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。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。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。
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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
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事件：2024 年 10 月 15 日，省间电力现货市场转正式运行启动仪式在北京举行。省间电力现货市场自2022年1月启动试运行至今，运行平稳有序。省间现货“转正”标志着全国统一电力市场体系架构的初步建成。
点评：
1. 省间现货发展概述：两年时间转正，全国电力市场重要组成
省间电力现货市场是在省间电力中长期市场基础上，利用电网省间富裕通道开展的日前、日内电能量交易。作为全国统一电力市场体系的重要组成部分，省间电力现货市场的建设和运营以电力资源大范围优化配置、新能源持续快速发展、省间省内市场协同运行等现实需求为目标。自2017年8月国家发改委、国家能源局发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》以来，我国逐步推进电力现货市场建设。2022年1月，根据《关于国家电网有限公司省间电力现货交易规则的复函》（发改办体改〔2021〕837号），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。试运行期间市场运转平稳有序、效益显著。截至2024年9月底，省间电力现货市场启动试运行以来，已连续运行超1000天，交易电量累计超880亿千瓦时，单日最大成交电力1905万千瓦，覆盖国家电网公司和内蒙古电力公司经营区域26个省份，参与申报的发电主体有6000余个、装机容量超18.86亿千瓦，交易网络路径超40万条，实现了电力资源在全国范围的现货市场配置。
2.省间现货运营情况：发挥作用显著，自身不断优化
经过两年半的探索实践，“统一市场、协同运作”的全国统一电力市场架构已初步形成，省间电力现货市场在其中发挥着不可替代的作用。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。2022年 “迎峰度夏”期间川渝、华东、华南等地高温引发“拉闸限电”事件。为保障民生用电，存在电力供应硬缺口的浙江省在省间电力现货市场大量购买现货电量，导致7月单月省内电力市场出现49.9亿元亏损，其中居民、农业用电产生亏损39.91亿元。彼时省间电力现货市场中10元/千瓦时的价格上限导致的现货市场价格较高，是浙江购电产生巨额亏损的部分原因。2023年7月7日，国调中心和北京电力交易中心联合发通知《关于落实优化省间电力现货市场交易价格机制的通知》，省间现货市场申报价格上限调整为 3元/千瓦时，比之前的10元/千瓦时大幅度下降。合理限价落地保证省间电力现货市场的交易平稳，避免因省间省内价差过大产生不合理用电成本。
3.总结与点评：保供促绿的市场运行机制基本建立，未来发展有望持续
省间电力现货市场转正式运行，在我国电力史上首次实现了省间、省级现货市场协同运作，其在保供、促绿、发现价格、引导生产等方面的作用逐渐凸显。保供方面，2024年度夏期间，国家电网经营区域最大负荷达11.8亿千瓦，4个区域及17个省份负荷84次创历史新高，省间现货市场最大成交电力1285万千瓦，对四川、江苏等17个用电平衡紧张省份实现了精准支援。促进新能源消纳方面，试运行以来，省间现货市场累计消纳清洁能源近400亿千瓦时。今年1-9月，国网经营区域通过省间现货交易多消纳清洁能源122亿千瓦时，同比增长21%。价格波动及市场供需方面，省间现货市场化价格形成机制已经完备。2024年4-6月清洁能源大发，市场供应大幅超过需求，省间现货市场成交均价降至0.22元/千瓦时。而“迎峰度夏”供应紧张时段，省间现货市场现货均价升至1.02元/千瓦时。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，逐步打破省市区之间的壁垒，继续完善与各省现货市场、省间中长期市场、优先电量的衔接机制与联合运行机制，助力新能源全面参与市场交易，为构建新型能源体系、支撑经济社会高质量发展注入新的动力。
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月度板块及重点上市公司股价表现
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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%)。
10月电力板块重点上市公司中涨幅前三的分别为中闽能源(20.95%)、吉电股份(11.09%)、龙源电力(9.83%)。
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月度电力需求情况分析
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1. 用电情况：9月电力消费增速环比略降
2024年9月份全社会分月用电量8475亿千瓦时，分月同比增长8.52%，涨幅较8月收窄0.35pct。2024年1-9月，全社会累计用电量74094亿千瓦时，累计同比增长7.93%，涨幅较1-8月扩大0.08pct。9月电力消费增速虽然依旧维持高位，但环比略微下降。
2. 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
