电力行业10月月报：二产用电增速持续走低，国家能源局发文规范电力交易

二产用电增速持续走低，国家能源局发文规范电力交易 —电力行业10月月报 2024年12月10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 唐婵玉电力公用研究助理邮箱：tangchanyu@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：二产用电增速持续走低，国家能源局发文规范电力交易 2024年12月10日 本期内容提要: 月度专题点评：《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》点评。“三步走”时间表明晰：提前一年全面建成，电改步伐再度提速：《蓝皮书》重点提出2025-2035全国统一电力市场发展目标的“三步走”战略，较先前的 目标提前1年，电改步伐再度提速。新能源入市：入市节奏加快，大基地模式重点提及：《蓝皮书》再度重申新能源入市方向不动摇，且特意提出在2024-2025年的初步建成期即“有序推动新能源进入市场”；在 2026-2029年的全面建成期要“实现新能源全面参与市场”。新能源入市节奏与时间节点同步加快。总结与点评：调节性资源价值持续凸显，新能源仍需绿色价值认证。受全国统一电力市场的建立和新能源持续 大规模入市影响，电网负荷峰谷差或将逐步拉大，火电、储能、虚拟电厂等灵活性调节资源或将因调节需求和现货电价套利空间增大而受益。用户侧主体的消纳责任的进一步落实是绿色价值认证的关键，绿电仍需具体政策持续推进以落实消纳责任和推广绿电绿证交易。。 月度板块及重点上市公司表现：11月电力及公用事业板块下跌2.2%，表现劣于大盘；11月沪深300上涨0.7%到3916.6；涨幅前三的行业分别是商贸零售(13.6%)、综合(8.6%)、纺织服饰(6.9%)。 月度电力需求情况分析：10月电力消费增速环比持续走低。2024年9月全社会用电同比增长4.33%。分行业：一二三产用电增速环比均降，居民用电增速大幅下行：2024年10月，一、二、三产业用电量 同比增速分别为5.06%、2.72%、8.36%，居民用电量同比增长8.07%。分板块：制造业用电增速持续低位，高耗能用电增速环比大幅下行。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：水电出力持续同比为负，火电出力增幅环比收窄。2024年10月份，全国发电量增长2.10%。分机组类型看，火电电量同比增长1.80%；水电电量同比下降14.90%；核电电量同比上升2.20%；风电电量同比上升34.00%；太阳能电量同比上涨12.60%。新增装机方面，2024年10月全国总新增装机3675万千瓦， 其中新增火电装机875万千瓦，新增水电装机90万千瓦，新增核电装 机0万千瓦，新增风电装机668万千瓦，新增光伏装机2042万千瓦。发电设备利用方面，2024年1-10月全国发电设备平均利用小时数 2880小时，同比降低4.27%。其中，火电平均利用小时3631小时，同比下降1.28%；水电平均利用小时数2937小时，同比上升8.62%；核电平均利用小时数6336小时，同比下降0.33%；风电平均利用小时数1750小时，同比降低3.63%；光伏平均利用小时数1052小时，同 比下降6.07%。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。 月度电力市场数据分析：12月代理购电均价环比持续回升。12月月度代理购电均价为408.76元/MWh，环比持平，同比上升0.12%。广东12月月度交易价格略微恢复，11月现货市场电价环比上行；10月山西现货交易价格现货均价环比上行明显，山东现货交易价格现货均价环比持续下降。 行业新闻：（1）国家能源局综合司发布《关于进一步规范电力市场交易行为有关事项的通知》；（2）（2）广东电力交易中心向各经营主体发布《2025年度交易风险提示》；（3）全国新能源消纳监测预警中心 公布2024年10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 11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11月30日）8 图2：电力板块各重点上市公司表现（%，截止至11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10月当月用电量及增速情况12 图17：分地区2024年1-10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：新增电源装机分月情况18 图41：新增火电装机分月情况18 图42：新增风电装机分月情况18 图43：新增光伏装机分月情况18 图44：分地区2024年10月新增装机情况18 图45：分地区2024年1~10月累计新增装机情况19 图46：发电设备平均利用小时数及同比情况19 图47：火电发电设备平均利用小时数19 图48：水电发电设备平均利用小时数19 图49：核电发电设备平均利用小时数19 图50：风电发电设备平均利用小时数20 图51：光伏发电设备平均利用小时数20 图52：电网公司月度代理购电价格情况（全国平均，元/MWh）21 图53：广东电力市场日前现货日度均价情况（元/MWh）21 图54：广东电力市场实时现货日度均价情况（元/MWh）21 图55：山西电力市场日前现货日度均价情况（元/MWh）22 图56：山西电力市场实时现货日度均价情况（元/MWh）22 图57：山东电力市场日前现货日度均价情况（元/MWh）22 图58：山东电力市场实时现货日度均价情况（元/MWh）22 月度专题：《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》点评 事件：11月29日，在国家能源局的统筹组织下，中国电力企业联合会联合多家单位共同发布《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》，首次明确了全国统一电力市场发展的“路线图”和“时间表”。 点评： 1.“三步走”时间表明晰：提前一年全面建成，电改步伐再度提速 《蓝皮书》在总结当前电力市场机制建设和运行规则成果、分析当前市场存在的协同运行和价格形成机制问题的基础上，重点提出2025-2035全国统一电力市场发展目标的“三步 走”战略：第一步，到2025年初步建成全国统一电力市场，实现跨省跨区市场与省内市 场有序衔接；第二步，到2029年全面建成全国统一电力市场，实现新能源在市场中的全 面参与；第三步，到2035年完善提升，支持新能源大规模接入，形成市场、价格和技术全面协调的市场机制。其中，《蓝皮书》提出的全国统一电力市场全面建成时间，较先前 《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》的2030年的目标提前1年，且建设目标同样由“基本建成”调高至“全面建成”，电改步伐再度提速。细化来看，本次“三步走”战略中重点提及打造统一市场框架体系和扩大统一市场优化范围，即以中长期市场提供经 营主体风险规避能力，以现货市场进行电能量资源的优化配置，以辅助服务市场充分引导、发挥源网荷各环节灵活性资源的调节价值，以容量保障机制保证系统长期容量充裕，共同形成功能完备、品种齐全、高效衔接的标准化市场模式。同时，跨区跨省市场要发挥大范围资源优化配置作用。通过省际跨经营区常态化市场交易，实现电力资源在全国范围内的互济和优化配置。 2.新能源入市：入市节奏加快，大基地模式重点提及 继2022年国家发改委、国家能源局《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提 出“到2030年新能源全面参与市场交易”之后，《蓝皮书》再度重申新能源入市方向不动 摇，且特意提出在2024-2025年的初步建成期即“有序推动新能源进入市场”；在2026- 2029年的全面建成期要“实现新能源全面参与市场”。新能源入市节奏与时间节点同步加快。此外，《蓝皮书》还重点提及当前在初步建成期应理顺沙戈荒大基地参与市场的机制，包括健全完善大型风光基地电力交易机制和探索建立大型风光基地多类型主体联合