7月煤价或下行，火电盈利拐点可期

  7月煤价有望进入下降通道，火电盈利拐点可期。根据新华社对发改委经济运行调节局负责人的采访，7月煤价或将出现大幅下降，主要由三方面因素驱动：

（1）主产地逐步复产，预期7月初恢复到6月上旬的生产水平，部分优质产能下半年将逐步释放。鄂尔多斯政府近期批复一批煤矿临时用地，据我们统计涉及14座露天煤矿，产能1860万吨。

（2）7-8月将迎来进口煤到货高峰。

（3）入汛水电出力增加及夏季太阳能发电增加将有效缓解火电压力。截至6月25日，21Q2平均煤价856元/吨（20Q2为514元/吨）；考虑到长协煤占比，我们预计21Q2火电煤炭采购价或同比上涨150元/吨左右，Q2或是全年盈利低点，随着7月煤价下行及部分地区市场电价上涨，Q3火电盈利拐点可期。
  电改深化，高煤价、高需求助推市场电价上涨。

（1）高煤价下内蒙古上调5月及以后年度交易合同，电价上涨不超过0.02元/度。

（2）山西（6月环比+8.2%）、安徽（6月同比+11.9%）、云南（6月同比+13.7%）、江苏（5月同比+11.6%）等省近期市场电价显著上涨。

（3）部分省份对高耗能用户加电价：山东自7月起对未完成超低排放改造的钢铁企业用电加价0.06元/度；广西对淘汰类水泥、钢铁企业用电加价0.4元-0.5元/度。我们认为随着电改深化，电价对供需及成本变化的反映加强，电力企业的价值有望重估。
  多地夏季负荷高峰提前，今夏电力供应或现紧平衡。

（1）根据中电联微信公众号，6月以来南方电网五省区用电负荷全部刷新历史记录；6月16-18日，南方电网电力负荷连续3天创新高，最高达2.1亿千瓦，首次突破2亿千瓦。

（2）国家电网预计6月经营区全社会用电量YOY+8%左右，东南沿海平均气温较常年偏高，降温用电将稳步释放。

（3）根据四川在线及荆楚网，四川、武汉今夏电网最大用电负荷同比或将分别增长11.7%、17.6%。

（4）根据北极星电力网，昆明电力交易中心预测7月市场总需求同比+26.3%（2年CAGR+14.2%）；其中省内用电需求、西电东送计划电量同比分别+14.7%、+38.2%（2年CAGR分别为+11.8%、+16%）。我们认为在高温及生产向好的背景下多地夏季负荷快速上升，参考去年冬季部分地区“电荒”的前车之鉴，需重视火电等稳定基荷电源的清洁化利用以及火电机组对电网季节性调峰的相应补偿。
  部分省份明确新能源装机规划，广东新能源市场化交易溢价2分/度。

（1）四川计划到2025年底，光伏、风电发电装机容量各达1000万千瓦以上（较20年CAGR+32%、+11%)。

（2）根据大唐集团官网，大唐集团提出2030年前要实现碳达峰，碳达峰阶段非化石能源装机占比升至60%左右，减排阶段非化石能源装机占比升至90%以上。

（3）广东省可再生能源电力交易首日成交价差+19厘/千瓦时，可再生能源发电较基础电价增收近2分/度。

观点参考：
  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值得关注。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。建议关注：华能水电、华电国际、华宏科技、国投电力、川投能源、中国核电，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。

【注意：以上内容属个人观点，仅供参考学习。股市有风险，投资需谨慎】