- 本周（9.9-9.13）上证综指下跌2.23%，创业板指下跌0.19%。公用事业板块下跌3.45%，环保板块下跌0.91%，煤炭板块下跌2.46%，碳中和板块下跌1.40%。
- 通过分析近三期广东电力市场运行报告，得到如下结论：
- 电网代购规模继续缩小，直接交易占比提升。广东发电侧经营主体包括直接参与市场交易的电源和电网企业代理购电的市场电源。在参与市场报量报价的电源中亦存在部分由电网收购的电量，两部分相加可得1H23/23年/1H24电网代购电量占市场化电量比例分别为44.7%/46%/35.9%，今年下降明显。
- 平价新能源全面入市，执行类差价合约的电价机制。广东220kV以上的中调调管新能源已于24年实现了全面入市，并设计了类似政府授权差价合约的保障机制——现货市场出清的90%电量作为基数电量（不直接交易），执行不含补贴的批复电价，剩余10%电量直接交易，执行市场交易价（现阶段以现货价格结算为主，中长期结算占比较小）。
- 月度及现货偏差电量占比扩大，实时供需定价变得重要。在直接交易电量占比扩大的背景下，年度交易占比在缩小，与之对应的，更临近用电时点的月度、现货电量占比上升。绝对量来看：1H24现货偏差电量同比增加了约120亿千瓦时。
- 现阶段，月度竞价对广东明年火电/核电定价仍有参考意义，Q3月度竞价趋势较去年同期乐观有迹可循。广东新能源目前仅少部分电量进入中长期交易市场、而全电量现货交易，因此广东现货交易均价大幅低于中长期电价；而省内其他电源主要通过中长期交易锁定价格。由23年月度中长协价格与24年度中长协价格比较看来，下半年月度竞价结果对年度价格的签订影响较大。3Q24月度竞价结果总体相比去年同期更为乐观、8/9月连续出现上涨。
- 发电侧口径下现货偏差电量的结算电价（现货）高于交易电价（现货），且高于月度竞价（中长期），体现广东火电在现货市场掌握议价权。受来水大幅改善、年协价格较高、省内火电供给增多等多因素影响，Q2月度竞价结果不尽理想。但在压力之下，1H24电源侧现货结算均价0.446元/KWh仍高于月度竞价0.438元/KWh、大幅高于现货交易均价（日前价格口径）0.366元/KWh。
- 总体而言，从电力市场化改革优等生——广东市场1H24的运行情况来看，新能源方面理顺了入市价格机制、核电方面电价几乎不受年内各因素扰动、火电方面承压的同时在现货市场看到了利好转型的积极信号。
- 上海：力争陆上风电2025年6月前核准 光伏电站2025年6月前开工。
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- 外交部发布中非合作论坛—北京行动计划 升级改善非洲大陆发电和输电网络。
- 火电板块：我们建议关注发电资产主要布局在电力供需偏紧、发电侧竞争格局较好地区的火电企业，如浙能电力、皖能电力。
- 清洁能源——水电板块：建议关注来水改善+电价稳定+地区性供需紧张逻辑下的水电运营商长江电力。
- 清洁能源——核电板块：建议关注连续投产期将至、电量增长+电价稳定+长期高分红能力有望提升逻辑下的核电运营商中国核电。
- 新能源——风、光发电板块：建议关注区域性风电运营商云南能投。
- 电力板块：
- 新增装机容量不及预期。
- 下游需求景气度不及预期。
- 电力市场化进度不及预期。
- 煤价下行不及预期。
- 电力市场化交易风险。
- 环保板块：
- 环保行业为典型的政策驱动型行业，不同板块间环境治理政策释放存在节奏差异，当期重点关注与要求解决的环境污染问题则对应子板块需求较好，相反其余子板块短期需求或不及预期。
