月度专题点评：电力市场化改革加速推进，调节性资源有望获益。近期多地电力市场化改革加速，相关政策连续出台：①国家能源局发布电力现货市场基本规则；②广东开始放开新能源进入电力现货市场；③甘肃提出基于容量补偿的调峰补偿机制；④山东细化容量补偿分时峰谷系数。各地电改政策推进主线是理顺电价形成传导机制，提高新能源参与市场标准：①现货市场方面：国家能源局基于已有现货运行经验，发布全国性指导机制②新能源入市：除需具备AGC调节能力外，广东新能源“报量报价”入市，并需承担功率预测和出力偏差考核，入市积极性恐受影响；③辅助服务方面：甘肃提出容量调峰补偿，短时调峰性价比大幅提高，此外禁止共享储能租赁部分参与调峰交易，“一鱼两吃”恐受影响；④容量补偿部分：山东将中午光伏出力高峰调整为容量补偿谷段，其容量收益或不及预期。电改带来的机会与挑战：煤电或因调节服务获益，新能源恐遇收益下行：立足于“谁提供，谁获利；谁受益，谁承担”的原则，可快速调节启停，平抑波动的灵活性资源将有望受益。煤电作为可连续出力的机组，在灵活性改造后可以提供调节服务；新能源同时面临入市风险和额外辅助服务费用分摊，收益率存在下行风险。
月度板块及重点上市公司表现：11月，电力及公用事业板块上涨8.2%，表现劣于大盘；电力板块重点上市公司中涨幅前三的分别为粤电力A、华能国际、江苏新能。
月度电力需求情况分析：全社会用电量增速稍有回升。10月，用电量同比增速2.24%。1-10月累计用电量增速3.8%。分行业来看，二产增速保持稳定，三产增速略有好转。一、二、三产业用电量增速分别为6.53%、3.01%和-2.01%。分板块来看，工业相关板块用电量增速平稳，消费用电量增速持续负增长。制造业和高技术装备制造业用电量增速较快，六大高耗能产业用电量增速稍有回落；消费用电量增速仍持续负增长。分子行业看，高技术装备制造板块中新增用电贡献率排名前三的子行业为电气机械制造业、计算机通信设备制造业、汽车制造业；消费板块新增用电贡献率排名前三的为批发和零售业、交通运输、仓储及邮政业、房地产业；六大高耗能板块中新增用电贡献率排名前三的为有色金属冶炼及压延加工业、化学原料及化学制品制造业、非金属制品业。分地区来看，东部沿海省份主要贡献用电量增量，中西部省份用电量增速排名靠前。电力消费弹性系数方面，2022年三季度电力消费弹性系数为1.87。
月度电力生产情况分析：水电汛期渐远，风光快速增长。10月份，全国发电量同比增长1.3%。分机组类型看，火电10月发电量同比增长3.2%；水电10月发电量同比降低17.7%；核电10月发电量同比增长7.4%；风电10月发电量同比增长27.3%；太阳能10月发电量同比增长24.7%。同往年相比，10月总发电量增速延续9月态势，仍处低位，为同比过往三年内低点；火电发电量增速略低于往年；水电汛期渐远，水电发电量增速持续为负；风电光伏发电量依旧保持同比高增速，为同期三年内高点。新增装机方面，10月全国总新增装机1333万千瓦，其中新增火电装机375万千瓦，新增水电装机184万千瓦，新增风电装机190万千瓦，新增光伏装机564万千瓦。新增装机中，新能源装机占比达到56.56%。发电设备利用方面，1-10月全国发电设备平均利用小时数3083小时，同比降低3.24%。其中，火电平均利用小时同比降低1.42%；水电平均利用小时同比降低5.00%；核电平均利用小时同比降低3.79%；风电平均利用小时同比降低0.55%；光伏平均利用小时数同比增长6.84%。煤炭库存情况、日耗情况及三峡出库情况方面，煤炭库存环比上升，日耗内陆省份上升，沿海省份下降；长江10月底来水为近年最差。
月度电力市场数据分析：广东现货均价前高后低；山西现货均价波动剧烈；山东现货出现地板价。11月，广东电力市场月度中长期交易均价为547.8元/MWh，日前现货交易均价为530.47元/MWh，较上月环比降低8.40%；实时现货交易均价为566.57元/MWh，较上月环比降低1.61%。山西电力市场月度中长期交易均价为359.36元/MWh，山西电力市场日前现货交易均价为367.65元/MWh，较上月环比降低8.08%；实时现货交易均价为417.64元/MWh，较上月环比上升1.00%。山东电力市场月度中长期交易均价为372.6元/MWh，山东电力市场日前现货交易均价为336.73元/MWh，较上月环比降低11.33%；实时现货交易均价为328.58元/MWh，较上月环比上升-13.75%。
行业新闻：（1）山东公开征求电网企业代理购电工作指南意见；（2）贵州推动煤电新能源一体化发展；（3）中电联建议煤电基准价调整到0.4335元/千瓦时。
投资观点：我们认为，国内历经多轮电力供需紧缺之后，电力板块有望迎来盈利改善和价值重估。电力供需紧缺的态势下，煤电顶峰价值凸显；电力市场化改革的持续推进下，电价趋势有望稳健中小幅上涨，电力现货市场和辅助服务市场机制有望持续推广，容量补偿电价等机制有望出台。双碳目标下的新型电力系统建设，将持续依赖系统调节手段的丰富和投入。展望未来，在电力供需偏紧和电力市场化改革加速的催化下，煤电自2021年以来的业绩持续亏损状态有望大幅改善，受益于电量和电价的齐升。
风险因素：宏观经济下滑导致用电量增速不及预期、电力市场化改革推进不及预期、电煤长协保供政策的执行力度不及预期等。