2022年11月电力行业月报：消费用电增速由负转正，年度交易价格大幅上涨

消费用电增速由负转正，年度交易价格大幅上涨 —2022年11月电力行业月报 2023年1月5日 信达证券股份有限公司 CINDASECURITIESCO.,LTD 北京市西城区闹市口大街9号院1号楼邮编：110031 李春驰能源行业分析师 执业编号：S1500522070001联系电话：011-83326723 邮箱：lichunchi@cindasc.com 左前明能源行业首席分析师 执业编号：S1500518070001联系电话：011-83326712 邮箱：zuoqianming@cindasc.com 看好 上次评级 看好 投资评级 行业研究 行业专题研究 电力行业 证券研究报告 电力月报：消费用电增速由负转正，年度交易价格大幅上涨 2023年1月5日 本期内容提要: 月度专题点评：云南设立调节容量市场，明确煤电调节价值。新政要点：鼓励新能源购买煤电容量调节服务，若未达标将导致上网电价受损。云南鼓励配储比例未达装机规模10%的新能源企业向省内煤电企 业自行购买系统调节服务。调节容量价格由买卖双方在220元/千瓦·年上下浮动30%区间范围内自主协商形成。新政意义：煤电调峰能力可被等效为储能调节，以装机容量计，最高可获得114.4元/千瓦·年的容量补偿。云南调节容量市场机制是对于煤电调峰价值的制度化和市场化认可，将煤电调峰能力与储能调节能力等效对待，当地燃煤火电机组有望迎来业绩修复。新政影响：电力市场化改革推进下，煤电有望实现经营纾困，新能源和储能收益恐受影响。云南新政针对煤电企业 实施增量补偿，煤电有望实现经营纾困。“谁提供，谁获利；谁受益，谁承担”的市场化原则下，新能源需要额外承担辅助服务费用分摊的局面有望持续，收益率存在下行风险。煤电调峰能力与储能租赁同台竞价，储能市场空间恐被挤占和压缩。 月度板块及重点上市公司表现：12月，电力及公用事业板块下跌 4.4%，表现劣于大盘；电力板块重点上市公司中涨幅前三的分别为深圳能源、川投能源、华电国际。 月度电力需求情况分析：全社会用电量增速下降明显。11月，用电量同比增速0.4%。1-11月用电量累计同比增速3.5%。分行业来看，二产同比增速略有下滑，三产同比增速由负转正。一、二、三产业用电量同比增速分别为12.8%、0.50%和3.70%。分板块来看，制造业用电同比增速转负，消费用电同比增速由负转正。制造业板块用电量增 速转负增长，高技术装备制造板块用电量同比增速稍有降低，六大高耗能产业板块用电量同比增速持续下降，消费板块用电量同比增速结束持续两月的负增长，实现小幅转正。分子行业看，高技术装备制造板块中新增用电贡献率排名前三的子行业为电气机械制造业、计算机通信设备制造业、医药制造业；消费板块新增用电贡献率排名前三的为信息技术服务业、金融业、交通运输业；六大高耗能板块中新增用电贡献率排名前三的为有色金属冶炼及压延加工业、化学原料及化学 制品制造业、非金属制品业。分地区来看，东部沿海省份主要贡献用 电量增量，中西部省份用电量增速排名靠前。电力消费弹性系数方面，2022年三季度电力消费弹性系数为1.87。 月度电力生产情况分析：火电发电量持续增长，风光电量同环比增速 放缓。11月份，全国发电量同比增长0.1%。分机组类型看，火电电量 同比增长1.40%；水电电量同比降低14.20%；核电电量同比增长11.10%；风电电量同比增长7.84%；太阳能电量同比增长11.33%。同往年相比，11月总发电量增速延续10月态势，仍处低位，为同比过往三年内低点；火电发电量增速高于去年，年内连续第�个月份增速为正；水电发电量增速持续为负；风电光伏发电量依旧保持同比正增 速，但发电量增速同比与环比均出现较大幅度的下滑。新增装机方 面，11月全国总新增装机1,780万千瓦，其中新增火电装机600万千 瓦，新增水电装机286万千瓦，新增核电装机0万千瓦，新增风电装 机138万千瓦，新增光伏装机747万千瓦。