公用事业行业研究：从火电项目核准与开工数据看重点省份未来3年电力供需_24页_1mb

2022年煤电项目简析

数量与节奏

• 2022-2023年煤电核准进入高峰期，2024年显著放缓。
• 据统计，2022和2023年分别核准约84GW、83GW煤电装机。
• 2024年1-8月核准约13GW，同比下滑791%。

区域分布

• 新核准项目主要集中在电力供需缺口大的省份：
  • 2022年：广东、安徽、浙江、江苏、江西（前五）
  • 2023年：河北、江苏、湖北、陕西、广东（前五）
  • 江苏国信、浙能电力、粤电力A煤机利用小时表现突出。

投资主体分析

• 国能集团：核准规模约32GW（18%），煤电联营增强收益稳定性。
• 国家电投、中煤集团、陕煤集团、华电集团：分别贡献约15GW、15GW、9GW、9GW。
• 电力集团绿电转型，竞争新能源配建指标。

2024-2026年煤电投产预测

• 计划投产：煤电分别45GW、89GW、46GW（24年、25年、26年）。
• 因开工项目延迟，调整后实际：45GW、65GW、71GW。
• 容量电价机制：2024-2025年补偿比例30%左右；2026年起提高至50%以上。
• 系统运行费用预计：25年增加45亿元；26年增加781亿元。

电力供需偏紧省份分析

安徽

• 2025年系统备用率约50%（中性），偏紧；极端天气尚可解决。
• 措施：陕北-安徽特高压24年投产，支撑电源增量缓解紧张。

浙江

• 2025年仍偏紧；2026年核电机组投产，配合特高压，备用率达13%。
• 极端天气与来水偏枯仍存在风险。

上海

• 未来三年支撑性电源增量有限，约23GW；电网互济亟需加强。
• 外来电通道未建设，供需依赖华东地区互济。

四川

• “靠天吃饭”特性显著，水电枯水期备用率剧降。
• 2025年迎峰度夏备有247%备用率（平水），枯水或达-33%负备用。

投资建议

• 关注地方性电力企业：皖能电力、新集能源、浙能电力、国投电力、申能股份。
• 重视支撑性电源布局省区资产集中项目。

风险提示

• 电力市场化不及预期（价格机制执行障碍）。
• 用电量不及预期（宏观经济影响、异常气象）。
• 煤价大幅上行（供应链变动、国际市场波动）。
• 容量政策实施节点或标准变更导致补偿影响。