电力月报：95%消纳约束红线正式放开，月度电价环比下行明显

95%消纳约束红线正式放开，月度电价环比下行明显 —电力行业4月月报 2024年6月19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：95%消纳约束红线正式放开，月度电价环比下行明显 2024年6月19日 本期内容提要: 月度专题点评：消纳红线约束正式调整，新能源运营保障政策可期。95%消纳红线正式调整，新能源产业链发展空间可观：《通知》的重点之一是正式在官方政策中提出优化新能源消纳约束。在当前新能源产 业链仍在高速发展的阶段，官方政策选择优化新能源消纳的约束有助于新能源装机的持续稳定增长，短期内有利于新能源产业链的持续发展。但短期内消纳格局或将再度恶化，进而影响存量项目的上网电价 与收益率。配套电网建设提速，消纳边界条件有望持续改善。《通知》 针对大型风电光伏基地、流域水风光一体化基地等重点项目开辟电网规划审批绿色通道，电网投资建设有望持续加速。推进调节能力提升，调峰资源成工作重点。立足于新型电力系统长周期、持续性、大 体量、高波动的调节需求，源侧的火电灵活性改造、荷侧的虚拟电厂、储侧的电化学储能与抽水蓄能均有望随着系统调节需求的提升和电力辅助服务市场机制推广而出现大幅增长。 月度板块及重点上市公司表现：5月电力及公用事业板块上涨3.1%，表现优于大盘；5月沪深300下跌0.7%到3579.9；涨幅前三的行业分别是煤炭(6.3%)、房地产(6.1%)、农林牧渔(4.3%)。 月度电力需求情况分析：4月电力消费增速环比略微收窄。2024年4月，全社会用电同比增长6.96%。分行业：居民用电量增速环比大幅回落，二三产用电增速环比大致稳定：2024年4月，一、二、三产业 用电量同比增速分别为10.46%、6.16%、10.84%，居民用电量同比增长5.94%。分板块：高技术装备制造电力消费增速持续高增，高耗能产业电力消费增速环比提振，消费板块用电增速持续下行。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，2024年一季度电力消费 弹性系数为1.84。 月度电力生产情况分析：整体发电增速环比略升，水电发电量持续恢复。2024年4月份，全国发电量增长3.10%。分机组类型看，火电电量同比上涨1.30%；水电电量同比上升21.00%；核电电量同比上升 5.90%；风电电量同比下降8.40%；太阳能电量同比增长21.40%。新 增装机方面，2024年4月全国总新增装机1939万千瓦，其中新增火 电227万千瓦，新增水电91万千瓦，新增风电134万千瓦，新增光伏 1437万千瓦。发电设备利用方面，2024年4月全国发电设备平均利用 小时数1097小时，同比降低4.28%。其中，火电平均利用小时1448小时，同比上升1.62%；水电平均利用小时数785小时，同比上升6.50%；核电平均利用小时数2471小时，同比下降0.04%；风电平均利用小时数789小时，同比降低8.89%；光伏平均利用小时数373小 时，同比下降10.12%。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，日耗环比下降；沿海煤炭库存环比上升，日耗环比下降；三峡水位同比持平，水库蓄水量同比下降。 月度电力市场数据分析：6月代理购电均价同环比均下降。6月月度代理购电均价为392.92元/MWh，环比下降2.46%，同比下降3.54%。广东6月月度交易价格环比持续下跌，5月现货市场电价环比下降明显；山西山东5月现货交易价格环比略有回升。 行业新闻：（1）国务院关于印发《2024—2025年节能降碳行动方案》 的通知；（2）国家能源局发布《做好新能源消纳工作，保障新能源高质量发展》的通知；（3）国家发展改革委印发《电力市场运行基本规则》。 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：消纳红线约束正式调整，新能源运营保障政策可期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 5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：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5月31日）8 图2：电力板块各重点上市公司表现（%，截止至5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（%）9 图8：城乡居民分月用电量同比增速情况（%）9 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（%）10 图12：六大高耗能产业分月用电量同比增速情况（%）10 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（%）11 图16：分地区2024年4月当月用电量及增速情况12 图17：分地区2024年1-4月累计用电量及增速情况12 图18：电力消费弹性系数情况12 图19：全国发电量累计情况13 图20：全国发电量分月情况13 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14 图26：核电发电量分月情况14 图27：风电发电量累计情况14 图28：风电发电量分月情况14 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15 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）16 图36：沿海8省区煤炭库存变化情况（万吨）16 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17 图42：新增火电装机分月情况17 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2024年4月新增装机情况18 图46：分地区2024年1~4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19 图50：核电发电设备平均利用小时数19 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：消纳红线约束正式调整，新能源运营保障政策可期 事件：5月28日，国家能源局发布《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》，就针对网源协调发展、调节能力提升、电网资源配置、新能源利用率目标优化等各方关注、亟待完善的重点方向，提出做好消纳工作的举措，对规划建设新型能源体系、构建新型电力系统、推动实现“双碳”目标具有重要意义。 1.95%消纳红线正式调整，新能源产业链发展空间可观 《通知》的重点之一是正式在官方政策中提出优化新能源消纳约束，要求“科学确定各地新能源利用率目标，部分资源条件较好的地区可适当放宽，原则上不低于90%”。由于“十三🖂”期间新能源项目普遍存在较高的弃风弃光率，2018年10月，国家发布《清洁能源 消纳行动计划（2018-2020年）》，首次明确要求“2020年时，风电和光伏发电利用率要高于95%”，从而保证新能源项目运营的收益率。然而由于新能源本身出力存在间歇性波动性，叠加“十四🖂”以来风光新增装机持续提速，新能源消纳压力逐步增大，先前划定的新能源消纳红线任务完成难度也逐步增大。在地区用电量增速、电网建设水平和调节性资源保持不变的前提下，消纳率约束要求和新能源装机增长难以兼得。在当前新能源产业链仍在高速发展的阶段，官方政策选择优化新能源消纳的约束有助于新能源装机的持续稳定增长，短期内有利于新能源产业链的持续发展。但需注意的是，在短期内用电量增速，电 网投资建设速度和灵活性资源投建速度相对稳定的背景下，由优化新能源消纳率带来的新能源装机增速再度拔高，或将导致短期内消纳格局再度恶化，进而影响存量项目的上网电价与收益率。 2.配套电网建设提速，消纳边界条件有望持续改善 继2024年2月国家发改委、国家能源局联合发布《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》、《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》后，《通知》再次对电网建设提出要求：1）加强规划管理，为国家布局的大型风电光伏基地、流域水风光一体化基地等重点项目开辟纳规“绿色通道”（针对500千伏及以上配套电网项目）；2）加快推进已纳入规划的新能源配套电网项目建设。当前在三北地区沙戈荒大基地风光项目集中开工，陆续将于2024~2025年左右分批投产。而三北地区受限于本地用电需求不足，沙戈荒大基 地项目亟需特高压电网外送以缓解消纳压力。因而针对大型风光基地项目开辟电网规划审 批绿色通道，电网投资建设有望持续加速。同时，《通知》同样要求进一步提升电网资源配 置能力和跨省跨区输电通道输送新能源比例，加强省间互济，拓展消纳范围。综合来看，新能源有望在更大范围内实现跨省区调配输送，消纳边界条件有望持续改善。 3.推进调节能力提升，调峰资源成工作