炒股就看金麒麟分析师研报，权威，专业，及时，全面，助您挖掘潜力主题机会！
月度专题点评：容量电价机制托底合理收益，火电估值逻辑有望实现重塑。新型电力系统面临“缺电”与“弃电”并存局面，保供压力下火电项目建设积极性亟需容量电价支持。当前新型电力系统已经面临“缺电”与“弃电”并存局面，煤电作用更为突出，无法替代。同时煤电面临系统内重要定位转型，亟需定价机制改革以鼓励投资建设积极性。容量电价机制展望：认可火电顶峰价值，进而实现火电估值逻辑重塑。传统视角下的火电资产同时受价格弹性较大的现货煤价和价格无弹性的管制电价压制，火电板块并没有体现作为公用事业的稳定盈利属性。容量电价机制的出台代表着火电资产部分收益因较为固定，故其估值可以摆脱传统视角下火电按资产质量估值的PB估值思路，逐步走向合理盈利的PE估值体系。投资主线：行业龙头全面受益，重点限电地区有望率先落地。火电龙头企业有望因机组体量大、分布范围广而全面受益；部分过往出现限电情况或电力供应短缺情况的省份有望积极推进政策制定和落地。
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4.5%，表现优于大盘；8月沪深300下跌6.2%到3765.3；涨幅前三的行业分别是传媒(-1.1%)、煤炭(-2.1%)、石油石化(-3.3%)。8月电力板块重点上市公司中涨幅前三的分别为川投能源(3.46%)、华能水电(3.28%)、长江电力(2.80%)。
月度电力需求情况分析：电力社会用电需求增速显著上升。 7月，全社会用电同比增长6.46%。分行业：二产居民电力消费增速稳中有升，三产用电增速略有回落：7月，一、二、三产业用电量同比增速分别为13.98%、5.71%、9.58%，居民用电量同比增长5.12%。分板块：高技术制造业用电需求上涨，高耗能产业用电需求增速由负转正，消费用电需求保持稳定增长。分子行业看，高技术装备制造板块中新增用电贡献率排名前三的子行业为电气机械制造业、计算机及通信设备制造业、汽车制造业；消费板块新增用电贡献率排名前三的为批发和零售业、交通运输业、住宿餐饮业；六大高耗能板块中新增用电贡献率排名前三的为黑色金属加工业、有色金属加工业、燃料加工业。分地区来看，东部沿海省份用电量领先，内陆省份用电增速靠前。弹性系数方面，2023年二季度电力消费弹性系数为1.02。
月度电力生产情况分析：风电发电增速抬升明显，水电发电同比大幅好转。7月份，全国发电量增长3.60%。分机组类型看，火电电量同比上升7.2%；水电电量同比下降17.5%；核电电量同比上升2.9%；风电电量同比增长37.28%；太阳能电量同比增长6.4%。新增装机方面，7月全国总新增装机3120万千瓦，其中新增火电625万千瓦，新增水电18万千瓦，新增风电332万千瓦，新增光伏1874万千瓦，风光装机持续高增。发电设备利用方面，1-7月全国发电设备平均利用小时数2079小时，同比降低2.49%。其中，火电利用小时同比上升3.92%；水电利用小时同比降低24.86%；核电利用小时同比上升2.30%；风电利用小时同比上升8.59%；光伏利用小时同比下降5.11%。煤炭库存情况、日耗情况及三峡出库情况方面，煤炭库存环比上升；煤炭日耗环比下降；三峡水位及水库蓄水量同比显著上升。
月度电力市场数据分析：8月均价同环比上浮明显，9月均价年内环比首次下降。8月月度代理购电均价为419.01元/ MWh，环比上浮6.09%，同比上浮6.15%。9月月度代理购电均价为409.68元/MWh，环比下降2.23%，同比下降0.72%。广东8-9月月度交易价格环比持续下降，现货市场电价下降明显；山西8月月度交易较基准价小幅上涨，现货交易价格环比大幅上涨；山东8月现货均价有所上涨。
行业新闻： （1）8月3日，国家发改委、财政部、国家能源局发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》。（2）8月8日，国家电网有限公司哈密-重庆±800千伏特高压直流工程正式开工建设，标志着“疆电外送”第三通道建设正式启动。（3）8月25日，国家能源局发布《国家能源局关于进一步加强电力市场管理委员会规范运作的指导意见》,提出在全国范围内组建电力市场管理委员会。
