公用事业行业周报：电力中报将至 三季报或更可期_全球观天下

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基本面震荡，电力板块震荡。上周煤炭价格先跌后涨，进入震荡期。临近发电旺季，高温天气来临，煤耗上升明显，来水又不及往期，电厂本来主动去库，现又开始累库。上周前2 日煤价从820 元/吨下跌至808 元/吨，后3天又反弹至830 元/吨，6 月以来一直在800 元/吨附近震荡，煤价有企稳迹象，但沿海八省和内陆17 省的煤炭库存却仍在不断累积，压力仍存。我们认为对电厂来说，若缺电，电价或上涨，有利火电；若来水较好不缺电，煤价或下跌，也有望推升行业盈利。7 月中报将至，二季度煤价相较一季度更低，电厂盈利可期。现阶段往后，电力的性价比或将越来越明显。

高温，全球用电压力加大。（1）英国：据中国能源网，高温天气影响光伏发电效率（工作温度高于25℃，光伏组件输出功率及电站发电量将随气温升高而降低），为保障电力供应，或将重新启用燃煤电厂。（2）美国：根据中外能源经济观察官方公众号援引NERC 分析，今夏电力用电高峰期，北美约三分之二的地区可能面临能源短缺。

应对高温，7 月加大峰谷价差，有利风光消纳和储能。据储能与电力市场公众号：（1）7 月有24 个区域的最大峰谷价差超过0.7 元/千瓦时（6 月/22年7 月分别有15/21 个区域），价差最大的依然是广东省（珠三角五市）1.201元/kWh。（2）7 月近70%的区域峰谷价差同比增长（共25 个，6 月为18个），其中前三名分别为江西、四川与河北南网，分别为0.823/0.758/0.761元/千瓦时，YOY+109%/47.2%/33.8%。（3）7 月超90%的区域峰谷价差环比增长（共33 个，6 月仅8 个），其中前三名分别为江西、重庆与四川，分别为0.823/1.012/0.758 元/千瓦时，环比6 月上涨48.3%/38.8%/34.0%。

海风成本快速下跌，有利新能源对煤炭替代。（1）彭博新能源财经：中国海上风电LCOE 暴跌至66 美元/兆瓦时（2021 年为91 美元/兆瓦时），世界其他地区海上LCOE 为87 美元/兆瓦时；（2）全球陆上风能和太阳能发电平均LCOE 每兆瓦时42-48 美元。

1-5 月电力利润同比增长，煤价下降&电量增加是主因。国家统计局：1—5月份，全国规模以上工业企业实现利润总额2.67 万亿元，YOY-18.8%（1-4月YOY-20.6%）。其中电力、热力生产和供应业/煤炭开采和洗选业实现利润总额1975 亿/3658 亿元， YOY+45.9%/-18.7% （ 1-4 月YOY+47.2%/-14.6%）。5 月全社会用电同比增长7.4%，煤价逐渐下降至目前的800 元/吨附近。

电力龙头估值长期低位区间，Q3 盈利有望上行。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、大唐发电、华能国际、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。

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