公用事业行业周报：电价好转 行业亟需价值发展

　　电价上涨，且不断在改善。火电中报小结：1、国电电力Q2 电价423.10 元/MWh，Q1 为455.58 元/MWh，主因水电Q2 汛期，电量占比多拉低整体电价；2、华电国际H1 电价为509.94 元/MWh，Q1 电价为509.31 元/MWh，我们认为，在Q2 整体水电来水好转的背景下，华电电价依然环比上涨，主因：今夏电力供需偏紧+火电能在现货市场中享受到高电价，我们预计8 月电价情况会更好。我们特别强调：在煤价跌，利用小时跌的前提下，Q3 电价会上涨，等待验证。

    　　蒙西负荷快速增加：（1）24H1，内蒙全社会用电量2562 亿度，其中第一/二/三产业28/2244/184 亿度，占比1.1%/87.61%/7.18%，居民105 亿度。（2）21/22/23/24 （ 至今） 年全年平均负荷为30/32/37/40GW ， 22/23 年YOY+7.45%/+14.90%，呈加快趋势。

    　　风光快速增长。国家能源局：（1）截至7 月，全国累计发电装机约31.0 亿千瓦，YOY+14.0%（6 月YOY+14.1%）。水/火/核/光/风的发电装机容量约4.3/14.1/0.6/4.7/7.4 亿千瓦，YOY+2.4%/+3.5%/+2.3%/+19.8%/+49.8%（6 月YOY+2.2%/+3.6%/+2.3%/+19.9%/+51.6%）。

    　　绿电绿证未来大有空间：（1）供应：2023 年全国风光上网电量约1.44 万亿度；其中2021~2023 年新增风电/ 太阳能装机1.6/3.58 亿千瓦，测算平价可再生能源电量8200 亿度。（2）绿电需求端：2023 年全国绿电交易量仅538 亿度，但2023 年全国传统高耗能行业/出口型企业用电量共2.4/0.31 万亿度。（3）中国的碳强度（单位GDP 排放量）仅下降了5.5%，低于实现2025 年国家强度目标所需下降的7%。

    　　国家发改委、能源局《能源重点领域大规模设备更新实施方案》：（1）到2027年，能源设备投资较2023 年增长25%以上：煤电机组节能改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”，输配电、风电、光伏、水电等领域设备更新。（2）推进光伏设备更新和循环利用。通过电力电子技术、数字化技术、智慧化技术综合提升电站发电效率和系统支撑能力。鼓励通过高效光伏组件、逆变器等关键发电设备更新，推进光伏组件回收处理与再利用。（3）推进风电设备更新和循环利用。鼓励并网运行超过15 年或单台机组容量小于1.5 兆瓦的风电场开展改造升级。

    　　国家能源局：7 月用电量9396 亿度，YOY+5.7%（6 月YOY+5.8%）。其中，二产/ 三产/ 居民5656/1871/1727 亿度， YOY+5.0%/7.8%/5.9% （ 6 月YOY+5.5%/7.6%/5.2%）。（2）1-7 月，全社会用电量累计55971 亿度，YOY+7.7%（1-6 月YOY+8.1%）。

    　　电力龙头估值长期低位区间，Q3 盈利上行可期。我们认为火电低盈利且低估值，目前PE 普遍低于10 倍，海外电力龙头PE 普遍在20 倍左右，值得看好。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，广西能源，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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