电力系统迎峰度夏将近，电价表现有望止跌企稳—电力行业5月月报

电力系统迎峰度夏将近，电价表现有望止跌企稳 —电力行业5月月报 2024年7月12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：电力系统迎峰度夏将近，电价表现有望止跌企稳 2024年7月12日 本期内容提要: 月度专题点评：全国步入迎峰度夏时段，需关注区域电力供需格局。全国范围高温频现，年内电力供需仍偏紧：6月以来，全国范围内高温天气持续发展。高温天气下的制冷负荷或将拉动电力消费需求和电 力系统负荷增长。国家能源局预计今年最高负荷同比增长超过1亿千 瓦，而同比新增顶峰电源容量贡献合计仅为5513万千瓦，我们预计今年电力系统尖峰负荷缺口约为4000~5000万千瓦，今年夏季我国电力 供需格局或将依旧处于偏紧情况。电厂日耗稳步增长，煤价有望止跌 企稳，煤电一体化公司相对业绩优势凸显。随着迎峰度夏阶段逐步来临，高温天气或将持续拉动用电负荷增长，火电出力空间在总需求增 长的背景下有望再度走阔。同时港口煤价受国内产能供给收缩和电厂日耗稳步上行影响，动力煤价格或具有向上抬升的趋势与空间。煤电 一体公司业绩相对优势凸显。迎峰度夏需更关注区域电力供需格局。 火电公司收入端电价的考虑实际提前反映至电力供需结构当中。当前火电公司的收入电价主要由年度电力交易决定，因而公司所在区域的经济发展状况、用电量增速情况、电厂投建节奏和当地政策倾向均可能对火电公司的营收情况和经营久期产生影响。因此在分析各区域电力供需格局情况的基础上，建议关注电力供需偏紧的华东区域。 月度板块及重点上市公司表现：6月电力及公用事业板块上涨0.7%，表现优于大盘；5月沪深300下跌0.7%到3579.9；6月沪深300下跌 3.3%到3461.7；涨幅前三的行业分别是电子(3.2%)、通信(2.9%)、公用事业(0.7%)。 月度电力需求情况分析：5月电力消费增速环比稳定。2024年5月，全社会用电同比增长7.22%。分行业：分行业用电量增速环比大致稳定：2024年5月，一、二、三产业用电量同比增速分别为10.31%、6.77%、9.93%，居民用电量同比增长5.47%。分板块：制造业、高耗能及消费等子版块电力消费增速均持续高增。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5月份，全国发电量增长2.30%。分机组类型看，火电电量同比下降4.30%；水电电量同比上升38.60%；核电电量同比下降 2.40%；风电电量同比下降3.30%；太阳能电量同比增长29.10%。新增装机方面，2024年5月全国总新增装机2682万千瓦，其中新增火 电294万千瓦，新增水电72万千瓦，新增风电292万千瓦，新增光伏 1904万千瓦。发电设备利用方面，2024年1-5月全国发电设备平均利用小时数1372小时，同比降低4.13%。其中，火电平均利用小时1762小时，同比下降0.17%；水电平均利用小时数1093小时，同比上升13.03%；核电平均利用小时数3100小时，同比下降0.74%；风 电平均利用小时数976小时，同比降低9.71%；光伏平均利用小时数513小时，同比下降4.11%。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 下降，日耗环比上升；三峡水位同比上升，水库蓄水量同比下降。 月度电力市场数据分析：7月代理购电均价同环比均下降。7月月度代理购电均价为390.27元/MWh，环比下降0.67%，同比下降1.19%。 广东7月月度交易价格持续下行，6月现货市场电价环比分化；6月山西现货电价环比下降；6月山东现货交易价格环比有所回升。 行业新闻：（1）山东电力现货市场转入正式运行；（2）全国新能源消 纳监测预警中心公布2024年5月各省级区域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：全国步入迎峰度夏时段，需关注区域电力供需格局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 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6月30日）8 图2：电力板块各重点上市公司表现（%，截止至6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（%）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5月当月用电量及增速情况12 图17：分地区2024年1-5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5月新增装机情况18 图46：分地区2024年1~5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：全国步入迎峰度夏时段，需关注区域电力供需格局 1.全国范围高温频现，年内电力供需仍偏紧 6月以来，全国范围内高温天气持续发展。据中国气象局新闻发布会，6月我国平均高温日 数（日最高气温≥35℃）有2.6天，比常年同期偏多0.9天，为1961年以来历史同期第4多。高温日数明显偏多区域位于北方，华北南部、黄淮中东部及南疆等地高温日数较常年同期偏多3～10天。据国家气候中心副主任贾小龙，当前的今年盛夏，除内蒙古东北部、东北地区中部和北部气温接近常年同期外，全国大部地区气温偏高，其中浙江南部、江西大部、湖南南部、福建、中国台湾、广东、广西、海南、四川大部、云南西部、西藏、内蒙古西部、甘肃、宁夏、青海、新疆等地偏高1～2℃，江南南部和华南出现阶段性高温可能性大。国家气候中心预计7月全国大部地区气温接近常年同期到偏高。高温天气下的制冷负荷或将拉动电力消费需求和电力系统负荷增长。根据国家能源局预测，今年迎峰度夏期间全国用电负荷将快速增长，最高负荷同比增长超过1亿千瓦。然而需注意的是，自 2022年底开始的火电项目核准开工潮仍在持续，以火电2年左右的投建期来计算，我们预计大规模的火电项目投产的时间节点约为今年年底至明年。自2023年7月至2024年5月，我国累计新增火电4550万千瓦，核电139万千瓦，水电824万千瓦，粗略计算顶峰电源新增容量贡献合计仅为5513万千瓦，我们预计今年电力系统尖峰负荷缺口约为4000~5000万千瓦，因此今年夏季我国电力供需格局或将依旧处于偏紧情况。 2.电厂日耗稳步增长，煤价有望止跌企稳，煤电一体化公司相对业绩优势凸显 在今年以来水电出力同比持续改善的背景下，东部沿海省份的火电出力空间受水电出力挤压严重，月度及现货电价一度持续同比走低。但随着迎峰度夏阶段逐步来临，高温天气或将持续拉动用电负荷增长，火电出力空间在总需求增长的背景下有望再度走阔。同时今年以来，虽然港口煤价随进口煤持续同比高增转而微弱下行，但整体在850元/吨（秦皇岛港，5500K）左右的位置震荡。综合来看，当前国内产能供给受安全监管趋严的约束下不断收缩（24年1-5月，全国原煤产量同比下降3%），电厂日耗在高温天气驱动下稳步上行（7月首周内陆十七省日耗周环比上升37.8万吨/日（+12.7%），沿海八省日耗周环比上升25.4万吨/日（+13%）），动力煤价格或具有向上抬升的趋势与空间。在当前电价仍同比降低，煤价有望同比上行的阶段，煤电一体化公司有望凭借其成本端高比例长协煤保障兑