电力及公用事业行业深度分析：另一个有预期差的观察，天然气发电投资也在快速增长

天然气发电清洁高效且灵活性高，在“十四五”能源保供中意义重大：2021年四季度，由于能耗双控以及高煤价下火电企业发电意愿减弱的影响，电力供需紧张，广东、江苏、云南、四川、内蒙古、吉林等多省出现“拉闸限电”现象。2022年夏季，由于罕见高温导致汛期水电来水不佳，武汉、上海、四川等部分地区再次限电，能源保供重要性凸显。气电作为稳定的基荷电源，在能源保供中意义重大。另一方面，由于风电、光伏发电具有波动性、间歇性等弊端，随着我国新能源的大规模投产，电力调峰需求上升。天然气发电具备启停灵活、爬坡速率快等优势，可以有效且迅速的调节出力水平，且与煤电相比，响应速度更快、负荷变化能力更强，是电网调峰最为优质的电源之一。此外，从碳、氮、硫、烟尘等污染物排放来看，燃气机组相较于燃煤机组更加低碳清洁。根据GEGasPower测算，9F燃气机组的碳排放比煤电低将近60%。 “十四五”期间天然气发电规模有望提升超50%：广东省的气电规模在全国排名第一，“十四五”期间规划新增气电装机3600万千瓦，引领全国气电投资。除广东外，东部经济发达地区由于电力保供需求大，气电建设意愿也较强，2022年以来，浙江、上海、山东等省份相继发布气电十四五规划，其中浙江规划新增装机700万千瓦，上海与山东规划到2025年底装机分别达1250万千瓦与800万千瓦。此外，川渝等天然气资源丰富的地区气电投资意愿也较强，四川和重庆在“十四五”期间分别规划新增装机700万千瓦与500万千瓦。综合来看，仅五大省份合计规划新增装机就高达5560万千瓦，相比2020年底全国在运的9802万千瓦增长将超56%。后续不排除像江苏等其他气电大省装机，“十四五”期间天然气发电有望迎来大发展。 2021年四季度以来全国天然气发电核准提速：2021年前三季度气电项目核准量与规模极低，四季度开始我国燃气发电项目核准进程显著加快，据我们不完全统计，2021年四季度合计核准372.85万千瓦的燃气发电项目，2022年至今共核准规模达1465.5万千瓦，远高于2021年同期核准水平。气电投资从以前的更关注经济性，正逐步向更关注保供与调峰功能性转变，天然气发电增长进程有望在“十四五”时期迎来全面提速，因此，看好天然气发电全产业链设备端投资机遇。 投资建议：燃气轮机是天然气发电最为核心的设备，技术难度极高，2018年全球燃气轮机市场竞争格局中，GE、西门子、三菱占据主导地位。目前中国重型燃气轮机主机制造企业主要以上海电气、东方电气、哈尔滨电气与海外企业合资为主，合资生产商包括哈尔滨电气-GE、东方电气-MHI、上海电气-西门子、南京汽轮电机-GE等四个联合体。 电力规划设计总院披露，燃气-蒸汽联合循环机组2000-3000元/kW的单位造价中，设备购臵费占比接近六成；天然气电站中的入口单元、燃气预处理单元等燃气输配系统设备以及过滤器、分离器等辅助应用设备的价值量占整个电站总造价的1-3%。天然气发电快速增长背景下，建议关注燃气轮机辅机设备与输配系统板块龙头【水发燃气】、深耕燃气余热锅炉标的【华光环能】、【西子洁能】、国内燃气轮机主机制造龙头【东方电气】。 风险提示：政策推进不及预期；天然气电站建设速度不及预期；天然气价格维持高位。 1.从广东省电力“十四五”规划看天然气发电发展前景 1.1.广东省“十四五”规划新增3600万千瓦气电，引领全国气电投资 广东作为我国经济与能源消费大省，在保供要求下积极推动能源转型。根据《广东“十四五”电源结构分析与优化探讨研究》，目前广东省能源结构较为均衡，截至2020年底，全省电源装机容量为1.43亿千瓦，其中燃煤发电装机占比46%、天然气发电装机占比20%、核电装机占比11%、风光水、生物质等新能源装机占比约23%。 受能源结构转型需要，近年来广东省气电装机容量及占比不断提升。