电力行业8月月报：居民电力消费疲软，现货电价持续走低

居民电力消费疲软，现货电价持续走低 —电力行业8月月报 2023年10月9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：居民电力消费疲软，现货电价持续走低 2023年10月9日 本期内容提要: 月度专题点评：《电力现货市场基本规则》解读及点评。政策内容解读：明确市场模式设计，具有里程碑意义。市场机制方面，市场构成围绕“全电量出清+节点电价”的集中式市场模式，是综合考虑了山西 与广东市场的模式。市场衔接方面，要求中长期市场交易开展中长期分时段带曲线交易，并与现货市场运营衔接。市场结算方面，《基本规则》细化了电力现货市场结算方式，同时考虑中长协与现货市场衔接 过程中差量合约/差价合约两种方式的结算公式差异。调整内容分析：改革推进阻力仍在，费用疏导分摊尚未完成。正式发布文稿在辅助服务费用的分摊方面有做较大范围的调整。辅助服务费用向用户侧完全的下顺和疏导目前来看仍有难度。电力系统成本或仍需更多依靠挤占发电侧的利润空间。终端电价暂时难以实现应有上涨。政策发展展望：现货市场有望全面铺开，高波动环境下灵活性资源有望全面受益。展望未来，现货市场有望全面铺开。现货市场的核心是以高频的分时分区价格信号动态反映系统供需形势，发掘电能的时间和空间价值。在现货电价波动性较大的情况下，火电、储能、需求侧响应等灵活性的资源有望增厚收益。 月度板块及重点上市公司表现：9月电力及公用事业板块下跌0.8%，表现劣于大盘；9月沪深300下跌2.0%到3689.5；涨幅前三的行业分别是煤炭(9.6%)、石油石化(3.5%)、机械设备(1.1%)。 月度电力需求情况分析：全社会电力消费增速略有回落。8月，全社会用电同比增长3.89%。分行业：二产电力消费增速稳健增长，三产用电量增速略有收窄，居民用电增速同比大幅下滑：8月，一、二、 三产业用电量同比增速分别为8.60%、7.61%、6.56%，居民用电量同比增长-9.91%。分板块：制造业与高技术制造业电力消费同比持续高增，高耗能产业用电需求略有增长，消费用电需求增速有所收窄。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、计算机及通信设备制造业、金属制品业；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、信息技术服务业；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、化学相关制造业、非金属制品业。分地区来看，东部沿海省 份用电量领先，内陆省份用电增速领先。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：来水恢复助力水电出力大幅好转，风电发电 量大幅降低，光伏发电量同比实现高增。8月份，全国发电量增长 1.10%。分机组类型看，火电电量同比下降2.20%；水电电量同比上升18.5%；核电电量同比上升5.50%；风电电量同比下降9.40%；太阳能电量同比增长13.90%。新增装机方面，8月全国总新增装机2639万千瓦，其中新增火电202万千瓦，新增水电167万千瓦，新增风电 261万千瓦，新增光伏1600万千瓦，风光装机持续高增。发电设备利用方面，1-8月全国发电设备平均利用小时数2423小时，同比降低3.04%。其中，火电利用小时同比上升2.29%；水电利用小时同比降 低19.12%；核电利用小时同比上升2.42%；风电利用小时同比上升5.41%；光伏利用小时同比下降4.12%。煤炭库存情况、日耗情况及三峡出库情况方面，内陆煤炭库存环比上涨，日耗环比下降；沿海煤 炭库存环比下降，日耗环比上升；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：10月代理购电均价同比下降显著。10月月度代理购电均价为413.09元/MWh，环比上升0.83%，同比下降 6.28%。广东10月月度交易价格有所上升，9月现货市场电价下降明显；山西10月月度交易接近基准价，9月现货交易价格环比大幅下降；山东9月现货均价大幅下降。 行业新闻：（1）9月7日，国家发改委和国家能源局联合发布了《电力 现货市场基本规则（试行）》。（2）9月15日，国家发展改革委等部门关于印发《电力需求侧管理办法（2023年版）》的通知。（3）9月18日，国家能源局发布关于2022年度全国可再生能源电力发展监测评价结果的通报。