电力行业9月月报：电力消费需求持续高增，市场化改革政策接连出台

电力消费需求持续高增，市场化改革政策接连出台 —电力行业9月月报 2023年11月16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：电力消费需求持续高增，市场化改革政策接连出台 2023年11月16日 本期内容提要: 月度专题点评：现货推进与容量电价政策落地，电力市场化改革加速推进：现货推进文件重点点名进度滞后省份，煤电容量电价机制支撑煤电转型。加快电力现货市场建设工作文件重点点名进度滞后省份， 并明确现货市场推进时间表，对各地扩大电力现货市场建设的时间进 行了详细规定。煤电容量电价机制实现机组固定投资成本部分回收，并疏导至用户侧。政策主要影响：电力市场化改革持续推进，现货市场机制与煤电转型保障逐步完善。加快电力现货市场建设工作通知的 重要意义在于再度认可电力现货市场在优化资源配置、保证电力安全供应的显著作用，并督促部分省份加速推进现货市场建设。煤电容量电价机制的重要意义在于以市场化机制认可煤电的顶峰备用价值，明 确了煤电的压舱石作用。政策发展展望：现货市场有望全面铺开，灵 活性资源有望全面受益；煤电容量电价机制有望开启煤电估值逻辑重塑。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。火电、储能、需求侧响应等灵活性资源有望从中获益。而煤电容量电价机制的正式出台，意味着煤电资产将取得一部分稳定收益，煤电资产有望迎来价值重估，逐步走向合理盈利的PE估值体系。 月度板块及重点上市公司表现：10月电力及公用事业板块下跌 0.84%，表现优于大盘；10月沪深300下跌3.17%到3572.51；涨幅前三的行业分别是电子(4.4%)、汽车(2.4%)、农林牧渔(0.4%) 月度电力需求情况分析：9月全社会电力消费增速保持高速增长。9月，全社会用电同比增长9.89%。分行业：二产用电增速稳健增长，三产用电量增速显著上升：9月，一、二、三产业用电量同比增速分别为8.61%、8.73%、16.93%，居民用电量同比增长6.63%。分板块：制造业板块电力消费增速持续高位，高技术装备制造板块、消费板块、高耗能产业同比增速环比大幅抬升。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、房地产业；六大高耗能板块中新增用电贡献率排名前三的为电力热力供应业、化学相关制造业、黑色 金属加工业。分地区来看，东部沿海省份用电量领先，西部省份用电 增速领先。弹性系数方面，2023年三季度电力消费弹性系数为1.30。 月度电力生产情况分析：来水持续好转，水电发电量同比实现高增。9 月份，全国发电量增长7.70%。分机组类型看，火电电量同比上涨2.30%；水电电量同比上升39.20%；核电电量同比上升6.70%；风电电量同比下降-1.60%；太阳能电量同比增长6.80%。新增装机方面，9月全国总新增装机2778万千瓦，其中新增火电515万千瓦，新增水 电67万千瓦，新增风电456万千瓦，新增光伏1578万千瓦，风光装机持续高增。发电设备利用方面，1-9月全国发电设备平均利用小时数2716小时，同比降低2.97%。其中，火电利用小时同比上升1.49%； 水电利用小时同比降低13.26%；核电利用小时同比上升2.65%；风电利用小时同比上升3.03%；光伏利用小时同比下降4.33%。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；沿海煤炭库存环比上涨，日耗环比上升；三峡水位及水库蓄水量同比下降明显。 月度电力市场数据分析：11月代理购电均价同比持续下降。11月月度代理购电均价为408.30元/MWh，环比下降1.16%，同比下降5.48%。广东11月月度交易价格大幅下降，10月现货市场电价上涨明 显；山西11月月度交易价格小幅上涨，10月现货交易价格环比下降；山东10月现货均价大幅下降。 行业新闻：（1）（1）两部门联合印发《关于建立煤电容量电价机制的 通知》；（2）11月1日，国家发改委、国家能源局印发《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》；（3）10月25日，两部委发布 《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》；（4）10月25 日，中电联发布《2023年三季度全国电力供需形势分析预测报告》。 投资观点：我们认为，国内历经多轮电力供需矛盾紧张之后，电力板块有望迎来盈利改善和价值重估。在电力供需矛盾紧张的态势下，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，容量电价机制正式出台，明确煤电基石地位。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，我们判断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。电力运营商有望受益标的：国投电力、国电电力、 粤电力A、华电国际、华能国际等；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，设备制造商有望受 益标的：东方电气；灵活性改造有望受益标的：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 10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10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10月31日）8 图2：电力板块各重点上市公司表现（%，截止至10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10月当月用电量及增速情况12 图17：分地区1-10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10月新增装机情况18 图46：分地区1-10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：现货推进与容量电价政策落地，电力市场化改革加速推进 10月12日，国家发改委、国家能源局联合印发了《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》。11月10日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》。这是继7月11日，中央深改委会议审议通过《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》、9月18日国家发改委、国家能源局联合印发《电力现货市场基本规则（试行）》后，又两个电力市场改革政策端的重磅文件落地。 1.政策主要内容：现货推进文件重点点名进度滞后省份，煤电容量电价机制支撑煤电转型 加快电力现货市场建设工作文件重点点名进度滞后省份，并明确现货市场推进时间表，对各地扩大电力现货市场建设的时间进行了详细规定：首批试点中，福建进度较为滞后，至今尚未完成市场方案设计，也并未开展结算试运行，文件要求其于2023年底前开展长周期 结算试运行；浙江先前已经开展过数次结算试运行，《通知》要求其于2024年6月前前开展连续结算试运行；四川鉴于其水电占比高，季节性电力供应波动较大，不适宜直接套用其他地区成熟的现货市场机制的实际情况，《通知》并未给出明确时间节点要求，而是要求其结合实际持续探索高比例水电丰枯水季相衔接的市场模式与机制。第二批试点中，《通知》 要求辽宁、江苏、安徽、河南、湖北�省力争2023年底开展长周期结算试运行，此�试点先前均已开展数次结算试运行，已经基本具备开展长周期结算试运行的条件。而上海作为第二批试点中进度较为滞后的地区，仅完成市场规则设计，并未开展现货市场试运行，在《通知》中也并未对其设置时间表。部分较为积极的省份也有所提及，河北南网、江西、陕西等省区的现货市场进展与第二批试点基本拉平，《通知》同样要求其力争于2023年底 开展长周期结算试运行。此外，要求其他地区（除西藏外）力争在2023年底前具备结算试运行条件，按照“结算试运行-长周期结算试运行-连续结算试运行”的现货推进顺序，全国范围内的现货市场连续结算试运行有望在2025年左右实现，现货市场有望迎来全面推广。 煤电容量电价机制实现机组固定投资成本部分回收，并疏导至用户侧。煤电容量电价机制基本覆盖合规在运的公用煤电机组，并按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，煤电合理的固定成本标准统一确定为330元/（千瓦·年）。2024-2025年，全国大部地区执行30%的容量电价回收政策，补偿标准确定为1