电力行业投资策略：火电商业模式迎来拐点，盈利稳定性有望提高
“十五五”期间或呈现全国“宽电量”、“紧电力”的供需格局
从电力供需平衡表来看，“十五五”期间或呈现全国电量（能量）供需宽松，电力（功率）供需偏紧的格局。随着新能源装机维持快速增长、装机占比逐年提升，电力系统备用率（置信容量/最大电力负荷-1）持续下降，电力供需或趋紧；而在惯性机组中，火电选址要求低于水电和核电且建设周期较短，从电力供需平衡的角度出发，我们预计未来一段时间内燃煤发电与燃气发电装机容量维持平稳增长。从电量供需平衡的角度出发，预计“十五五”期间煤电发电量持平微降，煤电利用小时数或于2030年前后下降至3500小时。
短期催化：火电点火价差基本触底，关注煤电企业盈利弹性及困境反转
短期内由于容量电价水平固定、辅助服务市场容量较小，影响煤电行业盈利能力的核心因素依旧为利用小时数和点火价差（税后电价与燃料成本之差）。利用小时数方面：预计未来2-3年内，北方主要产煤区火电供需或仍偏紧，东部地区火电供需或实现紧平衡。点火价差方面：从历史数据来看，北方产煤区、环渤海地区、中部地区以及东部地区点火价差较高；水电大省四川、云南、青海受水电价格影响较大，点火价差可能失真；广西点火价差偏低且波动较大。从边际变化来看，北方主要产煤区、环渤海地区、中部地区多数省份点火价差同比有所提高；东南沿海地区多数省份点火价有所下降。
长期逻辑：由电量电源向容量电源转变，盈利稳定性和股东回报有望提高
随着容量补偿、辅助服务市场弥补电力可靠性价值、灵活性价值传导机制的缺失或不完善的问题解决，煤电商品属性有望逐步还原。未来煤电从电量电源向容量电源转型，煤电行业盈利水平对点火价差的敏感性有望逐渐降低。2024-2025年，多数地区回收30%固定成本，部分转型较快地区（如新能源高占比省份）回收50%；2026年起，全国回收比例不低于50%。同时，我国大部分现役煤电机组将于“十五五”期间接近20年折旧年限，折旧到期后容量电价将成为煤电重要利润来源。随着辅助服务市场的逐步完善，辅助服务收入有望覆盖机会成本、改造投入与边际燃料成本并带来合理收益。
受益标的：关注全国性大火电、供需格局较好的区域火电
短、中期按照利用小时和点火价差框架，建议关注火电供需格局好、点火价差高的北方和东部地区火电企业；远期火电盈利稳定性将提高，股东回报有望提升，建议关注资产质量优秀、估值较低的火电企业。受益标的：华能国际电力股份（H）、华电国际电力股份（H）、华润电力（H）、大唐发电（H）、建投能源、国电电力、内蒙华电、陕西能源、浙能电力、皖能电力、江苏国信、申能股份、福能股份、宝新能源等。
风险提示：火电供需恶化风险；燃料价格波动风险；市场化电价波动风险；辅助服务市场建设不及预期。
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