道氣同比+8.2%67817%2021年以來俄氣202224日俄氣與中石油簽署新的天然氣長期供應(yīng)協(xié)380億方/480億方/24-2570/802023年進(jìn)口LNG同比+13.5%994億方、LNG進(jìn)口LNG規(guī)模持續(xù)增長、24-25方。圖表29：2023年國內(nèi)進(jìn)口管道氣同比+8.2%、進(jìn)口LNG同比+13.5%，天然氣對外依存度42%(億方)進(jìn)口管道氣 進(jìn)口LNG 對外依賴度（右）1,20060002016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

(%)50454035302520151050資料來源：進(jìn)口天然氣價(jià)格自2022年末見頂回落。24年1/2/3月國內(nèi)進(jìn)口LNG均價(jià)同比-22%/-22%/-10%-12%/-3%/-8%234LNG年32.80元/216（1.3~2.8元/方241/2/3月國內(nèi)進(jìn)口管道氣均價(jià)同比-13%/-10%/-10%、環(huán)比+1%/0%/+1%238月以來管道31.98元/LNG價(jià)格的漲跌幅。圖表30：2024年1/2/3月國內(nèi)進(jìn)口LNG均價(jià)同比-22%/-22%/-10% 圖表31：2024年1/2/3月國內(nèi)進(jìn)口管道氣價(jià)同比-13%/-10%/-10%6進(jìn)口LNG價(jià)格同比（右） 環(huán)比（右）206進(jìn)口LNG價(jià)格同比（右） 環(huán)比（右）20515410350210%0-5

(元/方)進(jìn)口管道氣價(jià)格方)進(jìn)口管道氣價(jià)格同比（右） 環(huán)比（右）86420%-2-40% 2.0 0%0%0% 1.50%% 1.00.5 0%01/2004/2001/2004/2007/2010/2001/2104/2107/2110/2101/2204/2207/2210/2201/2304/2307/2310/2301/2401/2004/2001/2004/2007/2010/2001/2104/2107/2110/2101/2204/2207/2210/2201/2304/2307/2310/2301/24資料來源：海關(guān)總署、 資料來源：海關(guān)總署、LNGLNG長協(xié)價(jià)格或已出現(xiàn)向下拐點(diǎn)。供需結(jié)構(gòu)JKM202210月起延續(xù)同比下跌態(tài)勢，而歐洲的TTF202316/9個月移動均值（MA6/MA9）對于LNG長協(xié)更有參考意義，JKMMA6/MA920233月/4月出現(xiàn)同比回落的趨勢，LNG長協(xié)價(jià)格已出現(xiàn)向下拐點(diǎn)。圖表32：JKM價(jià)格自22年10月起延續(xù)同比下跌態(tài)勢 圖表33：TTF價(jià)格自23年1月起延續(xù)同下跌態(tài)勢(美元/百萬英

JKM收盤價(jià) 同比（右）

(%)

(歐元/兆瓦

TTF收盤價(jià) 同比（右）

(%)60熱) MA6同比（右） MA9同比（右）504030201005/2007/2005/2007/2009/2011/2001/2103/2105/2107/2109/2111/2101/2203/2205/2207/2209/2211/2201/2303/2305/2307/2309/2311/2301/2403/24

6005004003002001000(100)(200)

250時(shí)) MA6同比（右）05/2007/2005/2007/2009/2011/2001/2103/2105/2107/2109/2111/2101/2203/2205/2207/2209/2211/2201/2303/2305/2307/2309/2311/2301/2403/24

