中华财富网(www.chinacaifu.cn)2024-6-19 10:25:47讯：

（以下内容从信达证券《95%消纳约束红线正式放开，月度电价环比下行明显—电力行业4月月报》研报附件原文摘录）
本期内容提要:
月度专题点评：消纳红线约束正式调整，新能源运营保障政策可期。95%消纳红线正式调整，新能源产业链发展空间可观：《通知》的重点之一是正式在官方政策中提出优化新能源消纳约束。在当前新能源产业链仍在高速发展的阶段，官方政策选择优化新能源消纳的约束有助于新能源装机的持续稳定增长，短期内有利于新能源产业链的持续发展。但短期内消纳格局或将再度恶化，进而影响存量项目的上网电价与收益率。配套电网建设提速，消纳边界条件有望持续改善。《通知》针对大型风电光伏基地、流域水风光一体化基地等重点项目开辟电网规划审批绿色通道，电网投资建设有望持续加速。推进调节能力提升，调峰资源成工作重点。立足于新型电力系统长周期、持续性、大体量、高波动的调节需求，源侧的火电灵活性改造、荷侧的虚拟电厂、储侧的电化学储能与抽水蓄能均有望随着系统调节需求的提升和电力辅助服务市场机制推广而出现大幅增长。
月度板块及重点上市公司表现：5月电力及公用事业板块上涨3.1%，表现优于大盘；5月沪深300下跌0.7%到3579.9；涨幅前三的行业分别是煤炭(6.3%)、房地产(6.1%)、农林牧渔(4.3%)。
月度电力需求情况分析：4月电力消费增速环比略微收窄。2024年4月，全社会用电同比增长6.96%。分行业：居民用电量增速环比大幅回落，二三产用电增速环比大致稳定：2024年4月，一、二、三产业用电量同比增速分别为10.46%、6.16%、10.84%，居民用电量同比增长5.94%。分板块：高技术装备制造电力消费增速持续高增，高耗能产业电力消费增速环比提振，消费板块用电增速持续下行。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4月份，全国发电量增长3.10%。分机组类型看，火电电量同比上涨1.30%；水电电量同比上升21.00%；核电电量同比上升5.90%；风电电量同比下降8.40%；太阳能电量同比增长21.40%。新增装机方面，2024年4月全国总新增装机1939万千瓦，其中新增火电227万千瓦，新增水电91万千瓦，新增风电134万千瓦，新增光伏1437万千瓦。发电设备利用方面，2024年4月全国发电设备平均利用小时数1097小时，同比降低4.28%。其中，火电平均利用小时1448小时，同比上升1.62%；水电平均利用小时数785小时，同比上升6.50%；核电平均利用小时数2471小时，同比下降0.04%；风电平均利用小时数789小时，同比降低8.89%；光伏平均利用小时数373小时，同比下降10.12%。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；沿海煤炭库存环比上升，日耗环比下降；三峡水位同比持平，水库蓄水量同比下降。
月度电力市场数据分析：6月代理购电均价同环比均下降。6月月度代理购电均价为392.92元/MWh，环比下降2.46%，同比下降3.54%。广东6月月度交易价格环比持续下跌，5月现货市场电价环比下降明显；山西山东5月现货交易价格环比略有回升。
行业新闻：（1）国务院关于印发《2024—2025年节能降碳行动方案》的通知；（2）国家能源局发布《做好新能源消纳工作，保障新能源高质量发展》的通知；（3）国家发展改革委印发《电力市场运行基本规则》。
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。