信达证券-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-241101

　　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。http://www.hibor.com.cn【慧博投研资讯】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。http://www.hibor.com.cn（慧博投研资讯）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。