电力行业11月月报：23年11月用电量增速创当年新高，煤电容量电价具体分摊情况出炉

23年11月用电量增速创当年新高，煤电容量电价具体分摊情况出炉 —电力行业11月月报 2024年1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：23年11月用电量增速创当年新高，煤电容量电价具体分摊情况出炉 2024年1月9日 本期内容提要: 月度专题点评：各地1月代理购电电价走势及煤电容量电价情况分析。煤电容量电价度电分摊情况：分布于0.46~3.68分之间，大多实现基准价上浮3~5%。就目前各地公布结果来看，煤电容量电价被正 式列入系统运行费部分向用户侧分摊，其度电分摊具体数值分布在 0.46~3.68分之间，大多集中于1~2分之间；相较于燃煤基准价的上浮占比分布在1.42%~9.73%，大多分布在3~5%左右。1月代理购电情况：整体同环比均有所下降，多数地区维持基准价上浮。就1月电网 代理购电情况来看，多数地区份出现电价同环比均下降的情况。其中，仅江苏、山东等八地区实现同比上升，仅山东等七地区实现环比上升。但从上浮比例来看，大多数地区依然实现相较于基准价上浮。 3.年度电价展望：年内煤价有望收窄后维持高位震荡，容量电价执 行后仍需电量电价维持较高上浮比例。我们预计2024年国内煤煤价基 本维持900-1100元/吨区间震荡走势。当前2024年电力长协签订工作 仍在推进过程中，自四季度以来走强的现货煤价有望支撑2024年电力年度长协电量电价维持较高比例的上浮。我们预计整体电价有望与2023年电价情况接近，部分地区有望接续实现20%顶格上浮。 月度板块及重点上市公司表现：12月电力及公用事业板块上涨0.3%，表现优于大盘；12月沪深300下跌1.9%到3431.1；涨幅前三的行业分别是有色金属(2.3%)、煤炭(0.3%)、公用事业(0.3%)。 月度电力需求情况分析：11月全社会电力消费增速同比高增。11月，全社会用电同比增长11.60%。分行业：全社会分类用电均呈同比高增，三产同比增速追平年内最高：11月，一、二、三产业用电量同比 增速分别为12.22%、9.76%、20.89%，居民用电量同比增长9.98%。分板块：消费板块电力消费增速环比持续抬升，高技术装备制造板块和高耗能产业同比增速保持稳健。分子行业看，高技术装备制造板块 中用电量占比前三的为计算机通信设备制造业、金属制品业和电气机械制造业。消费板块中占比前三的为批发和零售业、交通运输、仓储及邮政业和房地产业。六大高耗能板块中占比前三的为电力热力生产及供应业、有色金属冶炼及压延加工业和黑色金属冶炼及压延加工 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：发电量总体稳健增长，火电与新能源发电量持续增长，水电发电量涨幅收窄。11月份，全国发电量增长8.40%。 分机组类型看，火电电量同比上涨6.30%；水电电量同比上升5.40%；核电电量同比降低2.40%；风电电量同比上升26.60%；太阳能电量同比增长35.40%。新增装机方面，11月全国总新增装机3297万千瓦，其中新增火电283万千瓦，新增水电95万千瓦，新增风电 408万千瓦，新增光伏2132万千瓦，风光装机持续高增。发电设备利用方面，1-11月全国发电设备平均利用小时数3282小时，同比降低2.76%。其中，火电平均利用小时同比上升1.56%；水电平均利用小 时数同比降低9.01%；核电平均利用小时数同比上升1.46%；风电平均利用小时数同比上升1.05%；光伏平均利用小时数同比下降 3.33%。煤炭库存情况、日耗情况及三峡出库情况方面，内陆煤炭库 存环比下降，日耗环比下降；沿海煤炭库存环比下降，日耗环比下降；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：1月代理购电均价同比下降，环比略有回升。1月月度代理购电均价为411.99元/MWh，环比上升1.34%，同比下降7.16%。广东1月月度交易价格环比下行，12月现货市场电价上 涨明显；山西1月月度交易价格小幅下降，12月现货交易价格环比上升；山东12月现货均价持续下降。 行业新闻：（1）江苏2023年电力交易加权均价452.94元/兆瓦时，上 浮15.8%；（2）广东电力市场2024年度交易成交均价465.62厘/千瓦时，上浮2.6%；（3）山西、广东电力现货市场转入正式运行 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：各地1月代理购电电价走势及煤电容量电价情况分析6 月度板块及重点上市公司股价表现9 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 12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：山西电力市场1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1：2024年1月电网代理购电煤电容量电价度电分摊具体情况6 图2：2024年1月电网代理购电电价及浮动情况7 图3：2024年1月电网代理购电电价同环比变化情况7 