电力行业，下半年有所改善？
分生产端和消费端。供给端分量和价，新能源发电高增，水电下降多，总体小增长；成本上，煤价上涨，随着长协覆盖更多，进口煤价下降，成本有望下降，电网提价。消费端也分量和价，生产方好一些，居民用电量下降，经济复苏，总体需求改善，电价上浮。
电力是由发电、输电、变电、配电和用电等环节组成的电力生产与消费系统。它将自然界的一次能源通过机械能装置转化成电力，再经输电、变电和配电将电力供应到各用户。方式主要有：火力发电（煤等可燃烧物）、太阳能发电、大容量风力发电技术、核能发电、氢能发电、水利发电等。
电力需求方面：3月用电量增速回升明显，居民生活用电拖累需求增速。1-3月，全社会用电量同比增长3.6%，其中3月用电同比增长5.9%。分行业来看，一、二、三产和居民生活用电2023Q1同比分别增长9.7%、4.2%、4.1%和0.2%(其中3月居民生活用电同比下滑5.76%)。暖冬对于居民生活用电影响较大，2月下旬至3月上旬，我国中东部地区气温明显升高，相比常年同期偏暖。从电力消费弹性系数来看，2022年度电力消费弹性系数达到1.2，而2023Q1电力消费弹性则下降至0.8。
从电力生产方面看：新能源发电保持高增速，水电同比大幅下滑。1-3月，全国累计发电量同比增长2.4%。
分电源类型看，1-2月火电发电量同比下降2.30%，而3月火电发电量同比增长9.07%，增速大幅提升。1-2月水电发电同比下降3.40%，3月降幅进一步扩大至15.50%。4月份同比增长6.1%，增速比3月份加快1.0个百分点，1—4月同比增长3.4%。4月火电、核电、风电增速加快，水电降幅扩大，火电同比增长11.5%（比3月加快2.4%）；风电长20.9%（比3月快20.7%），太阳能发电下降3.3%（3月为增长13.9%），由增转降。
装机及投资情况：风光装机投资快速增长，火电装机投资稳中有升。截至3月底，全国累计发电装机容量同比增长9.1%。其中，火电装机同比增加3%，水电5.4%，核电4.3%，风电装机同比增长11.7%，太阳能发电装机同比增长33.7%。火电投资在连续两年高速增长后增速稍有放缓，核电投资加速，光伏投资仍以高速度增长。
收入端，2022年五大电上网电价同比上涨明显，普遍在18%-20%，随着我国市场化电价机制的进一步完善，电价上浮空间未来有望逐步打开。
成本端，2022年煤价继续上涨，长协覆盖率有待提升。2023年以来随着长协兑现率的提升，以及成本端进口煤价同比回落、现货煤价中枢回落，各大电力公司业绩有望实现明显的改善。
从电量看：疫后复苏背景下电力消费高增速可期。预计年内用电量增速或将达到6%;电力消费高增速的预期背景下，煤电电量有望达到3.6%的增速。风光电量仍将保持高速增长，渗透率有望年内达到16.1%，消纳压力或将逐渐显现。
从电价看：电价随市场化改革推进持续高位，多角度实现上涨。电价有望从电能量、辅助服务和容量三部分实现多角度上涨。
从电能量方面，年度长协和月度代购电交易价格上涨明显。除此之外，部分地区电力政策也在为以煤炭为主的一次能源价格建立疏导机制。
虚拟电厂的能源生态系统出现了明显变化，发电、输电、配电、用电界限相互交叉，同时兼具生产者与消费者的角色，根据需求可以改变身份特征。“聚合”和“通信”是虚拟电厂的核心，与AI匹配性强。建设虚拟电厂可分为两大关键信息化技术：即协调控制、信息通信技术。其中，协调控制技术要联通源网荷储多个环节的调整，并要做出对于发电量、用电量、电价等多个数据的判断，AI的接入有望极大提升分析效率和准度。另一方面，主要影响B端用电水平的虚拟电厂对于电网整体稳定性影响较小、数据相比C端更容易授权用于训练，有望率先接入大模型应用。
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