电力现货政策发布，现货市场建设加速

投资要点 23年9月煤电项目核准/开工规模为5.4/2.6GW，秦皇岛动力煤价及印尼煤价均上涨。23年初至今累计新增核准/开工/建成投产规模分别约65.6/65.9/54.2GW，其中9月新增核准规模5.4GW，开工规模为2.6GW，新增投产规模为4.9GW。截至本周9月22日，秦皇岛Q5500动力煤价格为1005元/吨，较上周五925元/吨上涨80元/吨，涨幅为8.6%；进口煤价防城港印尼煤Q5500场地价为960元/吨，周环比上涨2.7%。秦皇岛港和CCTD北方港口最新库存分别为560/2747万吨。 国家层面首个电力现货市场规则性文件出炉，电力现货市场加速。自2017年确定第一批省级现货试点以来已有6年，第一批6个试点已实现常态化连续试运行，第二批试点、非试点地区现货市场全覆盖趋势正在逐步形成，2022年元旦省间电力现货市场启动试运行，我国电力史上首次实现了省间、省内现货市场连续运营。本次《基本规则》出台既提供了可选择的范本，又明确了范本选择的条件，为后续各地区推进市场建设提供了可操作的指引，明确了市场构架和建设路径、细化了市场衔接机制和健全了市场价格限价机制等。我国电力现货市场建设从过去的试点阶段迈入统一规范阶段，有助于深化市场建设共识，推动电力现货市场稳妥有序实现全覆盖，加快建设全国统一电力市场体系。 本周硅片价格维持稳定，多晶硅料价格维持不变，三峡水库水位同比略高。本周182mm/150μm单晶硅片价格区间为3.33-3.35元/片，成交均价3.35元，周环比不变，本周电池厂家存消纳后陆续恢复采购，当前硅片环节由于供需的稳定与平衡，预计下周价格维稳看待；硅料与拉晶的供需矛盾持续存在，供应情况暂时未见改善，电池价格在上周初出现下跌迹象，本周下滑压力仍存，预计压力将逐渐传递至上游，当前的供需错配环境可能在九月难以得到缓解。9月22日三峡水库入库流量23600立方米/秒，周均入库流量较21/22年同比下降47%/上升109%；出库流量17700立方米/秒，较21/22年同比下降39.0%/上升132%；水库水位166米，较21/22年同比下降1%/上升12.0%，本周三峡水库水位均值为165米。 投资策略与重点关注个股：本周煤价持续反弹，预计后续延续振荡上行趋势，建议重点关注高弹性火电及补贴占比较高的优质绿电企业：1）火电：国电电力、华电国际、华能国际、内蒙华电等；2）风光：三峡能源、广宇发展、林洋能源等；3）水核：长江电力、中国核电等；4）其他：青达环保、协鑫能科等。 风险提示：产业建设不及预期、政策落实不及预期风险等。 1电力现货政策发布，现货市场建设加速 电力现货市场是反映电力供需形势的“风向标”，国家发展改革委、国家能源局近日联合印发中国首个电力现货市场基本规则——《电力现货市场基本规则（试行）》，对规范电力现货市场建设和运营做出部署。 省内电力现货市场发展历程：在第一批试点地区，包括南方（以广东为起点）、山西、浙江、四川、福建、山东、甘肃、蒙西等8个地区，2021年成功完成了季度以上的结算试运行，随后在2022年，山西、甘肃、山东、广东等地区实现了长周期的不间断试运行。这期间，遵循“边试边改”的原则，不断完善市场规则和配套机制，实现了电力现货市场由“短周期运行”向“连续运行”的转变。第二批试点省份，包括上海、江苏、湖北、河南、辽宁、安徽，也在市场建设方面稳步有序推进。江苏成为第二批电力现货试点中首个完成模拟试运行和调电试运行的省份，湖北于2022年9月1日正式启动了电力现货市场长周期结算试运行，辽宁则于2022年9月12日开始了电力现货市场长周期试运行。 省间电力现货市场发展历程：省间电力现货市场的推行旨在强化跨省区的市场化电力交易，以实现更广泛的资源优化配置。国家发展改革委和国家能源局在2022年1月发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中明确提出，到2025年，将初步建成全国统一电力市场体系，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模将显著提高，再次强调了跨省跨区电力市场的重要性。