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电厂主动去库，煤价下跌，电力公司性价比凸显。本周煤价继续震荡下行，而电力板块下跌，我们认为原因是经济预期有所改善，但近期安检影响的煤炭产量正在恢复，我们对电力板块比较乐观。中电联预计2023 年全年全社会用电量9.15 万亿千瓦时，YOY+6%左右，其中23H2 同比增长6~7%，由于电力行业严阵以待夏季保供，准备充分（7 月26 日全国统调电厂存煤1.98亿吨，YOY+13.1%，可用近26 天），在本周以及可预期的台风影响下，电厂近期略微主动去库，煤价本周下跌为主，我们认为电力行业近期基本面或有望改善。

国家能源局：储能定价+煤电容量电价+现货+辅助服务。电价市场化进一步加快。（1）研究建立新型储能价格机制，指导地方进一步完善峰谷分时电价机制。（2）持续深化电价改革：正会同有关方面就建立煤电机组容量补偿机制进行深入研究，以合理体现煤电支撑调节容量价值；将抽水蓄能容量电费等作为系统运行费用一部分并在输配电价外单列。（3）加快构建多层次统一电力市场体系：完善跨省跨区市场化交易机制；持续深化电力中长期交易，缩短周期，提高频次，发挥中长期交易的风险规避作用；推进电力现货市场建设，通过价格信号促进新能源消纳；明确用户电价中包括辅助服务费用。我们认为新型电力系统的基础是电价市场化，煤价定电价观点或已过时，随着市场化推进，电力的估值有望改善。

本周在发改委推进民间投资和促进汽车消费的推动下，经济预期好转，电力板块或被当成逆周期品种调整，但我们认为电力是公用事业而非政府管制的逆周期。发改委近期发布：（1）《关于促进电子产品消费的若干措施》，（2）《关于进一步抓好抓实促进民间投资工作努力调动民间投资积极性的通知》，鼓励民间资本参与有利于推动高质量发展的重点细分行业（包括新型基础设施和清洁能源等领域），（3）《关于促进汽车消费的若干措施》，到2030 年前对实行两部制电价的集中式充换电设施用电免收需量（容量）电费。（2018 年文件到2025 年前免收容量电费）。

需求侧响应需求不大，或压低峰时电价。国家发改委：（1）加大需求侧资源开发利用力度：预计到2025 年，各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%~5%；其中年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的省份，需求响应能力将超过5%。（2）入夏以来全国日调度发电量三创历史新高：最高达到302亿千瓦时，较去年峰值高出15.1 亿千瓦时。（3）全国最高用电负荷两创历史新高：最高达到13.4 亿千瓦，较去年峰值高出4950 万千瓦。

电力龙头估值长期低位区间，Q3 盈利上行可期。我们认为火电23 年Q1 盈利筑底提升，政策支持下盈利好转是趋势。海外电力龙头PE 普遍在20 倍左右，国内火电投资机会明显。建议关注：火电弹性（浙能电力、皖能电力、华电国际、大唐发电、华能国际、宝新能源）；火电转型（华润电力，中国电力）；水火并济（国电电力，湖北能源，国投电力），煤电一体化（内蒙华电）；新能源（三峡能源、龙源电力、中广核新能源、福能股份、中闽能源、大唐新能源）；水电（长江电力、华能水电、川投能源、桂冠电力，桂东电力，黔源电力）；核电（中国核电，中国广核）；电网（三峡水利、涪陵电力）。

风险提示。（1）经济增速预期和货币政策导致市场风格波动较大。（2）电力市场化方向确定，但发展时间难以确定。

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