公用事业行业周报：实行尖峰电价，Q3火电盈利能力边际改善

本周SW公用事业一级板块上涨3.19%，在31个SW一级板块中排名第2；沪深300下跌0.85%，上证综指下跌0.93%，深圳成指下跌0.03%，创业板指上涨1.28%。细分子板块中，火电上涨9.12%，水电上涨1.95%，光伏发电上涨3.34%，风力发电上涨1.08%，电能综合服务上涨2.97%，燃气上涨1.49%。
本周公用事业涨幅前五的个股分别为赣能股份（+61.09%)、建投能源（+25.65%)、华电国际（+20.81%)、粤电力A（+16.98%)、皖能电力（+15.76%)；周跌幅前五的分别为大连热电（-8.72%)、世茂能源（-4.28%)、江苏新能（-3.60%)、深南电A（-3.10%)、中闽能源（-2.32%)。
投资观点：分时电价迎来升级，尖峰电价今夏正式推开。2021年7月，国家发改委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，旨在引导电力用户削谷填峰，为构建以新能源为主体的新型电力系统、保障电力系统安全稳定经济运行提供支撑。2022年7月大规模尖峰电价进入实施阶段。
从各地新版峰谷电价政策来看，尖峰时段主要集中在夏季正午、傍晚两个时间段。从执行季度来看，除云南外，所有的区域电网都将尖峰电价执行时间设置在夏季（6月、7月、8月、9月或日最高气温≥35℃等）；从日内尖峰时段上来看，尖峰时段集中在正午10:00-12:00、傍晚16:00-19:00这两个时间段，部分地区电网则将尖峰时段设置在20:00-23:00之间的夜间时段，各地主要将尖峰时段设置在电网负荷高峰期。
分时电价的深入推进进一步提升了火电作为调节电源的收益。由于光伏机组的高出力时段一般在上午10点至下午4点，夏季的出力水平更高；而风电的高出力时段主要在夜间，冬季出力水平更高，二者的出力曲线和电网负载曲线有明显的偏差，所以在夏季、冬季的正午或者傍晚时段等高负载时间对于火电有确定性需求。火电在峰谷调节上拥有灵活性优势，实施尖峰电价将明显提升高负载时段的电价水平。
以湖南为例，只考虑尖峰电价机制的影响，负载高峰季节电价上涨约4%。我们对湖南电网的典型日负荷曲线进行多段线性拟合处理，计算出夏季在湖南省规定的尖峰时段（18-22时）的上网电量占全天上网电量的比例大约为20%，而尖峰时段电价上涨20%会导致湖南电网规定的7月、8月、9月整体电价水平上浮4%左右。我们认为实施尖峰电价机制对火电运营商盈利水平的助推作用将会进一步扩大。
自下而上验证水电高景气度，Q2业绩值得期待。从发电维度来看，总体发电量同比大幅增长：2022年1-5月全国水电发电量4346亿千瓦时，同比增长17.5%；平均利用小时为1262小时，比上年同期增加118小时。水电运营商维度来看：1）长江电力2022Q2水电发电量约610.70亿千瓦时，较上年同期增加53.46%；2）桂冠电力2022Q2水电发电量约127.17亿千瓦时，同比增加31.67%。叠加进入夏季用电高峰，我们认为水电公司Q2业绩边际向好。建议关注传统电力运营商：华能国际、华电国际、长江电力、桂冠电力、申能股份、国电电力；新能源运营商：粤电力A、中国核电、节能风电、龙源电力（H）。
风险分析：权益市场系统性风险；上网电价超预期下行，煤价超预期上涨，用电需求下滑，水电来水不及预期，行业改革进度低于预期等。

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