电力设备：火电与核电投资增加带动产业链发展

当前新能源大规模装机、用电需求高增背景下，火电、核电作为重要基荷电源迎来新一轮建设周期，经历核准潮-开工潮后，我们认为2024年为设备商业绩兑现期，产业链公司受益投资增加，今年有望迎来业绩兑现期。 三大逻辑支撑火电装机 1）用电需求，国家能源局数据M1-M3用电量累计增速为9.8%，在用电需求提振情境下，火电利用小时数有望持续高位。2）煤价下行，火电厂成本改善，假设Q5500煤价由1021元/吨降低至864元/吨，火电企业点火价差则增加0.059元/kWh。3）政策，煤电容量回收比例逐步提升，火电厂稳定收益提升。用电需求+煤价下行+政策促进共同提振电厂装机积极性。 2024年为火电设备兑现高峰期 2022年/2023年火电核准量分别为68.5/72.2GW， 同比分别增长428.54%/5.37%，项目核准维持高值。以开工角度来讲，2022年/2023年火电开工量分别为66/124GW，同比分别增长34.1%/87.58%。火电建设周期一般为两年左右，对应2024年有望迎来设备收入兑现期，我们计算得出2024年火电设备投资约为1155亿元，同比增长58.42%。 核电装机高增大幅提升投资额 核电作为重要基荷电源，稀缺性较高，2022、2023均审批10台机组，核电具备长期成长性，2023年核电实现投资完成额949亿元，核电累计投资完成额同比增长20.8%，2024年1-2月，核电投资额为122亿元，同比增长39.5%，高核准高开工带动核电投资额增加。 2024年核电设备进入密集交付期 依据我们不完全统计 ，2020-2023年核电开工量分别为5.4/6.2/5.0/6.2GW，以核准和开工进度来看，2022年下半年核准机组及2023年7月核准机组，2024年内有望开工，我们预测2024年开工机组有望接近10.81GW。设备端交货期为FCD后2年，我们预测核电设备市场2024年约为565亿元，同比增长20.3%。 投资建议：电源投资额增加带动设备商获利 1）火电、核电装机持续，运营商利润提升，建议关注有装机增量的运营商如中国核电、华能国际、宝新能源等。2）电厂开工提速，2024年有望迎来设备收入兑现期，建议关注火电产业链设备商，如东方电气等。3）核电设备交付期一般为FCD两年后，2022年核准10台机组有望迎来设备订单兑现期，建议关注核电产业链设备商，如江苏神通等。 风险提示：煤价波动，政策推动不及预期，电源建设进度不及预期 1.火电：23年高开工量步入设备交付期 1.12023年新一轮火电建设步入开工阶段 火电基荷电源属性重视，新一轮火电建设兴起。本轮火电投资始于2022年，受到火电成本高企、能耗双控等影响，煤电装机偏低，2021年投产28GW，为近5年最低水平，导致基荷电源发展不足，2022年区域性缺电现象频发，因此煤电基荷电源重视度提升，2022年8月电规总院发布《未来三年电力供需形势分析》，提出保障2023-2025年1.4亿千瓦煤电按期投产。2022/2023年火电投资完成额分别为909/1029亿元，同比分别增长28.4%/15%，火电建设速度加快。 图表1：复盘新一轮火电建设情况（火电新增装机左轴，火电投资完成额右轴） 回顾装机（2020-2022年）：2021、2022年新增装机较低 2021/2022/2023年火电新增装机分别为46.28/44.71/65.67GW，同比分别为-18.23%/-3.39%/+46.88%，2021-2022主要系过去核准项目较少，开工项目较少，新增装机降低所致，随着项目开工增加，2023年装机提升。分结构来看2023年燃煤/燃气机组分别新增47.74/10.12GW，同比分别增长69.11%/59.62%。 2024M1 -M2，火电新增装机5.08GW，其中燃煤/燃气分别新增3.02/0.74GW。 图表2：2020-2022年火电装机结构 本轮装机（2021-2023年）：核准、开工视角展望 2022开启新一轮核准潮，2023年开工潮。