电力行业2024年度策略报告：电改引领电源侧价值再升级.docx

电力行业2024年度策略报告电改引领电源侧价值再升级正文目录1 .政策陆续出台，电改步入深水区41.1 中长期市场：重点地区电价具备韧性51.2 现货市场：建设加速，电力时间维度价值凸显91.3 容量电价：原也两部制确立101.4 辅助服务：有望向用户侧传导兑现价值102 .供需：电力供需形式仍然偏紧122.1 经济回暖促2023年用电量增速提升122.2 制造业用电量增势明显，2023电网负荷压力加大133 .火电：关注电改后火电综合收益提升153.1 容量电价给予火电稳定收益153.2 煤价方面：港口、电厂煤炭库存新高174 .水电：来水校好，防御属性凸出194.1 厄尔尼诺助23H2-24H1来水向好194.2 高分红凸显防御属性205 .新能源运营商：成本降低，关注绿电消费215.1 特高压提速助消纳，成本下行增强盈利215.2 绿电消费获政策支持，环境溢价逐步兑现236 .核电：商成长性，分红稳定256.1 2023年年内核准10台机组，成长性凸显256.2 分红率稳定提振防御，四代核电发展迅速277 .投资建议：关注电改后不同类型电源综合价值298 .风险提示30图表目录图表1:新型电力市场;电能量+辅助服务+容量4图表2:电改后应当关注电源侧机组综合收益5图表3:2023、2024浙江省电力市场化交易方案对比5图表4:2023、2024广东省电力市场化交易方案对比6图表5:2023、2024江苏省电力市场化交易方案对比7图表6:2023/2024年江苏电价对比7图表7:2023/2024年广东电价对比8图表8:202301-202401江苏看月度交易电价（元/MWh）9图表9:202301-202401广东盾月度交易电价（元/MWh）9图表10:各省现货市场时间表9图表11:煤电主体角色变化驱动收益模式变化10图表12:部分省份2022年辅助服务补偿情况（亿元）11图表13:2023上半年我国辅助服务费用情况11图表14:美国/英国市场情况11图表15:全社会用电量及增速12图表16:分各产业用电增速情况）12图表17:2023/2022各类型电源发电量（亿千瓦时）12图表18:2023年各类型电源发电量占比12图表19:我国不同种类发电设备累计新增装机容量（万千瓦）13图表20:我国不同发电设备累计平均利用小时数（小时）13图表21:部分板块用电量同比增速（a）14图表22:2020-23南方电网用电负荷最高值（万千瓦）14图表23:2020-23华东电网用电负荷最高值（万千瓦）14图表24:各省容量电费情况（亿元）15图表25:各省级电网煤电容量电价表（2024-2025）15图表26:各盾级电网煤电容量电价表（2026年后）16图表27:20242025年度各省容量电费工商业用户分摊成本（元/kWh）17图表28:20242025年度各省煤电度电收入（元/kWh）17图表29:2022至今坑口煤、进口煤价格变化18SH30:港口煤炭库存（万吨）18图表31:2022-2023主要电厂屎炭库存（万吨）18图表32:近5年三块水库站水位情况（米）19图表33:近5年三帙水库站蓄水量情况（亿立方米）19图表34:厄尔尼诺现象对当年水电利用小时数影响20图表35:2022-2023年水电发电量当月值及同比20图表36:水电现金流充沛保障高分红20图表37:典型水电公司分红比例（三）20图表38:典型水电公司股息率情况21图表39:两个五年第二批风光大基地装机规划21图表40:风电利用小时数提升22图表41:光伏利用小时数22图表42:多晶硅（致密料）价格（元kg）22图表43:PERC-210价格（W）22图表44:近年陆上风机含塔筒中标价格（元kW）23图表45:近年海上风机含塔筒中标价格（元kW）23图表46:当前绿电市场面临问题及解决方式23图表47:2022-2023年12月全国绿电交易规模（亿千瓦时）24图表48:2012至今核电累计装机容量/新增装机容量25图表49:2022-2023MIl核电平均利用小时数26图表50:2022-2023MlO核电发电量及同比26图表51:我国核电站历年核准台数（台）26图表52:我国内陆核电储备场址27图表53:同水电公司相比核电公司分红比例（三）28图表54:同水电公司相比核电公司股息率（R28图表55:石岛湾项目建设历程28图表56:电力行业相关公司291.