分行业来看，2024年9月一、二、三产业和城乡居民生活用电量分别为121，5379，1652，1323亿千瓦时，同比变化6.36%、3.55%、12.66%、27.80%（涨幅较8月变化1.75pct、-0.47pct、1.44pct和4.06pct）。二产用电增速环比持续下行，居民用电增速环比持续高增。
3.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
分板块来看，2024年9月制造业、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）、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）电力消费同比增速环比均有所下行，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）电力消费同比增速环比持续上行。
分板块看，制造业板块用电量4094.38亿千瓦时，2024年9月同比增长2.40 %（涨幅较8月收窄0.51pct）；高技术装备制造板块用电量995.41千瓦时，2024年9月同比增长8.60%（涨幅较8月扩大1.10pct）；六大高耗能板块用电量3217.10亿千瓦时，2024年9月同比增长2.29%（涨幅较8月收窄3.81pct）；消费板块用电量1057.79亿千瓦时，2024年9月同比增长13.29%（涨幅较8月扩大0.4 pct）。
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（26.73%）、金属制品业（22.13%）和电气机械制造业（17.70%），新增用电贡献率排名前三的为计算机通信设备制造业（40.28%）、电气机械制造业（14.56%）、金属制品业（10.48%）。消费板块中占比前三的为批发和零售业（36.32%）、交通运输、仓储及邮政业（19.99%）和房地产业（17.52%），新增用电贡献率排名前三的为批发和零售业（44.80%）、房地产业（19.62%）和信息技术服务业（14.29%）。六大高耗能板块中占比前三的为电力热力生产及供应业（30.57%）、有色金属冶炼及压延加工业（21.39%）和化学相关制造业（15.98%），新增用电贡献率排名前三的为电力热力供应业（126.76%）、有色金属冶炼及压延加工业（29.83%）和化学相关制造业（24.13%）
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9月，全社会用电量排名前五的省份分别为广东（875亿千瓦时） 、江苏（765亿千瓦时）、山东（683亿千瓦时）、浙江（637亿千瓦时）、内蒙古（402亿千瓦时），大部为沿海省份。全社会用电量增速前五的省份分别为：重庆（33.58%）、四川（21.93%）、安徽（19.02%）、湖北（18.04%）、江西（16.63%）。增速前五省份多为中西部省份。
分地区来看，2024年1-9月，全社会用电量排名前五的省份分别为广东（6905亿千瓦时）、江苏（6459亿千瓦时） 、山东（6249亿千瓦时）、浙江（5115亿千瓦时） 、内蒙古（3838亿千瓦时），大部分为沿海省份。全社会用电量增速前五的省份分别为：西藏（14.85%）、安徽（14.03%） 、重庆（12.29%）、新疆（12.14%） 、云南（11.81%）。从数量上看，增速前五省份大部分为中西部省份
电力消费弹性系数方面，2024年三季度，我国GDP增速4.9%，用电量增速7.67%，弹性系数为1.57，较上季上升0.12。
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月度电力供应情况分析
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1. 发电情况：水电出力由正转负，火电出力环比大幅增发。
2024年9月，全社会发电量8023.60亿千瓦时，同比增长6.00%，涨幅较8月扩大0.20pct。分电源类型看，火电发电量5451.40亿千瓦时，同比增长8.90%，同比涨幅较8月扩大5.20pct；水电发电量1199.30亿千瓦时，同比下降14.60 %，涨幅较8月收窄25.30pct；核电发电量355.10亿千瓦时，同比上升2.80%，涨幅较8月收窄2.10pct；风电发电量694.30亿千瓦时（6MW以上电站），同比上升31.60%，同比涨幅较8月扩大25.00pct；太阳能发电量323.40亿千瓦时（6MW以上电站），同比上涨12.70%，同比涨幅相较于8月收窄9.00 pct。9月水电出力由正转负，火电出力环比大幅增发。
2024年1-9月，全社会发电量70560.40亿千瓦时，同比增长5.40%，涨幅较1-8月扩大0.30pct。分电源类型看，火电发电量47438.80亿千瓦时，同比增长1.90%，同比增速较1-8月扩大0.90pct；水电发电量10039.70亿千瓦时，同比增长16.00%，涨幅较1-8月收窄2.80pct；核电发电量3275.50亿千瓦时，同比上升1.50%，涨幅较1-8月收窄5.70pct；风电发电量6733.20亿千瓦时（6MW以上电站），同比增长10.80%，同比涨幅较1-8月扩大3.20pct；太阳能发电量3073.10亿千瓦时（6MW以上电站），同比上涨27.00%，同比涨幅相较于1-8月扩大0.40pct。
截至10月24日，内陆17省煤炭库存9578.4万吨，较上周增加203.3万吨，周环比上升2.17%；内陆17省电厂日耗为313.5万吨，较上周下降25.6万吨/日，周环比下降7.55%；可用天数为30.6天，较上周增加3.0天。
截至10月24日，沿海8省煤炭库存3503.5万吨，较上周下降45.1万吨，周环比下降1.27%；沿海8省电厂日耗为186.4万吨，较上周下降2.2万吨/日，周环比下降1.17%；可用天数为18.8天，较上周持平。
