核心观点
　　完善发电侧容量电价机制，火电或迎容量电价超额上涨
　　本周五，发改委、能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，分类完善煤电、气电、抽蓄容量电价机制，并首次在国家层面明确电网侧独立新型储能容量电价机制，关键要素如下：（1）对于火电，因部分地区煤电利用小时数快速下降，因此将补偿固定成本比例提升至不低于50%，可根据实际情况进一步提升，对于煤电市场化交易电价下限不再统一执行20%，而由各地合理确定下限，同时放宽长协签约比例要求，鼓励电价与成本变化相结合；（2）对于抽蓄，现行电价机制对企业成本约束不足，因此对633号文出台后开工的电站，实行弥补平均成本的一省一价的统一容量电价，电站可自主参与市场交易；（3）对于电网侧独立新型储能，以煤电容量电价为基础，根据满功率连续放电时长/全年最长净负荷高峰持续时长确定折算比例，预计各省差异较大，如目前甘肃省将持续时长设置为6小时；（4）有序建立发电侧可靠容量补偿机制，在现货市场连续运行后，对本省机组可靠容量按统一原则补偿；（5）对于可靠容量充裕或用户经济承受能力较弱地区，严控新增调节性电源项目。http://www.hibor.com.cn（慧博投研资讯）
　　火电盈利模型变革得到进一步明确，关注火电区域分化，业绩稳定性将成重要观测点
　　本次政策进一步明确火电的商业模式从发电为主转向容量和辅助服务，电量供需决定电量电价（同时供需宽松也将导致利用小时数下降和长协比例走低），辅助服务回收调节成本，容量电价反映固定成本（对利用小时变化的补偿）并对前两者无法回收部分进行弥补。http://www.hibor.com.cn（慧博投研资讯）我们预计火电的区域差异将逐步扩大，重视容量供需紧张的西北、华北、东北地区容量电价的上涨，关注华东及周边省份的市场化交易能否对电量电价形成弥补，尤其是在长协签约比例放宽下的现货峰谷价差情况。短期来看，火电将在本轮电量电价下行的悲观预期中，凭借市场交易、容量和辅助服务逐步证明自身业绩的稳定性，公用事业属性逐步增强，因此年内的季度业绩是对火电红利逻辑的重要验证。长期来看，一方面电量需求增长趋势不改，电量供需的宽松也将得到控制；另一方面，取消终端分时电价，将电量电价与电量成本匹配、将系统运行费分离计价的方式，也将有利于发电成本和调节成本的传导。火电的商业模型中，容量和辅助服务的权重在增加，带动火电从关注度电利润走向关注单位装机利润（类ROE），从发电资产走向调节资源，从波动走向稳定。
　　权重底部有所企稳，关注煤炭、水电、稳定高股息火电
　　板块部分权重龙头本周有所企稳，立足基本面，我们建议关注：（1）央国企市值管理和资本运作诉求下对市值侧的诉求，尤其是市值管理和资本运作较为明晰的公司；（2）关注火电Q1业绩预期差带来的红利资产逻辑演绎；（3）水电未来进入主汛期后，在低基数下的业绩改善和估值修复，当前长江电力股息率本周再创新高，股价有所反弹；（4）双碳政策值得期待，绿电板块可关注年报一季报业绩发布后的补贴发放进程；（5）若煤价在上半年电量同比低基数下有抬升，或逐步扭转电价单边向下的悲观预期，也可改善公用事业板块的利润展望，建议关注煤炭行情演绎。
　　建议关注
　　关注受益于煤制气及商业航天的九丰能源、水文超预期且拟收购集团资产的桂冠电力。此外，水电火电底部企稳，煤炭受益煤价迎拐点向上。火电可关注市值管理驱动叠加商业模式转型的华能国际电力股份、国电电力、华电国际电力股份、大唐发电H、内蒙华电、申能股份、建投能源、京能电力等。水电可关注长江电力、国投电力、川投能源。
　　风险提示
　　煤价波动幅度超预期；绿电装机及消纳情况不及预期；电力体制改革政策出台不及预期。