投资观点：我们认为，国内历经多轮电力供需关系紧张之后，电力板块有望迎来盈利改善和价值重估。在电力供需紧缺的态势下，煤电顶峰价值凸显；在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，容量补偿电价等机制有望出台。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，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。电力运营商受益标的：粤电力A、华能国际、华电国际、国电电力等；同时，煤电设备制造商和灵活性改造技术类公司也有望受益于煤电新周期的开启，设备制造商受益标的：东方电气；灵活性改造受益标的：龙源技术、青达环保、西子洁能等。
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：容量电价机制托底合理收益，火电估值逻辑有望实现重塑
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、8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：容量电价机制托底合理收益，火电估值逻辑有望实现重塑
新型电力系统面临“缺电”与“弃电”并存局面，保供压力下火电项目建设积极性亟需容量电价支持
新能源短时内实现高比例渗透电力系统，当前新型电力系统已经面临“缺电”与“弃电”并存局面。从发电侧的角度看，我国风光装机和电量占比在过去10年左右时间已经实现快速提升。但由于新能源发电固有的强随机性、波动性和间歇性，当前新型电力系统面临“缺电”与“弃电”并存局面。从本质来看，大范围的新能源出力波动，叠加其出力“极热无风、晚峰无光”特性，将导致极端天气下新能源出力的负相关性特征更为明显。新能源长时间低出力将给系统带来保供挑战。而在新能源高出力时段，系统消纳问题凸显。
“缺电”“弃电”并存问题下，煤电作用更为突出，无法替代。新型电力系统面临的缺电和弃电并存问题，对应到电力系统中即为顶峰资源和调峰资源的缺乏，火电特别是煤电的作用更为突出，无法替代。1）顶峰资源方面：立足于我国“富煤贫油少气”的一次能源结构、以火电为主的电源装机结构、和水电经济可开发裕度近乎枯竭，核电体量仍然较小的现状，火电机组特别是煤电机组将成为在电力电量紧平衡阶段唯一一种可以实现大规模开工建设，且建设周期较短的支撑性顶峰电源。2）调峰资源方面：在当前时点，气电装机体量较小（截止至2022年底装机仅为11485万千瓦，占全部装机的4.48%）；抽水蓄能存在工期较长（5~8年），自然条件要求较高（要求有河流有落差），建设情况较为复杂（涉及移民拆迁等社会问题）等问题，短期内难以实现大幅超预期的增量发展；电化学储能度电调峰成本仍在0.5元/kWh以上，相比于火电灵活性改造0.1元/kWh和抽水蓄能0.2元/kWh的调峰成本仍有较大差距，仍需要持续降本带来经济性提升。而煤电灵活性改造具有体量大，可调峰、技术成熟度高等特点，适用于高比例新能源渗透下的新型电力系统调节需求。
煤电面临系统内重要定位转型，亟需定价机制改革以鼓励投建积极性。在高比例新能源渗透下的新型电力系统中，新能源电量比重将实现逐步提升，成为电量部分的主体。而相对应地，煤电电量或将面临达峰后逐步下滑，并从先前以提供电能量为主的基荷电源转向提供辅助服务调节和容量支撑的支撑调节电源。煤电盈利模式也将随定位转型而发生变化，在煤电电量逐步下滑时仅依靠现有“基准价+上下浮动”的单一电能量电价无法完全回收机组投资成本。因此，煤电在定位转型时亟需电价机制改革，通过电力市场认定其调峰和顶峰的价值（分别对应辅助服务市场机制和容量电价机制）。自2022年缺电限电事件频发后，国家发改委能源局逐步开始调整“十四五”支撑性电源规划，提出“今明两年火电将新开工1.65亿千瓦”。但由于“市场煤- 计划电”的煤电成本疏导仍未完全实现，叠加“双碳”目标下煤电电量将在达峰后逐步下滑的预期，火电企业新建开工建设积极性亟需电能量电价以外的容量电价政策加以激励。
容量电价机制展望：认可火电顶峰价值，进而实现火电估值逻辑重塑
容量电价机制的深层意义在于开始火电估值逻辑重塑。对于火电而言，影响业绩的三要素是煤价、电价、小时数。传统视角下的火电资产同时受市场化程度较高，价格弹性较大的现货煤价，以及市场化程度较低，价格几乎无弹性的管制电价压制，成本端波动压力无法疏导至收入端。因此，火电板块并没有体现作为公用事业的稳定盈利属性，而成为典型的与煤炭股表现相反的逆周期属性板块。而容量电价机制的出台，不仅代表在系统视角下火电机组容量潜在的顶峰支撑作用得到系统的认可，也同时代表着火电资产部分收益将摆脱“煤电顶牛”的潜在波动，以按容量计费的形式实现稳定收取。此部分收益因较为固定，故其估值可以摆脱传统视角下火电按资产质量估值的PB估值思路，逐步走向合理盈利的PE估值体系。长期而言，在火电合理收益保持稳定的前提下，随着新能源电量占比提高和煤电电量达峰，火电电能量收益部分和容量收益有望呈此消彼长态势，火电整体估值有望持续拔高，最终实现火电收益与售电与煤炭脱钩，真正破除“市场煤-计划电”的煤电顶牛矛盾。
