本期内容提要：
月度专题点评：全国步入迎峰度夏时段，需关注区域电力供需格局。
1、全国范围高温频现，年内电力供需仍偏紧：6月以来，全国范围内高温天气持续发展。高温天气下的制冷负荷或将拉动电力消费需求和电力系统负荷增长。国家能源局预计今年最高负荷同比增长超过 1 亿千瓦，而同比新增顶峰电源容量贡献合计仅为5513万千瓦，我们预计今年电力系统尖峰负荷缺口约为4000~5000万千瓦，今年夏季我国电力供需格局或将依旧处于偏紧情况。2、电厂日耗稳步增长，煤价有望止跌企稳，煤电一体化公司相对业绩优势凸显。随着迎峰度夏阶段逐步来临，高温天气或将持续拉动用电负荷增长，火电出力空间在总需求增长的背景下有望再度走阔。同时港口煤价受国内产能供给收缩和电厂日耗稳步上行影响，动力煤价格或具有向上抬升的趋势与空间。煤电一体公司业绩相对优势凸显。3、迎峰度夏需更关注区域电力供需格局。火电公司收入端电价的考虑实际提前反映至电力供需结构当中。当前火电公司的收入电价主要由年度电力交易决定， 因而公司所在区域的经济发展状况、用电量增速情况、电厂投建节奏和当地政策倾向均可能对火电公司的营收情况和经营久期产生影响。因此在分析各区域电力供需格局情况的基础上，建议关注电力供需偏紧的华东区域。
月度板块及重点上市公司表现：6月电力及公用事业板块上涨0.7%，表现优于大盘；5月沪深300下跌0.7%到3579.9；6月沪深300下跌3.3%到3461.7；涨幅前三的行业分别是电子(3.2%)、通信(2.9%)、公用事业(0.7%)。
月度电力需求情况分析：5月电力消费增速环比稳定。2024年5月，全社会用电同比增长7.22%。分行业：分行业用电量增速环比大致稳定：2024年5月，一、二、三产业用电量同比增速分别为10.31%、6.77%、9.93%，居民用电量同比增长5.47%。分板块：制造业、高耗能及消费等子版块电力消费增速均持续高增。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年一季度电力消费弹性系数为1.84。
月度电力生产情况分析：整体发电增速环比略升，水电发电量持续恢复。2024年5月份，全国发电量增长2.30%。分机组类型看，火电电量同比下降4.30%；水电电量同比上升38.60%；核电电量同比下降2.40%；风电电量同比下降3.30%；太阳能电量同比增长29.10%。新增装机方面，2024年5月全国总新增装机2682万千瓦，其中新增火电294万千瓦，新增水电72万千瓦，新增风电292万千瓦，新增光伏1904万千瓦。发电设备利用方面，2024年1-5月全国发电设备平均利用小时数1372小时，同比降低4.13%。其中，火电平均利用小时1762小时，同比下降0.17%；水电平均利用小时数1093小时，同比上升13.03%；核电平均利用小时数3100小时，同比下降0.74%；风电平均利用小时数976小时，同比降低9.71%；光伏平均利用小时数513小时，同比下降4.11%。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，日耗环比上升；沿海煤炭库存环比下降，日耗环比上升；三峡水位同比上升，水库蓄水量同比下降。
月度电力市场数据分析：7月代理购电均价同环比均下降。7月月度代理购电均价为390.27元/MWh，环比下降0.67%，同比下降1.19%。广东7月月度交易价格持续下行，6月现货市场电价环比分化；6月山西现货电价环比下降；6月山东现货交易价格环比有所回升。Ø
行业新闻：
（1）山东电力现货市场转入正式运行；
（2）全国新能源消纳监测预警中心公布2024年5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，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）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。
正文目录
一、月度专题：全国步入迎峰度夏时段，需关注区域电力供需格局
二、月度板块及重点上市公司股价表现
三、月度电力需求情况分析
四、月度电力供应情况分析
五、电力市场月度数据
六、5月行业重要新闻
七、投资策略及行业主要上市公司估值表
八、风险因素
一、月度专题
月度专题：全国步入迎峰度夏时段，需关注区域电力供需格局
1. 全国范围高温频现，年内电力供需仍偏紧
