电力行业6月月报：电力消费增速有所收窄，重磅电改政策有望落地

电力消费增速有所收窄，重磅电改政策有望落地 —电力行业6月月报 2023年7月30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 李春驰电力公用行业联席首席分析师 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：电力消费增速有所收窄，重磅电改政策有望落地 2023年7月30日 本期内容提要: 月度专题点评：新一轮电力市场化改革政策解读：电改政策回顾与展望。2015~2020年-市场机制初现，运行模式探索：9号文掀开了新一轮电力市场化改革的序幕。改革推进初期，市场机制、运行方式及市 场监管等推进较为缓慢。2021~2023年-电力系统面临转型，市场改革逐渐提速：新型电力系统”发展同时面临“双高”的渗透，适配于新型电 力系统的市场化改革也逐步出现提速。在“全国统一电力市场”的顶层设计概念下，电价实现-20%~+20%的浮动放开；辅助服务、输配电 价核定监管，以及需求侧响应相关政策接连出台。2023~2025年-市场 化改革推进展望：改革政策有望直击痛点，节奏或受宏观环境影响。 我们认为，本次《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》有望聚焦于新型电力系统中“缺电”和“弃电”并存的问题。源网荷储各环节中的灵活性主体有望因电改政策推进落实获得更高收益。 月度板块及重点上市公司表现：截至7月28日，7月电力及公用事业板块下跌0.5%，表现劣于大盘；7月沪深300上涨3.9%到3992.7；涨幅前三的行业分别是非银行金融(13.9%)、房地产(12.6%)、食品饮 料(9.3%)。截至7月28日，7月电力板块重点上市公司中涨幅前三的分别为中国核电(5.72%)、晋控电力(5.36%)、深圳能源(2.12%)。 月度电力需求情况分析：全社会电力消费增速同比回落。6月，全社会用电同比增长3.87%。分类用电增速涨幅均同比收窄，三产用电增速绝对值仍可观：6月，一、二、三产业用电量同比增速分别为14.03%、2.30%、10.12%，居民用电量同比增长2.16%。分板块：制造业电力消费增速略有回落，高技术装备制造和消费用电增速大幅收窄。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、汽车制造业；消费板块新增用电贡献率排名前三的为批发和零售业、交通运输业、住宿餐饮业；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、燃料加工业、非金属制品业。分地区来看，东部 沿海省份用电量领先，京粤蒙用电增速靠前。弹性系数方面，2023年二季度电力消费弹性系数为1.02。 月度电力生产情况分析：水风发电增速环比下降，火电光伏出力同比高增。6月份，全国发电量增长2.80%。分机组类型看，火电电量同比 上升14.2%；水电电量同比下降33.9%；核电电量同比增长13.8%；风电电量同比增长1.16%；太阳能电量同比增长8.83%。新增装机方 面，6月全国总新增装机3042万千瓦，其中新增火电400万千瓦，新 增水电102万千瓦，新增风电663万千瓦，新增光伏1721万千瓦，光伏装机持续高增。发电设备利用方面，1-6月全国发电设备平均利用小 时数1733小时，同比降低2.48%。其中，火电利用小时同比上升4.08%；水电利用小时同比降低26.73%；核电利用小时同比上升 2.64%；风电利用小时同比上升7.19%；光伏利用小时同比下降 4.64%。煤炭库存情况、日耗情况及三峡出库情况方面，煤炭库存环比下降；煤炭日耗环比下降；三峡水位同比持续下滑，三峡水库蓄水量同比有所回升。 月度电力市场数据分析：电网公司代理购电价格环比有所下降，同比上升明显。7月，电网公司月度代理购电价格为404.33元/兆瓦时，相较燃煤基准价上浮9.57%，环比下跌0.74%，同比上浮4.41%。广东7月月度交易价格与现货市场价格环比有所下降；山西7月月度交易有所回落，现货交易价格环比下降；山东7月现货交易价格环比上涨。 行业新闻：（1）7月11日，中央全面深化改革委员会第二次会议通过 《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》。（2）7月20日，国家能源局要求做好分布式在内的光伏发电全面入市准备。 （3）7月7日，国调中心、北京电力交易中心发布《关于落实优化省间电力现货市场交易价格机制的通知》（4）7月17日，福建省2023 年海上风电市场化竞争配置（第一批）结果出炉。（5）7月3日，全国新能源消纳监测预警中心公布2023年5月各省级区域新能源并网消纳情况。 投资观点：我们认为，国内历经多轮电力供需关系紧张之后，电力板块有望迎来盈利改善和价值重估。在电力供需矛盾持续激化的态势下，煤电顶峰价值凸显；在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。电力运营商受益标的：粤电力A、国投电力、华能国际、华 电国际、国电电力等；同时，煤电设备制造商和灵活性改造技术类公司也有望受益于煤电新周期的开启，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缓慢,电煤长协保供政策的执行力度不及预期。 