信达证券（601059）发布研究报告称，国内历经多轮电力供需紧缺之后，电力板块有望迎来盈利改善和价值重估。电力供需紧缺的态势下，煤电顶峰价值凸显;煤炭增产保供政策强力落实下，电煤长协覆盖率及履约率有望持续提高，火电成本端有望持续改善;电力市场化改革的持续推进下，电价趋势有望稳健中小幅上涨，电力现货市场和辅助服务市场机制有望持续推广，容量补偿电价等机制有望出台。双碳目标下的新型电力系统建设，将持续依赖系统调节手段的丰富和投入。
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投资主线：1)受益于电煤保供政策落实和电力市场化改革推进，电力运营商有望迎来价值重估。受益标的：国电电力（600795）(600795.SH)、粤电力A(000539.SZ)、华能国际（600011）(600011.SH)、华电国际（600027）(600027.SH)等。2)煤电新一轮建设周期启动，设备制造商有望迎来新增长。受益标的：东方电气（600875）(600875.SH)。(3)高比例新能源渗透带动灵活性资源需求，灵活性改造技术有望受益。受益标的：龙源技术（300105）(300105.SZ)、青达环保(688501.SH)、西子洁能（002534）(002534.SZ)等。
信达证券主要观点如下：
2023年一季度电力行业基本面回顾：
电力需求：3月用电量增速回升明显，居民生活用电拖累需求增速。1-3月，全社会用电量同比增长3.6%，其中3月用电同比增长5.9%。分行业来看，一、二、三产和居民生活用电2023Q1同比分别增长9.7%、4.2%、4.1%和0.2%(其中3月居民生活用电同比下滑5.76%)，居民生活用电的低增长拖累一季度整体用电量的增速。暖冬对于居民生活用电影响较大，2月下旬至3月上旬，我国中东部地区气温明显升高，相比常年同期偏暖。从电力消费弹性系数来看，2022年度电力消费弹性系数达到1.2，而2023Q1电力消费弹性则下降至0.8。
电力生产方面：新能源发电保持高增速，来水较差导致水电同比大幅下滑。1-3月，全国累计发电量同比增长2.4%。分电源类型看，1-2月火电发电量同比下降2.30%，而3月火电发电量同比增长9.07%，增速大幅提升。1-2月水电发电同比下降3.40%，3月降幅进一步扩大至15.50%，来水较差情况持续。
装机及投资情况：风光装机投资快速增长，火电装机投资稳中有升。截至3月底，全国累计发电装机容量同比增长9.1%。其中，火电装机同比增加3%，水电5.4%，核电4.3%，风电装机同比增长11.7%，太阳能发电装机同比增长33.7%。火电投资在连续两年高速增长后增速稍有放缓，核电投资加速，光伏投资仍以高速度增长。
电力市场化进一步推进，年度、月度交易电价持续高位。一季度市场化改革政策持续推进，市场化购售电规模有望进一步扩大。1-3月市场化电量占比持续提高，省间电力交易活跃，现货市场分省试运行进展提速。电力价格方面，电力年度长协顶格上浮;月度电网代理购电价格同比明显上涨;现货交易电价方面，“零电价”“负电价”愈发频现。
2022年度电力公司业绩：盈亏分化明显，边际趋势向好。
五大电整体业绩：收入增长，业绩边际好转。2022年主要受益于电价上涨，五大电力上市公司的营业收入均实现稳步增长;虽然盈亏分化明显，但归母净利润均实现向上修复。分电源类型看，受燃煤成本高位上行的影响，火电板块亏损严重，但同比普遍减亏;清洁能源成为净利润贡献的主力。
传统能源板块：电价、煤价双双上涨，电煤长协实际覆盖率仍较低。收入端，2022年五大电上网电价同比上涨明显，上浮幅度普遍在18%-20%，随着我国市场化电价机制的进一步完善，电价上浮空间未来有望逐步打开。成本端，2022年煤价继续上涨，长协覆盖率有待提升。2023年以来随着长协兑现率的提升，以及成本端进口煤价同比回落、现货煤价中枢回落，各大电力公司业绩有望实现明显的改善。
新能源板块：装机进度有待加快，已成为净利润贡献的主力。从新能源发展进度来看，华能、大唐、国电三家电力上市公司规划十四五期间新增新能源装机量合计为10500万千瓦时，截至2022年底仅完成1536.7万千瓦时(进度14.6%)，进度明显滞后。未来三年新能源装机规模及盈利贡献有望提速。
2023年下半年展望：煤电周期上行在途，电改引领价值重估。
电量展望：疫后复苏背景下电力消费高增速可期。中电联预计年内用电量增速或将达到6%;电力消费高增速的预期背景下，煤电电量有望达到3.6%的增速。风光电量仍将保持高速增长，渗透率有望年内达到16.1%，消纳压力或将逐渐显现。
电价展望：电价随市场化改革推进持续高位，多角度实现上涨。电价有望从电能量、辅助服务和容量三部分实现多角度上涨。电能量方面，年度长协和月度代购电交易价格上涨明显。除此之外，部分地区电力政策也在为以煤炭为主的一次能源价格建立疏导机制。辅助服务方面，根据山西电力现货市场的经验，在新能源渗透率较高时，其辅助服务费用已经出现明显上涨。容量补偿机制方面，随着“十四五”期间新一批煤电机组的核准潮和开工潮，在煤电电量增长有限而装机容量增长较快的情况下，容量补偿机制有望适时建立推广。
成本展望：持续强力煤炭保供，火电成本端压力有望缓解。2023年国家继续保持较大力度的电煤保供政策，国内晋陕蒙煤矿产能利用率持续高位运行，同时海外进口量大幅增加。展望年内，电煤长协的实际覆盖比例有望进一步提升，而现货煤价有望趋稳，海外回归基本面后进口煤价格中枢较2022年有望下移，电煤的供需紧张程度有望实现相对缓解。
煤电价值展望：电力供需矛盾或将再度激化，市场化推进重塑煤电价值。年内尖峰负荷有望持续高增长，最高需求有望接近13.5亿千瓦。全国顶峰装机容量裕度或将首度紧缺，电力供需矛盾或将再度激化。煤电已现新增核准潮，火电投资额有望维持高位，但火电装机产能释放同样存在产能周期，无法在短期内缓解电力供需矛盾。“十四五”后期煤电新增核准潮将落地，火电顶峰与调节价值渐显，市场化机制推进有望助力重塑煤电价值。
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。
