2月风光消纳率双双跌破95%，月度及现货电价环比持续下跌—电力行业1-2月月报

2月风光消纳率双双跌破95%，月度及现货电价环比持续下跌 —电力行业1-2月月报 2024年4月18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：2月风光消纳率双双跌破95%，月度及现货电价环比持续下跌 2024年4月18日 本期内容提要: 月度专题点评：风光消纳率跌破95%意味着什么？1）95%消纳率要求的来源与落实情况：2015年左右，我国新能源弃风弃光情况较为严重。为解决新能源消纳问题，发改委出台《清洁能源消纳行动计划 （2018-2020年）》，提出到2020年控制弃风弃光率小于5%的目标。 同时，全国新能源消纳监测预警中心开始公布月度全国分省消纳数据。至2024年1月，新能源消纳率从未出现跌破95%的情况。2）消纳政策的变化：新能源加快入市，消纳的概念持续转变。新能源消纳 的概念由早期“全额保障消纳”到16年“保障性收购+市场化交易”，再到24年“因市场报价影响收购的，不计入全额保障性收购范围”的多重转变。由市场化交易带来的新能源消纳“政策端豁免”正式落地。且随着电力市场化的推进，新能源电量通过市场化交易的占比逐步提高， 保障性收购消纳的部分或将逐步收窄。3）消纳情况的破局与演绎：加 快入市、破除消纳红线，新能源装机潜力有望进一步释放。2024年2 月，官方公布的新能源消纳率首次出现风光双双跌破95%的情况，“95%消纳红线”实际已突破。因新能源消纳政策放松，新能源装机潜力有望释放，2024年新能源装机预测或将上调至300-320GW。同时，随着全国各地现货市场的不断推广，入市光伏上网交易电价或将逐步走低，进而影响新能源项目的综合电价和实际收益。 月度板块及重点上市公司表现：3月电力及公用事业板块上涨3.6%， 表现优于大盘；3月沪深300上涨0.6%到3537.5；涨幅前三的行业分别是有色金属(12.5%)、石油石化(6.0%)、综合(5.5%)。 月度电力需求情况分析：2024年开年电力消费增速同比持续高增。2024年1~2月，全社会用电同比增长10.95%。分行业：居民用电量增速环比大涨，三产用电同比增速略有降低：2024年1~2月，一、 二、三产业用电量同比增速分别为11.11%、9.73%、15.66%，居民用电量同比增长10.51%。分板块：高技术装备制造板块同比增速保持稳健，消费与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计算机通信设备制造业、金属制品业、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：发电量总体持续高增，火电发电量增速持续增长。2024年1~2月份，全国发电量增长8.30%。分机组类型看，火电电量同比上涨9.70%；水电电量同比上升0.80%；核电电量同比上涨4.20%；风电电量同比上升5.80%；太阳能电量同比增长15.40%。新增装机方面，2024年1~2月全国总新增装机5272万千瓦，其中新 增火电508万千瓦，新增水电103万千瓦，新增风电989万千瓦，新 增光伏3672万千瓦，风光装机持续高增。发电设备利用方面，2024年1~2月全国发电设备平均利用小时数563小时，同比降低1.05%。 其中，火电平均利用小时763小时，同比上升6.11%；水电平均利用小时数369小时，同比上升1.37%；核电平均利用小时数1216小时，同比上升0.58%；风电平均利用小时数373小时，同比降低6.98%； 光伏平均利用小时数168小时，同比下降7.69%。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升，日耗环比上 升；沿海煤炭库存环比上升，日耗环比下降；三峡水位及水库蓄水量同比双双下行。 月度电力市场数据分析：4月代理购电均价同比下降，环比略有回升。4月月度代理购电均价为411.83元/MWh，环比上升0.68%，同比 下降5.34%。广东4月月度交易价格环比持续下跌，3月现货市场电价环比下降明显；山西3月现货交易价格环比下降明显；山东3月现货均价持续下降。 行业新闻：（1）全国新能源消纳监测预警中心公布2024年2月各省级 区域新能源并网消纳情况；（2）国家能源局发布2024年能源工作指导意见；（3）青海省公开征求优化完善峰谷分时电价政策意见 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：风光消纳率跌破95%意味着什么7 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22 3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：电力行业主要公司估值表24 图目录图1：各行业板块表现（%，截止至3月31日）9 图2：电力板块各重点上市公司表现（%，截止至3月31日）9 图3：全社会分月用电量对比（亿千瓦时）10 图4：全社会分月用电量同比增速对比（%）10 图5：一产分月用电量同比增速情况（%）10 