政策陆续出台，电改步入深水区万得电力指数2023年上涨1.7t,在市场波动加大、供需格局转弱的背景下，电力凭借低估值、高股息的特征，相对沪深300取得了较大相对收益。展望2024年,我们认为电改作为指挥棒，将发挥更加重要的作用，引领行业迎来新一轮价值发掘电力市场化进程按下加速使。2023年7月11日，中央全面深化改革委员会第二次会议召开，审议并通过关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见，电改进入加速阶段。国内电力系统以窗为实体，省级电力市场建设需要支撑电价从计划体制向市场体制平稳过渡，电力中长期交易提供相对确定性的电量和价格，电力现货市场发现电能量实时价值，并且作为中长期交易价格参考。后续将完善辅助服务和容量电价机制，维持高比例新能源并网后电网的安全运行和系统充裕度。0*0M3/卡投样嬉电力中吴火，B尺山的电能北史5.以 年立加月及£易由二图表1:新型电力市场=电能量+辅助服务+容量H利.H角.实时电色量文.*114个通点*传.¼ar8L用.丸功卜玲.A朴HH.资料来源：国联证券研究所我们认为电改政策核心一方面为推进各主体市场化，从计划电价逐步转变成各主体同台竞价方式，合理配置电源成本，另一方面将过去单一制电价依据各类发电恻电源主体发挥价值不同，拆解成不同收益方式，以后关注点应由电价转变为不同电源的综合收益。电能量市场：中长期交易电价由发用双方供需决定，以年度、月度、多日交易等市场化交易形式形成，现货市场则在日前和日内市场形成供需关系决定的分时电价体现时间维度稀缺电价价值。辅助服务市场：目前以省级为单位，各省电源资源不同，补偿价格和种类不同，秉承“谁提供、谁获利、谁受益、谁承担”原则，不同机组获得损益不同。容量市场：为电网提供冗余度机组获取容量收益，且向下游用户传导。绿电市场：新能源电量获取环境溢价或者绿证。图表2:电改后应当关注电源侧机组综合收益电能量价值综合价值电能量价格«,11.：fA4I(<4。n<(ew)C*。*S<t0一传."IVMC电般量价格<t*t£，包0:-*.9f*tt<neAnH<*电能量抑格lAftaCt*:*«1«t(mJ包600L9÷H*Mt-<|：/4RS：*t发9、*-tA.，8HRW.网“AtA.京、坏眩,温价环发油价Uttet4JA<lV<Aft.<Mft4<*<(ttunu*t资料来源：国联证券研究所1.1中长期市场：重点地区电价具备韧性各省2024年电力市场化交易方案、部分看份2024年电价交易绥果已出，一方面重视电力系统稳定性，如容量政策，另一方面注意成本疏导，如浙江、广东强调煤电联动机制。电价方面，江苏电价+2,我们认为长三角地区电力需求较高，有望保持韧性，南方地区来水偏丰，压力缓解，中长期也价或有压制，关注月度交易和现货市场价格。浙江出台煤电联动政策，重视成本疏导。2023年12月13日，浙江省发改委、能监办、能源局联合印发2024年浙江省电力市场化交易方案。该方案与2022年版本相比基准价及上下浮动范围并未变化，同时提出煤电联动机制，机制分为年度联动机制和月度联动机制，年度机制要求年度中长期交易电价要合理考虑煤炭价格，而月度机制中强调当月度煤价趣年度基准煤价30元/吨时启动联动机制，为煤电成本疏导提供路径。图表3:2023、2024浙江省电力市场化交易方案对比变化部分：2024年2023年支多电量中长期交易电量占比不低于95,，中长期未覆盖的现货中长期交易电贵占比不低于901,中长期未覆盖的现货交务交易电量占比不高于前电量占比不高于10|交易模式和准入方式业网企业应每月做好友用电及其他电源电量覆测。满足电网代理购电,用户（含线损电量）、兜底用户用电需求后多余电量，通过月度集中交易投放市场，月度交易投放价格参照年度市场交易率考价：不足电量部分通过月度集中交易市场化采购交易价格士La,上6厂、二市场交易价格根据拳与方式（直接或间接）分为直接交易价市场父易价格根譬直接或间接）分为直接又易格和代理购电价格。市场交易价格中包含环保和超低排放电价格、兜底售电价格和代理购电价格。价.燃煤发电市场交易价格执行“基准价+上下浮动”市场价格机制，上下浮动苑.国不超过艮当燃煤发电企业月度结算均价超过燃煤基准价上浮时，按燃煤基准价上浮工进行结算。高耗能企业市场交易也价不受限制。