电力行业8月月报：分布式光伏新政出台，火电出力同比由负转正

（以下内容从信达证券《电力行业8月月报：分布式光伏新政出台，火电出力同比由负转正》研报附件原文摘录）
本期内容提要:
月度专题点评：《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》点评。接入管理：细分装机规模，积极鼓励自用：新版分布式光伏管理办法细化项目分类。其中，大型工商业分布式光伏总装机容量限制扩容至50MW，但其电量只能选择“全量自发自用”模式。运营管理：提升调控能力，逐步入市交易，开始分摊费用。从运营角度看，新版管理办法要求电网企业明确分布式光伏“可观、可测、可调、可控”技术要求。随着分布式光伏装机快速增长，消纳问题逐步显现的背景下消纳资源逐步紧张，政策对分布式光伏的调度运行要求也逐步提高。此外，新版管理办法还要求分布式光伏参与电力市场交易，或将以当月月度交易价格或当日现货交易价格结算上网电量。总结与点评：分布式光伏过热发展或将有所降温，灵活性资源有望持续受益。在分布式光伏装机持续高速发展与新能源消纳资源逐渐紧张的矛盾下，我们认为电网或将需要规范分布式光伏的接入调度，以保证电网的安全稳定运行。对调控水平的要求提升和督促入市交易是从成本端和收入端同时规范调节分布式光伏的过快过热发展。此外，受分布式光伏装机持续接入，电网负荷峰谷差或将逐步拉大，火电、储能、虚拟电厂等灵活性调节资源或将因调节需求和现货电价套利空间增大而受益。
月度板块及重点上市公司表现：9月电力及公用事业板块上涨8.9%，表现劣于大盘；9月沪深300上涨21.0%到4017.9；涨幅前三的行业分别是非银金融(36.6%)、房地产(36.2%)、计算机(34.9%)。
月度电力需求情况分析：8月电力消费增速环比回升。2024年8月，全社会用电同比增长8.87%。分行业：二产用电增速环比有所下行，居民用电增速环比大幅上涨：2024年8月，一、二、三产业用电量同比增速分别为4.61%、4.02%、11.22%，居民用电量同比增长23.74%。分板块：制造业高耗能用电增速环比下行，消费用电增速环比提振明显。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年二季度电力消费弹性系数为1.45。
月度电力生产情况分析：火电出力同比由负转正，水电出力同比涨幅收窄。2024年8月份，全国发电量增长5.80%。分机组类型看，火电电量同比增长3.70%；水电电量同比上升10.70%；核电电量同比上升4.90%；风电电量同比上升6.60%；太阳能电量同比上涨21.70%。新增装机方面，2024年8月全国总新增装机2511万千瓦，其中新增火电装机421万千瓦，新增水电装机74万千瓦，新增核电装机0万千瓦，新增风电装机370万千瓦，新增光伏装机1646万千瓦。发电设备利用方面，2024年1-8月全国发电设备平均利用小时数2328小时，同比降低4.25%。其中，火电平均利用小时2929小时，同比下降2.37%；水电平均利用小时数2360小时，同比上升18.95%；核电平均利用小时数5092小时，同比下降0.47%；风电平均利用小时数1408小时，同比降低8.45%；光伏平均利用小时数862小时，同比上升10.51%。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；沿海煤炭库存环比上升，日耗环比上升；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：10月代理购电均价环比有所回升。9月月度代理购电均价为397.33元/MWh，环比上升0.44%，同比下降3.82%。广东10月月度交易价格略微下降，9月现货市场电价环比上升明显；9月山西现货交易价格环比上升明显，山东现货交易价格环比有所下降。
行业新闻：（1）国家能源局发布《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》；（2）国家能源局发布《电力市场注册基本规则》；（3）国家能源局电力辅助服务市场基本规则征求意见。
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。