6月以来，全国范围内高温天气持续发展。据中国气象局新闻发布会，6月我国平均高温日数（日最高气温≥35℃）有2.6天，比常年同期偏多0.9天，为1961年以来历史同期第4多。高温日数明显偏多区域位于北方，华北南部、黄淮中东部及南疆等地高温日数较常年同期偏多3～10天。据国家气候中心副主任贾小龙，当前的今年盛夏，除内蒙古东北部、东北地区中部和北部气温接近常年同期外，全国大部地区气温偏高，其中浙江南部、江西大部、湖南南部、福建、中国台湾、广东、广西、海南、四川大部、云南西部、西藏、内蒙古西部、甘肃、宁夏、青海、新疆等地偏高1～2℃，江南南部和华南出现阶段性高温可能性大。国家气候中心预计7月全国大部地区气温接近常年同期到偏高。高温天气下的制冷负荷或将拉动电力消费需求和电力系统负荷增长。根据国家能源局预测，今年迎峰度夏期间全国用电负荷将快速增长，最高负荷同比增长超过 1 亿千瓦。然而需注意的是，自2022年底开始的火电项目核准开工潮仍在持续，以火电2年左右的投建期来计算，我们预计大规模的火电项目投产的时间节点约为今年年底至明年。自2023年7月至2024年5月，我国累计新增火电4550万千瓦，核电139万千瓦，水电824万千瓦，粗略计算顶峰电源新增容量贡献合计仅为5513万千瓦，我们预计今年电力系统尖峰负荷缺口约为4000~5000万千瓦，因此今年夏季我国电力供需格局或将依旧处于偏紧情况。
2. 电厂日耗稳步增长，煤价有望止跌企稳，煤电一体化公司相对业绩优势凸显
在今年以来水电出力同比持续改善的背景下，东部沿海省份的火电出力空间受水电出力挤压严重，月度及现货电价一度持续同比走低。但随着迎峰度夏阶段逐步来临，高温天气或将持续拉动用电负荷增长，火电出力空间在总需求增长的背景下有望再度走阔。同时今年以来，虽然港口煤价随进口煤持续同比高增转而微弱下行，但整体在850元/吨（秦皇岛港，5500K）左右的位置震荡。综合来看，当前国内产能供给受安全监管趋严的约束下不断收缩（24年1-5月，全国原煤产量同比下降3%），电厂日耗在高温天气驱动下稳步上行（7月首周内陆十七省日耗周环比上升37.8万吨/日（+12.7%），沿海八省日耗周环比上升25.4万吨/日（+13%）），动力煤价格或具有向上抬升的趋势与空间。在当前电价仍同比降低，煤价有望同比上行的阶段，煤电一体化公司有望凭借其成本端高比例长协煤保障兑现的优势，在电价相同的情况下与纯火电公司的度电利润拉开差距，维持相对业绩优势。
3. 迎峰度夏需更关注区域电力供需格局
随着2022年开始的火电项目投建潮在2024年底开始逐步落地，届时电力供需将有望有所缓解。参考2021-2022年缺煤叠加缺电后电改推进迅速，煤电电价放开上浮20%后，2024年煤价稳步下行同时电价也有所下行，因而对于火电公司收入端电价的考虑实际提前反映至电力供需结构当中。从公司经营角度看，当前火电公司的收入电价主要由年度电力交易决定。年度电力交易结果主要受国家及地方电力市场化改革政策和地方电力供需情况影响， 因而公司所在区域的经济发展状况、用电量增速情况、电厂投建节奏和当地政策倾向均可能对火电公司的营收情况和经营久期产生影响。因此，在当前全国范围内煤炭电力供应仍略偏紧的背景下，我们建议在分析各区域电力供需格局情况的基础上关注供需格局较好地区的煤电一体龙头。建议关注电力供需偏紧的华东区域。
二、月度板块及重点上市公司股价表现
6月电力及公用事业板块上涨0.7%，表现优于大盘；6月沪深300下跌3.3%到3461.7；涨幅前三的行业分别是电子(3.2%)、通信(2.9%)、公用事业(0.7%)。
图 1：各行业板块表现（%，截止至 6月 30 日）
6月电力板块重点上市公司中涨幅前三的分别为国电电力(11.55%)、中国核电(11.27%)、中国广核(10.50%)。
图 2：电力板块各重点上市公司表现（%，截止至6月 30日）
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
三、月度电力需求情况分析
1. 用电情况：电力消费增速环比稳定
2024年5月份全社会分月用电量7751亿千瓦时，分月同比增长7.22%，涨幅较4月扩大0.26pct。2024年1-5月，全社会累计用电量38370亿千瓦时，累计同比增长8.57%，涨幅较1-4月收窄0.45pct。5月电力消费增速环比稳定。
图 3：全社会分月用电量对比（亿千瓦时）
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
图 4：全社会分月用电量同比增速对比（%）
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
2.分行业：分行业用电量增速环比大致稳定