2022年1月1日起，省间电力现货市场启动试运行，先后完成周、月度、季度结算试运行，从7月1日起进入半年结算试运行。南方、京津冀区域电力市场试点建设工作稳步推进，2022年7月以来，南方区域现货市场开展了模拟运行和多轮调电运行，市场范围覆盖广东、广西、云南、贵州、海南5省（区），预计年底前将分阶段、分批次开展短周期结算运行。我国逐步构建起了中长期、现货、辅助服务交易相结合的电力市场体系。 电力现货市场加速：2015年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发9号文）的发布标志着我国电力市场化改革的新起点。该文件强调了构建竞争有效的市场结构和市场体系的重要性。经过八年多的发展，我国多层次统一电力市场体系已初步建立，包括电力中长期市场、现货市场和辅助服务市场，覆盖了省际和省内交易，市场定价机制也初步形成，市场在优化资源配置中的关键作用逐渐显现。2023年上半年，全社会用电量累计43076亿kWh，同比增长5.0%。全国各电力交易中心累计组织完成市场化交易电量26501亿kWh，同比增长6.7%，占全社会用电量比重达61.5%，同比提高0.9pp。23年6月末，首个基于云架构的省间电力现货市场技术支持系统日前正式投运。据悉，该系统已覆盖国家电网有限公司经营区所有省级电网和蒙西电网，支持28家省级电网内的6000多家经营主体开展省间电力现货交易。 图1：2018-2023H1全社会用电量及增速（亿kWh） 图2：2023H1市场化交易电量及占比达61.5%（亿kWh） 2023年9月18日，国家发展改革委、国家能源局印发《电力现货市场基本规则（试行）》的通知，指出要确立电力价格信号，以准确反映时间和空间方面的特性，同时反映市场上供需的波动，以有效引导市场在电力资源配置中的关键决策，增强电力系统的调节能力，进一步推动可再生能源的融入，确保电力供应的可靠和安全，引导电力部门进行长期规划和必要的投资，推动电力系统向更加清洁、低碳、安全和高效的方向转型。 图3：明确电力现货市场建设路径 市场经营主体放宽：电力现货市场主要为日前、日内和实时电能量交易的市场，以及配套开展的调频、备用等辅助服务交易市场，稳妥有序推动新能源参与电力市场，推动分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等新型经营主体参与交易。 图4：推动新型经营主体参与现货市场 发电侧价格由电能量价格、辅助服务费用等构成。直接参与交易的用户侧用电价格由电能量价格、输配电价（含交叉补贴）、上网环节线损费用、系统运行费用（包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等）、政府性基金及附加等构成。代理购电用户用电价格按照政府有关规定执行。 市场限价：考虑经济社会承受能力，设定报价限价和出清限价，市场限价应综合考虑边际机组成本、电力供需情况等因素，且应与市场建设相适应，加强不同交易品种市场限价的协同。现货市场运行地区，辅助服务费用由发用电两侧按照公平合理原则共同分担。 图5：市场限价设定考虑因素 市场衔接机制：市场衔接机制包括（1）中长期与现货市场衔接（2）代理购电与现货市场衔接（3）辅助服务市场与现货市场衔接（4）容量补偿机制与现货市场衔接。 表1：电力现货市场衔接机制 电能量批发市场结算方式主要有两种：（1）现货市场全电量按现货市场价格结算,中长期合同电量按中长期合同价格与中长期结算参考点的现货价格差值结算。（2）中长期合同电量按中长期合同价格结算并结算所在节点/分区与中长期结算参考点的现货价格差值，实际电量与中长期合同电量的偏差按现货市场价格结算。 电力现货市场促进清洁能源消纳。在新能源发电量大幅增加的时段，电力现货市场通过价格信号的引导，例如山西省可再生能源的装机容量占比已超过35%，在火电供应充足、新能源大量发电的情况下，电力现货市场的价格大幅下降。