在火电从基荷能源转型成调节型电源的背景下，我们预测未来火电发电量下滑但装机规模提升。
目前政策支持火电重启，未来产业链将持续受益于新增建设、节能改造及灵活性改造需求。
火电设备投资额较大，建议围绕三条主线进行布局：1）核心零部件，包括无缝钢管、铸锻件、点火器等。
2）锅炉、汽轮机及发电机等主设备。
3）辅助设备及控制系统：包括管道系统、空冷器、空气及水处理、自动化控制等。
▍火电：立足基荷及调节电源，保障电力用能安全。
2023年，火电在电源装机中占比首次跌破50%。
传统可调节电源火电发电占比降低，供给侧新能源大规模接入+需求侧结构调整导致电源出力波动，进而对电力系统的安全运行造成冲击。
在此背景下，官方对火电“严控”态度放松，明确向基础保障性和系统调节性电源转型。
预计未来火电利用小时数将长期下降，用能安全诉求重新启动煤电审批及投资，新增火电盈利模式向辅助服务转移。
同其他技术相比，火电作为调节资源更具成本优势，初始投资成本显著低于其他调节资源。
因此我们认为火电装机规模增长与双碳目标并不冲突，调节电源的定位会催生新一轮的火电装机规模增长，但是火电发电量或将持续下滑。
▍政策支持火电重启，核准项目产能逐步释放。
火电设备需求可以拆分成三个部分：1）新增核准：据中国能源报报道，2022年，国家发改委明确提出煤电“三个8000万”目标，要求2022年、2023年煤电各开工8000万千瓦、两年投产8000万千瓦，并将“十四五”煤电发展目标由12.5亿千瓦上调至13.6亿千瓦。
2）节能改造：国家发展改革委和国家能源局于2021年11月联合印发了《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，我们预计2024/2025将分别完成50/30GW的节能改造。
3）灵活性改造：我们预计“十四五”期间火电灵活性改造市场空间中枢为158亿元。
另一方面，煤电打捆外送新能源，可以有效提高特高压线路的利用小时数，实现更高的外送通道利用率。
考虑到火电建设需求和电站建设周期，我们预计2024/2025煤电装机容量达6000/7000万千瓦。
▍设备投资占比较高，关注产业链重点环节。
根据《火电工程限额设计参考造价指标（2021 年水平）》（电力规划设计总院），以2×660MW和2×1000MW新建煤电项目为例，其EPC单位造价分别为3700元/kW和3373元/kW。
将设备投资进行拆分，锅炉是投资最大的项目。
2×660MW超超临界煤电项目的主机设备总造价为762元/kW，其中电站锅炉占424元/kW，电站汽轮机占227元/kW，汽轮发电机占111元/kW。
以2024年新投产60GW来计算，我们预测电站锅炉市场规模在300~350亿元，发电机市场规模在100~110亿元，汽轮机市场规模在160~180亿元。
重点推荐核心零部件及材料不锈钢钢管，1GW火电新增装机需要800吨的不锈钢钢管，我们保守估计全国火电新建需求60GW/年，改造需求30GW/年，替换需求10GW/年；预计未来每年需要8万吨不锈钢钢管。
▍风险因素：宏观经济增速下行风险；火电投资不及预期风险；用电需求不及预期风险；火电项目建设不及预期风险；原材料价格大幅波动风险；灵活性改造及节能改造需求不及预期风险；电力市场改革推进缓慢风险等。
▍投资策略。
火电从基荷能源转型成调节型电源，我们预测未来火电发电量将下降但装机规模仍将提升。
目前政策支持火电重启，未来火电产业链预计将持续受益于新增建设、节能改造及灵活性改造需求。
火电设备环节投资金额较大，我们建议围绕三条主线进行布局：1）核心零部件环节；2）锅炉、汽轮机及发电机等主设备领域；3）辅助设备及控制系统。
本文源自券商研报精选
