电力行业5月月报：电力系统迎峰度夏将近 电价表现有望止跌企稳

　　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。

    　　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。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。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。

    　　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。

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