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(資料圖片僅供參考)

月度專題點評：相關政策接連出臺，電改持續加速推進。電力市場化改革加速推進，相關政策在本月密集出臺：《關于第三監管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知》、《電力需求側管理辦法（征求意見稿）》?？偟膩砜?，第三監管周期輸配電價的出臺和需求側響應管理辦法的修改均代表電力市場化改革持續加速推進，在“管住中間，放開兩頭”的總體思路下實現電網合理收益逐步厘清，和發用兩側靈活性資源調節積極性釋放。隨著新能源滲透率的加速抬升，包含輔助服務費用在內的終端電價有望實現溫和上漲。同時，先前尚未被發掘的需求側資源或將隨調節手段趨于匱乏而打開新型商業模式，在現貨市場全面鋪開的背景下以負荷聚合商或虛擬電廠等商業模式實現利潤增厚。

月度板塊及重點上市公司表現：5月（截止至30日）電力及公用事業板塊上漲4.8%，表現優于大盤；5月滬深300下跌4.7%到3837.75；漲幅前三的行業分別是電力及公用事業(5.0%)、機械(-0.1%)、電子(-0.2%)。5月（截止至30日）電力板塊重點上市公司中漲幅前三的分別為皖能電力(30.33%)、粵電力A(23.64%)、大唐發電(17.68%)。

月度電力需求情況分析：電力消費需求快速增長4月，全社會用電同比增長8.33%。分行業來看，二三產用電增速持續走高，居民用電同比增速由負轉正；4月，一、二、三產業用電量同比增速分別為12.30%、7.56%、17.88%，居民用電量同比增長0.87%。分板塊來看，高技術裝備制造業和制造業用電同比穩定高速增長，消費行業用電需求增速大幅提升。分子行業看，高技術裝備制造板塊中新增用電貢獻率排名前三的子行業為電氣機械制造業、金屬制品業、汽車制造業；消費板塊新增用電貢獻率排名前三的為批發和零售業、交通運輸、倉儲及郵政業和房地產業；六大高耗能板塊中新增用電貢獻率排名前三的為電力熱力供應業、有色金屬冶煉加工業和非金屬制品業。分地區來看，東部沿海省份主要貢獻用電量增量，上海吉林等2022年4月受疫情影響嚴重的省份增速領跑。彈性系數方面，2023年一季度電力消費彈性系數為0.8。

月度電力生產情況分析：水電發電增速同比持續下跌，火風光發電同比增長顯著4月份，全國發電量增長6.10%。分機組類型看，火電電量同比上升11.50%；水電電量同比下降25.90%；核電電量同比增長5.70%；風電電量同比增長27.90%；太陽能電量同比增長12.36%。新增裝機方面，4月全國總新增裝機2542萬千瓦，其中新增火電461萬千瓦，新增水電84萬千瓦，新增風電380萬千瓦，新增光伏1465萬千瓦。光伏裝機數據可觀。發電設備利用方面，4月全國發電設備平均利用小時數1145小時，同比降低2.64%。其中，火電利用小時同比上升0.49%；水電利用小時同比降低18.47%；核電利用小時同比上升1.02%；風電利用小時同比上升11.18%；光伏利用小時同比下降3.94%。煤炭庫存情況、日耗情況及三峽出庫情況方面，煤炭庫存環比上升；煤炭日耗下降；三峽5月底水位同比持續下滑。

月度電力市場數據分析：廣東5月月度交易價格環比下降，6月月度交易價格環比微漲；山西5月月度交易均價有所上浮，4月現貨交易價格環比微漲；山東4月現貨均價有所上漲。5月，廣東電力市場月度中長期交易均價相較基準價上浮18.43%。5月，山西電力市場月度中長期交易均價相較基準價上浮10.61%。

行業新聞：（1）5月15日，國家發改委官網發布《關于第三監管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知》(發改價格〔2023〕526號)、《關于第三監管周期區域電網輸電價格及有關事項的通知》(發改價格〔2023〕532號)、《關于抽水蓄能電站容量電價及有關事項的通知》(發改價格〔2023〕533號)三項重要文件。（2）根據山東省電力交易平臺信息，5月1日~5月2日期間的48小時實時現貨交易中，共32個小時出現負電價。（3）國家發改委向社會公開征求《電力需求側管理辦法（征求意見稿）》和《電力負荷管理辦法（征求意見稿）》的意見。

投資觀點：我們認為，國內歷經多輪電力供需關系緊張之后，電力板塊有望迎來盈利改善和價值重估。在電力供需緊缺的態勢下，煤電頂峰價值凸顯；在電力市場化改革的持續推進下，電價趨勢有望穩中小幅上漲，電力現貨市場和輔助服務市場機制有望持續推廣，容量補償電價等機制有望出臺。雙碳目標下的新型電力系統建設，或將持續依賴系統調節手段的豐富和投入。此外，伴隨著發改委加大電煤長協保供力度，電煤長協實際履約率有望邊際上升，煤電企業的成本端較為可控。展望未來，我們認為電力運營商的業績有望大幅改善。主要受益：電力運營商受益標的：粵電力A、華能國際、華電國際、國電電力等；同時，煤電設備制造商和靈活性改造技術類公司也有望受益于煤電新周期的開啟，設備制造商受益標的：東方電氣；靈活性改造受益標的：龍源技術、青達環保、西子潔能等。

風險因素：宏觀經濟下滑導致用電量增速不及預期,電力市場化改革推進緩慢,電煤長協保供政策的執行力度不及預期。

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