（4）9月28日，全国新能源消纳监测预警中心发布 《2023年8月全国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：《电力现货市场基本规则》解读及点评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20 9月行业重要新闻22 投资策略及行业主要上市公司估值表23 风险因素24 表目录表1：山西电力市场9月月度交易情况21 表2：电力行业主要公司估值表23 图目录图1：各行业板块表现（%，截止至9月30日）8 图2：电力板块各重点上市公司表现（%，截止至9月30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8月当月用电量及增速情况12 图17：分地区1-8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14 图26：核电发电量分月情况14 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15 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）16 图34：沿海8省区日均耗煤变化情况（万吨）16 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）17 图40：三峡水库蓄水量变化情况（立方米/秒）17 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18 图44：新增光伏装机分月情况18 图45：分地区8月新增装机情况18 图46：分地区1-8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19 图48：火电发电设备平均利用小时数19 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）20 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）22 图59：山东电力市场实时现货日度均价情况（元/MWh）22 月度专题：《电力现货市场基本规则》解读及点评 9月7日，国家发改委、国家能源局共同正式印发《电力现货市场基本规则》。这是我国首个国家层面电力现货市场交易规则，对于构建全国统一电力市场体系，提升电力安全保供能力，助力新型电力系统建设具有重要意义。 1.政策内容解读：明确市场模式设计，具有里程碑意义 《基本规则》中最核心的部分是市场交易规则部分，包含市场构成与价格、市场衔接机制与市场结算三个章节内容。市场机制方面，市场构成与价格章节对市场模式和机制进行概括，允许各地根据实际情况进行市场构成与价格机制的选择。其中，市场构成重点围绕“全电量出清+节点电价”的集中式市场模式，本质上来说是综合考虑了现有第一批长周期结算试运行的优秀试点山西与广东的市场模式。 市场衔接方面，市场衔接机制部分对现货市场与中长期、代理购电、辅助服务与容量补偿机制衔接原理进行了规定。电能量部分，《规则》要求中长期市场机制不断优化，交易更高频更精细，并与现货市场运营衔接，开展中长期分时段带曲线交易。代理购电应定期预测 工商业用户典型负荷曲线和分时段用电量，通过参与场内集中交易方式形成分时合同。辅助服务部分，要求调频、备用辅助服务市场在具备条件时应与现货市场联合出清，对于现货市场运行期间已通过电能量市场机制完全实现系统调峰功能的，原则上不再设置调峰辅助服务品种。容量补偿机制和现货市场在限价、结算等方面需有效衔接。 市场结算方面，《基本规则》细化了电力现货市场结算方式，同时考虑中长协与现货市场衔接过程中差量合约/差价合约两种方式的结算公式差异，并采用结算参考点参与结算。此外，规定电力市场结算不得设置不平衡资金池，每项结算项目均需独立记录，分类明确疏导。 2.调整内容分析：改革推进阻力仍在，费用疏导分摊尚未完成。 相比于去年12月发布的《征求意见稿》，正式发布文稿在辅助服务费用的分摊方面有做较大范围的调整。关于现货市场与辅助服务市场的衔接部分，原先“加快辅助服务费用向用 户侧合理疏导”的表述删除。原先“按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，建立用户侧参与辅助服务费用的分摊与返还机制”改为现行“辅助服务费用由发用电两侧按照公平 合理原则共同分担”的表述。辅助服务费用向用户侧完全的下顺和疏导目前来看仍有难度， 电力系统成本或仍需更多依靠挤占发电侧的利润空间。终端电价暂时难以实现应有上涨。 3.政策发展展望：现货市场有望全面铺开，高波动环境下灵活性资源有望全面受益 展望未来，在全