电力行业7月月报：容量电价重塑火电估值逻辑，来水恢复带动水电出力抬升

容量电价重塑火电估值逻辑，来水恢复带动水电出力抬升 —电力行业7月月报 2023年9月15日 证券研究报告行业研究 行业周报电力行业投资评级 看好 上次评级 看好 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 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 电力月报：容量电价重塑火电估值逻辑，来水恢复带动水电出力抬升 2023年9月15日 本期内容提要: 月度专题点评：容量电价机制托底合理收益，火电估值逻辑有望实现重塑。新型电力系统面临“缺电”与“弃电”并存局面，保供压力下火电项目建设积极性亟需容量电价支持。当前新型电力系统已经面临 “缺电”与“弃电”并存局面，煤电作用更为突出，无法替代。同时 煤电面临系统内重要定位转型，亟需定价机制改革以鼓励投资建设积极性。容量电价机制展望：认可火电顶峰价值，进而实现火电估值逻辑重塑。传统视角下的火电资产同时受价格弹性较大的现货煤价和价 格无弹性的管制电价压制，火电板块并没有体现作为公用事业的稳定盈利属性。容量电价机制的出台代表着火电资产部分收益因较为固定，故其估值可以摆脱传统视角下火电按资产质量估值的PB估值思路，逐步走向合理盈利的PE估值体系。投资主线：行业龙头全面受益，重点限电地区有望率先落地。火电龙头企业有望因机组体量大、 分布范围广而全面受益；部分过往出现限电情况或电力供应短缺情况的省份有望积极推进政策制定和落地。 月度板块及重点上市公司表现：8月电力及公用事业板块下跌4.5%， 表现优于大盘；8月沪深300下跌6.2%到3765.3；涨幅前三的行业分别是传媒(-1.1%)、煤炭(-2.1%)、石油石化(-3.3%)。8月电力板块重点上市公司中涨幅前三的分别为川投能源(3.46%)、华能水电(3.28%)、长江电力(2.80%)。 月度电力需求情况分析：电力社会用电需求增速显著上升。7月，全社会用电同比增长6.46%。分行业：二产居民电力消费增速稳中有升，三产用电增速略有回落：7月，一、二、三产业用电量同比增速分别为13.98%、5.71%、9.58%，居民用电量同比增长5.12%。分板块：高技术制造业用电需求上涨，高耗能产业用电需求增速由负转正，消费用电需求保持稳定增长。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、计算机及通信设备制造业、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黑色金属加工业、有色金属加工业、燃料加工 业。分地区来看，东部沿海省份用电量领先，内陆省份用电增速靠 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：风电发电增速抬升明显，水电发电同比大幅好转。7月份，全国发电量增长3.60%。分机组类型看，火电电量同比 上升7.2%；水电电量同比下降17.5%；核电电量同比上升2.9%；风电电量同比增长37.28%；太阳能电量同比增长6.4%。新增装机方面，7月全国总新增装机3120万千瓦，其中新增火电625万千瓦，新 增水电18万千瓦，新增风电332万千瓦，新增光伏1874万千瓦，风光装机持续高增。发电设备利用方面，1-7月全国发电设备平均利用小时数2079小时，同比降低2.49%。其中，火电利用小时同比上升 3.92%；水电利用小时同比降低24.86%；核电利用小时同比上升 2.30%；风电利用小时同比上升8.59%；光伏利用小时同比下降 5.11%。煤炭库存情况、日耗情况及三峡出库情况方面，煤炭库存环比上升；煤炭日耗环比下降；三峡水位及水库蓄水量同比显著上升。 月度电力市场数据分析：8月均价同环比上浮明显，9月均价年内环比首次下降。8月月度代理购电均价为419.01元/MWh，环比上浮6.09%，同比上浮6.15%。9月月度代理购电均价为409.68元/MWh，环比下降2.23%，同比下降0.72%。广东8-9月月度交易价格环比持续下降，现货市场电价下降明显；山西8月月度交易较基准价小幅上涨，现货交易价格环比大幅上涨；山东8月现货均价有所上涨。 行业新闻：（1）8月3日，国家发改委、财政部、国家能源局发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费 的通知》。（2）8月8日，国家电网有限公司哈密-重庆±800千伏特高压直流工程正式开工建设，标志着“疆电外送”第三通道建设正式启动。（3）8月25日，国家能源局发布《国家能源局关于进一步加强电力市场管理委员会规范运作的指导意见》,提出在全国范围内组建电力市场管理委员会。 