电力行业9月月报：省间电力现货市场转正，水火发电出力此消彼长

省间电力现货市场转正，水火发电出力此消彼长 —电力行业9月月报 2024年11月01日 证券研究报告行业研究 行业月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邢秦浩电力公用分析师执业编号：S1500524080001联系电话：010-83326712邮箱：xingqinhao@cindasc.com 信达证券股份有限公司CINDASECURITIESCO.,LTD北京市西城区宣武门西大街甲127号金隅大厦B座邮编：110031 电力月报：省间电力现货市场转正，水火发电出力此消彼长 2024年11月01日 本期内容提要: 月度专题点评：省间电力现货市场转正，全国统一电力市场更进一步。省间现货发展概述：省间电力现货市场利用电网省间富裕通道开展的日前日内电能量交易。2022年省间电力现货市场首次启动模拟试 运行；截至2024年9月，省间电力现货市场已实现不间断结算试运行 31个月。省间现货运营情况：在空间维度上，省间电力现货市场发挥省间富裕电力市场化余缺互济作用，协同省级现货市场保障省内资源 优化配置和电力电量平衡；在时间维度上，完整构建了“中长期为基 础、现货余缺互济”的全国电能资源优化配置的电力市场体系。省间电力现货市场的规则与机制也在不断优化改进。总结与点评：省间电力现货市场在保供、促绿、发现价格、引导生产等方面的作用逐渐凸 显。我们预计未来省间电力现货市场将在全国统一电力市场的大框架下继续发展推进。 月度板块及重点上市公司表现：10月电力及公用事业板块下跌4.2%， 表现劣于大盘；10月沪深300下跌3.2%到3891.0；涨幅前三的行业分别是电子(14.6%)、计算机(14.5%)、综合(10.7%)。 月度电力需求情况分析：9月电力消费增速环比略降。2024年9月全社会用电同比增长8.52%。分行业：二产用电增速环比持续下行，居民用电增速环比持续高增：2024年9月，一、二、三产业用电量同比 增速分别为6.36%、3.55%、12.66%，居民用电量同比增长27.80%。分板块：制造业高耗能用电增速环比下行明显，消费用电增速环比持续上涨。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 及压延加工业和化学相关制造业。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年三季度电力消费弹性系数为1.57。 月度电力生产情况分析：水电出力由正转负，火电出力环比大幅增发。2024年9月份，全国发电量增长6.00%。分机组类型看，火电电 量同比增长8.90%；水电电量同比下降14.60%；核电电量同比上升2.80%；风电电量同比上升31.60%；太阳能电量同比上涨12.70%。 新增装机方面，2024年9月全国总新增装机3263万千瓦，其中新增 火电装机484万千瓦，新增水电装机139万千瓦，新增核电装机0万 千瓦，新增风电装机551万千瓦，新增光伏装机2089万千瓦。发电设 备利用方面，2024年1-9月全国发电设备平均利用小时数2619小时，同比降低3.90%。其中，火电平均利用小时3305小时，同比下降 1.17%；水电平均利用小时数2672小时，同比上升12.89%；核电平均利用小时数5704小时，同比下降0.35%；风电平均利用小时数1567小时，同比降低5.89%；光伏平均利用小时数959小时，同比下 降5.70%。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；沿海煤炭库存环比下降，日耗环比下降；三峡水位同比下降，水库蓄水量同比下降。 月度电力市场数据分析：11月代理购电均价环比持续回升。11月月度代理购电均价为408.79元/MWh，环比上升2.89%，同比上升 0.12%。广东11月月度交易价格持续低位，10月现货市场电价环比再度下行；10月山西山东现货交易价格现货均价环比有所下降。 行业新闻：（1）国家发改委等六部门发布《关于大力实施可再生能源 替代行动的指导意见》；（2）国家电投加速资产整合；（3）全国新能源消纳监测预警中心公布2024年9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，或明确煤电基石地位。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）煤电一体化公司： 新集能源、陕西能源、淮河能源等；2）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：省间电力现货市场转正，全国统一电力市场更进一步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 10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10月31日）8 图2：电力板块各重点上市公司表现（%，截止至10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9月当月用电量及增速情况12 图17：分地区2024年1-9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18 图44：新增光伏装机分月情况18 图45：分地区2024年9月新增装机情况18 图46：分地区2024年1~9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：省间电力现货市场转正，全国统一电力市场更进一步 事件：2024年10月15日，省间电力现货市场转正式运行启动仪式在北京举行。省间电 力现货市场自2022年1月启动试运行至今，运行平稳有序。省间现货“转正”标志着全国统一电力市场体系架构的初步建成。 点评： 1.省间现货发展概述：两年时间转正，全国电力市场重要组成 省间电力现货市场是在省间电力中长期市场基础上，利用电网省间富裕通道开展的日前、日内电能量交易。作为全国统一电力市场体系的重要组成部分，省间电力现货市场的建设和运营以电力资源大范围优化配置、新能源持续快速发展、省间省内市场协同运行等现实需求为目标。自2017年8月国家发改委、国家能源局发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》以来，我国逐步推进电力现货市场建设。2022年1月，根据《关于国家电网有限公司省间电力现货交易规则的复函》（发改办体改〔2021〕837号），省间电力现货市场首次启动模拟试运行；截至2024年9月，省间电力现货市场已实现不间断结算试运行 31个月。试运行期间市场运转平稳有序、效益显著。截至2024年9月底，省间电力现货 市场启动试运行以来，已连续运行超1000天，交易电量累计超880亿千瓦时，单日最大成 交电力1905万千瓦，覆盖国家电网公司和内蒙古电力公司经营区域26个省份，参与申报 的发电主体有6000余个、装机容量超18.86亿千瓦，交易网络路径超40万条，实现了电力资源在全国范围的现货市场配置。 2.省间现货运营情况：发挥作用显著，自身不断优化 经过两年半的探索实践，“统一市场、协同运作”的全国统一电力市场架构已初步形成，省间电力现货市场在其中发挥着不可替代的作用。在空间维度上，省间电力现货市场发挥省 间富裕电力市场化余缺互济作用，协同省级现货市场保障省内资源优化配置和电力电量平 衡；在时间维度上，完整构建了“中长期为基础、现货余缺互济”的全国电能资源优化配置的电力市场体系。省间电力现货市场的规则与机制也在不断优化改进。2022年“迎峰 度夏”期间川渝、华东、华南等地高温引发“拉闸限电”事件。为保障民生用电，存在电力供应硬缺口的浙江省在省间电力现货市场大量购买现货电量，导致7月单月省内电力市 场出现49.9亿元亏损，其中居民、农业用电产生亏损39.91亿元。彼时省间电力现货市场 中10元/千瓦时的价格上限导致的现货市场价格较高，是浙江购电产生巨额亏损的部分原 因。2023年7月7日，国调中心和北京电力交易中心联合发通知《关于落实优化省间电力