分行业来看，2024年5月一、二、三产业和城乡居民生活用电量分别为109，5304，1412，924亿千瓦时，同比变化10.31%、6.77%、9.93%、5.47%（涨幅较4月变化-0.15pct、0.61pct、-0.91pct和-0.47pct）。分行业用电量增速环比大致稳定。
图 5：一产分月用电量同比增速情况（%）
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
图 6：二产分月用电量同比增速情况（%）
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
图 7：三产分月用电量同比增速情况（%）
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
图 8：城乡居民分月用电量同比增速情况（%）
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
2.分行业：制造业、高耗能及消费等子版块电力消费增速均持续高增
分板块来看，2024年5月制造业、高技术装备制造板块、六大高耗能产业板块和消费板块（包含交通运输、仓储、邮政业，信息传输、软件和信息技术服务业，批发和零售业，住宿和餐饮业，金融业，房地产业）电力消费同比增速均持续高增。
图 9：制造业分月用电量同比增速情况（%）
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
图 10：高技术装备制造业分月用电量同比增速情况（%）
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
图 11：消费分月用电量同比增速情况（%）
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
图 12：六大高耗能产业分月用电量同比增速情况（%）
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
分板块看，制造业板块用电量4087.22亿千瓦时，2024年5月同比增长7.49 %（涨幅较3月扩大1.15pct）；高技术装备制造板块用电量942.34亿千瓦时，2024年5月同比增长12.25 %（涨幅较4月收窄5.20pct）；六大高耗能板块用电量3241.13亿千瓦时，2024年5月同比增长9.71%（涨幅较4月扩大1.43pct）；消费板块用电量899.10亿千瓦时，2024年5月同比增长10.46%（涨幅较4月扩大0.47pct）。
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（25.43%）、金属制品业（23.70%）和电气机械制造业（18.52%），新增用电贡献率排名前三的为电气机械制造业（31.91%）、计算机通信设备制造业（29.29%）、金属制品业（15.60%）。消费板块中占比前三的为批发和零售业（35.47%）、交通运输、仓储及邮政业（21.34%）和房地产业（16.27%），新增用电贡献率排名前三的为批发和零售业（52.05%）、信息技术服务业（15.43%）和房地产业（13.94%）。六大高耗能板块中占比前三的为电力热力生产及供应业（28.37%）、有色金属冶炼及压延加工业（21.56%）和黑色金属冶炼及压延加工业（16.70%），新增用电贡献率排名前三的为电力热力供应业（51.91%）、有色金属冶炼及压延加工业（17.78%）和化学相关制造业（15.68%）。
图 13：高技术装备子行业用电占比和新增贡献率（%）
资料来源：IFind同花顺，中电联，信达证券研发中心
图 14：消费板块子行业用电占比和新增贡献率（%）
资料来源：IFind同花顺，中电联，信达证券研发中心
图 15：六大高耗能板块子行业占比和新增贡献率（%）
资料来源：IFind同花顺，中电联，信达证券研发中心
4. 分地区：东部沿海省份用电量领先，西部省份用电增速领先
分地区来看，2024年5月，全社会用电量排名前五的省份分别为广东（753亿千瓦时） 、山东（664亿千瓦时）、江苏（651亿千瓦时）、浙江（525亿千瓦时）、内蒙古（427亿千瓦时），大部为沿海省份。全社会用电量增速前五的省份分别为：西藏（23.79%）、云南（23.45%）、安徽（13.21%）、新疆（11.50%）、河南（11.33%）。增速前五省份多为中西部省份。