投资主线：行业龙头全面受益，重点限电地区有望率先落地
结合电力系统火电容量电价机制的补偿逻辑和分省电力供需情况，短期内火电容量电价机制有望跟随新一轮电改政策推进，火电龙头企业有望因机组体量大、分布范围广而全面受益。另外，在各省因地制宜落实容量电价政策期间，部分过往出现限电情况或电力供应短缺情况的省份有望积极推进政策制定和落地。
✦
二、月度板块及重点上市公司股价表现
✦
⚫ 8月电力及公用事业板块下跌4.5%，表现优于大盘；8月沪深300下跌6.2%到3765.3；涨跌幅前三的行业分别是传媒(-1.1%)、煤炭(-2.1%)、石油石化(-3.3%)。
图 1：各行业板块表现（%，截止至 8月 31 日）
资料来源：IFind同花顺，信达证券研发中心⚫ 8月电力板块重点上市公司中涨幅前三的分别为川投能源(3.46%)、华能水电(3.28%)、长江电力(2.80%)。
图 2：电力板块各重点上市公司表现（%，截止至 8 月 31 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：电力社会用电需求增速显著上升
7月份全社会用电量8888亿千瓦时，同比增长6.46%，涨幅较6月扩大2.59pct。2023年1-7月，全社会用电量51965亿千瓦时，同比增长5.23%，涨幅较1-6月扩大0.25pct。7月全社会电力消费增速同比增长。
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：二产居民电力消费增速稳中有升，三产用电增速略有回落
⚫ 分行业来看，7月一、二、三产业和城乡居民生活用电量分别为139.27、5383.09、1734.84、1630.63亿千瓦时，同比变化13.98%、5.71%、9.58%、5.12%（涨幅较6月变化-0.05pct、3.41pct、-0.54pct和2.96pct）。二产和居民电力消费增速保持稳定，稳中有升；三产用电增速略有回落。
⚫ 2023年1-7月，一二三产和城乡居民累计用电量分别为716、34054、9368、7827亿千瓦时，同比变化12.93%，4.63%、9.80%、2.10%。
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3.分板块：高技术制造业用电需求稳健增长，高耗能板块用电需求增速由负转正，消费用电需求增速略有回落
⚫ 分板块来看，7月制造业板块增速大幅增长；其中，高技术装备制造板块（包含汽车制造业，计算机、通信和其他电子设备制造业，医药制造业，金属制品业，通用设备制造业，专用设备制造业，电气机械和器材制造业，仪器仪表制造业，铁路、船舶、航空航天和其他运输设备制造业）用电需求增速稳健增长，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）用电量增速略有回落。六大高耗能产业板块（包括黑色金属冶炼及压延加工业，有色金属冶炼及压延加工业，化学原料及化学制品制造业，非金属矿物制品业，石油、煤炭及其他燃料加工业，电力、热力的生产和供应业）用电量同比增速由负转正。
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4020.79亿千瓦时，7月同比增长7.05%（涨幅较6月扩大3.47pct）；高技术装备制造板块用电量955.04亿千瓦时，7月同比增长8.41%（涨幅较6月扩大1.50pct）；六大高耗能板块用电量3167.15亿千瓦时，7月同比增长3.98%（涨幅较6月扩大4.08pct）；消费板块用电量1109.35亿千瓦时，7月同比增长9.99%（涨幅较6月收窄1.02pct）。
