在经济稳健增长与用能电气化的支撑下，2020年底以来，全社会用电量增速持续超预期，而供给端的主力电源煤电面临结构性压缩以及高煤价下的亏损与出力意愿受限，因此导致限电现象愈演愈烈。在“电价上涨和保障力度增强”与“电价不调整和限电”的组合中，政策优先级开始转向电价上涨，并在近期对2019年底即出台的涨电价机制予以全面背书。
由于火电上网电量中有大约55-60%为年度长协电量，在前一年年底即完成交易、锁定价格，因此，预计近期的市场化交易电价调整对2021年上半年火电综合电价上涨推动有限，2021年三季度行业亏损压力料仍将快速扩大，2021全年业绩承压。历史上看，煤价主要基于自身供需波动，电价上行通常不会带来煤价的连带传导上涨。期待2021年底的2022年度长协交易带来电价全面上涨，叠加用电需求回落与煤炭供给提升带来煤价高位回落，促使2022年起火电全面扭亏。
值得一提的是，由于火电基准电价是所有发电品种的价格锚，乃至影响到现货交易、抽水蓄能、电化学储能等一系列环节，预计中短期内火电基准电价上调概率较低，涨价主要针对火电市场化电量的交易电价。火电综合电价上涨后，水电、风电、光伏、核电等清洁能源的电价优势有望提升，利好消纳与后续发展。
此外，伴随平价上网的全面启动，行业有望享受装机高增，预计“十四五”新增250GW风电装机。陆上风机大幅降本料使平价风电至少享受10%以上的资本金IRR，且后续提升空间极为可观;平价项目不再依赖补贴，运营商后续现金流有望改善;海上风电抢装或拉动优势企业额外业绩弹性。
尽管火电业绩压力仍较大，但随着电价上涨预期不断催化、还原电力商品属性得到政策反复支持，新能源发展提速且收益率可观、新能源利润在龙头公司占比普遍快速提升带动估值体系切换，板块有望进入全面受益期，电力全面配置时点已经到来。
