（報告出品方：申萬宏源證券）
核心觀點(diǎn)：
電力供需形勢趨于緊張是電力行業(yè)長期基本面
2021年煤炭價格保障引發(fā)近年來最嚴(yán)重電荒，其底層原因是自十三五以來我國電力供需形勢持續(xù)偏緊。從未來來看，雙碳目標(biāo)下電力將成為我國能源體系的核心，用電規(guī)模有望擴(kuò)大3~4倍。而煤電、水電、核電等傳統(tǒng)電源增速減緩，新能源增速較快但比例仍偏低，電量供需 將持續(xù)偏緊。除電量角度外，負(fù)荷缺口更為棘手。由于第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民用電比例上升，最高負(fù)荷增速將持續(xù)快于用電量增速。但新能源具有“極熱無風(fēng)、晚峰無光”的特性，難以提供瞬時功率支撐，而傳統(tǒng)電源增速不足，導(dǎo)致未來我國晚高峰負(fù)荷缺口持續(xù)擴(kuò)大，錯峰用電或成為常態(tài)。我國華中、華東、南方區(qū)域最高用電負(fù)荷與氣溫具有很強(qiáng)的相關(guān)性，極端高溫天氣增多將導(dǎo)致最高用電負(fù)荷快速增長。
供需緊張有望推動電改為電力發(fā)展保駕護(hù)航
保障供給是解決電力供需形勢緊張的核心，煤炭價格高企嚴(yán)重影響煤電保供能力。上半年經(jīng)濟(jì)增速下滑明顯，三季度是我國能否完成全年經(jīng)濟(jì)增長指標(biāo)的決定性季度，電力供應(yīng)不容有失，因此需要強(qiáng)有力的限煤價措施來保證短期煤電供應(yīng)。我國政府限煤價保證煤電供應(yīng)的決心不容置疑。限煤價只能緩解一時之需，仍需要長效機(jī)制解決電力行業(yè)困局。我們認(rèn)為，推進(jìn)現(xiàn)貨市場改革、建立全國統(tǒng)一市場和容量電價將是未來改革的重點(diǎn)。新能源保證容量系數(shù)較低，而儲能成本較高，伴隨火電利用小時數(shù)下降，預(yù)期政策層面將進(jìn)一步轉(zhuǎn)變火電收益結(jié)構(gòu)，設(shè)置容量電價。此外碳市場將進(jìn)一步擴(kuò)容，實(shí)現(xiàn)綠電交易市場與碳交易市場的聯(lián)動，通過綠電溢價增加新能源項目回報率。
1.電力供需形勢趨于緊張是中長期基本面
1.1.多因素導(dǎo)致2021年電荒煤價暴漲是直接原因
多因素導(dǎo)致2021年9月電荒，帶來電力行業(yè)板塊性行情。2021年9月電荒來自多方面，引爆點(diǎn)源于極端煤價下煤電企業(yè)現(xiàn)金流虧損，“計劃電-市場煤”矛盾集中爆發(fā)，部分地區(qū)煤電企業(yè)煤炭庫存緊張、發(fā)電意愿下降導(dǎo)致了電力供應(yīng)出現(xiàn)大量缺口。2021年9月-10月，全國有超過20個省級行政區(qū)采取了有序用電措施，個別地區(qū)發(fā)生拉閘限電，東北地區(qū)甚至出現(xiàn)在未經(jīng)提示的情況下對居民用電拉閘的情況，顯示出極為緊張的供需形勢。
1.2.傳統(tǒng)電源增速下滑新能源難以有效補(bǔ)充供需緊張加劇
水電+核電：優(yōu)質(zhì)水電開發(fā)殆盡，十四五最后一輪高峰；核電審批停滯影響顯現(xiàn)，十四五投產(chǎn)期存在斷檔。水電：國內(nèi)優(yōu)質(zhì)水電資源開發(fā)殆盡，2020-2022年我國將迎來除西藏外水電最后一輪投產(chǎn)高峰，但是規(guī)模較此前幾輪已大幅降低。此輪投產(chǎn)總規(guī)模約4000萬千瓦，按照平均4000利用小時數(shù)計算，只能提供1600億千瓦時/年發(fā)電增量。核電：審批停滯影響開始顯現(xiàn)，受福島核事故影響，我國2016-2017年未審批新核電機(jī)組，新一輪審批2018年底才重啟。根據(jù)在建進(jìn)度，2021年我國投產(chǎn)4臺核電機(jī)組、2022年預(yù)計投產(chǎn)2臺，2023年無機(jī)組投產(chǎn)，2024年僅投產(chǎn)1臺，2025年預(yù)計投產(chǎn)4-6臺。整個十四五期間核電投產(chǎn)機(jī)組只有11-13臺（十三五期間投產(chǎn)21臺核電機(jī)組），只能提供約1000億千瓦時/年發(fā)電增量。