⚫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（25.81%）、金属制品业（22.91%）和电气机械制造业（17.43%），新增用电贡献率排名前三的为电气机械制造业（44.72%）、计算机通信设备制造业（29.23%）、汽车制造业（10.01%）。消费板块中占比前三的为批发和零售业（36.25%）、交通运输、仓储及邮政业（19.63%）和房地产业（18.18%），新增用电贡献率排名前三的为批发和零售业（46.59%）、交通运输业（16.54%）、住宿餐饮业（14.25%）。六大高耗能板块中占比前三的为电力热力生产及供应业（29.92%）、有色金属冶炼及压延加工业（21.03%）和黑色金属冶炼及压延加工业（16.90%），新增用电贡献率排名前三的为黑色金属冶炼及压延加工业（41.80%）、有色金属加工业（35.04%）燃料加工业（18.49%）。
图 13：7月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 14：7月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 15：7月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，内陆省份用电增速靠前
⚫ 分地区来看，7月份，全社会用电量排名前五的省份分别为广东（902亿千瓦时）、江苏（783亿千瓦时）、山东（744亿千瓦时）、浙江（655亿千瓦时）、河北（448亿千瓦时），均为东部省份。全社会用电量增速前五的省份分别为：广西（15.57%）、内蒙古（14.30%）、海南（13.51%）、河北（13.11%）、山东（11.34%）。
⚫2023年1-7月份，全社会用电量排名前五的省份分别为广东（4725亿千瓦时）、山东（4540亿千瓦时）、江苏（4383亿千瓦时）、浙江（3434亿千瓦时）、内蒙古（2713亿千瓦时），大部分为沿海省份。全社会用电量增速前五的省份分别为：海南（14.14%）、内蒙古（11.11%）、广西（11.03%）、西藏（9.97%）、青海（9.91%），西部内陆省份居多。。
图 16：分地区7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1-7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，2023年二季度，我国GDP增速6.3%，用电量增速6.42%，弹性系数为1.02，较上季上升0.22。
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
✦
1.7月发电量情况分析：风电发电增速抬升明显，水电发电同比大幅好转
⚫7月，全社会发电量8462亿千瓦时，同比增长3.60%，涨幅较6月扩大0.80pct。分电源类型看，火电发电量5997亿千瓦时，同比增长7.20%，涨幅较6月收窄7.00pct；水电发电量1211亿千瓦时，同比下降17.50%，降幅较6月收窄16.40pct；核电发电量380亿千瓦时，同比增长2.90%，涨幅较6月收窄10.90pct；风电发电量707亿千瓦时，同比增长37.28%，涨幅较6月扩大36.12pct；太阳能发电量224.29亿千瓦时，同比上升6.40%，涨幅相较于6月缩窄2.43pct。7月来水有所好转，水电发电同比大幅好转，风电发电增速抬升明显。
⚫2023年1-7月，全社会累计发电量50130亿千瓦时，同比增长3.80%，涨幅较6月无变化。分电源类型看，火电累计发电量35474亿千瓦时，同比增长7.5%，涨幅较6月无变化；水电累计发电量5717亿千瓦时，同比下降21.80%，降幅较6月收窄1.10pct；核电累计发电量2499亿千瓦时，同比增长5.90%，涨幅较6月收窄0.60pct；风电累计发电量5387亿千瓦时，同比增长23.10%，涨幅较6月扩大1.89pct；太阳能累计发电量1604亿千瓦时，同比上升7.9%，涨幅相较于6月扩大0.46pct。
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9月7日，内陆17省煤炭库存8269.4万吨，较上周增加141.5万吨，周环比上升1.74%；内陆17省电厂日耗为364.8万吨，较上周下降30.4万吨/日，周环比下降7.69%；可用天数为22.7天，较上周增加2.1天。
⚫ 截至9月7日，沿海8省煤炭库存3712.6万吨，较上周增加62.1万吨，周环比上升1.70%；沿海8省电厂日耗为211.9万吨，较上周下降24.2万吨/日，周环比下降10.25%；可用天数为17.5天，较上周增加2.0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9月11日，三峡出库流量14400立方米/秒，同比上升66.86%，周环比下降17.24%。
