近期，广东、江苏、安徽等8个省市率先完成2021年度电力长协交易，相当于对2021全年70-80%的市场电量完成了提前锁价。市场化比例有序扩张，部分省份火电市场化电量增幅放缓明显；成交电价有稳有增，尤其是安徽电价大幅提升，有效反映了电力紧平衡状况。年度长协充当压舱石，风险敞口大幅收窄，预计火电企业2021年综合电价整体稳定。维持推荐华能国际（A&H）、华电国际（A&H）、皖能电力、福能股份、长江电力、川投能源等。

2021年度电力长协交易电量有序扩张，粤、苏、皖等省有初步见顶迹象。近期，广东、江苏、安徽等8个省市率先完成2021年度电力长协交易。从成交电量来看，广东（同比持平）、江苏（-4%）、安徽（-8%）等市场化较为充分的省份年度长协电量出现初步见顶迹象，意味着当地火电市场化电量占比增幅有望放缓。重庆（+71%）、陕西（+42%）、辽宁（+27%）等省的年度长协电量仍在快速爬坡。预计年度长协电量占各省全年市场电量的70-80%以上，压舱石作用明显。

年度长协电价普遍稳定，安徽、广西电价大幅提升。各省2021年度电力长协交易成交电价中，安徽（同比+33.3元/MWh）与广西（+19.9元MWh）大幅上涨，当地火电企业2021年综合上网电价预计将因此显著同比提升。广东成交电价同比下降6.4元/MWh或1.6%，江苏、湖南、陕西电价同比下降1-3元/MWh或0.2-0.8%，重庆、辽宁电价同比持平。预计上述省份2021年火电综合电价均将维持整体稳定，个别省份的小幅降幅可被利用小时数提升与煤价走弱预期所充分消化。受益于年度长协的提前锁定，火电企业2021年电价风险敞口已大幅收窄。

关注影响2021年电价预期的三组催化剂。我们认为后续或有三组催化剂可能影响2021年的发电企业上网电价预期：政府在“两会”前后对全年终端电价走势的表态，但在国家核定第二轮输配电价后，部分省份2021年终端电价已经确定下调，预计将部分释放电企降价压力；②乌东德等标志性水电机组的电价审批结果；③现货交易、调峰交易、跨省跨区交易等新兴交易机制的潜在边际影响。

风险因素：市场电量占比超预期提升，电价大幅下行；用电量不及预期；煤价高于预期。

投资策略。年度长协交易结果量价稳中向好，且收窄全年电价风险敞口，预计电力市场化交易对发电侧2021年全年综合电价冲击有限。维持推荐华能国际（A&H）、华电国际（A&H）、皖能电力、福能股份、长江电力、川投能源等。