据《广东“十四五”电源结构分析与优化探讨研究》及Wind数据，广东气电装机容量从2010年的590万千瓦增至2021年底的3054.6万千瓦，年复合增速达16.1%，同时气电装机占比也从2010年的8.3%增至2021年的19.3%，成为广东省主力电源类型之一。广东省气电发展全国领先，据Wind数据，截至2021年底，全国天然气发电装机容量为10859万千瓦，广东省天然气发电装机约占全国天然气发电装机总量的28.1%。 图1：广东省2020年电源装机结构 图2：广东省气电装机容量及占比 “十四五”期间广东气电投资力度有望大幅提升。广东作为国内用能大省，能源保供及低碳转型双轨并进。随着能源系统不断扩大，需形成煤、油、气、核、新能源等多轮驱动的能源供给体系，气电作为灵活调峰、清洁、低碳的发电方式，未来有望成为广东地区煤电占比下降过程中的骨干电源，在电网的安全运行和电力供应保障中发挥重要作用。因此，“十四五”期间，广东省气电装机目标规划大幅提升，据《广东省能源发展“十四五”规划》，天然气作为广东“十四五”期间推动能源结构优化调整的重要选择，预计到2025年底，广东省天然气消费量将达480亿立方米以上，目标在“十四五”期间在省内工业园区、产业园区等有用热需求的地区按照“以热定电”的原则布局天然气热电联产及分布式能源站项目； 建成东莞宁洲、广州开发区东区“气代煤”、粤电花都等天然气热电联产项目和广州珠江LNG电厂二期、深圳光明等天然气调峰发电项目。目标在“十四五”期间新增天然气发电装机容量约3600万千瓦，到2025年末广东省气电装机有望达到6280万千瓦，较2020年底增长134.3%，广东天然气发电有望迎来高速增长期，仅广东一省的增量足以带来我国“十四五”期间天然气发电装机容量的大幅增长。 表1：广东省能源发展“十四五”规划 1.2.东部经济发达地区和川渝等产气省份气电投资意愿强 从历史气电装机分布上看，我国经济较发达的地区天然气发电装机容量排名靠前。根据GEGasPower发布的《加速天然气发电增长，迈向零碳未来》报告，截至2020年底，我国天然气发电装机规模前五大省份分别为广东、江苏、浙江、北京、上海，均为经济较发达的地区。其中广东省作为国内新型能源系统转型先锋，气电装机规模最高，江苏、浙江次之，超1000万千瓦。 图3：我国天然气发电装机容量全国前十大省份 从装机规划看，“十四五”期间东部经济发达地区与川渝等产气省份气电投资建设意愿较强。东部经济发达地区整体用电量较大，保供与调峰需求较强，因此气电作为基荷电源之一受重视程度高。除广东规划的3600万千瓦装机外，其他沿海发达省份也陆续发布了“十四五”期间天然气发电装机目标。例如，2022年5月浙江省在《浙江省能源发展“十四五”规划》中提出发挥气电过渡支撑作用，“十四五”期间新增气电装机700万千瓦以上，到2025年气电装机达到1956万千瓦，气电发电量占省内发电量比重提高到19%以上；2022年6月，山东省强调有序推动燃气机组项目建设，到2025年，燃气机组装机达到800万千瓦； 《上海市能源发展“十四五”规划》中提出，部分区域将从煤气并重逐步转向全部为气电，到十四五末气电规模达1250万千瓦。 表2：重点省份天然气发电“十四五”装机规划 此外，川渝等地区由于天然气资源丰富，对气电的投资意愿也较强。一方面，根据《“双碳”目标下川渝地区天然气与新能源融合发展对策研究》（李森圣等）一文披露，四川盆地的天然气资源量处于全国领先水平，高达39.94万亿立方米，其中包括14.33万亿立方米的常规天然气与21.63万亿立方米的页岩气等。凭借优渥的天然气资源储备，川渝地区积极推进天然气产业发展，《四川省“十四五”电力发展规划》提出到“十四五”末，四川省内天然气年产量630亿立方米。另一方面，川渝地区的水利发电占比较大，但由于其具有季节性及区域性分布特征，发电稳定性不高，“弃水”现象时有发生，具备调峰功能的电源重要性凸显。因此，川渝地区的气电装机规划也较高且明确。