电力现货价格不受限制兜底,电价格对应商低价电源采购电量按原年度、月度市场交易分才价碉定.其中，MS×H-11×H-1月交易机构公布的高低价电源月度参才价.兀年度煤电价格暇动是招以隼度为周期按煤夏价格进行联动新增：煤电价格联年度交易时，市场主体应合理测算、林商议价好成年度动机制（包括年度交，价格，推动原电电价回后至合理区间和月度煤电价格联动）当月度息价A月度与年度基准煤价A年度差值趣过30元/吨（含）时，启动月度煤电价格联动.能源价格回顾机制：当一次能源价格波动超出一定范围时， 视市场运行情况，经省发改委、省能源局、浙江能源监管办 协商一致，启动一次能源价格回顾机制，根据当期全省统调 燃煤机组平均入炉标柒单价与年度交易时对应的全省统调燃 煤机组平均入炉标原单价比较情况，明确相应的允许上下浮 动比例。资料来源：浙江电力交易中心，浙江省发改委，国联证券研究所广东煤电基准价未变，青限于建立容量电价机制、规范可再生能源参与市场范国。2023年11月21日广东省能源局等发布广东省2024年电力市场交易有关事项的通知，其中煤电交易基准价和上下限并未发生改变。较2022年版本相比进一步要求规模以上可再生能源参与现货交易，此举能够增加可再生能源在市场的消纳量。同月23日广东电力交易中心印发的广东省可再生能源交易规则（试行）也定义了可再生能源的交易范围、交易方式、交易成员、市场运行机制等。此外，方案也对交易规模进行了扩大，提及建立广东容量市场补偿机制。图表4:2023、2024广东省电力市场化交易方案对比变化部分：2024隼2023年交易规模2024年广东电力市场规模约为6000亿千瓦时，包括直接参与市场交易电量和电网企业代理购电电量2023年广东电力市场规模约为5500亿千瓦时，包括直接参与市场交易电量和电1网企业代理购电电量。储能参与电能量市场独立储能准入条件按广东省独立储能参与也能量市场交易细则（试行）（广东交易2023177号）执行。适时推动储能等新兴市场主体试点参与电能量市场交易年度文务电量安排年度交易规模上限3200亿千瓦时，成交电量达到3200亿千Jt时结束年度交易安排年度交易规模上限3000亿千瓦时，成交也量达到3000亿千瓦时结束年度交易交易价格按照“基准价+上下浮动”的原则，根据燃煤基准价0.453元/千瓦时上下浮动20!形成年度交易成交均价上下限。2024年，市场参考价为0.463元/千瓦时，年度交易成交均价上限暂定为0.554元/千瓦时，下限的定为交易价格。按照“基准价+上下浮动"的原则，对每份年度合同成交均价设置上下限，其中基准价为0463元/千瓦时，成交均价上限暂定为0554元/千瓦时，下限暂定为O-372元/千瓦时。可再生能源进入市场自2024年1月起，省内22OkV及以上也压等级的中调调管风电场站、光伏电站全部参与现货交易。根据广东省可再生能源交易最新规则，进入现货市场的新能源可同时参与绿电交易。视市场运行情况，研究开展可再生发电主体超领收益测算与回收。按照广东新舱源试点参与电力现货市场交易方案、广东省可再生能源交易规则（试行）等有关要求，有序推动22OkV及以上电压等圾的新能源参与现货市场，持续开展可再生能源绿电交易，具体安排另行通知。容量电价机制速立我省容量电价机制，有关发电机娘获得容量电费，工育业用户分界客量电费，具体方案由省发展改革委另行通知。无资料来源：广东电力交易中心、广东省发改委、国联证券研究所江苏电力市场化方案同样强调容量电价。2024年江苏电力市场年度交易公告提出容量电价按照国家和省有关规定执行。同时规范了可再生能源发电机组交易主体，维持气电联动的相关政策，绿电交易价格包括电能量价格和绿色电力环境价值。同时规定核电机组、燃气机组和绿电交易价格不设限制。图表5:2023、2024江苏省电力市场化交易方案对比变化部分:2024 年2023 年交易主体明确发电企业。依法取得发电项目核准或备案文件，依法取得 或豁免电力业务许可证（发电类）的公用燃煤、燃气、核电 ,光伏、风也（平价及主动承诺放弃维电交易电量朴贴的 季朴贴事目）等省内各类发电机组.发电企业。依法取得发电项目核准或备案文件，依法取得或 豁免电力业务许可证（发电类）的公用燃煤、燃气、核电、统 调光伏、风电等省内各类发电机组.年度交易电量1.发电企业。1）省内燃煤机组年度交易电量原则上为其2023年上网电量的8（0左右。