火电板块反弹，低位盈利或可持续，电力估值体系亟需改变。近期火电板块反弹，但目前火电板块盈利仍处于10年以来平均水平之下，且24年预期估值也不高（24年Wind一致预期华能国际7xPE、华电国际7xPE，估值日期为23年11月3日），更何况在今夏全国负荷同比增加0.5亿千瓦之后，能源局预测今冬最高负荷较去年同期可能增加1.4亿千瓦，我们认为，在电力供需缺口尚未明显改善前，市场对降低电价的预期或可弱化，目前电力板块保持低位盈利并无压力，电力资产值得看好。
　　11月代理购电电价整体略降。（1）11月7个地区代理购电价格同比上涨，云南YoY+5.2%；24个地区同比下跌，上海YoY-25.8%、重庆YoY-18.9%。（2）11月11个地区代理购电价格环比上涨，云南MoM+26.2%；15个地区代理购电价格环比下跌，广西MoM-24.3%。（3）根据储能与电力市场公众号整理，13个区域峰谷价差超过0.7元/kWh（10月份12个），山东、广东（珠三角五市）、广东（江门）峰谷价差排在前三，分别为0.9463、0.8661、0.8611元/kWh。（4）近5成的区域，11月峰谷价差同比增长，山东峰谷价差同比增长为66.9%，江西峰谷价差同比增长60.8%。（5）吉林、冀北，黑龙江峰谷价差环比增长超20%。
　　四川：《关于建立煤电机组容量补偿机制的通知（征求意见稿）》：（1）要适时推进省内未按规定配置储能的风电、光伏等不具备调节性能电源购买煤电机组容量机制。（2）补偿标准为90.3元/千瓦〃年（含税）。条件具备时通过市场化方式形成容量电价。（3）煤电机组容量电费原则上全部作为系统运行费，由全省工商业用户按用电量等比例分摊。根据四川电网工商业电量规模，系统运行费标准为4.2厘/千瓦时。
　　电力交易规则密集出台，有利行业估值改善。1、《湖南省电力现货市场交易实施细则（征求意见稿）》其中一条：度夏度冬保供期，燃气机组不参与现货市场，显示规则设置地方还是有较大权限。2、甘肃发布《甘肃省2024年省内电力中长期年度交易组织方案》，计划分别按新能源、水电、火电，电网代理的1-4批次顺序分批组织。3、《南方(以广东起步)电力现货市场建设实施方案(试行)》：1）、为促进市场化机组、储能电站等固定成本回收，保障电力系统长期容量的充裕性，研究建立容量补偿机制。后续研究建立容量市场机制。2）、鼓励经营主体在零售合同中增加一次能源价格联动的条款，将批发侧燃料成本向零售用户疏导。4、重庆：根据北极星售电网公众号，重庆现货市场短周期结算试运行工作方案中提出，（1）根据实际情况将组织开展多轮次短周期结算试运行，短周期结算试运行期间同步开展现货电能量交易和调频辅助服务交易。
　　电力龙头估值长期低位区间，Q3盈利上行可期。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、华能国际、大唐发电、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）电力市场化推进进度不及预期。