根据《四川省“十四五”电力发展规划》，“十四五”期间四川将不再新核准建设煤电项目，而将新增超600万千瓦的天然气发电装机规模；《重庆市能源发展“十四五”规划（2021—2025年）》也提出，到2025年重庆规划新增500万千瓦、储备600万千瓦的气电装机。 表3：四川盆地天然气资源量情况 综合来看，“十四五”期间，仅广东、四川、重庆、浙江、上海五省合计规划新增的气电装机规模就超过5560万千瓦，相比2020年底全国在运的9802万千瓦增长将超56%。后续随着其他省份规划的出台，“十四五”期间天然气发电有望迎来大发展。 2.十四五期间的天然气发电与之前有什么区别？ 2.1.受制于高气价，我国天然气发电发展速度较为缓慢 我国气电在电源结构中占比仍相对较低，具备较大增长空间。从历史上看，我国气电装机规模增长较为缓慢，据Wind数据，全国气电装机容量从2017年的7570万千瓦增长至2022年7月为11171万千瓦，年复合增速为8.1%；截至2022年7月，气电在我国总发电装机容量中占比仍较低，仅为4.55%。根据国家发改委、能源局发布的《电力发展“十三五”规划(2016-2020年)》，“十三五”期间我国气电装机规划新增5000万千瓦，达到11000万千万以上。然而根据Wind数据，截至2020年底，我国气电装机规模仅为9802万千瓦，未达成“十三五”目标，主要是由于高气价成本背景下，天然气发电厂的盈利能力受到影响，规模扩张受到抑制。 图4：全国天然气发电装机容量及占比 从发电量看，根据GEGasPower发布的《加速天然气发电增长，迈向零碳未来》，在我国电源结构中，煤电依然占据主导地位，2020年我国气电发电量为2470亿千瓦时，仅占当年总发电量的3.3%，远低于其他发达国家。按照国际经验，气电在能源转型中发挥着重要的作用，以日本、美国、英国为例，根据GasPower数据，2019年日本天然气发电量占总发电量比重达37%；根据BP披露，美国和英国的天然气发电量分别占各自总发电量的38.63%与40.1%。相比而言，我国天然气发电未来增长空间较大。 图5：全国天然气发电量及占比 图6：日本2019年发电量构成 2.2.天然气发电电价较高，经济性难以保障 我国气电发展缓慢主要受到以下两方面因素影响： 1）我国气源紧张背景下，气电机组的燃料成本偏高。我国天然气气源较为紧张，对外依存度较高，根据BP能源数据，2021年我国天然气年消费量为3786.94亿立方米，而年生产量仅为2092.13亿立方米，进口依存度高达44.8%，气源紧张致使我国燃气发电机组的发电成本较高。根据《天然气发电在中国能源转型期的定位与发展路径建议》（单彤文）的测算，以典型9F燃气机组与600MW燃煤机组为例，燃煤机组的燃料5000大卡动力煤的价格约为600元/吨，相当于28.66元/GJ，而燃气机组的燃气成本为2.6元/立方米，相当于79.49元/GJ，远高于燃煤机组的单位燃料成本；从总成本来看，尽管9F燃气机组在固定成本上具备一定优势，但其总成本高达0.659元/kWh，远高于燃煤机组的0.385元/kWh。与其他电源类型相比，气电经济性也较差，《天然气发电在中国能源转型期的定位与发展路径建议》（单彤文）中指出，气电综合成本区间约为0.59-0.72元/kWh，远高于煤电、水电、核电。在气电经济性难以保障的背景下，为维持燃气电厂盈利能力，国家与地方政府往往需要支付高额补贴去支撑其电价，因此我国历史上气电建设投资意愿较弱。 图7：中国天然气年产量、消费量、进口量及对外进口依存度 表4：我国气电与煤电机组发电成本对比 2）我国重型燃气轮机核心技术有待突破，设备购臵与维护成本较高。我国目前已经实现5万千瓦以下的轻型燃气轮机自主化技术能力，但5万千瓦以上的重型燃气轮机技术依然被美国GE、日本三菱、德国西门子等海外公司所垄断。根据《天然气发电在中国能源转型期的定位与发展路径建议》（单彤文），尽管目前我国燃气轮机的国产化率超过70%，但主要集中在价值量较小的部件，国产化部分的