2）江苏核电有限公司所属核电机娘全年市场交易电量270亿千瓦时左右，其中31-2机蛆不低于70亿千瓦时.3）燃天机组结合天然气资源供应等情况，可自主选择参与年度、月度等市场化交易.4）柒中式光伏发电年度绿电交易电量不超过900小时、集中式风电绿电年度交易电量不超过1800小时。1 .发电企业。1）省内10万千瓦以上燃煤机组年度交易业 量不低于4000小时时应电董。10万千瓦及以下燃原机组 年度交易电量不超过其2022年170月实际上网电量。2） 江苏核电年度交易电量不低于180亿千瓦时。3）供热燃机年度交易 电量不低于IoOo小时对应电量。4）统调光伏、风电年度交品由a 卦1 TAx;才 Qnn ,1、时 Iann ,i、h：卜一交易价格2 .公用煤电机组电量电价（即前述电能,交多价格）通过市场 交多在“基准价+上下浮动”危围内形成，上下浮动幅度原 则上均不超过201,容量电价按照国富和省有关规定也行； 核电机组、燃气机组和绿电交易价格不设限制。燃天机 参与市场交易的，堆续执行我省气电联动有关欧JlU绿电 交易价格包括电能量价格和绘色电力环境价值.2.年度交易价格浮动范困为燃煤机组发电基准价上下浮动原 则上不超过2Ci（0.31280.4692元/千瓦时）。摒气机组和绿 电交易价格不设限制，高耗能企业市场交易电价不受上浮20限制.资料来源：江苏电力交.务中心，国联证券研究所>电价方面：长三角地区电价韧性高，广东地区需关注月度和现货价格在容量也价补偿发布后，各省交易电价为电量电价，容量补偿有按月结算，业厂实标收益为电量电价+容量电价。江苏2024年综合电价有望上浮¾l以上，突破框架限制，长三角地区高需求促电价韧性高。依据2024年江苏电力市场年度交易结果公示，2024年度交易总成交电量3606.24亿千瓦时，电量电价为452.94元/MWh。电量电价方面较江苏煤电基准价上浮比例为1*.82,假设容量电价为0.022元/kWh时，江苏综合电价有望达到474.94元/1卜，上浮21.47,同比增长0.0083元/kWh,江苏原电企业有望增收。图表6:2023/2024年江苏电价对比2023年度交易结果加权均价上浮突（MWh）比例2024年度交易结果g加权均价上浮/wau、类别.、（xMWh）（元"Wh）比例年度双边协商466.6519.35»（电量）年度双边协-452.861-13.79商5年度挂牌465.1418.96»（电量）年度挂牌446.761-18.38年度绿电交易468.5819.84»年度绿电交易464.441-4.14总交易结果466.6419.35»（电量）总交易结果452.941容量电价（预测）22总交易结果466.6419.35»综合电价（预测）474.9428.3江苏燃煤基准价391江苏燃屎基准价391资料来海：江苏省电力交易中心，北极星电力网.国联证养研究所广东2024年综合电价上浮5.等,略低于预期。12月22日，广东电力交易中心发布广东电,力市场2024年度交易及年度绿电交易结果的通报，2024年度交易总成交电量2582.01亿千瓦时，成交均价为465.62元/MWh,电量电价方面相对广东基准价浮0.57,假设广东煤电机组容量电价为0.022元/kWh左右时,综合电价约487.62元/MWh,上浮比制约为5.32,略低于预期。图表7：2023/2024年广东电价对比2023年度交易结果2024年度交易结果变动(MWh)类别加权均价（元三1）上浮比例美别加权均价（元三1）上浮比例年度双边协商553.8819.63l（电量）年度双边I办商465.640.571-88.24年度挂牌552.2819.28（电量）年度挂牌463.30.0注-88.98集中竞争553.9619.65（电量）集中竞争485.644.892年度绿电交易529.9414.46J年度绿电交易465.640.57B-64.3（电量）总交易结果465.620.571容量电价（预测）22息交易结果553.8619.621综合电价（预测）487.625.32B-66.24广东基准价463广东基准价463资料来海：广东电力交易中心，北极星电力网，国联证办研究所长三角地区电价初性高，广东地区需关注月度、现货电价。依据江苏、广东电力交易中心数据显示，江苏省2023年月度交易电价在0.45-0.46元/kWh左右，2024年1月份月度交易电量电价约0.44元/kWh,加容量电价后煤电也价有望达到0.462元AWho广东2024年1月月度交易电价均价约0.485元/kWh,加容量电价后煤电电价有望达到0.505元/kWh,超2024年年度交易结果0.02元/kWh,火电盈利空间提升。