5月20日，南方电力现货市场发布国内首次电力现货交易结算结果，包括190台发电厂机组、123家售电公司、3家大用户在内的广东全部市场主体参与本次结算。从最终结算电价来看，用户平均节点电价0.263元/千瓦时，夜间低谷时期平均节点电价0.082元/千瓦时，负荷高峰时期平均节点电价0.362元/千瓦时。

市场化再进一步，电力的商品属性逐步显现

此次电力现货市场交易由发电商自主申报拟出售的电量和价格，由购电用户自主申报拟购买电量，经过交易平台竞价撮合，并通过电网运行安全检验，每15分钟形成一个电价。长期以来我国火电行业受限于“市场煤计划电”，盈利能力受煤价波动影响较大，并未体现出公用事业属性。以美国PJM电力市场的运行情况为例，其电量电价均由市场交易机制决定，日前市场的自调度电量占比较高，占比25%左右的实时现货市场以5分钟为周期竞价。美国PJM电力市场的运营模式确保了电力价格是由供需关系和发电成本决定，电力期货及现货市场使得电力的价格发现更加顺畅。我们认为此次我国首次电力现货交易结算落地标志着我国电力市场化再进一步，现货市场的存在可以让分时、分位置的价格信号更充分地反映电力供需情况，实现电力资源时间及空间的优化配置。

短期内发电侧仍以让利为主，长期看有望实现优胜劣汰

从发电侧价格曲线来看，此次电力现货市场仍以发电侧让利为主。由于目前电力现货电量占比较小(占总用电量的2%左右)，发电侧普遍基于边际成本报价，叠加区域电力供需相对较为宽松，我们认为短期内现货市场仍将以发电侧让利为主。长期而言，随着电力现场市场占比逐步提升，其有望作为价格信号实时反映电力电量市场供求关系，改变以往中长期交易只考虑电量平衡的局面。运营管理水平高、能耗低的先进机组有望抢占更多的市场份额，落后产能则可能以市场化的手段被淘汰出清。对于用电侧而言，电力现货市场有望进一步提升用户分时用电的积极性，从而降低电网的峰谷偏差，实现全社会用电的最优解。

二线地方电力龙头

电力标的方面，我们认为第二批降电价政策的出台预示着火电标杆电价调整风险已经基本解除，增值税率调降的红利有望得以保留。对于水电及核电而言，其非市场化交易电量的增值税红利被用于降电价，但不含税电价未有不利影响。可再生能源电力消纳保障机制的健全建立也有望进一步改善水电及风电的消纳情况。目前我们继续看好二线地方电力龙头，重点推荐长源电力、湖北能源和福能股份。另外，长江电力各项指标表现良好、具有装机增长与稳定高分红属性，继续重点推荐。