⚫ 截至9月11日，三峡蓄水量23967亿方，同比上升13595.43%，周环比下降7.17%。
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：火电装机稳步增长，风光装机持续高增
⚫分电源看，7月全国总新增装机3120万千瓦，其中新增火电装机625万千瓦，新增水电装机18万千瓦，新增核电装机0万千瓦，新增风电装机332万千瓦，新增光伏装机1874万千瓦。新增装机中，火电装机增速同比变化21.36%，较上月上升4.40pct；风电装机同比变化66.83%，较上月下降145.90pct；光伏装机同比变化173.58%，较上月上升33.55pct。
⚫2023年1-7月，全国总新增装机17216万千瓦，其中新增火电装机3227万千瓦，新增水电装机554万千瓦，新增核电装机119万千瓦，新增风电装机2631万千瓦，新增光伏装机9716万千瓦。风光装机总和达12347万千瓦，同比增长达134.47%。
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，7月新增火电装机排名前三的省份为湖北（167万千瓦）、广东（145万千瓦）、陕西（100万千瓦）；新增水电装机排名前三的省份为黑龙江（5万千瓦）、四川（4万千瓦）、西藏（4万千瓦）；新增风电装机排名前三的省份为甘肃（85万千瓦）、云南（52万千瓦）、内蒙古（34万千瓦）；新增光伏装机排名前三的省份为新疆（325万千瓦）、湖北（170万千瓦）、甘肃（163万千瓦）。
图 46：分地区7月新增装机情况
资料来源：中电联，信达证券研发中心
图 47：分地区1-7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：水电光伏持续下降，火核风电大幅增长
⚫1-7月全国发电设备平均利用小时数2079小时，同比降低2.49%。其中，火电平均利用小时2573时，同比上升3.92%；水电平均利用小时数1578小时，同比降低24.86%；核电平均利用小时数4440小时，同比上升2.30%；风电平均利用小时数1416小时，同比上升8.59%；光伏平均利用小时数780小时，同比下降5.11%。
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.电网公司月度代理购电价格：8月均价同环比上浮明显，9月均价年内环比首次下降
⚫8月，全国平均的电网公司月度代理购电价格为419.01元/MWh，相较燃煤基准价上浮13.55%；月度代理购电价格环比上涨6.09%，同比上浮6.15%。
9月，全国平均的电网公司月度代理购电价格为409.68元/MWh，相较燃煤基准价上浮11.02%；月度代理购电价格环比下降2.23%，同比下浮0.72%。
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：8-9月月度交易价格环比持续下降，现货市场电价下降明显
⚫ 8月，广东电力市场月度中长期交易均价为500.62元/MWh，相比燃煤基准电价463元/MWh上浮8.13%，环比上月下降3.18%。其中，双边协商交易均价510.38元/MWh，挂牌交易均价为481.46元/MWh，集中竞价均价为434.59元/MWh，可再生能源交易（电能量）均价为504.03元/MWh。9月，广东电力市场月度中长期交易均价为472.82元/MWh，相比燃煤基准电价463元/MWh上浮2.12%，环比上月下降5.55%。其中，双边协商交易均价497.56元/MWh，挂牌交易均价为432.98元/MWh，集中竞价均价为383.31元/MWh，可再生能源交易（电能量）均价为493.44元/MWh。
⚫ 广东电力市场8月日前现货交易均价为360.30元/MWh，环比下降7.26%；实时现货交易均价为348.39元/MWh，环比下降8.85%。
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：山西 8 月月度交易较基准价小幅上涨，现货交易价格环比大幅上涨
⚫ 8月，山西电力市场月度中长期交易均价为343.50元/MWh，相比燃煤基准电价332元/MWh上浮3.46%。其中，战略性新兴产业挂牌电力直接交易均价162.67元/MWh，普通用户双边协商电力直接交易(新能源)均价为361.6元/MWh，月度榆林用电双边协商电力直接交易均价为398.4元/MWh，月度集中出清交易均价为370.34元/MWh，月度滚动出清交易均价为362.93元/MWh。