以年度、月度电价交易结果来看，江苏年度交易电价校高，提前保障2024年机组稳定收入，广东现货市场已转入正式运行，广东火电机组电量组合更加多样化，年度十月度+现货，虽然年度交易电价结果喀低于预期，但有望通过月度、现货市场获取较高电价收兑。图表8: 202301-202401 江苏省月度交易电价（元"Wh）图表9 : 202301-202401广东省月度交易电价（元"Wh）资料来源：江苏电力交务中心，国联证券研究所资料来源：广东电力交易中心，国联证券研究所12现货市场：建设加速，电力时间维度价值凸显现货市场加速建设。2023年11月12日，国家发改委发布关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知，通知要求要推动现货市场转正式运行、有序扩大现货市场建设范围、加快区域电力市场建设，并持续优化省间交易机制。2023年12月22日，山西省能源局、山西能监办发布关于山西也力现货市场由试运行转正式运行的通知代表着山西省电力现货市场即日起转入正式运行。山西省成为中国电力现货市场第一个正式运行的省份。电力现货市场反映了短期电力的供求关系，体现电价时间维度价值，代表春电价的稀缺溢价，现货市场的完善将给储能、煤电机组灵活性改造等带来诸多机遇。图表10:各省现货市场时间表臬求越区时间节点山西2023年12月22日转入正式运行-2023年底前开展长周期结算试运行浙江2024年6月前启动现货市场连续结算试运行持续探索适应高比例水的丰枯水一和街接市场模式和市场有序犷大现四川机制货市场走设辽宁、江苏、安徽、河南、湖北、河北南网、江在2023年底前开展长周期结算试运行西、陕西其他地区力沙在2023年底前具备结算试运行条件南方区域2023年底前启动结算试运行加快区域电_一_长三明2023耳底前一立长三角电力市1-一体化合作机制力市场虞设力争2024年6月前启动模拟试运行资料来源：国家发改委，国联证卷研究,所1.3 容量电价：煤电两部制确立容量电价：煤电电价建立两部制。2023年11月10日，国家发改委、国家能源局发布关于建立燃电容量电价机制的通知（发改价格20231501号），2024年1月1日起执行。从政策思路来看，当前阶段煤电需要由常规主力电源向基础保障性和系统调节性电源并重转型，因此将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，其中电量电价通过市场化方式形成，反应电力市场供需、燃料成本变化等情况；容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，充分体现屎电对电力系统的支撑调节价值。图表11:煤电主体角色变化驱动收益模式变化资料来源：国案发改委，国联证券研究所1.4 辅助服务：有望向用户侧传导兑现价值我国电力辅助服务实现6大区域、33个省区电网的全覆盖，统一辅助服务规则体系基本形成。依据国家能源局2023年一季度新闻发布会，2022年，通过辅助服务市场化机制，全国共挖掘系统调节能力90000万千瓦以上，煤电企业因辅助服务获得补偿收益约320亿元，促进煤电企业灵活性改造的积极性，推动煤电由基础保障性和系统调节性电源转型。图表12:部分省份2022年辅助履务补偿情况(亿元)资朴来淞：国家能源局各区域监管局.国小证兴研生所依据国家能源局2023年三季度新闻发布会数据，截至6月底，全国发电装机容量约27.1亿千瓦，其中参与电力辅助服务的装机约20亿千瓦。2023年上半年，全国电力辅助服务费用共278亿元，占上网电费。在电力现货市场，市场机组根据报价中标，调峰费用应该并入也能量市场费用，当前我国现货市场处于过渡阶段,调峰市场为过渡阶段特定市场，如果去掉调峰补偿费，目前辅助服务费用占比不到总电量电费陶1,显著低于其他国家。以2015年数据为例，美国PJM市场辅助服务费用占比25H,英国市场占比电量电费8,而目前美国现货辅助服务清算额大约占电解首3-5O图表13:2023上半年我国辅助服务费用情况电力捕助服务费用(含调峰)电力辅助疆务费用(不含调峰)设想情况(不含调峰)可再生能源装机占比：48.8J278亿元111亿元438亿元占比上网电费Vv占比上网电费0.7占比上网电费3.