图6：二产分月用电量同比增速情况（%）10 图7：三产分月用电量同比增速情况（%）11 图8：城乡居民分月用电量同比增速情况（%）11 图9：制造业分月用电量同比增速情况（%）11 图10：高技术装备制造业分月用电量同比增速情况（%）11 图11：消费分月用电量同比增速情况（%）12 图12：六大高耗能产业分月用电量同比增速情况（%）12 图13：高技术装备子行业用电占比和新增贡献率（%）12 图14：消费板块子行业用电占比和新增贡献率（%）12 图15：六大高耗能板块子行业占比和新增贡献率（%）13 图16：分地区2024年1~2月当月用电量及增速情况13 图17：分地区2024年1~2月累计用电量及增速情况13 图18：电力消费弹性系数情况14 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15 图24：水电发电量分月情况15 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16 图30：太阳能发电量分月情况16 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）17 图34：沿海8省区日均耗煤变化情况（万吨）17 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）18 图38：沿海8省区煤炭可用天数变化情况（天）18 图39：三峡出库量变化情况（立方米/秒）18 图40：三峡水库蓄水量变化情况（立方米/秒）18 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19 图44：新增光伏装机分月情况19 图45：分地区2024年1~2月新增装机情况19 图46：分地区2024年1~2月累计新增装机情况20 图47：发电设备平均利用小时数及同比情况20 图48：火电发电设备平均利用小时数20 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21 图52：光伏发电设备平均利用小时数21 图53：电网公司月度代理购电价格情况（全国平均，元/MWh）22 图54：广东电力市场日前现货日度均价情况（元/MWh）22 图55：广东电力市场实时现货日度均价情况（元/MWh）22 图56：山西电力市场日前现货日度均价情况（元/MWh）23 图57：山西电力市场实时现货日度均价情况（元/MWh）23 图58：山东电力市场日前现货日度均价情况（元/MWh）23 图59：山东电力市场实时现货日度均价情况（元/MWh）23 月度专题：风光消纳率跌破95%意味着什么 1.95%消纳率要求的来源与落实情况 2015年左右，我国新能源开始步入高速发展阶段，同时弃风弃光情况也较为严重。2015年全国范围弃风弃光率分别为15%和12.6%。分省来看，西北地区的弃电率尤为严重。2015年，甘肃、吉林、新疆三省的弃风率分别高达39%/32%/32%。为保障新能源项目收 益率，解决新能源消纳问题，发改委于2018年出台《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》，提出“2020年，确保弃风率控制在合理水平（力争控制在5%左右）；光伏弃光率低于5%”的清洁能源消纳主要目标。同时，2017年国家能源局还发布《关于建立市场环境监测评价机制引导光伏产业健康有序发展的通知》，将全国不同省份的投资环境，划分为红色、黄色、绿色区域。其中，弃光限电超过10%，直接判定为红色区域，不下达下一年的建设指标，即不允许有新建项目。此外，2018年4月10日，全国新能源消纳监测预警中心由电规总院在国家能源局的指导下挂牌设立，全面负责全国新能源电力消纳监测预警 平台的建设、运行和管理工作。随后，全国新能源消纳预警中心每月公布全国各省的风电、光伏消纳利用率情况。 2.消纳政策的变化：新能源加快入市，消纳的概念持续转变 消纳的概念在新能源发展的不同阶段，其范围和内涵发生过较大变化。在新能源发展的早期阶段，新能源电量由电网全额保障消纳。2007年国家电力监管委员会发布《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》中明确规定“电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内 可再生能源并网发电项目的上网电量”。而在“十三🖂”期间，国家发改委提出“保障性利用小时数”的概念，在2016年发布的《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》中将可再生能源发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分。其中，保障性收购电量部分由电网公司保障全额按标杆上网电价收购；市场交易电量部分由发电运营商通过参与市场竞争方式获得发电合同。因此，当前新能源电量主要分为两部分上网：保障小时数之内的由电网收购，此部分电量中发生弃电需计入弃电率；保障小时数之外参与市场化交易的部分则不考虑弃电情况。 随着电力市场化的推