核心观点
　　2023年11月，容量电价政策正式出台，在电量市场之外，为煤电机组提供以容量为基础的收益，机组盈利稳定性有望提升。2024年长协电价签订在即，考虑容量电价的影响，我们预期2024年长协电价或将承压，但具体情况仍需考虑不同电力市场供需关系；目前，江浙沪地区电力供需偏紧，我们预期2024年长协电价还将维持较好水平。2023年以来，原煤供应规模持续维持高位，动力煤价格整体呈下行趋势，火电盈利能力持续改善。在目前能源保供政策齐出、动力煤供需宽松的背景下，我们预期动力煤价格还将维持低位运行。燃气方面，随着天然气价格下行和宏观经济复苏，天然气消费量同比回升；近期，多地出台居民气价调整通知，伴随顺价机制的畅通，预期城燃公司业绩有望提升。
　　容量电价正式出台，调节性电源有望受益
　　2023年11月，国家发改委与能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，明确将从2024年开始实施容量电价机制。《通知》对容量电价机制的实施范围、电价机制、费用分摊、考核方式等内容进行了具体规定。与电量电价相比，容量电价主要体现煤电对电力系统的支撑调节价值。在单一电量市场中，煤电作为主力发电电源，投运成本主要通过发电上网进行回收；同时，其经营情况受燃煤价格影响，稳定性较差；随着新型电力系统的建设，煤电逐渐转变为调节性能源，容量电价以机组的装机容量为依据发放容量电费，有助于煤电行业的健康发展，保障电力系统安全运行。对于煤电装机规模较大的上市公司，容量电价的出台一方面有助于企业度电盈利能力的提升，另一方面也有助于企业经营稳健性的提高。
　　江浙沪电力供需偏紧，预计长协电价下行空间有限
　　目前，在我国的中长期电力交易市场中，年度长协覆盖比例较高，月度交易起补充作用。容量电价的发布后，我们预期2024年长协电价维持高位或将承压，但具体情况还需要考虑各地方的电力供需情况。综合考虑江浙沪地区的发用电增速、外来电情况以及月度交易均价，我们认为其电力供需情况偏紧，预计2024年长协电价下行空间有限，有望维持良好水平。
　　发用电量维持高增，持续推荐火转绿标的
　　2023年1-10月份我国全社会用电量增速为5.8%，增速较上年同期增加2.0%；10月份我国全社会用电量为7419亿千瓦时，同比上升8.4%。发电量方面，受用电需求增长及水电上半年来水偏枯的影响，火电发电量同比增长。1-10月份火电累计发电量为5.1万亿千瓦时，同比增长5.7%；水电方面，2023年下半年开始，水电来水情况显著改善，1-10月累计实现发电量9804.9亿千瓦时，同比下降7.1%。煤炭方面，受上游产能扩充、能源保供政策、国际能源市场改善等因素的积极影响，动力煤供应量同比提升，价格总体呈下行趋势，煤电燃料成本持续改善。在动力煤供应情况边际宽松的同时，随着下半年水电出力改善，火电发电增速放缓，动力煤需求相对平稳。考虑目前电厂及港口动力煤库存的高位水平，我们预期动力煤价格还将维持低位运行，价格反弹空间有限。电力板块，我们重点推荐标的包括申能股份、华能国际、华电国际、大唐发电、上海电力、福能股份等。稳健性标的推荐核电向新能源转型的中国核电，纯绿电标的三峡能源、龙源电力。水电板块我们重点推荐乌白电站注入的水电龙头长江电力和有望受益于电价上涨的华能水电。此外，我们还推荐采用EPCO模式进行全产业链布局的智能用电服务龙头苏文电能。
　　燃气价格快速下滑，天然气消费量同比提升
　　2023年以来，随着俄乌冲突对全球能源市场的冲击逐渐缓解，天然气价格总体呈下行趋势。同时，欧洲天然气库存水平处于2011年以来历史最高水平。在欧洲天然气库存高企、天然气投运资本开支处于高峰水平等多种因素的影响，我们预计国际天然气市场供应整体偏向宽松。在天然气价格下行、宏观经济持续复苏的背景下，2023年，我国天然气消费量同比回升，前三季度天然气累计消费量达2878.59亿立方米，同比增长7.15%。今年以来“三桶油”上调天然气门站价格，城燃企业用气成本上升。多地发改委对此发布居民用气价格调整通知，促进上游天然气成本压力的疏导。目前，非居民用气价格顺价机制较为通畅，伴随居民用气价格的调整，下游城燃企业经营业绩有望回升，且未来毛差有望趋向稳定。燃气方面，我们重点推荐业绩稳定性强且分红有保障的蓝天燃气以及天然气全场景布局的新奥股份。
　　风险分析：煤价上涨的风险；区域利用小时数下滑的风险；电价下降的风险；新能源装机进展不及预期的风险；新能源电源出力波动的风险；