MA9同比（右）

7006005004003002001000(100)(200)資料來源：Bloomberg、 資料來源：Bloomberg、掛氣長協(xié)價(jià)格降幅或大于掛油長協(xié)。國內(nèi)LNG長協(xié)大部分采用直線型定價(jià)公式，即(G)=*指數(shù)A（%-%B（包含運(yùn)費(fèi)與通脹等NYMEX（HenryLNG長協(xié)定價(jià)公式中常見的掛鉤指數(shù)。HHMA6/MA920233月/5月持續(xù)同比下跌，掛鉤天然氣價(jià)格的LNG20232-10月同比持續(xù)下跌、LNG長協(xié)價(jià)格或進(jìn)入價(jià)格穩(wěn)定期。圖表34：NYMEX天然氣價(jià)格自23年3月起延續(xù)同比下跌態(tài)勢 圖表35：布油價(jià)格在23年2-10月同比大跌，但11月以來基本回穩(wěn)/MMBTu) /MMBTu) NYMEX天然氣6同比-6M（右） 右）10864201/1905/1901/1905/1909/1901/2005/2009/2001/2105/2109/2101/2205/2209/2201/2305/2309/2301/24

NYMEX天然氣3個月移動均值

(%)150100500(50)(100)

(美元/桶/桶)6個月移動均價(jià) 9右） 右10001/1905/1901/1905/1909/1901/2005/2009/2001/2105/2109/2101/2205/2209/2201/2305/2309/2301/24

(%)120100806040200(20)(40)(60)資料來源：Bloomberg、 資料來源：Bloomberg、氣電氣源成本定價(jià)機(jī)制：快速變化的上游成本+相對固定的中游管輸費(fèi)氣電廠燃料成本由上游氣源采購價(jià)格與中游管輸費(fèi)構(gòu)成。上游氣源通過高壓管道進(jìn)入城市門站，經(jīng)調(diào)壓后被輸送給電廠及工業(yè)大客戶；也有部分電廠通過直連天然氣長輸管道支干線的方式獲取氣源。因此，對于天然氣電廠而言，采購燃料成本主要由兩部分構(gòu)成，上游天然氣氣源的采購價(jià)格和中游管道的管輸服務(wù)費(fèi)。圖表36：天然氣氣源到終端的流轉(zhuǎn)過程：電廠采用專用調(diào)壓站進(jìn)行調(diào)壓與計(jì)量資料來源：深圳燃?xì)夤?、上游天然氣氣源的采購價(jià)格由三桶油供應(yīng)價(jià)格或者電廠自主采購LNG價(jià)格決定。三桶油（中石油、中石化、中海油）90%燃公司配氣、自主采購代輸或三桶油直供的方式，三桶油的供應(yīng)價(jià)格對于天然氣電廠的氣源采購成本都構(gòu)成決定性的影響。2024圖表37：根據(jù)中石油管道氣政策測算2024年各省綜合門站價(jià)同比均有不同程度下降20242023(元/方202420233.02.52.01.51.00.50.0

內(nèi)黑吉遼河北天蒙龍林寧北京津古江

山陜山寧甘青新東西西夏肅海疆

貴云四重湖湖州南川慶北南

江廣廣上浙江安海西東西海江蘇徽南資料來源：中石油、國家發(fā)改委、圖表38：2024-2025年中石油管道氣政策合同量內(nèi)氣源類型 量 非采暖季 采暖季 2024年4月-20253月

