月度板块及重点上市公司表现
7月电力及公用事业板块下跌0.8%，表现劣于大盘；沪深300上涨3.54%。
月度电力需求情况分析
6月电力消费增速环比有所恢复，同比增长5.40%。分行业：二产用电增速有所恢复，居民用电增速持续增长。制造业板块用电有所反弹，高技术装备&高耗能板块用电增速环比改善。东部沿海省份用电量领先，西部省份用电增速领先。电力消费弹性系数为0.921。
月度电力生产情况分析
整体发电量环比回升，火电发电量持续正增长。6月全国发电量增长1.70%。火电电量同比增长1.10%；水电电量同比下降4.00%；核电电量同比上涨10.30%；风电电量同比增长5.50%；太阳能发电量同比上涨28.70%。新增装机方面，6月全国新增装机2840万千瓦，其中新增火电装机824万千瓦，新增水电装机68万千瓦，新增风电装机511万千瓦，新增光伏装机1436万千瓦。发电设备利用方面，5月全国发电设备利用小时数1504小时。火电平均利用小时1968小时；水电平均利用小时数1377小时；核电平均利用小时数3882小时；风电平均利用小时数1087小时；光伏平均利用小时数560小时。截至8月14日，内陆煤炭库存周环比上升，日耗周环比下降；沿海煤炭库存周环比上升，日耗周环比下降。截至8月15日，三峡水位同比环比下降。
电力市场月度数据
8月代理购电均价环比触底回升，为384.25元/MWh。
月度专题：晋琼辽甘宁五地衔接机制落地，存量增量保障均出现明显分化
五地出台衔接机制，存量增量保障力度均出现明显分化。山西对存量项目保护到位，增量项目部分政策基本落实“136”号文精神。海南对存量项目保护尚可，增量项目保护差强人意。辽宁对存量项目保护较好，增量项目保护不佳。甘肃对存量项目电价及执行期限保护较为到位，但存量项目机制电量保障不佳，增量项目执行期限较短。宁夏为目前新能源机制电量比例最低省份，增量项目执行期限仅保障半数。未来各地机制电价电量的制定方向值得持续关注，新能源投资积极性与投资节奏或在收益前景不清晰的背景下受到冲击。
投资建议
国内历经多轮电力供需矛盾紧张之后，电力板块有望迎来盈利改善和价值重估。煤电顶峰价值有望持续凸显。双碳目标下的新型电力系统建设，或将持续依赖系统调节手段的丰富和投入；容量电价机制正式出台明确煤电基石地位，电力现货市场和辅助服务市场机制有望持续推广，因而在电力市场化改革的持续推进下，电价有望实现稳中上涨。电煤长协实际履约率有望边际上升，煤电企业的成本端较为可控；同时煤电一体化企业有望在稳利润同时实现业绩增长。电力运营商的业绩有望大幅改善。电力运营商有望受益标的：煤电一体化公司、全国性煤电龙头、电力供应偏紧的区域龙头、水电运营商、设备制造商和灵活性改造有望受益标的。
风险因素
宏观经济下滑导致用电量增速不及预期、电力市场化改革推进不及预期、电煤长协保供政策的执行力度不及预期等。
