投资要点：
　　电厂主动去库存，煤价下跌，电力板块本周反弹，但短期仍处在震荡期。受前期煤矿安检影响的煤炭产量正在逐渐恢复，我们继续对电力板块保持乐观。进入8月用电需求旺季，电厂煤炭正常去库开始，但台风过后，天气仍有反复，变热仍是趋势，低日耗或不可持续，电力板块仍需面对煤价的阶段性挑战，我们预判下周煤价跌幅有限，电力板块基本面维持震荡，逐渐上行。
　　 23H1电力辅助服务市场占比电费1.9%，我们预计规模还将进一步扩大。根据国家能源局，截至6月底，参与电力辅助服务的装机约20亿千瓦，占全国发电装机的73.8%；23H1全国电力辅助服务费用共278亿元，占上网电费1.9%；从结构上看，市场化补偿/固定补偿费用为204/74亿元，占比73.4%/26.6%；从类型上看，调峰/调频/备用补偿为167/54/45亿元，占比60.0%/19.4%/16.2%；从主体上看，火电企业获得补偿254亿元，占比91.4%。
　　8月代理购电价整体同比环比均上涨，峰谷价差同比环比也整体扩大。根据储能与电力市场公众号统计的各区域8月代理购电价格峰谷价差表与变化情况表所示（见表1、2）：（1）24个区域峰谷价差超过0.7元/kWh，广东（珠三角五市、江门市、惠州市）峰谷价差排在前三，分别为1.222元/kWh、1.216元/kWh和1.176元/kWh。（2）超七成的区域8月峰谷价差同比增长，江西峰谷价差同比增长为109%。整体看东南，华南，中部峰谷价差同比增长，而西北，东北整体下降或涨幅偏弱。（3）贵州8月峰谷价差环比增长24.8%。由于贵州省独立储能电站示范项目将使用分时峰谷电价计量充、放电电费，此举在提高用户侧储能项目的盈利潜力以外，将对独立储能项目带来较大利好。（4）江苏8月执行夏季尖峰电价，峰谷价差较7月份环比增长24.5%。但江苏上海8月代理购电价格较7月回落，或与预期台风可能影响用电需求有关。（5）云南、四川8月代理购电价格环比增加超过10%，或与今年以来水电来水较差有关。
　　云南现货市场实施细则发布征求意见稿，开始考验分析和计算能力，万里扬、国能日新等标的或受益。云南印发公开征求现货市场环境下云南省内电力市场四个实施细则意见的通知，要点如下：（1）参与省内中长期市场交易的市场主体均应参与现货市场交易，其中燃煤机组、较好调节性能的市场化水电原则上报量报价参与，其它机组报量不报价参与（市场运行成熟、具备条件后均可报量报价参与市场）。（2）用户侧（包括售电公司、批发用户等）采用报量不报价的方式参与现货市场出清（市场运行成熟、具备条件后，用户侧报量报价参与市场）。（3）独立储能等新型市场主体，可采用报量报价或报量不报价方式参与现货出清。（4）调频辅助服务市场与现货电能量市场采用分步衔接的方式。
　　电力龙头估值长期低位区间，预计23Q3盈利上行。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，广西能源，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。