公用事業行業周報：末伏將盡 8月下旬基本面向好可期

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電廠去庫仍慢，煤價下跌，本周電力板塊震蕩，8 月下旬值得期待。近期天氣轉熱，臺風暴雨影響產地煤炭運輸，煤炭價格繼續保持波動，但我們認為安檢對煤炭產量的影響大概率會逐漸減少，天氣也將在8 月下旬走出末伏，屆時電力板塊走勢或會更樂觀。本周澳洲LNG 巨頭或陷罷工危機導致天然氣期貨暴漲40%，但并未導致電力板塊的下跌。社融數據公布后電力板塊調整：7 月份人民幣貸款增加3459 億元，同比少增3498 億元，7 月末M2 余額285.4 萬億元，YOY+10.7%，6 月末YOY+11.3%。但我們認為用電需求一直有韌性，尤其電改還在不斷深入，電力板塊的下跌或并不合理，我們對下周開始的電力板塊抱樂觀態度。

IEA 展望23 下半年全球煤炭需求增速下降，主產國供給增速多數超3%。IEA：

（1）全球煤炭需求：2022 年全球煤炭消費量創歷史新高，超83 億噸，YOY+3.3%，預計23H1 全球煤炭需求達46.7 億噸，YOY+1.5%，其中發電領域/非發電領域煤炭需求YOY+1/+2%；預計23 年電力領域煤炭需求為56.0 億噸，YOY-0.4%，非電力領域煤炭需求或達到27.9 億噸，煤炭整體需求達到83.9 億噸，YOY+0.4%。（2）全球煤炭供給：2022 年全球煤炭供應量同樣創下歷史新高，總量達到86.3 億噸，YOY+8%。其中印度本土煤炭產量達到9.2 億噸，YOY+12%。預計23 年中國/印度/印尼/俄羅斯/澳大利亞煤炭產量YOY+3.3%/+7%/+8%/-2.9%/+2%，全球煤炭供應量有望再破紀錄。

新型儲能超預期規劃，儲能政策不斷更新，儲能公司和火電都值得樂觀。南方能源觀察：（1）至今已有25 個地區公布了2025 年的新型儲能建設目標，規劃裝機規模總計達到7340 萬千瓦，是2022 年投運規模的8 倍多（截止2022 年底，全國新型儲能累計裝機規模為870 萬千瓦），其中山西/甘肅/青海裝機目標達600 萬千瓦，河南/寧夏/山東/內蒙古裝機目標達500 萬千瓦及以上。（2）部分地區出臺補貼儲能政策，包括①投資補貼（浙江諸暨補貼200 元/千瓦時）；②電量補貼（新疆、江蘇、廣東、安徽、湖南補貼0.2-0.5元/千瓦時）；③容量補貼（浙江溫州3 年內退坡補貼200/180/170 千瓦〃年）。

（3）部分地區還制訂了儲能參與電力輔助服務市場的調峰補償標準，其中寧夏最高，補貼0.8 元/千瓦時；湖南/青海/新疆補貼約0.5 元/千瓦時；山東/河南/廣西等地為0.2-0.4 元/千瓦時。

電力龍頭估值長期低位區間，Q3 盈利上行可期。我們認為火電23 年Q1 盈利筑底提升，政策支持下盈利好轉是趨勢。海外電力龍頭PE 普遍在20 倍左右，國內火電投資機會明顯。建議關注：火電彈性（浙能電力、皖能電力、華電國際、大唐發電、華能國際、寶新能源、粵電力）；火電轉型（華潤電力，中國電力）；水火并濟（國電電力，湖北能源，國投電力，），煤電一體化（內蒙華電）；新能源（三峽能源、龍源電力、中廣核新能源、福能股份、中閩能源、大唐新能源）；水電（長江電力、華能水電、川投能源、桂冠電力，桂東電力，黔源電力）；核電（中國核電，中國廣核）；電網（三峽水利、涪陵電力）。

風險提示。（1）經濟增速預期和貨幣政策導致市場風格波動較大。（2）電力市場化方向確定，但發展時間難以確定。

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