容量电价+电量电价，火电盈利稳定性提升。11月10日国家发改委、国家能源局两部门发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，我们总结如下：1、煤电的重要性明显提升。电量电价灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况；容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行。2、成本由下游分摊。“各地煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊，由电网企业按月发布、滚动清算”。3、再次强调电量电价市场化形成机制。促进电量电价通过市场化方式有效形成，要认真评估容量电价机制实施后系统调峰需求、煤电企业经营状况等，相应调整有偿调峰服务补偿标准。4、地方政府拥有当地容量电价的最终决定权，发改委附件仅供参考。“研究建立适应当地电力市场运行情况的发电侧容量电价机制；发电侧容量电价机制建立后，省内煤电机组不再执行本通知规定的容量电价机制”。
　　山东国家能源集团海阳核电参与电力市场交易，分摊费下降，价格波动加大。据国家能源局11月6日消息，海阳核电1、2号机组自2023年11月起参与电力市场交易。研究建立核电机组优先电量与电力市场衔接方式、容量补偿机制、参与中长期市场和现货市场方式，全国首创核电机组保留优先发电量、全电量报量报价参与电力现货市场模式。海阳核电全电量均为优发优购，批复上网电价0.4151元/KWh（煤电电价0.3949元/KWh），但2023年的山东核电Q1-3实际度电结算电价基本处于0.3800元/KWh与0.3900元/KWh之间，主因山东电力市场分摊费用（不参与调峰调频等原因）约为0.0070/KWh，核电分摊费用0.03/KWh以上，核电分摊费用远高于市场平均。我们认为本次改变核电分摊费用有望下降，但电价波动或将增加，具体看长协和现货交易情况。
　　美国加州可再生能源弃电量持续上升，主因输电线路阻塞。据EIA数据，今年截至9月，CAISO风光发电量已经弃电超过230万MWh（2022年全年240万MWh）。CAISO解决方案：在西部能源不平衡市场(WEIM)实时交易可再生能源；扩大输电能力，22-23年规划45个输电项目；开发以电池储能技术为代表的可快速响应需求的灵活资源，计划到2024年底增加约7.6GW电池储能。我们认为电力设备需求将在未来长期的海外输配电需求中不断增加，电力设备类公司或将受益。
　　电力龙头估值长期低位区间，Q3盈利上行。我们认为火电23年Q1盈利筑底提升，据WIND，华能国际Q3对应火电ROE也不足8%，低盈利且低估值。据WIND一致预测，目前多家火电公司2023年PE低于11倍，后续随着分红率提升，多家公司2023E股息率可到5%以上。海外电力龙头PE普遍在20倍左右，国内火电投资机会较为明显。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，桂东电力，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。