1.3.新能源比例提升以及尖峰負(fù)荷突出導(dǎo)致煤電利用率下降
同樣的利用小時數(shù)下新能源比例不同時所體現(xiàn)的供應(yīng)壓力有很大差別。在不同裝機(jī)及用電結(jié)構(gòu)下，相同的煤電利用小時數(shù)所體現(xiàn)出的供應(yīng)緊張形勢可能大相徑庭。（1）當(dāng)新能源比例提高時，煤電需要應(yīng)對新能源的頻繁波動。此外新能源出力不穩(wěn)定，在出力很小時仍需要煤電來保證供應(yīng)，這都將導(dǎo)致煤電出力波動范圍大幅增加，實(shí)際上降低了煤電的利用小時數(shù)。（2）尖峰負(fù)荷短時負(fù)荷高、持續(xù)時間短，如果用煤電保證尖峰時段電力供應(yīng)，也將導(dǎo)致煤電利用小時數(shù)下降。因此，未來幾年電力供應(yīng)緊張形勢要遠(yuǎn)比煤電利用小時數(shù)小幅提升所體現(xiàn)的嚴(yán)重的多。
2.多重因素下2022年冬夏電力供需形勢不容樂觀
2.1.南方區(qū)域：水電占比較高但調(diào)節(jié)能力差
南方區(qū)域水電占比較高但集中在云南省，云南裝機(jī)結(jié)構(gòu)不合理嚴(yán)重影響電力供應(yīng)能力。南方區(qū)域五?。◤V東、廣西、云南、貴州、海南）電力結(jié)構(gòu)中，水電占比達(dá)35%，高于全國平均水平。其中云南省水電裝機(jī)占南方五省超五成，是“西電東送”南通道最主要的電力來源，全部送往廣東廣西。云南省內(nèi)水電裝機(jī)比重嚴(yán)重偏高，高達(dá)73%。且大型調(diào)節(jié)水庫數(shù)量有限，流域水電調(diào)蓄能力弱。云南水電汛期和枯期水電利用小時數(shù)可差2倍以上，季節(jié)波動性明顯。水電豐枯期出力差距較大導(dǎo)致需要煤電進(jìn)行調(diào)節(jié)以及作為備用容量，使得云南省2021年火電平均利用小時數(shù)僅2797小時，遠(yuǎn)低于全國平均水平，除西藏外全國墊底。
2.2.華東區(qū)域：夏季外來水電通道利用率高來水豐枯影響有限
外來水電占比較高，外來水電豐枯對華東區(qū)域電力供需影響極為有限。容易形成的誤區(qū)：來水改善顯著緩解華東地區(qū)供電壓力。事實(shí)上：華東與南方情況明顯不同，水電豐枯對華東夏季電力供需影響極為有限。原因：（1）華東區(qū)域外來水電主要來自三峽、向家壩、錦屏、溪洛渡等大型水電站，庫容量高調(diào)節(jié)性能強(qiáng)，不論來水多少基本能保證高峰時段功率要求；（2）十三五溪洛渡后再無外來水電接入，電量占比下降至10%左右，且夏季水電通道利用率非常高，豐枯對華東地區(qū)影響有限。白鶴灘送江蘇、浙江投產(chǎn)后，短期內(nèi)華東再無外來水電；（3）本地水電基本開發(fā)完畢，占比僅2%。華東區(qū)域電力供應(yīng)仍主要由本地火電承擔(dān)，未來外來電力主要由北方風(fēng)光大基地提供。
2.3.華中區(qū)域：“風(fēng)光水火核”五不沾特高壓或是最佳解決方案
一次能源天然稟賦較差成為華中區(qū)域缺電的核心原因。煤電：華中區(qū)域是煤炭輸入?yún)^(qū)域，但由于不沿海，大量采用“海進(jìn)江”的方式運(yùn)煤，導(dǎo)致煤炭運(yùn)輸價格偏高；風(fēng)電、光伏：華中是我國陸上風(fēng)光資源最差的區(qū)域之一，不利于大規(guī)模發(fā)展新能源；水電：長江進(jìn)入華中后地勢趨緩，水能資源變差，長江支流水電站容量小，調(diào)節(jié)能力差；核電：自福島核事故后我國停止內(nèi)陸核電建設(shè)，目前尚未有放開跡象。華中區(qū)域以往為電力輸出省份，通過三峽水電以及鯉魚江電廠等向華東、華南外送電力。但隨著中部經(jīng)濟(jì)快速崛起，逐漸由電力輸出省轉(zhuǎn)為電力輸入省。特高壓或是華中電力供應(yīng)最佳解決方案，近年來國網(wǎng)特高壓建設(shè)基本都圍繞華中地區(qū)展開，如青豫直流、陜武直流、雅中直流以及即將開建的金上直流、寧湘直流等。