2022年火电基荷电源属性重视后，火电迎来核准开工新周期，依据我们不完全统计，以核准项目来讲，2022年/2023年火电核准量分别为68.5/72.2 GW，同比分别增长428.54%/5.37%，项目核准维持高值。 以开工角度来讲，2022年/2023年火电开工量分别为66/124GW，同比分别增长34.1%/87.58%，火电项目核准到开工需要经过可研、申请路条、土建招标、主辅机招标等流程，开工时间或有延迟。 图表3：2021-2024（M1-M4中旬）火电核准、开工情况（GW） 月度角度：2022年9月份后核准、开工高增。从核准角度来看， 2022M1 -M6火电核准17.63GW，而 2022M7 -M12火电核准50.9GW，2022年下半年开启核准高峰，2023年1月、8月分别核准12.3/11.6GW，其余月份核准相对较为平均，核准2GW-7.3GW左右。从开工角度来看，2022H1火电开工18.6GW，2022H2火电开工47.5GW，2023年开工加速，2023H1火电开工48.4GW，2023H2火电开工75.4GW，从2024年角度来看， 2024M1 -M4中旬火电开工28.5GW，同比增长36.63%，运营商开工意愿增加。 图表4：火电核准情况（月度，GW） 图表5：火电开工情况（月度，GW） 按省份来看，核准项目主要集中在沿海省份和送出省份。新一轮火电建设重启，一方面为用电需求高地区基荷火电建设，另一方面为西北地区新能源装机丰富地区建设打捆送出火电，我们统计2022- 2024M1 -M4情况，广东/河北/陕西/湖北/浙江分别核准火电27.43/10.39/10.02/9.67/9.41GW。 图表6：2022- 2024M1 -M4各省火电核准项目情况（GW） 1.2支撑火电开工：用电需求+煤价+政策 火电运营商过去一方面担心煤-电顶牛造成成本倒挂，能耗双控等影响，另一方面担心新能源装机增长后，火电利用小时数下降，最终影响火电全生命周期收益率。 现在来看，成本端，长协煤机制兑现度逐年提高，成本改善；电价机制调整，容量电价给予煤电一部分稳定收益，未来回收比例提升，煤电稳定盈利能力增强，现货市场+辅助服务市场促进火电在电力系统中获得稀缺电价+调节价值，运营商担忧逐步消除，装机积极性提升。 用电需求提升：2024年用电需求高增，电厂利用小时数或有保障。 2024年下游行业回暖，依据国家能源局数据M1-M2累计用电量增速为11%，M3当月用电量增速为7.4%，同比高增，分产业来看， 2024M1 -M3第一产业/第二产业/第三产业用电量增速累计值分别为9.7%/8.0%/14.3%，用电增速有明显提升。在用电需求提振情境下，电厂对火电利用小时数过快下降的担忧有所改善，装机意愿提升。 图表7：用电量累计值及增速 图表8：第一/二/三产业用电量累计增速（%） 煤价改善：成本降低保障火电盈利能力 煤价同比降低。依据Wind数据，我们以Q5500煤炭为基准，截至4月17日，秦皇岛港（平仓价）/宁波港（库提价）/广州港国内煤（库提价）/广州港印尼煤价格分别为826/877/920/959元/吨，2024Q1均价分别为902/953/924/1008元/吨，同比分别降低20.1%/19.3%/27.3%/9.7%，煤价下行保障火电厂盈利能力提升。 图表9：煤价下行提升火电盈利空间，煤价（元/吨） 统调电厂煤炭库存高位。截至2024年3月15日，中国统调电厂煤炭库存1.895亿吨，同比增长18.44%，春季为火电厂需求淡季，一般3-5月份也为部分电厂检修期，耗煤量相对较低，当前电厂煤库存较高情况下，电厂购煤主动能力较强。 2024Q1港口煤炭库存维持低位运行。截至2024年4月12日，北方四港（秦皇岛港、曹妃甸港、京唐港、国投京唐港）合计库存1256万吨，同比降低15.25%，但年初至今合计库存维持在1300万吨左右，变化幅度较小，主要系下游电厂、非电领域需求较小，仅有部分刚需采购，成交量较少，港口库存低位运行。 