投资要点

低基数促6月用电增速回升,环比变动与均值基本相当。前6月全社会用电量同比增5.1%,低基数致6月增速回升至6.3%(5月为5.0%);单月用电量环比上升约2.8%,与2005~2012年同期2.6%的波动中值基本相当。6月用电增速一产回落7.0个百分点至-7.1%,三产及居民或受气温影响分别提升1.8及5.0个百分点至10.5%及9.3%,二产微增0.9个百分点至5.7%。预计7月用电增速或因低基数及气温升高影响升至8~9%。前6月行业总投资增7.4%,其中火电投资降低4.2%,增速年内首次由正转负。

煤价持续走低,水电来水偏枯。7月以来煤价延续疲弱态势,环比看,坑口降2~10%、中转地降3~5%(港口存煤上升),运费持平,到厂煤价下降2~3%,国际煤价降2.7%;同比看,沿海电煤降13~15%,坑口降12~17%。6月份国家电网内重点水电厂来水总体较常年同期偏枯1成多;三峡7月平均入库流量同比下降25.1%。

天然气:需求增速维持平稳,LNG批发价大幅攀升。前6月天然气表观消费量同比增13.1%,与前5月累计增速持平;供给量同比增11.2%,其中国产及进口气量同比增8.9%和24.6%,对外依存度同比提升4.0个百分点至30.7%。6月进口均价同比降7.2%,环比升12.9%。7月,上游气源成本上升推动国内LNG工厂批发价环比升17.3%,与进口LNG接收站批发价格差距缩窄至500元/吨以内。

本月聚焦:燃气价改中游承压。从已公布的方案来看,供需偏紧下省门站多以最高限价执行;江西、河北省网长输价差分别缩窄0.10和0.05元/立方米;下游城市非居民顺价传导为主,车用气价差有所缩窄,但车用气比价效应仍较突出;浙江燃气电厂电价上调基本消化气源成本增加。行业发展看,大工业用户对接趋势将减少省网市场空间,并对管输价差形成压力;燃气分销商顺价为主、部分缩窄,但在需求较为疲弱背景下,终端价格上升或将抑制新客户(尤其工业)开发进度,销量增速或低于此前预期。

行业风险:火电上网电价下调幅度超市场预期;需求低迷及来水波动导致利用小时低于预期;燃气价改后需求增速及分销商价差空间低于预期。

维持板块“强于大市”评级。从估值安全性角度考虑(成长水电低P/E及火电低P/B),电力板块在目前时点配置价值应有所提升(可能触发因素在于三季度业绩超预期及电价降幅低于预期),行业性确定机会则在于电价调整逐步明朗后的可能预期修复。就子行业而言:成长水电仍是中期主线,重点推荐国投电力及川投能源,关注具有注入预期的长江电力;火电主要在于把握区间波动,短期看好业绩有望持续超预期的华能国际,中线相对看好成长性的宝新能源、皖能电力、内蒙华电及大唐发电;燃气等待调价及需求影响进一步明朗。