2022年12月电力行业月报：疫情高峰影响12月用电增速，年初现货电价回落

疫情高峰影响12月用电增速，年初现货电价回落 —2022年12月电力行业月报 2023年2月15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：疫情高峰影响12月用电增速，年初现货电价回落 2023年2月15日 本期内容提要: 月度专题点评：《新型电力系统发展蓝皮书》发布。新政要点：电力设计规划总院、中国电力联合会等产业单位于1月6日联合发布《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》。新型电力系统发展方向：确定 “三步走”发展路径。加速转型期（当前至2030年）：立足我国能源资 源禀赋，坚持先立后破，有计划实施碳达峰行动。总体形成期（2030年至2045年）：碳排放由峰值水平平稳降低，用电需求在2045年前后达到饱和。巩固完善期（2045年至2060年）：新型电力系统进入成熟 期，具有全新形态的电力系统全面建成，以新能源为电量供给主体的电力资源与其他二次能源融合利用。新型电力系统发展要点：六项重点任务，涵盖“源网荷储”及顶层机制。1）加强电力供应保障与支撑； 2）新能源开发与利用；3）储能的布局与应用；4）电网调控运行体系升级；5）核心技术与重大装备应用创新；6）配套政策与体制机制创 新。蓝皮书点评：“先立后破”凸显煤电价值，“源网荷储”发展各有侧 重。持续的电力供需矛盾和能源政策转向有望持续发掘和凸显煤电价值。电力市场化改革将有望成为疏导新型电力系统内供需矛盾的关 键。 月度板块及重点上市公司表现：1月，电力及公用事业板块上涨 2.2%，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南网能源、福能股份、新天绿能。 月度电力需求情况分析：疫情高峰影响严重，12月全社会用电量增速大幅下滑。12月，用电量同比增速-4.60%。1-12月用电量累计同比增速3.6%。分行业来看，一二产增速大幅下滑，三产增速逆势上涨。 一、二、三产业用电量同比增速分别为-8.70%、-12.50%和4.90%。分板块来看，制造业用电增速大幅下滑，消费用电同比增速有所转好。制造业板块用电量增速大幅下滑，高技术装备制造板块用电量同 比增速有所降低，六大高耗能产业板块用电量同比增速大幅下滑，消费板块用电量同比增速持续转好。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年四季度电力消费弹性系数为-0.005。 月度电力生产情况分析：发电量增速不及预期，新能源渗透率持续增长。1-12月份，全国发电量累计同比增长3.60%。分机组类型看，火电占比65.91%，同比增长1.20%；水电占比15.59%，同比增长1.10%；核电占比4.81%，同比增长2.50%；风电占比8.77%，同比 增长16.30%；太阳能占比4.92%，同比增长30.80%。风光发电量占比合计达到13.59%。新增装机方面，12月全国总新增装机5,398万千瓦，火电装机增速同比变化79.21%，装机投产增速逐渐起势；风电装 机同比变化-33.93%；光伏装机同比变化7.96%。发电设备利用方面，1-12月全国发电设备平均利用小时数3,687小时，同比降低3.27%。其中，火电平均利用小时同比降低1.46%；水电平均利用小 时同比降低5.36%；核电平均利用小时同比降低2.38%；风电平均利用小时同比降低0.49%；光伏平均利用小时同比增长4.37%。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；煤炭日耗下降；长江1月底水位有所恢复。 月度电力市场数据分析：广东月度交易价格高位横盘，现货价格环比下降；山西现货价格大幅下降，月度交易价格基本稳定；山东月度现货均价下降明显。1月，广东电力市场月度中长期交易均价为534.6元 /MWh，上浮15.5%。2月，广东电力市场月度中长期交易均价为 531.5元/MWh，上浮14.8%。1月日前现货交易均价为423.16元 /MWh，环比降低14.19%；实时现货交易均价为437.91元/MWh，环比降低15.89%。山西电力市场月度中长期交易均价为378.67元 /MWh，上浮14.1%。日前现货交易均价为274.21元/MWh，环比降低27.47%；实时现货交易均价为282.79元/MWh，环比降低27.18%。山东电力市场日前现货交易均价为327.36元/MWh，环比下降15.72%；实时现货交易均价为330.57元/MWh，环比下降9.80%。 行业新闻：（1）国家能源局：公开征求《新型电力系统发展蓝皮书 （征求意见稿）》意见；（2）国家发改委正式发文：逐步缩小代理购电用户范围；（3）国家电网辛保安：国家电网2023年投资将超过5200亿。 投资观点：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。在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，或将持续依赖系统调节手段的丰富和投入。此外，伴随着发改委加大电煤长协保供力度，电煤长协实际履约率有望边际上升，煤电企业的成本端较为可控。展望未来，我们认为电力运营商的业绩有望大幅改善。