核心观点
　　近日，国家能源局开展光热规模化发展研究工作，力争“十四五“期间，全国光热发电每年新增开工规模达到300万千瓦左右，结合沙漠、戈壁、荒漠地区新能源基地建设，尽快落地一批光热发电项目。光热发电规模暂按内蒙古80万千瓦，甘肃70万千瓦，青海100万千瓦，宁夏10万千瓦，新疆20万千瓦配置。我们认为光热发电兼具新能源发电和储能、调峰双重优势，可以为电力系统提供更好的长周期调峰能力和转动惯量。未来光热发电具备在部分区域作为调峰和基础性电源的潜力，有望逐步成为电力运营商的重要组成机组类型。
　　行业动态信息
　　行情回顾4月3日-4月7日电力板块（882528.WI）下跌0.5%，沪深300指数上涨1.79%，电力板块跑输大盘2.29个百分点。分子板块看4月3日-4月7日火电、水电和燃气板块（中信指数）变化幅度分别为-0.80%、-0.76%和-1.22%。
　　动力煤现货价格环比下降0.92%，同比下跌16.92%
　　4月7日秦皇岛5500大卡动力煤现货价格为1080元/吨，环比下降0.92%，同比下跌16.92%。进口煤炭方面，广州港5500大卡印尼煤4月7日价格为1132元/吨，环比下降0.18%，同比下降11.70%。
　　秦港库存环比增长5.80%，同比增加30.62%
　　煤炭库存方面，截至4月7日，秦港库存657万吨，环比增加5.80%。广州港4月7日库存为252.6万吨，环比增加7.49%。截至4月6日，沿海8省份库存3093.4万吨，环比增加2.34%；日耗172.3万吨，环比减少8.11%。而内陆17省份煤炭库存6324.9万吨，环比增加0.69%；日耗334.9万吨，环比减少7.36%。
　　投资建议
　　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。水电推荐桂冠电力、长江电力、华能水电。此外我们还推荐苏文电能。
　　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。