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。在电力供需紧缺的态势下，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、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：容量电价机制托底合理收益，火电估值逻辑有望实现重塑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8 月度电力供应情况分析13 电力市场月度数据21 8月行业重要新闻23 投资策略及行业主要上市公司估值表23 风险因素25 表目录表1：山西电力市场8月月度交易情况22 表2：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8月31日）8 图2：电力板块各重点上市公司表现（%，截止至8月31日）8 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（%）9 图6：二产分月用电量同比增速情况（%）9 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（%）10 图10：高技术装备制造业分月用电量同比增速情况（%）10 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（%）11 图14：消费板块子行业用电占比和新增贡献率（%）11 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7月当月用电量及增速情况12 图17：分地区1-7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14 图24：水电发电量分月情况14 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15 图30：太阳能发电量分月情况15 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7月新增装机情况19 图46：分地区1-7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：容量电价机制托底合理收益，火电估值逻辑有望实现重塑 新型电力系统面临“缺电”与“弃电”并存局面，保供压力下火电项目建设积极性亟需容量电价支持 新能源短时内实现高比例渗透电力系统，当前新型电力系统已经面临“缺电”与“弃电”并存局面。从发电侧的角度看，我国风光装机和电量占比在过去10年左右时间已经实现快速提升。但由于新能源发电固有的强随机性、波动性和间歇性，当前新型电力系统面临“缺电”与“弃电”并存局面。从本质来看，大范围的新能源出力波动，叠加其出力“极 热无风、晚峰无光”特性，将导致极端天气下新能源出力的负相关性特征更为明显。新能源长时间低出力将给系统带来保供挑战。而在新能源高出力时段，系统消纳问题凸显。 “缺电”“弃电”并存问题下，煤电作用更为突出，无法替代。新型电力系统面临的缺电和弃电并存问题，对应到电力系统中即为顶峰资源和调峰资源的缺乏，火电特别是煤电的作用更为突出，无法替代。1）顶峰资源方面：立足于我国“富煤贫油少气”的一次能源结构、以火电为主的电源装机结构、和水电经济可开发裕度近乎枯竭，核电体量仍然较小的 现状，火电机组特别是煤电机组将成为在电力电量紧平衡阶段唯一一种可以实现大规模开工建设，且建设周期较短的支撑性顶峰电源。2）调峰资源方面：在当前时点，气电装机体量较小（截止至2022年底装机仅为11485万千瓦，占全部装机的4.48%）；抽水蓄能存在 工期较长（5~8年），自然条件要求较高（要求有河流有落差），建设情况较为复杂（涉及移民拆迁等社会问题）等问题，短期内难以实现大幅超预期的增量发展；电化学储能度电调峰成本仍在0.5元/kWh以上，相比于火电灵活性改造0.1元/kWh和抽水蓄能0.2元/kWh的调峰成本仍有较大差距，仍需要持续降本带来经济性提升。而煤电灵活性改造具有体量大，可调峰、技术成熟度高等特点，适用于高比例新能源渗透下的新型电力系统调节需求。 煤电面临系统内重要定位转型，亟需定价机制改革以鼓励投建积极性。在高比例新能源渗透下的新型电力系统中，新能源电量比重将实现逐步提升，成为电量部分的主体。而相对应地，煤电电量或将面临达峰后逐步下滑，并从先前以提供电能量为主的基荷电源转向提 供辅助服务调节和容量支撑的支撑调节电源。煤电盈利模式也将随定位转型而发生变化，在煤电电量逐步下滑时仅依靠现有“基准价+上下浮动”的单一电能量电价无法完全回收机组投资成本。因此