图表10：统调电厂库存情况（万吨） 图表11：北方四港港口库存情况（万吨） 煤价下行对火电企业盈利能力测算： 以点火价差衡量火电企业边际盈利能力：点火价差=度电收入-度电成本=上网电价/（1+增值税率）-入炉煤价*度电煤耗 假设某电厂上网电价为0.45元/kWh，煤耗率为297克/kWh，Q5500动力煤价格由年初1000元左右降低至800元左右，假设Q5500煤价由1021元/吨降低至864元/吨，火电企业点火价差则增加0.059元/kWh。 图表12：部分煤电公司煤耗情况 图表13：煤价下降对火电企业盈利能力测算 政策频发：容量电价促进积极性 煤电容量回收比例逐步提升，火电开工积极性提高。煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定，煤电机组固定成本实行全国统一标准，为330元/kW，通过容量电价回收的固定成本比例逐年提升，2024~2025年多数地方为30%左右（100元/kW·年），河南、湖南、重庆、四川、青海、云南、广西为50%左右（165元/kW·年），并且从2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%，容量电价回收比例逐步提升。 图表14：各省级电网煤电容量电价表（2024-2025） 1.3投资额：2024设备投资额同比增长58%以上 造价成本拆分 火电成本造价：依据《火电工程限额设计参考造价指标（2022年水平）》，2X660MW机组单位造价3835元/kW，折算单台25.3亿元，扩建价格3282元/kW，折算单台21.7亿元；2X1000MW机组单位造价3506元/kW，折算单台23.1亿元，扩建价格3213元/kW，折算单台21.2亿元。 图表15：部分火电机组造价情况 以成本拆分角度来看，2X660MW设备成本占比42.32%，2X1000MW设备成本占比为43.18%，设备是成本结构中比例最高部分。 图表16：2X660MW机组各类费用比例 图表17：2X1000MW机组各类费用比例 火电投资节奏预判 2024年设备端订单有望迎来兑现期。火电建设周期一般为两年左右，火电项目核准后，电厂开始招标火电设备，锅炉厂进行设计，原材料采购等，设备交付阶段为主机施工阶段，因此火电开工高峰次年一般为锅炉厂订单兑现高峰。2023年火电开工同比增长87.6%，对应2024年有望迎来设备收入兑现期。 图表18：火电厂施工流程 综上，考虑到新建及扩建比例、660MW和1000MW机组比例，我们假设平均火电建设综合单价为3459元/kW，其中设备投资占比为42%，以开工节点为始计算，考虑2021-2022年煤价高企、开工意愿较低，同时疫情影响开工进度，我们假设施工周期为40个月，设备投资按月度平均分布，假设2024年全年火电开工量为63.5GW，我们计算得出2024年火电设备投资约为1155亿元，同比增长58.42%。 图表19：2023/2024年火电设备需求预测（亿元） 图表20：2024年火电月度投资节奏 2.核电：高核准基数提升产业链利润 2.12022-23审批10台机组，高成长性 重要基荷电源，发电量稳定，成长性足 核电发电量同比增长稳定，利用小时数稳定。核电作为基荷电源之一，重要性逐步提升，2024年1-2月核电发电量为691亿千瓦时，同比增长3.5%。从利用小时数角度来看，核电利用小时数近三年来维持7600h以上。 图表21：核电发电量情况 图表22：核电利用小时数（小时） 2022、2023年审批10台机组，成长性足。2022年核电审批10台机组，2023年7月份国常会核准6台机组，2023年12月29日，国常会上核准4台机组，2023全年核准10台，我们预计当前基荷电源地位提升，2024年预计核准10-12台机组，