主要受益：电力运营商受 益标的：粤电力A、华电国际、华能国际、国电电力等；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：《新型电力系统发展蓝皮书》发布点评6 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14 电力市场月度数据20 1月行业重要新闻21 投资策略及行业主要上市公司估值表22 风险因素23 表目录表1：山西电力市场1月月度交易情况20 表2：电力行业主要公司估值表22 图目录图1：新型电力系统“三步走”发展路径6 图2：各行业板块1月表现9 图3：电力板块各重点上市公司12月表现9 图4：全社会当月用电量对比（亿千瓦时）10 图5：全社会当月用电量同比增速对比（%）10 图6：一产当月用电量同比增速情况（%）10 图7：二产当月用电量同比增速情况（%）10 图8：三产当月用电量同比增速情况（%）11 图9：城乡居民当月用电量同比增速情况（%）11 图10：制造业当月用电量同比增速情况（%）11 图11：高技术装备制造业当月用电量同比增速情况（%）11 图12：消费当月用电量同比增速情况（%）12 图13：六大高耗能产业当月用电量同比增速情况（%）12 图14：高技术装备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12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20：全国发电量累计情况14 图21：火电发电量累计情况14 图22：水电发电量累计情况15 图23：核电发电量分月情况15 图24：风电发电量累计情况15 图25：太阳能发电量累计情况15 图26：分地区累计发电量及增速情况15 图27：内陆17省区煤炭库存变化情况（万吨）16 图28：沿海8省区煤炭库存变化情况（万吨）16 图29：内陆17省区日均耗煤变化情况（万吨）16 图30：沿海8省区日均耗煤变化情况（万吨）16 图31：内陆17省区煤炭可用天数变化情况（天）16 图32：沿海8省区煤炭可用天数变化情况（天）16 图33：三峡出库量变化情况（立方米/秒）17 图34：新增电源装机当月情况17 图35：新增火电装机当月情况17 图36：新增风电装机当月情况17 图37：新增光伏装机当月情况17 图38：分地区12月新增装机情况18 图39：分地区累计新增装机情况18 图40：发电设备平均利用小时数及同比情况19 图41：2022年火电发电设备平均利用小时数19 图42：2022年水电发电设备平均利用小时数19 图43：2022年核电发电设备平均利用小时数19 图44：2022年风电发电设备平均利用小时数19 图45：2022年光伏设备平均利用小时数情况19 图46：广东电力市场日前现货日度均价情况20 图47：广东电力市场实时现货日度均价情况20 图48：山西电力市场日前现货日度均价情况21 图49：山西电力市场实时现货日度均价情况21 图50：山东电力市场日前现货日度均价情况21 图51：山东电力市场实时现货日度均价情况21 月度专题：《新型电力系统发展蓝皮书》发布点评 事件：电力设计规划总院、中国电力联合会等产业单位于1月6日联合发布《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》（以下简称《蓝皮书》）。这是我国官方发布的首部关于新型电力系统建设的文件。 点评： 1.新型电力系统发展方向：确定“三步走”发展路径 加速转型期（当前至2030年）：立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划实施碳达峰行动——量化目标较为明确：2030年非化石能源消费比重达到25%；用户侧 灵活调节和响应能力提升至5%以上；终端用能电气化水平提升至35%以上；新能源装机占比超过40%，发电量占比超过20%；煤电装机和发电量适度增长；抽水蓄能装机规模达到1.2亿千瓦以上，压缩空气储能、电化学储能、热储能等多种新型储能技术并存。 总体形成期（2030年至2045年）：碳排放由峰值水平平稳降低，用电需求在2045年前后达到饱和——新型电力系统总体形成，以新能源为主的非化石能源发电逐步替代 化石能源发电，成为系统装机主体电源；10小时以上长时储能技术攻关取得突破，实现日以上时间尺度的平衡调节 巩固完善期（2045年至2060年）：新型电力系统进入成熟期，具有全新形态的电力系统全面建成，以新能源为电量供给主体的电力资源与其他二次能源融合利用——电力用户侧与电力系统高度灵活互动；新能源逐步成为发电量结构主体电源；新型输电 组网技术创新突破；储电、储热、储气、储氢等覆盖全周期的多类型储能协同运行。 图1：新型电力系统“三步走”发展路径 资料来源：《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿），信达证券研发中心 2.新型电力系统发展要点：六项重点任务，涵盖“源网荷储”及顶层机制 1）加强电力供应保障与支撑：稳住煤电供应基本盘，推动煤电灵活低碳发展；加快“新能源+”模式，从新能源资源评估预测角度和加强源网荷储聚合的角度稳定新能源发电效率与出力水平。 2）新能源开发与利用：推动可再生能源一体化发展（风光大基地建设）；加强电网建设，推动电网主干网架升级；推动新能源就地开发利用（工厂、居民、商业分布式应用）；推动配网改造，建设分布式智能电网。 3）储能的布局与应用：抽水蓄能需统筹电力需求和站点资源；电化学储能以源侧、网侧、荷侧多应用场景同步发展；长时储能需重点解决跨季平衡调节。 4）电网调控运行体系升级：新能源预测精度、长时间尺度预测技术；“云大物移智链边”、新型数据基础设施。 5）核心技术与重大装备应用创新：发电部分：深海远海超大型海上风机，低成本硅晶电池，长时新能源功率预测，分布式新能源聚合，三代核电技术优化，四代核电研发，核聚 变技术，超临界二氧化碳发电，CCUS技术降本；输电部分：特高压柔直输电