截至10月29日，三峡出库流量7010立方米/秒，同比下降50.98%，周环比上升0.29%。
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%
2. 新增发电设备情况分析：风光累计装机达200GW
分电源看，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。新增装机中，火电装机增速同比变化-6.02%，风电装机同比变化20.83%，光伏装机同比变化32.38%。
分地区看，2024年9月新增火电装机排名前三的省份为广西（218万千瓦）、四川（145万千瓦）、江西（100万千瓦）；新增水电装机排名前三的省份为陕西（70万千瓦）、云南（35万千瓦）、江苏（23万千瓦）；新增风电装机排名前三的省份为内蒙古（93万千瓦）、新疆（63万千瓦）、河北（44万千瓦）；新增光伏装机排名前三的省份为青海（214万千瓦）、新疆（163万千瓦）、江苏（129万千瓦）。
3. 月度发电设备利用情况分析：水电小时数增速持续下行，火电小时数降幅收窄
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%。
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电力市场月度数据
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1. 电网月度代理购电价格：11月代理购电均价环比持续回升
11月，全国平均的电网公司月度代理购电价格为408.79元/MWh，相较燃煤基准价上浮10.78%；月度代理购电价格环比上升2.89%，同比上升0.12%。
2. 广东电力市场：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
11月，广东电力市场月度中长期交易均价为399.12元/MWh，相比燃煤基准电价463元/MWh下浮13.80%，环比上月上升0.04%。其中，双边协商交易均价401.03元/MWh，集中竞价均价为372.59元/MWh。
截至10月19日，广东电力市场10月日前现货交易均价为314.25元/MWh，环比下降8.8%；实时现货交易均价为313.50元/MWh，环比下降9.5%。
3. 山西电力市场：10月现货交易价格环比下行明显
截止至10月24日，山西电力市场10月日前现货交易均价为276.80元/MWh，环比下降12.2%；实时现货交易均价为277.04元/MWh，环比下降12.6%。
4. 山东电力市场：10月现货均价环比有所下降
截止至10月23日，山东电力市场10月日前现货交易均价为323.73元/MWh，环比下降9.09%；实时现货交易均价为347.70元/MWh，环比下降6.04%。
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10月行业重要新闻
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(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》：
10月18日，国家发展改革委、工业和信息化部等六部门发布《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》（以下简称《指导意见》），提出坚持统筹谋划、安全替代，正确处理传统能源和新能源“破”与“立”的关系，源网荷储一体推进，全面提升可再生能源安全可靠供应能力。（资料来源：国家发改委、中国政府网。
(2)国家电投加速资产整合：
9 月至10月，国家电投方面分别宣布旗下子公司电投产融置入电投核能资产、中国电力置入远达环保资产，以及国家电投集团综合智慧能源科技有限公司、国家电投集团智慧能源投资有限公司经重组整合为国家电投集团综合智慧能源有限公司。（资料来源：上海证券报·中国证券网、长江商报、新浪财经、中国能源新闻网、国家电投）。
(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：
10月31日，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。全国9月全国风电利用率为96.8%，光伏发电利用率为97.9%。其中，陕西、青海、宁夏、新疆、西藏等5省市区风电利用率不足95%；青海、新疆、西藏、宁夏等4地区光伏发电利用率不足95%。（资料来源：全国新能源消纳监测预警中心）
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投资策略及行业主要上市公司估值表
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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。
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风险因素
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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：省间电力现货市场转正，水火发电出力此消彼长》
报告发布时间：2024年11月1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
邢秦浩 S1500524080001
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