我国电改持续深化，现阶段电改核心思路为“管住中间，放开两头”，即确保电网公平开放，在发、售两端加速还原电力商品属性。2021 年电、煤价格严重倒挂倒逼煤电全部电量进入市场交易，此后煤电容量电价机制出台，煤电盈利稳定性进一步提升。与此同时，绿电市场化程度也逐步提升，未来绿电市场化消纳仍将成为主流，同时绿电环境溢价也有望加速显现。目前部分消纳压力突出的省市绿电市场交易价格偏低，这在一定程度上阻碍了绿电健康平稳发展，预计未来可能通过差价合约等方式保障绿电收益率。综合来看，我国电改核心目标为还原电力商品属性，通过“看不见的手”优化电力资源配置，最终建立多层次的全国统一电力市场。

电改持续深化，各环节电价机制有望加速完善

我国电改历经集资办电、政企分离、厂网分离等阶段后，电力市场多元化参与主体已基本明晰，现阶段电改核心思路为“管住中间，放开两头”，即确保电网公平开放，在发、售两端加速还原电力商品属性。

在此背景下，发电端电价市场化改革取得明显进展，2021 年电、煤价格严重倒挂倒逼煤电全部电量进入市场交易，市场交易价格为基准价上下浮动不超过 20%，煤电作为我国当前电力压舱石，全面市场化意义重大。此后，煤电容量电价机制出台，煤电盈利稳定性进一步提升。

绿电作为我国新型电力系统中的核心电源，2021 年起也从目录电价时代步入平价上网时代，部分电源进一步步入竞价上网时代。目前我国不同省市绿电消纳政策分化较为剧烈，但预计未来市场化消纳仍将成为主流，同时绿电环境溢价也有望加速显现。目前部分消纳压力突出的省市绿电市场交易价格偏低，这在一定程度上阻碍了绿电健康平稳发展，预计未来可能通过差价合约等方式保障绿电收益率。

综合来看，我国电改核心目标为还原电力商品属性，通过“看不见的手”优化电力资源配置，首先围绕发属配售各环节完善电力价格机制，最终建立多层次的全国统一电力市场，电力现货市场高度市场化并深度契合新能源发电曲线的电价机制，有望迎来加速发展。

发用电量维持高增，电力板块维持高景气

2024 年 1-5 月份我国全社会用电量增速为 8.6%，发电量增速为 5.5% 。

从电力生产情况来看，得益于来水情况的好转，水电发电量同比高增，2024 年 1-5 月我国水电累计实现发电量 4088.50 亿千瓦时，同比增长14.9%。其中 5 月份单月水电实现发电量 1149.9 亿千瓦时，同比增长38.6%。受可再生能源发电增长的挤压，今年 1-5 月份火电累计发电量为 2.52 万亿千瓦时，同比增长 4.0%，增速跑输平均水平。考虑到目前动力煤供应较为充足且电厂煤炭库存水平较高，我们预计港口煤炭库存去化承压，动力煤价格反弹空间相对有限。

风光装机延续高增态势，截至 2024 年 5 月，我国累计并网风电装机约 4.6 亿千瓦，同比增长 20.50%；光伏发电累计并网装机容量达 6.91 亿千瓦，同比增长 52.20%。消纳方面，截至 2024 年 5 月，我国风电利用率达到 95.9%，弃风率 4.1%左右，较去年同期增加 0.7 个百分点；光伏发电累计利用率约 96.7%，弃光率约 3.3%，同比上涨 1. 3个百分点。

电力板块，我们认为逻辑演绎主线为煤电、水电盈利修复以及高股息电力资产价值重估。重点推荐煤电标的包括申能股份、皖能电力、华能国际、华电国际、大唐发电、上海电力、福能股份、华润电力等；水电板块我们重点推荐乌白电站注入的水电龙头长江电力和有望受益于电价上涨的华能水电；核电板块推荐中国核电；绿电推荐三峡能源、龙源电力。

燃气消费增速逐步回暖，顺价机制有望加速理顺

2024 年 1-4 月，天然气累计消费量达 1411.43 亿立方米，较 2023 年同期增长 11.98%，在降碳减排的大趋势下，清洁取暖、燃煤替代等需求持续提升，天然气消费量有望维持增长。23 年以来“三桶油”上调天然气门站价格，城燃企业用气成本上升，多地发改委对此发布居民用气价格调整通知，促进上游天然气成本压力的疏导，伴随居民用气价格的调整，下游城燃企业售气毛差有望修复。燃气方面，我们重点推荐手握中游天然气长输管道，业绩稳定性强且分红有保障的蓝天燃气以及天然气全场景布局，具有多元化气源优势和 LNG 接收站布局的新奥股份。

风险分析：煤价上涨的风险；区域利用小时数下滑的风险；电价下降的风险；新能源装机进展不及预期的风险；新能源电源出力波动的风险；

因篇幅限制，仅展示部分，更多重要内容、核心观点，请下载报告。