新增装机中，火电装机大幅放量，风光装机增速放缓。发电设备利用方面，1-11月全国发电设备平均利用小时数3,375小时，同比降低3.27%。其中，火电平均利 用小时同比降低1.17%；水电平均利用小时同比降低6.13%；核电平均利用小时同比降低2.84%；风电平均利用小时同比降低1.18%；光 伏平均利用小时数同比增长5.53%。煤炭库存情况、日耗情况及三峡 出库情况方面，内陆煤炭库存环比下降，沿海煤炭库存环比上升；煤炭日耗上升；长江11月底水位为近年最差。 月度电力市场数据分析：广东现货均价持续下降，年度交易顶格上涨；山西月度现货均价波动剧烈，年度成交价格上涨明显；山东月度现货均价上涨明显。12月，广东电力市场月度中长期交易均价为 543.8元/MWh，日前现货交易均价为507.02元/MWh，较上月环比降低4.42%；实时现货交易均价为538.76元/MWh，较上月环比降低4.91%。广东电力市场2023年年度交易基本均为顶格成交。山西电力市场月度中长期交易均价为350.46元/MWh，山西电力市场日前现货交易均价为378.06元/MWh，较上月环比上升2.83%；实时现货交易均价为388.33元/MWh，较上月环比下降7.02%。山西电力市场2023年火电年度交易上浮16%~18%，上涨幅度较为明显。山东电力市场日前现货交易均价为388.44元/MWh，较上月环比上升15.36%；实时现货交易均价为366.46元/MWh，较上月环比上升11.53%。 行业新闻：（1）广东试点新能源进入现货市场竞价与交易；（2）国家发改委发文引导市场交易电价充分反映成本变化；（3）国资委宣布中煤集团与国家电投煤电整合。 投资观点：我们认为，国内历经多轮电力供需紧缺之后，电力板块有望迎来盈利改善和价值重估。电力供需紧缺的态势下，煤电顶峰价值凸显；电力市场化改革的持续推进下，电价趋势有望稳健中小幅上 涨，电力现货市场和辅助服务市场机制有望持续推广，容量补偿电价等机制有望出台。双碳目标下的新型电力系统建设，将持续依赖系统调节手段的丰富和投入。展望未来，在电力供需偏紧和电力市场化改革加速的催化下，煤电自2021年以来的业绩持续亏损状态有望大幅改 善，受益于电量和电价的齐升。电力运营商受益标的：国电电力、华电国际、华能国际、粤电力A等；设备制造商受益标的：东方电气；灵活性改造受益标的：龙源技术、青达环保、西子洁能等。 风险因素：宏观经济下滑导致用电量增速不及预期、电力市场化改革推进不及预期、电煤长协保供政策的执行力度不及预期等。 目录月度专题：云南设立调节容量市场，明确煤电调节价值7 月度板块及重点上市公司股价表现9 月度电力需求情况分析10 月度电力供应情况分析15 电力市场月度数据22 12月行业重要新闻24 投资策略及行业主要上市公司估值表26 风险因素27 表目录表1：山西电力市场11月月度交易情况23 表2：电力行业主要公司估值表26 图目录图1：各行业板块11月表现9 图2：电力板块各重点上市公司11月表现9 图3：全社会当月用电量对比（万千瓦时）10 图4：全社会当月用电量同比增速对比（%）10 图5：一产当月用电量同比增速情况（%）10 图6：二产当月用电量同比增速情况（%）10 图7：三产当月用电量同比增速情况（%）11 图8：城乡居民当月用电量同比增速情况（%）11 图9：制造业当月用电量同比增速情况（%）11 图10：高技术装备制造业当月用电量同比增速情况（%）11 图11：消费当月用电量同比增速情况（%）12 图12：六大高耗能产业当月用电量同比增速情况（%）12 图13：高技术装备制造板块子行业用电占比和新增贡献率（%）12 图14：消费板块子行业用电占比和新增贡献率（%）12 图15：六大高耗能板块子行业占比和新增贡献率（%）13 图16：分地区11月用电量及增速情况13 图17：分地区累计用电量及增速情况13 图18：电力消费弹性系数情况14 图19：全国发电量累计情况15 