10月代理购电季节性回落，不影响24年长协签订

（以下内容从海通国际《10月代理购电季节性回落，不影响24年长协签订》研报附件原文摘录）
煤炭库存较高，补库需其他因素催化，而非简单淡季补库。我们认为，首先需强调电力板块四季度走势或将更多和电价预期以及新的电力政策相关，而不是煤价，但煤价会影响未来的盈利，同样需要分析。上周秦港Q5500动力煤价983元/吨涨至1000元/吨，假期煤炭供需双弱，不少人期待淡季补库煤价上涨，但我们认为，从电厂高库存看，这个期望兑现可能性小，港口库存目前不到6000万吨，低于之前6月的高位近7800万吨，但仍高于21-22年多数时间，贸易商究竟愿意补多少仍需观察。
10月长协电价：江苏弱化，广东好转。1、江苏10月电力集中竞价交易成交均价454.5元/兆瓦时，YOY-3.1%，环比-2.3%，我们认为电价略有下行或受水电出力影响。2、广东23年10月中长期交易综合价482元/MWh，较标杆电价上浮4.1%（23年9月上浮2.2%；22年9月上浮17%），但绿电交易电能量成交均价511元/MWh，环境溢价均价23.53元/MWh（23年9月电能量成交均价493元/MWh，环境溢价均价23.86元/MWh），需要注意广东绿电交易量仅有不足亿度，占比较小。另电网公布了10月代理购电价格，涨跌互现，见附表。
西北省间可调度储能和可中断用户的响应电量调峰，解决火电等其他电源不足时的问题（文件内容值得一读）。9月25日，西北能监局印发《西北省间顶峰辅助服务交易规则（试行）（征求意见稿）》。《规则》指出，西北区域省间顶峰辅助服务是在西北区域内顶峰资源不足省（区）存在电力缺口、用户用电无法保障时，向顶峰资源富余省区的储能电站、可中断用户购买跨省顶峰的服务。储能顶峰分I类顶峰和II类顶峰：I类顶峰是指放电电量接受过省内或省间调峰辅助服务补偿的放电顶峰服务，报价区间为0-0.3元/千瓦时；II类顶峰是指放电电量未接受过调峰辅助服务补偿的放电顶峰服务，报价区间为0-0.9元/千瓦时。
国家发改委：印发《电力负荷管理办法（2023年版）》、《电力需求侧管理办法（2023年版）》，较2011年发布的《有序用电管理办法》和2017年《电力需求侧管理办法》重点修订：（1）着重强调了电力系统需求响应能力建设，并加强了电力负荷管理。这尤其利于推动负荷聚合商和虚拟电厂等资源进入电力市场，并有助发电及电网数字化投资。（2）提升需求响应能力，到2025年，各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%-5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的省份达到5%或以上。（3）到2030年，要形成规模化的实时需求响应能力，结合辅助服务市场、电能量市场交易可实现电网区域内需求侧资源共享互济。（4）有序用电方案规模应不低于本地区历史最高负荷的30%。
电力龙头估值长期低位区间，Q3盈利上行可期。我们认为火电23年Q1盈利筑底提升，政策支持下盈利好转是趋势。海外电力龙头PE普遍在20倍左右，国内火电投资机会明显。建议关注：火电弹性（浙能电力、皖能电力、华电国际、华能国际、大唐发电、宝新能源）；火电转型（华润电力，中国电力）；水火并济（国电电力，湖北能源，国投电力），煤电一体化（内蒙华电）；新能源（三峡能源、龙源电力、中广核新能源、福能股份、中闽能源、大唐新能源）；水电（长江电力、华能水电、川投能源、桂冠电力，桂东电力，黔源电力）；核电（中国核电，中国广核）；电网（三峡水利、涪陵电力）。
风险提示。（1）经济增速预期和货币政策导致市场风格波动较大。（2）电力市场化方向确定，但发展时间难以确定。