资料来源：国家能源局，国联证券研究所图衰14:美国/英国市场情况美国PJi市场英国可再生能源装机占比5.可再生能源装机占比%辅助服务费用占电量电费：2.5i(2015)辅助服务费用占比电量电费:8a(2015)辅助服务费用占电量电费：3,-b5(2023)辅助服务费用占电量电费：15,(2030)资料来源：美国PJM市场，国联证养研究所2 .供需：电力供需形式仍然偏紧2.1 经济回暖促2023年用电量增速提升2023年全社会用电量同比增长6.72,经济发展驱动用电量增速提升。依据中电联披露，2023年全社会用电量9.22万亿千瓦时，同比增长R用电量是经济运行晴雨表，经济回暖带动用电量增速重回Il以上增长区间。分产业来看第一产业/第二产业/第三产业/城乡居民生活用电量分别为1278/60745/16694/13524亿千瓦时，用电量增速分别为11.5/6.5B12.2B0.¾,受益工商业回暖，第二产业、第三产业贡献主要增量。图表15:全社会用电量及增速2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023资料来源：肌nd,中电联，国联证券研究所图表16:分各产业用电增速情况5）-5.0,资料来源：Wind,中电联，国联证券研究所图表17: 2023/2022各类型电源发电量（亿千瓦时）资料来源：ifind.国擎妩计局,国联证券研究所4. 9.人七AP -IF肥小七 似已依据ifind数据，2023年规模以上工业发电量为8.9万亿kWh,其中火电/风也/太阳能/水电/核电分别发电量为6.2/0.81/0.29/1.14/0.43万亿kWh,发电量占比分别为口/9.1»/3.3>12.8三4.9g。图表18:2023年各类型电源发电量占比资料来源：ifind,国家婉计局,国荻证券研究所截至2023年11月底，全国累计新增装机283GWo依据国家能源局数据，从新增装机容量来看，火电/光伏/风电/核电/水电的累计新增装机容量分别为46.6/163.9/41.4/1.2/9.4GW,其中火电/风电/光伏同比新增13.22/18.87/98.17GW图表19:我国不同种类发电设备累计新增装机容量（万千瓦）资料来源：国家能源局,Wind,国联证券研究所截至2023年11月，风电、火电、核电发电平均利用小时数校2022年均有所增长。分类型看，风电/火伏/水也/太阳能/核电平均利用小时数分别为2029/4040/2927/1218/7001小时，火电发电平均利用小时数基本等于2022年同期水平，而水也的平均利用小时数远低于2022年同期水平，主要系2023上半年枯水期，干旱情况严重，各流域来水情况较差影响发电量。图表20：我国不同发电设备累计平均利用小时数（小时）资料来源：Wind,国联证券研究所2.2制造业用电量增势明显，2023电网负荷压力加大我国制造业当月用电量增加显著。依据Wind数据，2023年11月，我国制造业用电量同比增速为11.1331,将制造业分为高技术装备制造板块（主要包括汽车、计算机等也器产品、医药、也气机械、仪表等）、高耗能产业板块（主要包括黑色金属冶炼、有色金属冶炼、电力、热力供应等），其中高技术装备制造板块用也增速为14.14a高耗能产业板块增速为8.83f<,电网用电负荷持续高增，南方电网最高负荷增长1蟹,华东电网最高负荷增长2¾o我们统计南方也网、华东电网20202023年数据，电网用电负荷增速最高值出现在5月，其中南方电网、华东电网最高负荷分别为2.22万亿千瓦时、2.91万亿千瓦时，同20212022年均值相比，分别增长>823。图表22： 2020-23南方电网用电负荷最高值（万千瓦）图表23: 2020-23华东电网用电负荷最高值（万千瓦）25000. 0020000. 0015000.0010000.005000.0040000.00U. UU 2月 3月 4月 5月6月7月8月9月10/1 11月35000. 0030000. 0025000.0020000.0015000.0010000.005000.000.00资料来近：Wind.国联证券研究所资料来淞：Wind.国联证券研究所3 .火电：关注电改后火电综合收益提升3.1 容量电价给予火电稳定收益全国容量电费情况；我们以2021年各省煤电装机容量、以2022025年标准计算，加权后计算可得全国容量电费大约1208亿元；假设2026年容量电价回收比例提高，全国容量电费大约1900亿元。