2024年1-5月，全社会用电量排名前五的省份分别为广东（3302亿千瓦时） 、山东（3301亿千瓦时）、江苏（3235亿千瓦时）、浙江（2480亿千瓦时）、内蒙古（2137亿千瓦时），大部为沿海省份。全社会用电量增速前五的省份分别为：西藏（17.10%）、新疆（15.38%）、安徽（15.53%）、海南（13.12%）、云南（12.64%）。增速前五省份多为中西部省份。
图 16：分地区2024年5月当月用电量及增速情况
资料来源：中电联，信达证券研发中心
图 17：分地区2024年1-5月累计用电量及增速情况
资料来源：中电联 ，信达证券研发中心
电力消费弹性系数方面，2024年一季度，我国GDP增速5.3%，用电量增速9.77%，弹性系数为1.84，较上季下降0.1。
图 18：电力消费弹性系数情况
资料来源：中电联 ，信达证券研发中心
四、月度电力供应情况分析
1.发电情况：整体发电增速环比收窄，水电出力大增挤占火电出力空间。
2024年5月，全社会发电量7178.50亿千瓦时，同比增长2.30%，涨幅较4月收窄0.80pct。分电源类型看，火电发电量4538.40亿千瓦时，同比降低4.30 %，同比降幅较4月扩大5.60pct；水电发电量1149.90亿千瓦时，同比增长38.60 %，涨幅较4月扩大17.60pct；核电发电量360.10亿千瓦时，同比下降2.40%，涨幅较4月收窄8.30pct；风电发电量771.50亿千瓦时（6MW以上电站），同比下降3.30%，同比降幅较4月收窄5.10pct；太阳能发电量358.70亿千瓦时（6MW以上电站），同比上涨29.10 %，同比涨幅相较于4月扩大7.70 pct。5月整体发电增速环比收窄，水电大发挤占火电出力空间。
2024年1-5月，全社会发电量36569.70亿千瓦时，同比增长5.50%，涨幅较1-4月收窄0.60pct。分电源类型看，火电发电量25172.60亿千瓦时，同比增长3.60%，同比增速较1-4月收窄1.90pct；水电发电量4088.50亿千瓦时，同比增长14.90%，涨幅较1-4月扩大7.40pct；核电发电量1764.90亿千瓦时，同比上升1.00%，涨幅较1-4月收窄0.90pct；风电发电量4048.30亿千瓦时（6MW以上电站），同比增长5.00%，同比涨幅较1-4月收窄1.30pct；太阳能发电量1495.20亿千瓦时（6MW以上电站），同比上涨25.30%，同比涨幅相较于1-4月扩大4.90pct。
图19：全国发电量累计情况
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
图 20：全国发电量分月情况
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
图 21：火电发电量累计情况
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
图 22：火电发电量分月情况
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
图 23：水电发电量累计情况
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
图 24：水电发电量分月情况
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
图 25：核电发电量累计情况
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
图 26：核电发电量分月情况
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
图 27：风电发电量累计情况
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
图 28：风电发电量分月情况
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
图 29：太阳能发电量累计情况
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
图 30：太阳能发电量分月情况
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
图 31：分地区分月发电量及增速情况
资料来源：中电联，信达证券研发中心
图 32：分地区累计发电量及增速情况
资料来源：中电联，信达证券研发中心
