公用事业：模式逐步转向“输配电价”模式

    5 月部分地区电力供应紧张，关注天气和双控影响。根据能源局，4 月全社会用电YOY13.2%，以2019 年为基数（下同）CAGR7.2%，高增态势延续（3 月用电量CAGR7.5%），但增速有所放缓；其中二产、三产、居民用电CAGR 分别为7.5%、10%、2%。进入5 月中旬，受经济复苏及气温升高影响，本周（5月13 日）8 省沿海电厂日耗环比回升6.8%；广东统调负荷超过去年8 月，部分地区出现电力供应不足、企业错峰生产的现象；根据南方能源观察公众号援引江苏省电力公司，江苏电网预计今夏最高调度用电负荷在1.25-1.30 亿千瓦之间，存在425-925 万千瓦的供电缺口。根据澎湃新闻援引国家气象局，预计5月全国大部地区气温接近常年同期或偏高，降水接近常年同期或偏少；我们认为5 月用电量高增速或延续，但也需注意能源“双控”带来需求端的不确定性（发改委对一季度能耗强度上升的浙江、广东、广西、云南等省进行谈话，要求加大双控力度）。

    广东现货价格显著上升，电力定价改革逻辑逐步兑现。根据易能通能源公众号，5 月12 日，广东省电力现货试结算实时电价均价突破0.746 元/度，较基准电价涨幅超过0.28 元/度（60%），我们认为现货电价反映了当前广东省电力供不应求的局面以及高煤价下对火电燃料成本的补偿。于此同时，4 月云南省市场电平均成交价0.25 元/度，同比上升0.011 元/度（4.6%）。2020 年颁布的《能源法（征求意见稿）》中明确规定了能源的市场化价格形成机制，但类似广东省超过基准电价的情况很少，我们认为电价超过的基准电价可能带来行业估值的改善。

    冀北市场化交易用户不再执行目录电价，电厂成本合理转嫁被制度化。根据北极星电力网援引冀北电力交易中心，所有参与过市场化交易的用户均不再执行目录电价，自2021 年6 月抄表周期起，全生命周期的全部用电量按照市场化交易峰谷时段执行。根据北极星电力网，该模式有望将电力交易的“价差传导”

    模式逐步转向“输配电价”模式。新模式下市场电用户的电价将由发电端的上网电价+经核定的输配电价形成，发电企业的成本转嫁能力有望制度化明确。

    煤价高位引关注，电企盈利触底反弹概率很大。5 月10 日，秦港动力煤Q5500报收881 元/吨，较5 月8 日YOY2.4%，较去年同期YOY90%；其后，5 月11日，中国煤炭市场网宣布，为稳定煤炭市场价格，暂停发布“CCTD 环渤海动力煤现货参考价”，其他多个煤炭现货价格指数也暂停发布。本周动力煤期货主力合约报收835 元/吨（-3.5%），但库存下降（三港库存周环比-11%）、日耗上升（沿海八省日耗周环比+6.8%）的供需格局仍在延续，供给端未出现明显放松。本周大宗商品期货价格在国常会关注后发生大幅下跌，但我们认为高温、高日耗仍有利现在的煤炭基本面，会否有有效政策出台仍需观察，但目前电厂的亏损境地很可能改善。

    经济转型阶段，电力行业有较好的消费属性，估值应该修复。近期A 股市场风险偏好下降，基本面稳健且低估值的公用事业估值有望提升。我们认为，电力市场化改革提升了行业自主定价权，市场化的海外电力龙头PE 在15-20 倍，国内估值5-15 倍并不合理。长期看，我国电力需求仍有上涨空间，我们认为行业理应取得更好的估值。个股建议关注：华能水电、华电国际、华宏科技、国投电力、川投能源、皖能电力、长江电力、三峡水利、涪陵电力。

    风险提示。（1）疫情风险未完全解除，风险偏好仍有波动。（2）新能源和储能等竞争性能源的不确定性。（海通证券）