电力行业10月月报：二三产电力消费稳定高增，新能源消纳问题正在逐步显现

二三产电力消费稳定高增，新能源消纳问题正在逐步显现 —电力行业10月月报 2023年12月7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：二三产电力消费稳定高增，新能源消纳问题正在逐步显现 2023年12月7日 本期内容提要: 月度专题点评：多地分时电价调整，分布式光伏接入受限，消纳问题正在逐步显现：多地分时电价调整：新能源占比较高省份多有调整，光伏大发时段电价降低。甘肃调整新能源发电交易价格机制，限制光 伏实际交易价格上限。湖北发布2024年分时电价征求意见稿，谷电时 段延长至5小时，且均为光伏高峰发电时段。山东2024年分时电价出台，峰谷实际价差拉大，深谷时段有所增加，除夏季外光伏出力大发 时段均调整为电价谷价。分布式新能源接入受限：多地出现接入裕度 不足情况。包括黑龙江、广东、福建等省份均出现部分县市分布式光伏接入空间不足的情况。政策发展展望：消纳问题正在逐步显现，辅助服务有望成为电改下一步焦点，灵活性资源有望全面受益。电价调 整与装机接入双重压制，新能源消纳问题正在逐步显现，针对弃电问题的辅助服务市场机制有望接续出台，成为消纳压力凸显时下一阶段的电改焦点。火电、储能、需求侧响应等灵活性资源因可以在辅助服务市场中灵活调节出力，平抑新能源的波动，有望实现增量收益而全面获益。 月度板块及重点上市公司表现：11月电力及公用事业板块上涨 0.37%，表现优于大盘；11月沪深300下跌2.14%到3496.2；涨幅前三的行业分别是煤炭(7.1%)、传媒(6.0%)、社会服务(5.6%)。 月度电力需求情况分析：10月全社会电力消费增速保持稳健。10月，全社会用电同比增长8.39%。分行业：二产用电增速基本稳定，三产用电量增速有所下滑：10月，一、二、三产业用电量同比增速分别为12.16%、8.58%、14.36%，居民用电量同比增长-0.65%。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、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、有色金属加工业和化学 相关制造业。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：发电量总体稳健增长，来水持续好转，水电发电量同比持续高增。10月份，全国发电量增长5.20%。分机组类型看，火电电量同比上涨4.00%；水电电量同比上升21.80%；核电电量 同比降低0.20%；风电电量同比下降13.10%；太阳能电量同比增长15.30%。新增装机方面，10月全国总新增装机2380万千瓦，其中新增火电428万千瓦，新增水电56万千瓦，新增风电383万千瓦，新增光伏1362万千瓦，风光装机持续高增。发电设备利用方面，1-10月全 国发电设备平均利用小时数2996小时，同比降低2.82%。其中，火电利用小时同比上升1.60%；水电利用小时同比降低9.93%；核电利用小时同比上升2.10%；风电利用小时同比下降0.06%；光伏利用小时 同比下降4.44%。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，日耗环比上升；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下降明显。 月度电力市场数据分析：12月代理购电均价同环比继续下行。12月月度代理购电均价为406.53元/MWh，环比下降0.43%，同比下降8.23%。广东12月月度交易价格环比回升，11月现货市场电价上涨明显；山西12月月度交易价格小幅下降，11月现货交易价格环比下降；山东11月现货均价持续下降。 行业新闻：（1）国家能源局综合司发布《关于公开征求电力市场信息披露基本规则（征求意见稿）意见的通知》；（2）陕皖直流工程年内有 望实现核准并开工建设；（3）全国新能源监测预警中心发布10月份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：1）全国性煤电龙头：国 电电力、华能国际、华电国际等；2）电力供应偏紧的区域龙头：皖能电力、浙能电力、申能股份、粤电力A等；3）水电运营商：长江电力、国投电力、川投能源、华能水电；4）设备制造商和灵活性改造有望受益标的：东方电气、青达环保、华光环能等。 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：多地分时电价调整，分布式光伏接入受限，消纳问题正在逐步显现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 11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11月30日）8 图2：电力板块各重点上市公司表现（%，截止至11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：多地分时电价调整，分布式光伏接入受限，消纳问题正在逐步显现 近期，包括湖北、山东、甘肃等省在内的多地调整2024年工商业用户分时电价，将传统的白天电价峰值时段调整为谷值。同时，包括广东、黑龙江、福建等省份公布省内试点县市区分布式光伏接入评估结果。其中，广东、福建多县市分布式光伏剩余接入空间裕度已告罄，其余多县市剩余接入裕度有限。多地分时电价调整，分布式光伏接入空间裕度受限，新能源消纳问题正在逐步显现。 1.多地分时电价调整：新能源占比较高省份多有调整，光伏大发时段电价降低 甘肃调整新能源发电交易价格机制，限制光伏实际交易价格上限。10月27日，甘肃省工信厅发布《甘肃省2024年省内电力中长期年度交易组织方案》，要求新能源企业需根据峰谷平时段和燃煤基准价确定分时交易基准价（峰段系数=1.5，平段系数=1，谷段系数=0.5），且各段交易价格不得超过交易基准价。按照甘肃燃煤基准价0.3078元/kWh计，甘肃峰平谷段的新能源交易价格上限分别为0.4617元/kWh、0.3078元/kWh和0.1539元/kWh。但甘肃峰段时段为7-9点和17-23点，谷段时段为9-17点，这也意味着光伏出力高峰时段均 为谷段，进而导致光伏交易价格或将大打折扣。湖北发布2024年分时电价征求意见稿， 谷电时段延长至白天5小时。11月17日，湖北省发改委发布《征求工商业分时电价机制 有关意见的通知》，其中尖峰时段为7月、8月20:00-22:00，其他月份18:00-20:00（共2小时）；高峰时段为7月、8月16:00-20:00、22:00-24:00，其他月份16:00-18:00、20:00-24:00(共6小时)；平时段为00:00-2:00、5:00-10:00、15:00-16:00(共8小时)；低谷时段 为2:00-5:00、10:00-15:00(共8小时)。由此可见，湖北省分时电价中平谷电占据白天10 个小时，白天谷电时段长达5小时，且均为光伏高峰发电时段，这对于自发自用余电上网 的工商业分布式光伏电站影响较大。山东2024年分时电价出台，峰谷实际价差拉大，深谷时段有所增加。11月24日，山东电网发布《2024年分时电价政策执行公告》。其中，山 东分时电价将“上网环节线损费用”和“系统运行费用”纳入分时电价政策执行范围，峰谷电价价差实际拉大。同时从时段来看，除夏季没有深谷外，全年深谷时段统一调整成11- 14点。相比于2023年，2024年分时电价增加了冬季的深谷时段，除夏季外光伏出力大发 时段均调整为电价谷价。 2.分布式新能源接入