2.4.經(jīng)濟(jì)有望復(fù)蘇推動三季度用電量快速增長
三季度經(jīng)濟(jì)增長有望快速復(fù)蘇推高用電量和用電負(fù)荷增速，2020年和2021年高增速情況有望重現(xiàn)。三季度經(jīng)濟(jì)增長有望快速復(fù)蘇，用電量可能恢復(fù)高速增長。用電量增長往往伴隨著更高的負(fù)荷增長，2021年全國最高用電負(fù)荷11.92億千瓦，比上年增長10.8%。2021年12月中央經(jīng)濟(jì)工作會議提出“新增可再生能源不納入能源消費(fèi)總量控制”，壓制因素解除，帶動2022年最高負(fù)荷進(jìn)一步增長。
2.5.冬季負(fù)荷壓力不亞于夏季電量壓力則更大
冬季水電、氣電出力相對受限煤電將承擔(dān)更重的保供壓力。受電采暖占比提升等影響，冬季最高負(fù)荷逐年提高，已經(jīng)不亞于夏季負(fù)荷。而且冬季相比于夏季，在負(fù)荷供應(yīng)方面還有如下劣勢：（1）我國是典型的季風(fēng)氣候，冬季是枯水季，水電出力明顯受限；（2）冬季發(fā)生極端寒潮時，可能出現(xiàn)無風(fēng)或者風(fēng)機(jī)遭遇凝凍出力減少；（3）冬季是用氣高峰，天然氣出力可能受限。因此冬季負(fù)荷壓力不亞于夏季。
3.供需緊張有望推動電改為電力發(fā)展保駕護(hù)航
3.1.宏觀經(jīng)濟(jì)面臨下行壓力三季度電力供應(yīng)不容有失
我國經(jīng)濟(jì)面臨極大下行壓力，三季度決定全年經(jīng)濟(jì)增速，電力供應(yīng)不容有失。2022年我國多地新冠疫情齊發(fā)，加上外部局勢惡化等影響，經(jīng)濟(jì)面臨極大下行壓力。根據(jù)基金預(yù)算，2022年本級支出7183億元，較2021年增加4048億元，同時在預(yù)算報告正文中提及“推動解決可再生能源發(fā)電補(bǔ)貼資金缺口”，增加的金額屬于可再生能源補(bǔ)貼基本確定。我們分析此次第二批500億資金落地預(yù)示著欠補(bǔ)解決加速，隨著欠補(bǔ)清查進(jìn)度的推進(jìn)，剩余部分最快有望在二季度解決，綠電央企現(xiàn)金流大幅改善。
3.2.發(fā)改委連續(xù)發(fā)文釋義控煤價政策國家決心不容置疑
國家發(fā)改委2月發(fā)布303號文后連發(fā)數(shù)文控煤價，強(qiáng)調(diào)抓好煤炭保量穩(wěn)價，政策力度持續(xù)加大。國家發(fā)改委5月6日確定長協(xié)煤價格超過770元/噸，現(xiàn)貨價格超過1155元/噸的，視為哄抬煤價；國家發(fā)改委公眾號近期頻繁發(fā)出多條釋義，堵住規(guī)則漏洞；并于6月23日發(fā)布574號文提出“欠一補(bǔ)三”懲罰條款。
3.3.電改：2002年首輪電改不徹底2015年以市場化為目標(biāo)的改革重啟
2002年國務(wù)院發(fā)布“五號文”，2003、2007年發(fā)布“62號文”、“19號文”，確認(rèn)首輪電改方案為“廠網(wǎng)分開、主輔分離、輸配分開、競價上網(wǎng)”。廠網(wǎng)分開順利實(shí)現(xiàn)，國家電力總公司發(fā)電資產(chǎn)一分為五，形成五大發(fā)電集團(tuán)，輸電資產(chǎn)一分為二，形成國家電網(wǎng)和南方電網(wǎng)兩大電網(wǎng)公司。輸配分開和競價上網(wǎng)試點(diǎn)失敗，電價長期實(shí)行計劃體制，按照國家核定標(biāo)桿電價執(zhí)行。
2015年新一輪電改重啟：從廠網(wǎng)分開、主輔分開到輸配改革、配售分離。2015年3月，中共中央、國務(wù)院《關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見》（9號文件）發(fā)布，宣告新一輪電力體制改革正式啟動。由于電網(wǎng)具有自然壟斷特點(diǎn)，新一輪改革核心為“管住中間、放開兩頭”，即放開輸配以外的競爭性環(huán)節(jié)電價，建立市場化機(jī)制。電網(wǎng)企業(yè)不再以上網(wǎng)電價和銷售電價的價差作為收入來源，而是按照政府核定的輸配電價收取過網(wǎng)費(fèi)，輸配電價格根據(jù)“成本+合理收益“制定。
