公用事业行业深度研究-我国气电行业目前盈利性如何？-天风证券_18页_1mb

我国气电行业在“十四五”期间核准速度加快，截至2023年末装机规模约126亿千瓦，2010-2023年年均复合增速达127%。全国层面，气电发电量占比从2010年的18%升至32%，但低于全球平均水平（23%）。地区层面，气电装机高度集中，广东、江浙沪、京津为主要区域，其中广东、江苏、浙江燃气轮机装机分别为394GW、216GW、115GW。13个省份提出“十四五”气电规划，广东新增装机规模最大（约3600万千瓦），部分省市如天津、广东、上海实际完成度超预期（1357%、354%、258%）。

气电机组分为简单循环和燃气-蒸汽联合循环，H级机组效率最高超60%。国内以调峰和热电联产为主，广东调峰机组占比70%-80%，京津热电联产占比100%，江苏热电联产超70%。与煤电相比，气电具备调节能力强、排放低、效率高、建设周期短等优势。

上网电价政策呈现地区差异，长三角、珠三角普遍采用两部制电价，广东、浙江按机组类型划分，江苏、上海按项目用途划分。上海调峰机组和热电联产机组容量电价较高（年44412元/千瓦和438元/千瓦），广东容量电价为100元/千瓦。电价与气源成本联动机制覆盖主要区域，但广东电价相对较低。

发电成本以燃料成本为主，2022-2023年广州发展、申能股份气电燃料成本占比分别达72.5%和75.8%。2021年起进口LNG价格上升，导致除东部电厂外的气电度电成本明显抬升。粤电力、浙能长兴热电因天然气价格波动致净利润下滑，而上海区域因稳定电价和利用小时数保持较高盈利能力。

投资建议聚焦设备制造（东方电气、哈尔滨电气、上海电气）、天然气采购（新奥股份、九丰能源、新天绿色能源）及运营企业（深圳燃气、上海电力、申能股份）。风险提示包括政策变动、建设推进不及预期、天然气价格波动、核心技术瓶颈及宏观经济影响。行业利用小时数（平均2588小时）明显低于美日（5394小时、3027小时），且区域间差异较大，影响盈利稳定性。