表1：山西电力市场8月月度交易情况
资料来源：泛能网，信达证券研发中心⚫ 山西电力市场8月日前现货交易均价为395.26元/MWh，环比上涨20.6%；实时现货交易均价为393.67元/MWh，环比上涨24.4%。
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8月现货均价有所上涨
⚫山东电力市场8月日前现货交易均价为434.56元/MWh，环比上涨7.78%；实时现货交易均价为433.37元/MWh，环比上涨14.24%。
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、8月行业重要新闻
✦
（1）国家发改委、财政部、国家能源局发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》
8月3日，国家发改委、财政部、国家能源局发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》，提出国家对符合条件的可再生能源电量核发绿证，1个绿证单位对应1000千瓦时可再生能源电量；对建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量核发绿证，实现绿证核发全覆盖。其中，非水可再生能源项目和2023年新投产的完全市场化常规水电项目的上网电量核发可交易绿证；存量常规水电项目暂不核发可交易绿证，相应的绿证随电量直接无偿划转。
（2）国家电网有限公司哈密-重庆±800千伏特高压直流工程正式开工建设
8月8日，国家电网有限公司哈密-重庆±800千伏特高压直流工程正式开工建设，标志着“疆电外送”第三通道建设正式启动。哈密—重庆工程直流线路全长2290千米，设计输电能力800万千瓦是国家首批沙戈荒大型风电光伏基地外送工程之一。项目计划于“十四五”末建成投产，届时新疆电力外送规模超过3300万千瓦，将为我国中东部地区发展和成渝地区双城经济圈建设提供有力支撑。
（3）国家能源局发布《国家能源局关于进一步加强电力市场管理委员会规范运作的指导意见》
8月25日，国家能源局发布《国家能源局关于进一步加强电力市场管理委员会规范运作的指导意见》,提出在全国范围内组建电力市场管理委员会。组建电力市场管理委员会是电力交易机构实现独立规范运行的重要保障措施。电力市场管理委员会是独立于电力交易机构的自治性议事协调机制，履行建立健全市场成员行为自律职责，与运营机构市场监测、监管机构专业监管共同构建电力市场运行“三道防线”。
✦
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关系紧张之后，电力板块有望迎来盈利改善和价值重估。电力供需紧缺的态势下，煤电顶峰价值凸显；在电力市场化改革的持续推进下，电价趋势有望稳健中小幅上涨，电力现货市场和辅助服务市场机制有望持续推广，容量补偿电价等机制有望出台。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，煤电企业的成本端较为可控。展望未来，在电力供需偏紧和电力市场化改革加速的催化下，煤电自2021年以来的业绩持续亏损状态有望大幅改善，有望受益于电量和电价的齐升。
⚫ 电力运营商受益标的：粤电力A、华能国际、华电国际、国电电力等；同时，煤电设备制造商和灵活性改造技术类公司也有望受益于煤电新周期的开启，设备制造商受益标的：东方电气；灵活性改造受益标的：龙源技术、青达环保、西子洁能等。
表3：电力行业主要公司估值表
资料来源：iFind，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iFind一致预测，数据截至2023年9月14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：《容量电价重塑火电估值逻辑，来水恢复带动水电出力抬升
》
报告发布时间：2023年9月15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
VIP课程推荐
APP专享直播
热门推荐
收起
24小时滚动播报最新的财经资讯和视频，更多粉丝福利扫描二维码关注（sinafinance）