图表24:各省容量电费情况（亿元）SJ收比例20242025年一容量电价（ki年，含税&T电费（亿元）回收比例2026容量电价（元/k年，含税）容量电费（化无）北京30.1000.7750.1651.27天津30.100I12.2450.165|20.20河北30,10048850.1658065山西30.10068.8450事165113.5内蒙古30.10096.2050.165158.73辽宁30p10035.5050.1655.58吉林301001117.0650.165-28.15黑龙江301001122.5050v165037.13上海30I10015.02500165|24,78江苏30.10078.8150f165130.0I浙江30.1004719150事1657905安徽30b10052.74501658702福建30f100-129.3650v165z一江西30.100-22.6050.1651137.29山东30.100106.3650.165175.49|河南50.165109.3370231153.06沏北3010028.9350.I165Q7.73湖南50f1656.767023151.47广东30.100I68.2$50.I165112.611广西50.165?2.4270231他.39海南30g100I3.2450.I1655.35史庆50»165|21.9370.23130.70四川5016523.30702311132.62贵州30(100|34.6950.I165£7.24云南50i1651121.42702311129.98陕西30f1004,165016577|81甘肃30,100|22.5750M16537.24青海50.165I6.1970231_8,66宁夏30.10081.66501_16552.24新建30j10065.99502165108.38合计1208.621931.39资料来源：Wind,国家发改委，国联证券研究所煤电容量电价有望逐年提升。煤电客量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定，煤电机组固定成本实行全国统一标准，为330元kW,通过容量电价回收的固定成本比例逐年提升，20242025年多数地方为3宣左右（100元kW年）,河南、湖南、重庆、四川、青海、云南、广西为¾D左右（165元kW年）。图表25:各省级电网煤电容量电价表（2024-2025）盾级电网回收比例容量电价（元/千瓦年，含税）省级电网回收比例容量电价（元/千瓦年，含税）北京300100河南50a165天津30g100湖北302100冀北30)100湖南50H165河北30层100重庆50b165山西300100四川50165山东30J100陕西30H100蒙西30f100新疆302100蒙东30V100青海502165辽宁30工100宁夏30.100吉林300100甘肃30ff100黑龙江300100深圳30星100上海300100广东30H100江苏30J100云南502165浙江300100海南302100安徽30B100贵州30B100福建30f100广西50B165江西300100资料来源：国家发改委，国会证券研究所2026年起，云南、四川等地比例提升至很,其他地方提升至不低于850,容量部分收益有望逐年增厚。图表26:各雷级电网煤电容量电价表（2026年后）看级电网回收比例容量电价（元/千瓦年，含税）盾级电网回收比例容量电价（元/千瓦年，含税）北京50g165河南70B231天津50J165湖北50S165冀北50v165湖南70231河北50f165重庆70J231山西50f165四川70B231上东50E165陕西50165蒙西50f165新疆50层165蒙东50e165青海70B231辽宁50j165宁夏50层165吉林50g165甘肃500165黑龙江50gi165深圳50f165上海501165广东500165江苏500165云南701231浙江500165海南50H165安徽500165贵州50B165福建50g165广西70B231江西50/165资料来源：国率发改委，国联证券研究所各省度电度电增加成本：同样