行情回顾：11月21日-11月25日电力板块（882528.WI）上升3.49%，沪深300指数下降0.68%，电力板块跑赢大盘4.17个百分点。2022年初至今电力板块下跌6.61%，沪深300指数同期下跌23.57%，电力板块年初至今累计跑赢大盘16.96个百分点。分子板块看，11月21日-11月25日火电、水电和燃气板块（中信指数）涨跌幅分别为4.67%、3.48%和2.26%。
　　环渤海煤价环比下降0.13%，同比下跌3.77%
　　11月23日环渤海动力煤指数5500大卡综合平均价格为740元/吨，环比下降0.13%，同比下跌3.77%。期货方面，郑州商品交易所2023年1月交割的动力煤合约11月25日报价899元/吨，环比不变。
　　秦港库存环比上升13.54%，同比减少1.23%
　　煤炭库存方面，截至11月25日，秦港库存562万吨，环比上周增加67万吨，增幅13.54%，同比减少7万吨，降幅1.23%。而广州港11月25日库存为258.5万吨，环比上周减少3.6万吨，降幅1.37%，同比增加40.7万吨，增幅18.69%。
　　周观点及投资建议
　　国家能源局发文推动我国电力现货市场建设。文件指出现货市场将按照“统一市场、协同运行”的框架，构建省间、省/区域现货市场，建立健全日前、日内、实时市场。目前我国现货交易共两批试点，广东、山西、甘肃等进展较快，实现长周期现货运行，江苏、安徽等实现短周期试运行，湖北、河南实现模拟试运行。我们判断明年大部分省份都会推进现货市场建立，但市场交易量仍以长协电为主，现货预计占比5%~10%。电价方面，现货市场预计将提高电价中枢。考虑到新能源的反调峰特性，新能源现货电价预计将低于火电，但新能源有望通过绿电交易和绿证，去对冲现货交易对新能源的影响。容量补偿方面，文件提出探索建立市场化容量补偿机制。我们认为后续容量补偿会有细则跟进，预计主要针对风光大基地配套的火电，还有部分省份会根据自身实际情况推进。辅助服务方面，文件提出做好辅助服务市场与现货市场的衔接，加快辅助服务费用向用户侧合理疏导。辅助服务费用继续向用户侧疏导，火电盈利模式将逐步从电能量为主向电能量、辅助服务共同支撑转变。电力方面，我们仍然持续看好火电转型新能源运营的标的，包括上海电力、华电国际、华能国际、福能股份、大唐发电、华润电力，稳健性标的推荐中国核电、三峡能源、中闽能源。此外我们还推荐智能配电工程运维一体化企业苏文电能，水电来水偏丰带来业绩高弹性的桂冠电力、乌白电站有望注入提升公司盈利水平的水电龙头长江电力、受益于省内市场电价持续改善的华能水电。
　　风险分析
　　煤价上涨的风险：由于目前火电长协煤履约率不达100%的政策目标，因此火电燃料成本仍然受到市场煤价波动的影响。如果现阶段煤价大幅上涨，则将造成火电燃料成本提升。
　　区域利用小时数下滑的风险：受经济转型、疫情反复等因素影响，我国用电需求存在一定波动。如果后续我国用电需求转弱，那么火电存在利用小时数下滑的风险。此外风电、光伏受每年来风、来光条件波动的影响，出力情况随之波动。如果当年来风、来光较差，或者受电网消纳能力的限制，则风电、光伏存在利用小时数下滑的风险。
　　电价下降的风险：在发改委全面推进火电进入市场化交易并放宽电价浮动范围后，受市场供需关系和高煤价影响市场电价长期维持较高水平。如果后续电力供给过剩或煤炭价格回落、火电长协煤机制实质性落地，引导火电企业燃料成本降低，则火电的市场电价有下降的风险。
　　新能源装机进展不及预期的风险：新能源发电装机受到政策指引、下游需求、上游材料价格等多因素影响，装机增速具备不确定性，存在装机增速不及预期的风险。
　　新能源电源出力波动的风险：新能源的分散性、不稳定性和利用的高成本性制约着新能源发电项目的发展。新能源发电项目面临着在资源、技术、经济、管理、市场等多方面问题，其投资建设和管理模式也存在诸多差异和不确定性。