电力行业12月月报：23年电力消费需求同比实现高增，辅助服务市场基本政策有望落地

23年电力消费需求同比实现高增，辅助服务市场基本政策有望落地 —电力行业12月月报 2024年2月6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年电力消费需求同比实现高增，辅助服务市场基本政策有望落地 2024年2月6日 本期内容提要: 月度专题点评：辅助服务市场政策推进在即，火电灵活性改造进程有望加快。辅助服务机制与架构：以深度调峰为主，仍处于发电侧“零和博弈”阶段。全年全国电力辅助服务费用总量大约在600-700亿元的数 量级。分结构来看，当前辅助服务费用仍以深度调峰补偿为主。辅助服务费用在发电侧的“零和博弈”直接压制企业自主改造动力。火电灵活性改造方面：灵活性改造节奏加快，我们预计“十四🖂”大概率超预期完成改造目标；剩余待改空间仍然广阔。2021-2022年完成灵活性改 造规模1.88亿千瓦，已经超过“十四🖂”目标的90%。我们预计火电灵活性改造进度大概率超预期完成“十四🖂”既定目标。扣除已改造完成部 分，存量可进行火电灵活性改造规模为6.11亿千瓦。主要影响：辅助 服务费用有望实现增量疏导分摊，灵活性改造标的和纯火电运营商有望受益。全国性的辅助服务市场机制有望在近期出台，且未来伴随辅助服务费用逐渐由发电侧向用户侧进行分摊，辅助服务费用有望实现 增量收取，获得调峰收益的积极性有望同步提振。 月度板块及重点上市公司表现：1月电力及公用事业板块下跌1.0%，表现优于大盘；1月沪深300下跌6.3%到3215.4；涨跌幅前三的行业 分别是煤炭(6.7%)、公用事业(-1.0%)、石油石化(-1.2%)。 月度电力需求情况分析：2023年全年电力消费增速同比高增。2023年12月，全社会用电同比增长9.90%。分行业：三产用电量增速创年内新高，居民用电同比增速略有降低：2023年12月，一、二、三产 业用电量同比增速分别为19.47%、9.43%、22.14%，居民用电量同比增长-0.55%。分板块：高技术装备制造板块和消费板块同比增速保持稳健，高耗能产业电力消费增速有所收窄。分子行业看，高技术装 备制造板块中用电量占比前三的为金属制品业、计算机通信设备制造业、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年四季度电力消费弹性系数为1.94。 月度电力生产情况分析：发电量总体稳健增长，火电发电量增速持续增长，新能源发电量增速涨幅收窄。2023年12月份，全国发电量增长8.00%。分机组类型看，火电电量同比上涨9.30%；水电电量同比 上升2.50%；核电电量同比降低4.20%；风电电量同比上升7.40%； 太阳能电量同比增长17.20%。新增装机方面，2023年12月全国总新增装机8597万千瓦，其中新增火电1912万千瓦，新增水电95万千 瓦，新增风电3427万千瓦，新增光伏5214万千瓦，风光装机持续高增。发电设备利用方面，2023年1-12月全国发电设备平均利用小时数3592小时，同比降低2.74%。其中，火电平均利用小时4466小时， 同比上升1.74%；水电平均利用小时数3133小时，同比降低8.35%；核电平均利用小时数7670小时，同比上升0.71%；风电平均利用小时数2225小时，同比上升0.18%；光伏平均利用小时数1286小时，同 比下降3.81%。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，日耗环比上升；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回升明显。 月度电力市场数据分析：2月代理购电均价同比下降，环比略有回升。2月月度代理购电均价为416.76元/MWh，环比上升1.63%，同比下降6.05%。广东2月月度交易价格跌破基准价，1月现货市场电价下降明显；山西2月月度交易价格小幅下降，1月现货交易价格下降明显；山东1月现货均价持续下降。 行业新闻：（1）国家能源局拟研究出台《电力辅助服务市场基本规 则》；（2）中电联发布《2023-2024年度全国电力供需形势分析预测报告》；（3）国家发改委发布《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接、大力促进非化石能源消费的通知》 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：辅助服务市场政策推进在即，火电灵活性改造进程有望加快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 1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24 表目录表1：山西电力市场2月月度交易情况22 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1月31日）8 图2：电力板块各重点上市公司表现（%，截止至1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2023年12月当月用电量及增速情况12 图17：分地区2023年1-12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）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2023年12月新增装机情况19 图46：分地区2023年1-12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）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）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：辅助服务市场政策推进在即，火电灵活性改造进程有望加快 1月25日，国家能源局举行新闻发布会并回答记者提问。国家能源局市场监管司副司长刘刚在新闻发布会上表示，将完善电力辅助服务市场制度。研究出台《电力辅助服务市场基本规则》，推进各地电力辅助服务市场规范统一，发挥电力辅助服务在电力系统稳定和绿色低碳转型中的重要作用。还在会同发改委有关司局推动辅助服务费用由主要在发电侧分担，逐步向用户侧合理疏导。对此我们分析与点评如下： 1.辅助服务机制与架构：以深度调峰为主，仍处于发电侧“零和博弈”阶段 据国家能源局，2023年上半年，全国电力辅助服务费用278亿元，与2019年上半年 130.31亿元的改造费用相比大幅提升。由此我们预计，全年全国电力辅助服务费用总量大约在600-700亿元的数量级。分结构来看，市场化补偿费用占比73.4%、固定补偿费用26.6%；调峰补偿167亿元，占比60%，调频补偿54亿元，占比19.4%。当前辅助服务费用仍以深度调峰补偿为主。2022年煤电企业辅助服务获得补偿收益约320亿元，而2023年上半年火电企业已经获得补偿收益254亿元，辅助服务市场参与主体得到进一步受益。 虽然2021年国家能源局出台新版“两个细则”，明确了辅助服务补偿费用由发电企业和市场化用户等共同分摊的改革方向，但当前补偿费用主要还是由发电侧进行分摊。而火电灵活 性改造除了会增加企业改造的固定成本，同时会导致供电煤耗上升、机组寿命缩减、提高运营成本。辅助服务费用在发电侧的“零和博弈”直接压制企业自主改造动力。 2.火电灵活性改造方面：灵活性改造节奏加快，我们预计“十四🖂”大概率超预期完成改造目标；剩余待改空间仍然广阔 据《电力发展“十三🖂”规划》，“十三🖂”期间煤电灵活性改造项目目标为2.2亿千瓦，但实际仅完成1.62亿千瓦，改造进度不及预期。2020年以来，伴随各省辅助服务市场补偿机制的完善，火电灵活性改造意愿显著增强。根据电规院数据，2021-2022年完成灵活性改造 规模1.88亿千瓦，已经超过“十四🖂”目标的90%，改造节奏正在不断加快。我们预计火电 灵活性改造进度大概率超预期完成“十四🖂”既定目标。 “应改尽改”假设下，或还有6亿千瓦的灵活性改造空间。根据《全国煤电机组改造升级实 施方案》，“十四