这一降价效应有两个主要方面的影响，（1）引导火电企业降低出力，电力现货市场的低价格激励火电机组降低发电负荷，将发电容量腾出来，以便更多地容纳新能源发电；（2）刺激电力用户增加用电需求，低电价刺激了电力用户增加用电需求，从而提高了电力消耗，有助于新能源的消纳。通过电力现货市场的引导，2022年火电行业的调峰能力日均增加了90万千瓦，新能源消纳电量增加了14.2亿千瓦时，新能源企业的收入也因此增加了约4.71亿元。 《电力现货市场基本规则（试行）》的发布有利于进一步巩固市场建设成果，深化市场建设共识，推动电力现货市场稳妥有序实现全覆盖，推动火电向基础性、支撑性、调节性电源转型，激励分布式电源、储能等新型主体发展，引导用户由“按需用电”逐步向“按价用电”转变，有效提升电力系统稳定性和灵活性，推动形成源网荷储互动新生态，为新型电力系统建设提供机制保障。 2煤价持续上涨，组件价格再度转跌 23年9月煤电项目核准规模为5.4GW，开工规模为2.6GW，项目多集中于缺电省份和风光大基地。据电力圈和北极星电力网等数据显示，我国23年1-9月累计新增核准、开工和建成投产规模分别65.6GW、65.9GW和54.2GW，其中9月新增核准规模5.4GW，开工规模为2.6GW，新增投产规模为4.9GW。本周新增核准项目2.6GW，新增开工项目1.3GW，新增建成投产项目1.4GW。分省份看，新建机组主要集中在缺电省份（广东、江西、四川等）和风光大基地（山西、内蒙古、甘肃等）。分运营商看，有煤炭资产的央企集团的新建机组项目占比较高，其中国家能源集团以68.6GW遥遥领先，占比高达19.2%，头部效应显著。 表2：22年初至今煤电项目梳理 图6：23年初至今煤电新增核准规模约65.6GW 图7：23年初至今煤电新增开工规模约65.9GW 本周煤炭价格上涨8.6%，煤炭价格持续反弹。本周以来动力煤市场价格小幅上涨，煤价继续保持反弹趋势。截止本周9月23日，秦皇岛Q5500动力煤价格为1005元/吨，较上周925元/吨上涨80元/吨，涨幅为8.6%，较8月初反弹17.5%。煤炭货源供应出现结构性偏紧，多环节进入去库阶段，供应收紧提振市场情绪。产地对煤矿的安全检查力度有所加强，停产整顿煤矿数量有所增多,从政策的角度来看，后期安监力度仍然较大,煤矿暂无库存压力，且冬储即将启动，价格仍有支撑，预计煤炭价格振荡偏强运行。 图8：2023.8.1以来秦皇岛动力煤价格涨幅为+17.5% 本周182mm/150μm单晶硅片价格微幅下跌，多晶硅料价格企稳。9月21日，lnfoLink Cons ulting发布硅片价格，182mm/150μm单晶硅片价格区间为3.33-3.35元/片，成交均价为3.35元/片，较上周价格维持稳定；210mm/150μm单晶硅片价格区间在4.18-4.20元/片，成交均价为4.20元/片，较上周价格下跌1.2%。目前上游硅料价格涨势不断叠加电池片价格下跌快速，在硅片自身库存水平增加情况下，预计下周价格振荡偏弱运行。根据百川盈孚数据，多晶硅料价格较上周不变，周五均价为79元/千克。 图9：本周硅片价格微幅下跌 图10：2023.01.01-2023.09.22多晶硅料价格走势 本周电池片价格小幅下跌，单面单玻组件价格维持稳定。根据InfoLink Consulting发布价格信息，本周182mm/23%+单晶PERC电池片价格区间为0.66-0.70元/片，均价为0.69元/片，周价格下跌4.2%；210mm/23%+单晶PERC电池片价格区间为0.71-0.73元/片，均价为0.73元/片，周价格维持不变。随着厂家TOPCon产能陆续投产爬坡，在组件端压力传导下，本周电池环节价格逐渐崩塌，下周价格预期仍有望下行。单面单玻182mm单晶PERC组件价格区间在1.10-1.28元/片，均价为1.21元/片，周价格下跌1.6%；210mm单晶PERC组件价格区间在1.15-1.27元/片，均价为1.22元/片，周价格下跌1.6%。当前组件供应过剩，需求暂无爆发式增量，叠加电池