图4：各行业板块表现（%，截止至12月30日）9 图5：电力板块各重点上市公司表现（%，截止至12月30日）9 图6：全社会分月用电量对比（亿千瓦时）10 图7：全社会分月用电量同比增速对比（%）10 图8：一产分月用电量同比增速情况（%）10 图9：二产分月用电量同比增速情况（%）10 图10：三产分月用电量同比增速情况（%）11 图11：城乡居民分月用电量同比增速情况（%）11 图12：制造业分月用电量同比增速情况（%）11 图13：高技术装备制造业分月用电量同比增速情况（%）11 图14：消费分月用电量同比增速情况（%）12 图15：六大高耗能产业分月用电量同比增速情况（%）12 图16：高技术装备子行业用电占比和新增贡献率（%）12 图17：消费板块子行业用电占比和新增贡献率（%）12 图18：六大高耗能板块子行业占比和新增贡献率（%）13 图19：分地区11月当月用电量及增速情况13 图20：分地区1-11月累计用电量及增速情况14 图21：电力消费弹性系数情况14 图22：全国发电量累计情况15 图23：全国发电量分月情况15 图24：火电发电量累计情况15 图25：火电发电量分月情况15 图26：水电发电量累计情况15 图27：水电发电量分月情况15 图28：核电发电量累计情况15 图29：核电发电量分月情况15 图27：风电发电量累计情况16 图28：风电发电量分月情况16 图32：太阳能发电量累计情况16 图33：太阳能发电量分月情况16 图34：分地区分月发电量及增速情况16 图35：分地区累计发电量及增速情况17 图36：内陆17省区日均耗煤变化情况（万吨）17 图37：沿海8省区日均耗煤变化情况（万吨）17 图38：内陆17省区煤炭库存变化情况（万吨）18 图39：沿海8省区煤炭库存变化情况（万吨）18 图40：内陆17省区煤炭可用天数变化情况（天）18 图41：沿海8省区煤炭可用天数变化情况（天）18 图42：三峡出库量变化情况（立方米/秒）18 图43：三峡水库蓄水量变化情况（立方米/秒）18 图44：新增电源装机分月情况19 图45：新增火电装机分月情况19 图46：新增风电装机分月情况19 图47：新增光伏装机分月情况19 图48：分地区11月新增装机情况20 图49：分地区1-11月累计新增装机情况20 图50：发电设备平均利用小时数及同比情况20 图51：火电发电设备平均利用小时数20 图52：水电发电设备平均利用小时数21 图53：核电发电设备平均利用小时数21 图54：风电发电设备平均利用小时数21 图55：光伏发电设备平均利用小时数21 图56：电网公司月度代理购电价格情况（全国平均，元/MWh）21 图57：广东电力市场日前现货日度均价情况（元/MWh）22 图58：广东电力市场实时现货日度均价情况（元/MWh）22 图59：山西电力市场日前现货日度均价情况（元/MWh）23 图60：山西电力市场实时现货日度均价情况（元/MWh）23 图61：山东电力市场日前现货日度均价情况（元/MWh）23 图62：山东电力市场实时现货日度均价情况（元/MWh）23 月度专题：各地1月代理购电电价走势及煤电容量电价情况分析 近日，全国各地2024年1月电网企业代理购电价格陆续公布，一同公布的还有各地煤电容量电费分摊至度电的情况。在当前大部分地区电力年度长协签订工作仍未完成，大多数地区的煤电容量电价具体实施细则还未正式发布的情况下，1月电网代理购电的结果和煤电容量电价度电分摊情况具有一定前瞻意义。对此我们分析与点评如下： 1.煤电容量电价度电分摊情况：分布于0.46~3.68分之间，大多实现基准价上浮3~5% 容量电价各地细节终现，整体情况符合预期。2023年11月8日，国家发改委能源局联合 发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，其中明确提出“本通知自2024年1月1日起 实施”。虽然大多数地区的煤电容量电价具体实施细则还未正式发布，但在1月代理购电电价中已有体现。就目前各地公布结果来看，煤电容量电价被正式列入系统运行费部分向用户侧分摊，其度电分摊具体数值分布在0.46~3.68分之间，大多集中于1~2分之间；相较于燃煤基准价的上浮占比分布在1.42%~9.73%，大多分布在3~5%左右。其中，度电分摊超过2分/千瓦时的共5个地区：河南3.6775分/千瓦时、重庆2.861分/千瓦时、广西2.300 分/千瓦时（前三名均为煤电功能转型较快的地区）、吉林2.176分/千瓦时、安徽2.100分/ 千瓦时。低于1分/千瓦时的共3个地区：青海0.460分/千瓦时、四川0.750分/千瓦时、北 京0.9681分/千瓦时。从整体来看，各地容量电价度电分摊情况基本符合先前“度电分摊 约2分”的推断。 图1：2024年1月电网代理购电煤电容量电价度电分摊具体情况 3.6775 3.5 10 3.0 2.8621 8% 2.5 2.3000 2.0 2.17602.1000 1.97001.95001.9000 6% 1.8000 1.5 1.61001.60001.60001.58001.5800 1.47001.4700 1.42001.40001.3900 1.24001.23001.22791.16501.1421 4% 1.0 0.9581