月度专题点评：云南设立调节容量市场，明确煤电调节价值。新政要点：鼓励新能源购买煤电容量调节服务，若未达标将导致上网电价受损。云南鼓励配储比例未达装机规模10%的新能源企业向省内煤电企业自行购买系统调节服务。调节容量价格由买卖双方在220元/千瓦·年上下浮动30%区间范围内自主协商形成。新政意义：煤电调峰能力可被等效为储能调节，以装机容量计，最高可获得114.4元/千瓦·年的容量补偿。云南调节容量市场机制是对于煤电调峰价值的制度化和市场化认可，将煤电调峰能力与储能调节能力等效对待，当地燃煤火电机组有望迎来业绩修复。新政影响：电力市场化改革推进下，煤电有望实现经营纾困，新能源和储能收益恐受影响。云南新政针对煤电企业实施增量补偿，煤电有望实现经营纾困。“谁提供，谁获利；谁受益，谁承担”的市场化原则下，新能源需要额外承担辅助服务费用分摊的局面有望持续，收益率存在下行风险。煤电调峰能力与储能租赁同台竞价，储能市场空间恐被挤占和压缩。
月度板块及重点上市公司表现：12月，电力及公用事业板块下跌4.4%，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深圳能源、川投能源、华电国际。
月度电力需求情况分析：全社会用电量增速下降明显。11月，用电量同比增速0.4%。1-11月用电量累计同比增速3.5%。分行业来看，二产同比增速略有下滑，三产同比增速由负转正。一、二、三产业用电量同比增速分别为12.8%、0.50%和3.70%。分板块来看，制造业用电同比增速转负，消费用电同比增速由负转正。制造业板块用电量增速转负增长，高技术装备制造板块用电量同比增速稍有降低，六大高耗能产业板块用电量同比增速持续下降，消费板块用电量同比增速结束持续两月的负增长，实现小幅转正。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、医药制造业；消费板块新增用电贡献率排名前三的为信息技术服务业、金融业、交通运输业；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：火电发电量持续增长，风光电量同环比增速放缓。11月份，全国发电量同比增长0.1%。分机组类型看，火电电量同比增长1.40%；水电电量同比降低14.20%；核电电量同比增长11.10%；风电电量同比增长7.84%；太阳能电量同比增长11.33%。同往年相比，11月总发电量增速延续10月态势，仍处低位，为同比过往三年内低点；火电发电量增速高于去年，年内连续第五个月份增速为正；水电发电量增速持续为负；风电光伏发电量依旧保持同比正增速，但发电量增速同比与环比均出现较大幅度的下滑。新增装机方面，11月全国总新增装机1,780万千瓦，其中新增火电装机600万千瓦，新增水电装机286万千瓦，新增核电装机0万千瓦，新增风电装机138万千瓦，新增光伏装机747万千瓦。新增装机中，火电装机大幅放量，风光装机增速放缓。发电设备利用方面，1-11月全国发电设备平均利用小时数3,375小时，同比降低3.27%。其中，火电平均利用小时同比降低1.17%；水电平均利用小时同比降低6.13%；核电平均利用小时同比降低2.84%；风电平均利用小时同比降低1.18%；光伏平均利用小时数同比增长5.53%。煤炭库存情况、日耗情况及三峡出库情况方面，内陆煤炭库存环比下降，沿海煤炭库存环比上升；煤炭日耗上升；长江11月底水位为近年最差。
月度电力市场数据分析：广东现货均价持续下降，年度交易顶格上涨；山西月度现货均价波动剧烈，年度成交价格上涨明显；山东月度现货均价上涨明显。12月，广东电力市场月度中长期交易均价为543.8元/MWh，日前现货交易均价为507.02元/MWh，较上月环比降低4.42%；实时现货交易均价为538.76元/MWh，较上月环比降低4.91%。广东电力市场2023年年度交易基本均为顶格成交。山西电力市场月度中长期交易均价为350.46元/MWh，山西电力市场日前现货交易均价为378.06元/MWh，较上月环比上升2.83%；实时现货交易均价为388.33元/MWh，较上月环比下降7.02%。山西电力市场2023年火电年度交易上浮16%~18%，上涨幅度较为明显。山东电力市场日前现货交易均价为388.44元/MWh，较上月环比上升15.36%；实时现货交易均价为366.46元/MWh，较上月环比上升11.53%。
行业新闻：（1）广东试点新能源进入现货市场竞价与交易；（2）国家发改委发文引导市场交易电价充分反映成本变化；（3）国资委宣布中煤集团与国家电投煤电整合。
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。电力运营商受益标的：国电电力、华电国际、华能国际、粤电力A等；设备制造商受益标的：东方电气；灵活性改造受益标的：龙源技术、青达环保、西子洁能等。
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。