截至7月4日，内陆17省煤炭库存9088.3万吨，较上周增加49.7万吨，周环比上升0.55%；内陆17省电厂日耗为336.5万吨，较上周增加37.8万吨/日，周环比上升12.65%；可用天数为29.7天，较上周下降0.6天。
截至7月4日，沿海8省煤炭库存3745.9万吨，较上周下降74.7万吨，周环比下降1.96%；沿海8省电厂日耗为220.9万吨，较上周增加25.4万吨/日，周环比上升12.99%；可用天数为17天，较上周下降2.5天
图 33：内陆17省区日均耗煤变化情况（万吨）
资料来源：CCTD，信达证券研发中心
图 34：沿海8省区日均耗煤变化情况（万吨）
资料来源：CCTD，信达证券研发中心
图 35：内陆17省区煤炭库存变化情况（万吨）
资料来源：CCTD，信达证券研发中心
图 36：沿海8省区煤炭库存变化情况（万吨）
资料来源：CCTD，信达证券研发中心
图 37：内陆17省区煤炭可用天数变化情况（天）
资料来源：CCTD，信达证券研发中心
图 38：沿海8省区煤炭可用天数变化情况（天）
资料来源：CCTD，信达证券研发中心
截至7月7日，三峡出库流量18400立方米/秒，同比上升1.66%，周环比上升42.64%。
截至6月27日，三峡蓄水量18028亿方，同比下降13.01%，周环比下降4.82%。
图 39：三峡出库量变化情况（立方米/秒）
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
图 40：三峡水库蓄水量变化情况（亿方）
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
2. 新增发电设备情况分析：火电装机同比增速大幅放缓
分电源看，2024年5月全国总新增装机2682万千瓦，其中新增火电装机294万千瓦，新增水电装机72万千瓦，新增核电装机119万千瓦，新增风电装机292万千瓦，新增光伏装机1904万千瓦。新增装机中，火电装机增速同比变化-68.59%，风电装机同比变化35.19%，光伏装机同比变化47.60%。
图 41：新增电源装机分月情况
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
图 42：新增火电装机分月情况
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
图43：新增风电装机分月情况
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
图 44：新增光伏装机分月情况
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
分地区看，2024年5月新增火电装机排名前三的省份为广东（136万千瓦）、河南（60万千瓦）、四川（18万千瓦）；新增水电装机排名前三的省份为新疆（60万千瓦）、重庆（60万千瓦）、湖北（12万千瓦）；新增风电装机排名前三的省份为内蒙古（67万千瓦）、新疆（57万千瓦）、甘肃（45万千瓦）；新增光伏装机排名前三的省份为新疆（565万千瓦）、江苏（177万千瓦）、广东（129万千瓦）。
图 45：分地区2024年3月新增装机情况
资料来源：中电联，信达证券研发中心
图 46：分地区2024年1-3月累计新增装机情况
资料来源：中电联，信达证券研发中心
3.月度发电设备利用情况分析：水电持续恢复，风光同比下行
2024年1-5月全国发电设备平均利用小时数1372小时，同比降低4.13%。其中，火电平均利用小时1762小时，同比下降0.17%；水电平均利用小时数1093小时，同比上升13.03%；核电平均利用小时数3100小时，同比下降0.74%；风电平均利用小时数976小时，同比降低9.71%；光伏平均利用小时数513小时，同比下降4.11%。
图 47：发电设备平均利用小时数及同比情况
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
图 48：火电发电设备平均利用小时数
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
图 49：水电发电设备平均利用小时数
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
图 50：核电发电设备平均利用小时数
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
图 51：风电发电设备平均利用小时数