目录月度专题：新一轮电力市场化改革政策解读：电改政策回顾与展望6 月度板块及重点上市公司股价表现8 月度电力需求情况分析9 月度电力供应情况分析14 电力市场月度数据21 7月行业重要新闻23 投资策略及行业主要上市公司估值表24 风险因素25 表目录表1：2015年至今主要电改政策汇总7 表2：山西电力市场7月月度交易情况22 表3：电力行业主要公司估值表24 图目录图1：各行业板块表现（%，截止至7月25日）8 图2：电力板块各重点上市公司表现（%，截止至7月24日）9 图3：全社会分月用电量对比（亿千瓦时）9 图4：全社会分月用电量同比增速对比（%）9 图5：一产分月用电量同比增速情况（%）10 图6：二产分月用电量同比增速情况（%）10 图7：三产分月用电量同比增速情况（%）10 图8：城乡居民分月用电量同比增速情况（%）10 图9：制造业分月用电量同比增速情况（%）11 图10：高技术装备制造业分月用电量同比增速情况（%）11 图11：消费分月用电量同比增速情况（%）11 图12：六大高耗能产业分月用电量同比增速情况（%）11 图13：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（%）12 图16：分地区6月当月用电量及增速情况13 图17：分地区1-6月累计用电量及增速情况13 图18：电力消费弹性系数情况13 图19：全国发电量累计情况14 图20：全国发电量分月情况14 图21：火电发电量累计情况14 图22：火电发电量分月情况14 图23：水电发电量累计情况15 图24：水电发电量分月情况15 图25：核电发电量累计情况15 图26：核电发电量分月情况15 图27：风电发电量累计情况15 图28：风电发电量分月情况15 图29：太阳能发电量累计情况16 图30：太阳能发电量分月情况16 图31：分地区分月发电量及增速情况16 图32：分地区累计发电量及增速情况16 图33：内陆17省区日均耗煤变化情况（万吨）17 图34：沿海8省区日均耗煤变化情况（万吨）17 图35：内陆17省区煤炭库存变化情况（万吨）17 图36：沿海8省区煤炭库存变化情况（万吨）17 图37：内陆17省区煤炭可用天数变化情况（天）17 图38：沿海8省区煤炭可用天数变化情况（天）17 图39：三峡出库量变化情况（立方米/秒）18 图40：三峡水库蓄水量变化情况（立方米/秒）18 图41：新增电源装机分月情况18 图42：新增火电装机分月情况18 图43：新增风电装机分月情况19 图44：新增光伏装机分月情况19 图45：分地区6月新增装机情况19 图46：分地区1-6月累计新增装机情况19 图47：发电设备平均利用小时数及同比情况20 图48：火电发电设备平均利用小时数20 图49：水电发电设备平均利用小时数20 图50：核电发电设备平均利用小时数20 图51：风电发电设备平均利用小时数20 图52：光伏发电设备平均利用小时数20 图53：电网公司月度代理购电价格情况（全国平均，元/MWh）21 图54：广东电力市场日前现货日度均价情况（元/MWh）21 图55：广东电力市场实时现货日度均价情况（元/MWh）21 图56：山西电力市场日前现货日度均价情况（元/MWh）22 图57：山西电力市场实时现货日度均价情况（元/MWh）22 图58：山东电力市场日前现货日度均价情况（元/MWh）23 图59：山东电力市场实时现货日度均价情况（元/MWh）23 月度专题：新一轮电力市场化改革政策回顾与展望 7月11日，中央全面深化改革委员会第二次会议召开。会议审议通过了《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》。会议强调：要科学合理设计新型电力系统建设路径，在新能源安全可靠替代的基础上，有计划分步骤逐步降低传统能源比重。要健全适应新型电力系统的体制机制，推动加强电力技术创新、市场机制创新、商业模式创新。要推动有效市场同有为政府更好结合，不断完善政策体系，做好电力基本公共服务供给。 我国新一轮电力市场化改革自2015年开始，历经8年时间，与“双碳”目标和能源转型发展“两期叠加”，中间遭遇改革进度停滞和缺煤少电保供危机等一系列问题与困境。而今，电改借由系统性问题暴露的窗口期持续深入推进，面向新型电力系统未来的发展需要，有望渡过改革“深水区”。回顾2015年电改9号文以来的政策发展，主要包括以下三个阶段： 1）2015~2020年-市场机制初现，运行模式探索：2015年3月15日，中共中央、国务院印发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，在行业内被简称为“中发9号文”。以 中发9号文的印发为标志，中国掀开了新一轮电力市场化改革的序幕。国家发改委随后发布“1+4”配套政策体系，即以《关于推进电力市场建设的实施意见》为总体规划，以“管住中间，放开两头”为核心思路，从发用电计划放开、输配电价核定、售电业务放开和交易机构独立四个方面开展电力体制机制改革。改革推进初期，市场机制、运行方式及市场监管等推进较为缓慢。紧随“9号文”提出的《关于推进电力市场建设的实施意见》，其中整体按照以现货市场为基础的市场体系直到2017年才开始逐步落实，首批8个现货试 点到2020年仍未能实现年度结算试运行，推进较为缓慢。电网输配电价监管自2016年才开始启动，初步确定区域电网、省级电网、增量配网等电网的输配电价。虽然各地同步积极成立独立交易中心，开展相应中长期交易，并且具备市场交易条件的煤电电价于2019年改革为“基准价+上下浮动”的市场化形成机制，但市场化交易电价依然受制于“2020年暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升”的行政管制。综合来看，2020年前电改推进仍处于发展初期，建设与探索较为缓慢。 2）2021~2023年-电力系统面临转型，市场改革逐渐提速：自2020年底“碳达峰-碳