投资要点：
2022年 12月 22日，国家发改委、国家能源局公开发布《关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知》。通知从确保市场主体高比例签约、强化分时段签约、优化跨省区中长期交易机制、完善市场价格形成机制、建立健全中长期合同灵活调整机制、强化中长期合同履约和监管等方面进行详细要求。
由于 2022年电力中长期交易未发布相应《通知》，我们与 2021年电力中长期交易印发的《通知》中内容进行对比，此次《通知》内容变动较大，在提高签约电量、完善交易价格等机制方面均提出新要求：
1） 提高签约电量方面：通知继续强调坚持中长期合同的高比例签约，将市场化电力用户 2023年年度中长期合同签约电量从不低于前三年用电量平均值的 80%调整至高于上一年度用电量的 80%，同时指出，2023年各地应做到按周或旬常态化开市，可在电能量交易时同步开展合同转让、回购交易，提高市场主体交易便捷性。近年来我国全社会用电量持续增长，合同灵活调整机制能够更有效反映生产生活状况，促进中长期电力交易高比例签约，保障电力供需平衡。
2） 完善交易价格方面：《通知》主要从强化分时段签约、引导交易电价反映成本、区分绿电电能量价格和环境溢价等方面作出要求。
第一，进一步优化了时段划分方式，交易时段数量由 3—5段增加至5段以上，结合各地实际用电负荷与新能源出力特性，按需明确划分尖峰、深谷时段。这一细则有利于正确衡量每一时段的电力的价值，从而在新能源装机比例不断上升的背景下，以价格信号、市场行为解决新能源波动性、间歇性带给电网的问题，有助于促进灵活性调节资源合理定价。
第二，提出引导市场交易电价充分反映成本变化，充分考虑燃料生产成本和发电企业承受能力，引导形成交易电价随煤炭、天然气市场价格变化合理浮动机制。动力煤价格成为限制火电企业盈利和发电意愿的关键因素，2021年主要火电企业平均度电亏损 1.7分，电价变动有望疏导火电企业高企的成本，改善盈利状况。
第三，完善绿电价格形成机制，鼓励电力用户与新能源企业签订年度及以上的绿电交易合同，为新能源企业锁定较长周期并且稳定的 价格水平，同时要求在成交价格中分别明确绿色电力的电能量价格和绿色环境价值。2022年 10月，广东省率先对绿电价格区分电能量价格和环境溢价，后续有望在其他地区铺开，绿电的环境价值将更加凸显，同时绿电长协也有助于促进新能源的高比例消纳。
广东省、江苏省率先进行 2023年度电力交易，交易细则不同程度优化，火电、绿电成交电价基本接近上限。两省的交易工作通知中，广东省最大的变化是首次提出了一次能源传导机制，江苏省细化了年度月度交易组织，规定中长期价格可关联当月现货交易加权均价、当月代理购电价格约定价格浮动机制。
1）广东省 2023年年度交易总成交电量 2488.4亿千瓦时，与 2022年相比有所下降，可再生能源年度交易成交 15.63亿千瓦时，同比增加8.84亿千瓦时。交易均价较去年有所增加，双边协商/可再生能源成交价格较燃煤基准 463厘/千瓦时分别上浮 19.63%/19.04%。
2）江苏省 2023年年度交易总成交电量 3389.89亿千瓦时，与 2022年相比，交易成交电量增加 742.6亿千瓦时，其中年度绿电成交 17.74亿千瓦时，比 2022年增加 8.5亿千瓦时。交易均价方面，2023年年度交易总均价基本与去年持平，与燃煤基准价 391厘/千瓦时相比上浮 19.35%，绿电交易均价上浮 18.38%。
投资建议：行业方面，电力中长期交易细则进一步优化，有助于提升中长期签约电量，反映电力真实价值，促进火电盈利改善和绿电消纳。维持行业“推荐”评级。个股方面，建议关注有望率先受益的广东省电力运营商粤电力 A、宝新能源、广州发展，火电盈利有望改善的华能国际、华电国际、国电电力、华润电力、中国电力、大唐发电；绿电优质标的三峡能源、龙源电力、太阳能、金开新能等。
风险提示：政策变动风险；电价下降；煤价大幅上涨；政策执行力度不及预期；新增装机不及预期；重点关注公司业绩不及预期。
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