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
图 52：光伏发电设备平均利用小时数
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心
五、电力市场月度数据
1.电网月度代理购电价格：7月代理购电均价同环比均下降
7月，全国平均的电网公司月度代理购电价格为390.27元/MWh，相较燃煤基准价上浮5.76%；月度代理购电价格环比下降0.67%，同比下降1.19%
图 53：电网公司月度代理购电价格情况（全国平均，元/MWh）
资料来源：北极星电力网，信达证券研发中心
2.广东电力市场：7月月度交易价格持续下行，6月现货市场电价环比分化
7月，广东电力市场月度中长期交易均价为402.81元/MWh，相比燃煤基准电价463元/MWh下浮13.00%，环比上月下降0.87%。其中，双边协商交易均价408.73元/MWh，集中竞价均价为372.12元/MWh，可再生能源交易（电能量）均价为459.47元/MWh。
截至6月29日，广东电力市场6月日前现货交易均价为298.24元/MWh，环比下降6.90%；实时现货交易均价为296.76 元/MWh，环比上升6.30%。
图 54：广东电力市场日前现货日度均价情况（元/MWh）
资料来源：泛能网，信达证券研发中心
图 55：广东电力市场实时现货日度均价情况（元/MWh）
资料来源：泛能网，信达证券研发中心
3.山西电力市场：6月现货交易价格环比有所回升
截止至6月30日，山西电力市场6月日前现货交易均价为325.41元/MWh，环比下降6.20%；实时现货交易均价为328.50元/MWh，环比下降11.70%。
图 56：山西电力市场日前现货日度均价情况（元/MWh）
资料来源：泛能网，信达证券研发中心
图 57：山西电力市场实时现货日度均价情况（元/MWh）
资料来源：泛能网，信达证券研发中心
4.山东电力市场：6月现货均价环比略有回升
截止至6月30日，山东电力市场5月日前现货交易均价为346.85元/MWh，环比上升19.10%；实时现货交易均价为349.22元/MWh，环比上升9.50%。
图 58：山东电力市场日前现货日度均价情况（元/MWh）
资料来源：泛能网，信达证券研发中心
图 59：山东电力市场实时现货日度均价情况（元/MWh）
资料来源：泛能网，信达证券研发中心
六、月行业重要新闻
（1）山东电力现货市场转入正式运行：
2021年12月1日，山东电力现货市场启动长周期不间断结算试运行，截至2024年5月，已连续运行30个月，历经迎峰度夏、度冬及重要节假日、重要活动保电等多场景实战检验。评估意见认为,山东电力现货市场规则体系健全、合规，市场风险防控、信息披露、信用管理等制度完善，技术支持系统、人员、场所等配套保障完备，满足转正式运行条件。自6月17日起，山东电力现货市场转入正式运行。
（2）全国新能源消纳监测预警中心公布2024年5月各省级区域新能源并网消纳情况：
7月2日，全国新能源消纳监测预警中心公布2024年5月各省级区域新能源并网消纳情况。全国5月全国风电利用率为94.8%，光伏发电利用率为97.5%。其中，河北、蒙西、蒙东、辽宁、吉林、黑龙江、青海、新疆等8省市区风电利用率不足95%；辽宁、黑龙江、甘肃、青海、新疆、西藏等6地区光伏发电利用率不足95%，西藏地区光伏发电利用率最低，仅为78.4%。
七、投资策略及行业主要上市公司估值表
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）全国性煤电龙头：国投电力、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。
表2：电力行业主要公司估值表
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心（注：标#为信达证券预测，其余盈利预测来源于同花顺 IFind一致预测，数据截至2024年7月11日）
八、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不及预期、电煤长协保供政策的执行力度不及预期等。
本文源自报告：《电力月报：电力系统迎峰度夏将近，电价表现有望止跌企稳》
报告发布时间：2024年7月12日
发布报告机构：信达证券研究开发中心
报告作者：
左前明 S1500518070001
李春驰 S1500522070001
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