投资建议：维持公用事业“增持”评级，重视具备可持续成长属性的泛新能源运营商，推荐细分领域龙头标的。（1）火电转型：国电电力、华能国际、申能股份、大唐发电，受益标的华润电力、中国电力、粤电力A、穗恒运A；（2）新能源：三峡能源、龙源电力、云南能投；（3）水电：长江电力、川投能源、华能水电、国投电力；（4）综合能源：南网储能、南网能源；（5）核电：中国核电、中国广核。
　　用电旺季现货交易价格阶段性飙升，价格发现功能凸显。蒙西、山西等地2022年7、8月电力现货交易电价提升：2022年8月，蒙西火电、风电、光伏现货交易电价较当地基准电价（0.283元/千瓦时）上浮92.5%、32.7%、22.1%；山西火电、风电、光伏现货交易电价较当地基准电价（0.332元/千瓦时）上浮55.1%、19.5%、12.7%；山西省7、8月省间现货交易结算均价分别为2.74、1.55元/千瓦时，涨幅更甚。现货交易电价不受20%上浮限制，及时高频反应供需变动，价格发现功能凸显。
　　当前电力现货占比较小，发电侧整体受益有限。我们认为，目前现货交易处于起步和试点阶段，占比较低（结合广东等地现货交易情况，我们预计占总用电量比例或低于2%，省间现货占比更低）。我们对部分发电公司3Q22上网电价测算，建投能源、京能电力3Q22电价环比+25.2%、+2.6%，我们认为发电企业电力供需偏紧时受益于现货交易（省内及省间）电价上涨，但考虑到当前时点电力现货交易及电力供需偏紧时段占比较低，发电侧整体受益有限。
　　现货交易远期规模有望放量，电力供需偏紧背景下价值有待释放。我们的度电净利润敏感性测算结果表明：当现货交易电量占全部电量比例2%时，电力现货交易溢价每提升0.10元/千瓦时，运营商度电盈利将提升0.13分/千瓦时；若上述占比提升至10%，电力现货交易溢价每提升0.10元/千瓦时，运营商度电盈利将提升0.66分/千瓦时。2022年1月《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》发布，规划到2025年，初步建成全国统一电力市场体系（实现电力中长期、现货、辅助服务市场一体化）；到2030年，全国统一电力市场体系基本建成。随着电力现货市场建设及政策配套完善，电力现货交易将充分反应边际供需。我们预计，十四五电力供需持续偏紧，电力现货交易的高溢价有望持续；随着电力现货交易规模扩张，其对于发电企业的盈利贡献逐步释放。
　　风险因素：用电需求不及预期，上网电价低于预期，电力市场化推进低于预期等。