20234月-20253月管制氣居民65%55%18.5%15%非居18.5%20%非管制氣 固定量 32% 42% 70%~80% 浮動量 3% 3%現(xiàn)貨LNG到岸均價(jià) JKM指數(shù)調(diào)峰量 100% 注：價(jià)格比例為基于各省天然氣基準(zhǔn)門站價(jià)的上浮比例資料來源：中石油、類別量價(jià)基礎(chǔ)量30%非采暖季采暖季類別量價(jià)基礎(chǔ)量30%非采暖季采暖季≥40%≥60%定價(jià)量60%-聯(lián)動中石化進(jìn)口長協(xié)價(jià)順價(jià)量10%-聯(lián)動JKM或上海天然氣石油交易中心價(jià)格注：價(jià)格比例為基于各省天然氣基準(zhǔn)門站價(jià)的上浮比例資料來源：中石化、華泰研究圖表40：中海油華南地區(qū)2024年夏季合同價(jià)格方案JKM價(jià)格區(qū)間電廠到廠價(jià)格城燃美元/MMBTu元/方元/方8.05~10.052.993.00>10.053.143.15<8.052.842.85資料來源：中海油、3-5年進(jìn)行價(jià)格成本監(jiān)審氣管道管輸費(fèi)針對輸氣和配氣，采用“準(zhǔn)許成本加合理收益”原則制定了兩套監(jiān)審文件。其中，長輸和省網(wǎng)承擔(dān)輸氣功能，2016109日，發(fā)改委出臺《天然氣管道運(yùn)輸價(jià)格（試行82913市燃?xì)獬袚?dān)配氣功能，2017620日，發(fā)改委出臺《關(guān)于加強(qiáng)配氣價(jià)格監(jiān)管的指導(dǎo)意3-5圖表41：《天然氣管道運(yùn)輸價(jià)格管理辦法》輸氣價(jià)格監(jiān)管框架 圖表42：《關(guān)于加強(qiáng)配氣價(jià)格監(jiān)管的指導(dǎo)見》配氣價(jià)格監(jiān)管框架資料來源：國家發(fā)改委、 資料來源：國家發(fā)改委、2024年起大部分長輸管道運(yùn)價(jià)率較以往下調(diào)。202328日國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于（天然氣管道進(jìn)行了定價(jià)成本監(jiān)審，并據(jù)此核定了西北、東北、中東部及西南四個價(jià)區(qū)管道運(yùn)輸價(jià)格。核定西北價(jià)區(qū)運(yùn)價(jià)率為2元千方·公里（含%增值稅，下同，東北價(jià)區(qū)0.1828元/千方0.2783元/千方元/千方運(yùn)輸距離，計(jì)算確定管道運(yùn)輸具體價(jià)格表，并通過公司門戶網(wǎng)站或指定平臺向社會公開。2024112023公用環(huán)保公用環(huán)保圖表43202411(元/圖表43202411(元/方·千公里)0.500.450.400.350.300.250.200.150.100.050.00中東部價(jià)區(qū)資料來源：國家管網(wǎng)集團(tuán)公司、華泰研究免責(zé)聲明和披露以及分析師聲明是報(bào)告的一部分，請務(wù)必一起閱讀。唐山LNG西一線東段（中衛(wèi)以東西二線東段（中衛(wèi)以東西三線東段（中衛(wèi)以東LNG（貴陽-貴港段LNG2024安濟(jì)線2024鄂安滄線長寧線2023LNG外輸管線2023中開線中俄東線南段西北價(jià)區(qū)西一線西段（中衛(wèi)以西西二線西段（中衛(wèi)以西西三線西段（中衛(wèi)以西西北價(jià)區(qū)東北價(jià)區(qū)（黑河-永清段東北價(jià)區(qū)西南價(jià)區(qū)西南價(jià)區(qū)20（瑞麗-貴陽段20重點(diǎn)推薦標(biāo)的我們判斷氣源成本中長期下行，氣煤比收窄提升氣電在電力市場的競爭力，氣電價(jià)值有望獲得重估。氣電裝機(jī)實(shí)現(xiàn)突破，建議關(guān)注國投電力；存量氣電盈利見底回升，建議關(guān)注華能國際/華電國際圖表44：重點(diǎn)推薦公司一覽表最新收盤價(jià)目標(biāo)價(jià)市值(百萬)EPS(元)PE(倍)股票名稱股票代碼投資評級(當(dāng)?shù)貛欧N)(當(dāng)?shù)貛欧N)(當(dāng)?shù)貛欧N)20222023E2024E2025E20222023E2024E2025E華能國際600011CH買入 9.31 10.71146,149-0.470.540.780.86-19.8117.2411.9410.83華能國際電力股份902HK買入 4.94 5.7477,549-0.510.530.770.85-8.788.455.825.27華電國際600027CH買入 6.72 7.7368,7290.010.440.610.73672.0015.2711.029.21華電國際電力股份1071HK買入 4.23 5.0043,2630.000.450.600.72NA8.526.395.33國投電力600886CH買入 15.60 17.36116,2850.550.961.151.2728.3616.2513.5712.28昆侖能源135HK買入 7.37 8.1563,8150.730.710.750.789.169.418.918.57深圳燃?xì)?01139CH買入 7.62 8.8021,9210.420.500.620.6918.1415.2412.2911.04京能清潔能源579HK買入 1.81 2.0114,9230.350.370.400.494.694.444.103.35資料來源：Bloomberg，預(yù)測圖表45：重點(diǎn)推薦公司最新觀點(diǎn)股票名稱 最新觀點(diǎn)華能國際(600011CH)華能國際電力股份(902HK)華電國際(600027CH)華電國際電力股份(1071HK)國投電力(600886CH)

