本周电力板块调整较多，火电企业Q1 电价上涨部分对冲煤价上涨。本周电力板块上半周调整，周五上涨，周涨跌幅华能国际-4.2%，华电国际-1.4%，龙源电力-6.3%，三峡能源-8.8%。我们认为风光运营商调整可能原因：1、绿电补贴仍未发放，2、一季度风况不好，3、新增绿电机组电价不确定。高煤价导致火电公司一季报业绩承压，而根据部分火电公司的业绩预告，一季度并未大幅亏损，而是在盈亏平衡点附近。多数电力公司火电电价同比涨幅在20%左右(华能国际19.5%、国投电力26.7%、内蒙华电36.5%)，煤价同比涨幅30%-50%不等(赣能股份31.1%、内蒙华电48.6%)，我们认为火电公司盈利预期有望逐渐企稳回升。

　　疫情影响3 月用电增速下降，4 月或继续回落。国家能源局：3 月全社会用电量6944 亿千瓦时，YOY+3.5%，二、三产和居民用电YOY 分别2.3%、4.0%、8.8%(1-2 月全社会用电量YOY+5.8%，其中二、三产及居民YOY 分别3.4%、7.2%、13.1%)；中电联：Q1 制造业用电YOY+2.3%、化工用电YOY+4.2%、建材用电YOY-1.2%、黑色金属冶炼用电YOY-2.6%、有色金属冶炼用电YOY+1.2%(1-2 月上述各行业YOY+0.5%、4.9%、-7.0%、-5.0%、-0.1%)。

　　各省继续发力新能源：1、湖南：25 年全省风、光装机规模规划达到25GW 以上，5 年CAGR+18.7%。2、南方电网：“十四五”广西、云南、贵州合计力争新增新能源装机1 亿千瓦，测算5 年CAGR+21.7%。3、山东：力争到25 年，新能源和可再生能源发电装机达到1 亿千瓦以上，五年CAGR+17.1%；4、蒙西：到30 年，1)新能源发电装机规模达2 亿千瓦，十年CAGR+21.5%，2)新能源全面参与市场交易。

　　煤价继续下跌，中长期合同成重点。1、受疫情影响，国内需求偏弱，沿海八省电厂日耗本周YOY-9%，上周-13%，电厂煤炭库存YOY+23%(上周24%)，煤价从4 月8 日的1270 元/吨继续下跌至本周三1095 元/吨，后由于大秦线事故导致煤价周五回升至1135 元/吨，远期看由于保增长政策不断发力，我们认为未来电力需求带动的煤炭需求存在好转的可能，且一直推后的大秦线检修可能提前，日耗低的阶段更适合开展检修。结合上述原因，煤炭价格短期又面临刺激，煤价可能逐渐企稳趋强。2、发改委要求5.1 前签订100%长协合同，沿海定价区间在570-770 元/吨。目前陕西表示已签订中长期合同4.3 亿吨(其中铁路2.6 亿吨，公路1.7 亿吨)，其中纳入国家重点监管铁路运力中长期1.66 亿吨。2022 年2 月和3 月执行国家重点监管的煤炭中长期合同履约量0.25 亿吨，履约率96.6%，达到了国家要求。因此我们认为，当前长协合同履约率已较高，继续提升空间小，电厂煤价成本或处于高位。

　　电力龙头估值长期低位区间，盈利开始上行。建议关注：火电转型(华能国际、华电国际、华润电力、皖能电力、浙能电力、内蒙华电、建投能源、国电电力、大唐发电)；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、国投电力、华能水电、川投能源、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)电力市场化方向确定，但发展时间难以确定。

（文章来源：海通证券）