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

（以下内容从国金证券《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》研报附件原文摘录）
投资逻辑：
2022年以来新核准煤电项目情况如何？①数量上看：22、23年煤电核准高峰期已过，24年核准节奏大幅放缓。“3个8000万”目标提出后，火电项目核准节奏显著提速。据我们不完全统计，22、23年全国分别核准火电项目装机规模约101、89GW。在“双碳”目标的约束下，尤其是新能源装机增长转化为电量增长有效缓解电力供需偏紧格局后，1~8M24全国共核准火电项目装机规模约14GW，其中煤电约13GW，核准规模较去年同期下降约79.1%。②分区域看：21、22年电力供需缺口越大的地区新核准煤电项目越多。22年以来新核准煤电项目主要是为了满足日益增长的用电需求、提高本地电力保障能力，因此22、23年新核准煤电项目最多的省份与21、22年电力供需硬缺口最大的省份有较高的重合度，排名前5的省份依次为广东、安徽、江苏、浙江、新疆。③分业主看：煤电联营盈利预期稳定，绿电转型争夺新能源配建指标。据统计，国能集团旗下企业以总计约32GW的规模位列第一，占新核准煤电项目总规模的约18%；国家电投集团和中煤集团新增核准煤电装机规模均超过了15GW，分别占比约9%和8%；陕煤集团和华电集团以超9GW的核准规模量位列第三梯队；大唐集团、华能集团以及浙能电力均以8GW的核准规模量居第四梯队。
24~26年预计每年将投产多少火电装机？基于煤电、气电项目建设周期分别为24和18个月的假设，预计24~26年全国将分别投产45、89、46GW的煤电，以及23、24、1GW的气电。若考虑到有约24GW的煤电在2023年12月开工，考虑到节假日等可能影响施工进度的因素，或无法精确实现在2025年底前投产，则24~26年每年将分别投产的煤电装机规模分别为45、65、71GW。
新投产煤电机组将增加多少系统运行费？根据11M23出台的煤电容量电价机制，2024~2025年，多数地方通过容量电价回收固定成本的比例为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些；2026年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。按照全国统一的煤电机组固定成本计算标准330元/KW·年，基于新投产机组从次年开始全额收取容量电费的假设，预计25/26/27年系统运行费用将分别增加约45.1/781.8/77.9亿元。
未来3年哪些省区电力供需仍可能偏紧？①安徽：中性情境下，2025年安徽省电力系统备用率有望达约5.0%，如遭遇极端天气情况，电力系统备用率或仅达1.2%。两种情境下系统备用率均大幅低于13%~14%的要求，需高度关注支撑性电源的建设投产进度并做好需求侧管理。2026年陕北-安徽特高压直流及在建支撑性电源集中投产，电力有效容量供需将得到极大改善，但极端天气情境下仍然偏紧。2027年新增支撑性电源规模将大幅回落，持续增长的用电需求消化适度超前规划的电力有效容量供应，中性情境下系统备用率回归合理区间。②浙江：在无极端天气且西南来水正常的中性情境下，2025年电力有效容量供需偏紧。2026年起省内在建核电机组将进入投产期，叠加甘肃-浙江特高压直流投产，系统备用率将达约13%。但若同时遭遇极端高温天气和西南来水偏枯，同年电力系统备用率或仅达3.5%、供需仍然紧张。③上海：预计24~26年上海市支撑性电源仅有约2.3GW增量，并且2028年之前无新增特高压直流投产，电力供需平衡有赖华东电网区域内互济。④四川：未来3年随着支撑性电源陆续建成投产，四川省电力系统有效容量供应能力将大幅提升，但应对极端天气的能力仍然不足。中性情景下，25年迎峰度夏期间四川省电力系统备用率有望达到32.3%；但对四川而言，连续高温天气在推升用电负荷的同时往往伴随着来水偏枯导致的水电出力水平下降，极端情况下未来3年电力有效容量供需将持续存在缺口。
投资建议
建议关注资产集中布局于电力供需偏紧省区的地方性电力企业，如皖能电力、浙能电力、国投电力等。
风险提示
电力市场化不及预期、用电需求不及预期、煤价大幅上行风险、容量政策执行力度/容量市场建设进度不及预期等