歸母凈利同比大幅增長，現(xiàn)金分紅達(dá)可分配利潤的57%華能國際發(fā)布年報(bào)，2023年實(shí)現(xiàn)營收/歸母凈利2543.97/84.46億元，同比+3.11%/+214.33%；對應(yīng)4Q23營收/歸母凈利為630.75/-41.18億元,同比+0.48%/-19.54%。公司2023年DPS為0.2元/股，現(xiàn)金分紅占可供分配利潤的57%（高于承諾的50%）?？紤]公司資產(chǎn)減值等問題，預(yù)計(jì)公司24-26年歸母凈利為122/136/159億元（前值：165/179/-億元）。預(yù)計(jì)公司24年新能源歸母凈利81.92億元和火電歸母權(quán)益597.16億元，分別給予24EPE21.5x和PB1.2x（可比公司一致預(yù)期24EPE/PB12.8x/1.06x，公司溢價(jià)考慮新能源盈利能力更強(qiáng)及火風(fēng)光一體化優(yōu)勢更佳；火電輔助服務(wù)收益表現(xiàn)突出），扣除永續(xù)債后目標(biāo)市值1682億元，對應(yīng)股價(jià)10.71元（前值：10元），“買入”。風(fēng)險(xiǎn)提示：煤價(jià)高于預(yù)期；市場化電價(jià)/煤電容量電價(jià)/利用小時(shí)數(shù)/風(fēng)光新項(xiàng)目投產(chǎn)不及預(yù)期；計(jì)提資產(chǎn)減值風(fēng)險(xiǎn)。報(bào)告發(fā)布日期：2024年03月20日點(diǎn)擊下載全文：華能國際(600011CH,買入):分紅57%，煤電盈利仍有釋放空間歸母凈利同比大幅增長，現(xiàn)金分紅達(dá)可分配利潤的57%華能國際電力股份發(fā)布年報(bào)，2023年實(shí)現(xiàn)營收/2543.97/83.57億元，同比+3.11%/+204.13%2023DPS0.2元/股，現(xiàn)金分紅24-26121/134/157（前值：161/174/-億元。2024年扣除永續(xù)債后BPS4.341.2x2024EPB（0.74x）25.74港幣（前值：5.06港幣）?！百I入”。風(fēng)險(xiǎn)提示：煤價(jià)高于預(yù)期；市場化電價(jià)/煤電容量電價(jià)/利用小時(shí)數(shù)/風(fēng)光新項(xiàng)目投產(chǎn)不及預(yù)期；計(jì)提資產(chǎn)減值風(fēng)險(xiǎn)。報(bào)告發(fā)布日期：2024年03月20日點(diǎn)擊下載全文：華能國際電力股份(902HK,買入):分紅57%，煤電盈利仍有釋放空間2023年公司歸母凈利同比大幅增長，分紅比例43.65%2023/1171.8/45.22022年基數(shù)調(diào)整后口徑41.5-49.8億元中值。2023DPS0.15元（含稅）15.3億元，占可供分配歸母凈利（10.1億元）43.65%。考慮煤價(jià)中樞A2024-202662/75/91（前值：71/83/-億元61/74/90（前值：70/81/-億元）AH股新能源/火電/15/1.25/2x10/0.80/2x24EPE/PB/PB，A/H7.73元/5.00港元（前值：6.69元/3.77港元），“買入”