新一轮电改周期催化下，电源侧重点在于构建适配新能源大规模增长的新型电力系统，量的角度来看，需要火电发挥基荷作用+调节能力；价的角度来看市场化价格机制和收益机制，火电收益模式将转变。

电力建设需要解决各省电源互济和尖峰负荷不足问题电量问题空间分布不均，我们计算全计新能源快速装机带来发电量增长虽然能够覆盖用电增速需求，但当前电量问题已经延伸为①各地区分布不均②可再生能源波动性③大基地配套电网输送能力相对滞后。

负荷时空不均，我国用电需求呈现“日内双峰、夏冬双峰”特点，新能源无法跟踪负荷波动，随着经济转好&极端气候推升用电量增加，最高用电负荷显著提升，中电联预计今年夏季全国最高用电负荷约13.7 亿千瓦左右，同比增加8000 万千瓦至1 亿千瓦，电力保供形势严峻，系统对于电量充裕度和灵活性资源需求较高，需火电等常规电源支撑。

电改推动火电价值重估

1）现货市场促进火电收益理顺，部分省份已完成现货市场模拟试运行，各试点省现货市场形成了初步反应实时供需的市场价格信号，价格波动也体现了电力不同时段的价值。

2）煤价下行促进盈利修复，进入迎峰度夏期间，电厂日耗增加，煤价慢提升，电厂库存基本充沛，迎峰度夏过后，动力煤价格回归到年初低价区间，非电需求处于弱修复区间，动力煤全年仍处于下行区间。

3）辅助服务市场，新版两个细则中补偿规定“谁提供、谁获利”，第三监管周期将系统运行费用单列，促进费用向用户侧传导，ROE 水平有望提升。

4）容量市场，容量市场收益是火电机组提供电力系统充裕度价值的稳定收益，极大促进火电机组进行灵活性改造的意愿，目前云南、山东等地给予容量市场或容量补偿费用，有望全国推行。

三大选股逻辑：装机增量+高负荷地区+煤价弹性较高我们选股逻辑为“有装机增量+高负荷地区+煤价弹性较高”地区标的，有装机增量保障公司优质资产持续提升，高负荷地区保障用电量，保障相对较高利用小时数，本轮煤价下行周期内，过去高价买入市场煤标的本轮盈利修复弹性更高。

投资建议

重点推荐全国性发电龙头华能国际，国家能源集团旗下，煤电联营优势明显的国电电力，安徽地方火电龙头皖能电力，广东地区高负荷用电中心区域粤电力A，宝新能源，浙江省属火电企业浙能电力。

风险提示：电改推进不及预期、火电建设不及预期、煤价波动。