图20：全国发电量分月情况15 图21：火电发电量累计情况15 图22：火电发电量分月情况15 图23：水电发电量累计情况16 图24：水电发电量分月情况16 图25：核电发电量累计情况16 图26：核电发电量分月情况16 图27：风电发电量累计情况16 图28：风电发电量分月情况16 图29：太阳能发电量累计情况17 图30：太阳能发电量分月情况17 图31：发电量分月同比（%）17 图32：火电发电量分月同比（%）17 图33：水电发电量分月同比（%）17 图34：核电发电量分月同比（%）17 图35：风电发电量分月同比（%）18 图36：太阳能发电量分月同比（%）18 图37：分地区11月发电量及增速情况18 图38：分地区累计发电量及增速情况18 图39：内陆17省区日均耗煤变化情况（万吨）19 图40：沿海8省区日均耗煤变化情况（万吨）19 图41：内陆17省区煤炭库存变化情况（万吨）19 图42：沿海8省区煤炭库存变化情况（万吨）19 图43：内陆17省区煤炭可用天数变化情况（天）19 图44：沿海8省区煤炭可用天数变化情况（天）19 图45：三峡出库量变化情况（立方米/秒）20 图46：新增电源装机当月情况20 图47：新增火电装机当月情况20 图48：新增风电装机当月情况20 图49：新增光伏装机当月情况20 图50：分地区11月新增装机情况21 图51：分地区累计新增装机情况21 图52：发电设备平均利用小时数及同比情况21 图53：2022年火电发电设备平均利用小时数21 图54：2022年水电发电设备平均利用小时数22 图55：2022年核电发电设备平均利用小时数22 图56：2022年风电发电设备平均利用小时数22 图57：2022年光伏设备平均利用小时数情况22 图58：广东电力市场日前现货日度均价情况23 图59：广东电力市场实时现货日度均价情况23 图60：山西电力市场日前现货日度均价情况24 图61：山西电力市场实时现货日度均价情况24 图62：山东电力市场日前现货日度均价情况24 图63：山东电力市场实时现货日度均价情况24 月度专题：云南设立调节容量市场，明确煤电调节价值 事件：2022年12月11日，云南省发改委发布《云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）》，提出设立燃煤发电调节容量市场，2023年1月1日开始执行。 点评： 1.云南调节容量市场新政要点：鼓励新能源购买煤电容量调节服务，若未达标将导致上网电价受损 调节容量购买要求：鼓励配储比例未达装机规模10%的新能源企业向省内煤电企业自行购买系统调节服务。 燃煤发电企业最大发电能力和最小发电能力之间的可调节空间参与调节容量市场交易，试行期先按烟煤无烟煤额定装机容量的40%参与燃煤发电调节容量市场交易。 燃煤发电调节容量价格由买卖双方在220元/千瓦·年上下浮动30%区间范围内自主协商形成。 未自建新型储能设施、未购买共享储能服务且未购买燃煤发电系统调节服务的新能源项目上网电价按清洁能源市场交易均价的90%结算，结算差额资金纳入电力成本分担机制。 2.云南调节容量市场新政意义：煤电调峰能力可被等效为储能调节。以装机容量计，最高可获得114.4元/千瓦·年（按机组容量）的容量补偿 云南设立燃煤发电调节容量市场，是对于煤电调峰价值的制度化和市场化认可。相比 于其他各省市和地区开展的调峰辅助服务市场中，调峰辅助服务针对煤电“深度调峰容量部分”进行交易的情况，云南电力市场首次将最小机组出力以上部分（即所谓“义务调峰容量部分”）作为交易标的开展交易，是对煤电调峰价值的市场化认可。 同时，电力系统将煤电调峰能力与新型储能调节能力等效对待。新能源可自由选择租赁储能或者租赁煤电调峰容量。相比于新型储能高精度高频度的调节能力，煤电机组的调节能力主要在于调峰，精度稍弱。但此次云南新政仅考虑调节容量，而未考虑调 节资源的调节频度和精度。从调节