顶尖财经网(www.58188.com)2024-9-18 0:57:34讯：

（以下内容从信达证券《甘肃电力现货市场转正式运行，火电出力同比降幅收窄—电力行业7月月报》研报附件原文摘录）
本期内容提要:
月度专题点评：甘肃电力现货市场转正点评。甘肃电网特征：典型新能源富集省份，源荷空间不匹配：甘肃是典型的新能源高占比省份，且甘肃电网的网架结构较为特殊，源荷空间位置不匹配。因此，甘肃电网电力供需受时间和天气情况影响较为明显，区域电量互联互济受限。电力现货市场中的分时分区现货价格将会显著反映甘肃电网的时空特征，提供反映电能量市场供需变化的价格信号。甘肃市场规则：发用两侧共同参与，多层次预测出清结果。甘肃电力中长期市场构建“中长期差价合约+全电量优化”的市场架构，中长期合同通过差价合约方式交割，用户“报量报价”参与市场。为解决新能源发电功率超短期预测偏差问题，甘肃电力市场构建“日前市场+实时市场+1分钟调频”的多层次出清机制，及时更新新能源出力预测情况。总结与点评：甘肃“鸭子曲线”特征或将更加明显，灵活性资源有望持续受益。甘肃作为高比例新能源渗透的省份，因光伏出力引起的现货电价“鸭子曲线”特征或将在甘肃持续出现，现货市场峰谷价差将有望逐步拉大，新能源项目上网交易电价或将逐步走低，进而影响项目的实际收益率。此外，火电、储能、虚拟电厂等灵活性调节资源或将因现货电价套利空间增大而受益，火电灵活性改造的积极性有望得到提振。
月度板块及重点上市公司表现：8月电力及公用事业板块下跌4.7%，表现劣于大盘；8月沪深300下跌3.5%到3321.43；涨跌幅前三的行业分别是石油石化(-0.7%)、煤炭(-1.7%)、综合(-3.6%)。
月度电力需求情况分析：7月电力消费增速环比持续略降。2024年7月，全社会用电同比增长5.69%。分行业：二三产用电量增速环比基本持平：2024年7月，一、二、三产业用电量同比增速分别为1.50%、5.04%、7.84%，居民用电量同比增长5.92%。分板块：制造业、高耗能及消费等子版块电力消费增速环比基本持平。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黑色金属冶炼及压延加工业。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年二季度电力消费弹性系数为1.45。
月度电力生产情况分析：火电出力同比降幅收窄，水电出力同比涨幅收窄。2024年7月份，全国发电量增长2.50%。分机组类型看，火电电量同比下降4.90%；水电电量同比上升36.20%；核电电量同比上升4.30%；风电电量同比上升0.90%；太阳能电量同比上涨16.40%。新增装机方面，2024年7月全国总新增装机3208万千瓦，其中新增火电装机613万千瓦，新增水电装机85万千瓦，新增风电装机407万千瓦，新增光伏装机2105万千瓦。发电设备利用方面，2024年1-7月全国发电设备平均利用小时数1994小时，同比降低4.38%。其中，火电平均利用小时2499小时，同比下降2.91%；水电平均利用小时数1928小时，同比上升22.18%；核电平均利用小时数4399小时，同比下降0.95%；风电平均利用小时数1293小时，同比降低8.69%；光伏平均利用小时数740小时，同比下降5.13%。煤炭库存情况、日耗情况及三峡出库情况方面，内陆煤炭库存环比下降，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：9月代理购电均价环比有所回升。9月月度代理购电均价为398.72元/MWh，环比上升1.30%，同比下降2.67%。广东9月月度交易价格有所回升，8月现货市场电价环比下行；8月山西现货交易价格环比下行，山东现货交易价格环比有所回升。
行业新闻：（1）国家发展改革委、国家能源局发布关于2024年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知；（2）全国新能源消纳监测预警中心公布2024年7月各省级区域新能源并网消纳情况；（3）甘肃电力现货市场开始正式运行。
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，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。