电网代购电月报（2024年7月）：15地区代购电价上涨，12地区开启夏季尖峰时段

行业报告摘要

电网代购电月报概览

• 价格变动：2024年7月，15个地区的代购电价上涨，1个地区保持不变，14个地区下跌。涨幅较高的地区包括新疆和蒙东，分别增长8.77%和6.48%；跌幅较大的地区为河北和青海，分别下降12.96%和7.13%。

• 代理购电价格：15个地区代理购电价格整体上涨，3个地区价格未变，14个地区下跌。涨幅超过10%的地区有新疆、青海、云南和广西。

• 运行费用：多数地区的系统运行费用占用户电度价格比例在6%以内（含容量电价分摊），最高为河南（11.36%）。

• 峰谷价差：14个地区峰谷价差扩大，5个地区保持不变，14个地区收窄。大多数地区的峰谷价差在0.3至1.0元/kWh内。

• 工商业储能收益率：多数地区储能收益率在5%-15%之间，最高达到16.23%（广东）和14.46%（海南）。

投资建议

• 关注利用峰谷价差套利的工商业储能标的，如科华数据和同飞股份。
• 建议关注发电侧利用小时数提升的浙能电力、皖能电力、中国核电等企业。

风险提示

• 储能收益率计算可能存在的误差。
• 储能装机量可能不及预期。
• 原材料价格波动。

主要发现

• 电价变动：新疆和蒙东的电价涨幅领先，河北和青海的跌幅显著。
• 代理购电价格：新疆、青海、云南和广西的价格变化幅度较大。
• 系统运行费用：河南、天津、蒙东、蒙西和河北的运行费用相对较高。
• 峰谷价差：湖北和蒙西的峰谷价差扩大，云南和广西的价差缩小。
• 工商业储能：广东省和海南省的储能收益率表现最佳。

结论

2024年7月的电网代购电报告显示，电价在不同地区呈现出明显的差异，主要受供需关系、政策调整和季节性因素影响。代理购电价格的变化反映了市场供需状况的复杂性。系统运行费用和峰谷价差的变化表明电力系统的效率和成本管理仍面临挑战。工商业储能市场的潜力被看好，尤其是在储能收益率高的地区。投资建议重点关注能够有效利用峰谷价差的工商业储能项目，并考虑发电企业的业绩，特别是那些受益于增加的发电小时数的企业。同时，报告提醒投资者注意潜在的风险，包括收益率计算的不确定性、装机量不足以及原材料价格波动。