4.增加互聯(lián)、調(diào)節(jié)需求是保證電力供應(yīng)的重要補(bǔ)充
4.1.資源分布不均是根本原因需要建立全國范圍電力互濟(jì)能力
缺少遠(yuǎn)距離輸電通道和靈活性電源是我國當(dāng)前電力系統(tǒng)最核心的矛盾。我國優(yōu)質(zhì)風(fēng)光資源位于西部、北部地區(qū)，但電力消費(fèi)主力在東南沿海（胡煥庸線以東占86.5%），新能源一次能源無法直接輸送導(dǎo)致未來“西電東送”格局將進(jìn)一步加強(qiáng)。今年6月，國網(wǎng)西北分部積極組織電力交易，全力支援“三華”地區(qū)。本輪負(fù)荷高峰期間，電力外送最高達(dá)4043萬千瓦，同比增長23%。顯示出跨區(qū)輸電對緩解局部電力供需緊張的巨大優(yōu)勢。我國幅員遼闊，輸電通道距離動輒數(shù)千公里，提高電壓等級有效提高輸電經(jīng)濟(jì)性，特高壓應(yīng)運(yùn)而生。
4.2.調(diào)節(jié)需求：峰谷電價是最基本的需求側(cè)調(diào)節(jié)方法
需求側(cè)調(diào)節(jié)是最經(jīng)濟(jì)的保供手段之一。在第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民用電比例逐漸上升的背景下，“尖峰負(fù)荷”問題凸顯。尖峰負(fù)荷具有短時波動較大、持續(xù)時間較短等特點(diǎn)。如果僅為保證尖峰負(fù)荷配套電源和電網(wǎng)建設(shè)，投資規(guī)模過大、效率過低。因此削減短時尖峰負(fù)荷從全社會角度來看是最經(jīng)濟(jì)的解決方法。過去的“有序用電”“拉閘限電”本質(zhì)上也是對需求側(cè)進(jìn)行管理，但這種方式過于簡單粗暴。峰谷電價可以看做對需求側(cè)進(jìn)行管理的重要手段之一，近年來各地紛紛拉大峰谷電價，引導(dǎo)居民錯峰避峰用電。甚至部分地區(qū)已開始實(shí)行尖峰電價政策，進(jìn)一步提高尖峰時段電價，這使得用戶側(cè)儲能具備經(jīng)濟(jì)性，用戶側(cè)儲能有望迎來發(fā)展。
5.重點(diǎn)企業(yè)分析
當(dāng)前背景下，由于火電業(yè)績?nèi)匀怀袎海迯?fù)節(jié)奏難以把握，而水電受益來水大增，核電受益市場化電價上漲，業(yè)績較好且可預(yù)測性較高。預(yù)計隨著下半年光伏組件價格的回落以及政策對新能源收益率的呵護(hù)，在碳中和以及能源結(jié)構(gòu)清潔化轉(zhuǎn)型的中長期背景下，我們認(rèn)為短期內(nèi)應(yīng)首先把握具備裝機(jī)結(jié)構(gòu)優(yōu)勢（新能源轉(zhuǎn)型進(jìn)度靠前，擁有水電等穩(wěn)定類電源更佳）、業(yè)績確定性強(qiáng)（電煤長協(xié)比例較高，煤電業(yè)績修復(fù)更快）的龍頭公司，靜待電力供需格局趨緊背景下，三季度改革預(yù)期落地后帶來板塊性機(jī)會。
中國電力：新能源轉(zhuǎn)型最為迅速，儲能開啟第二成長曲線
公司為國電投旗下唯一的全國性電力上市平臺，擁有火電、水電、新能源和儲能四大板塊，火電山西、安徽坑口機(jī)組占比高；沅江流域的五凌水電可以提供穩(wěn)定現(xiàn)金，且2022年來水改善提供十足業(yè)績彈性。
國電電力：新能源規(guī)劃大超預(yù)期，傳統(tǒng)能源與新能源轉(zhuǎn)型互為支撐
公司計劃十四五新增新能源35GW，大幅超出前期15GW的規(guī)劃。20-21年公司累計新簽新能源超25GW，22年計劃開工6.7GW，預(yù)計22年起公司業(yè)績估值將得到巨大提升。
內(nèi)蒙華電：受益于三重催化，低估值高股息屬性突出
公司為華能集團(tuán)旗下內(nèi)蒙古唯一電力上市平臺，目前擁有1100萬千瓦煤電+150萬千瓦新能源+1200萬噸煤炭，2022年內(nèi)蒙古長協(xié)電價一般工商業(yè)頂格上浮20%，高耗能產(chǎn)業(yè)同比上浮50%，電價上漲給公司帶來巨大彈性。
黔源電力：水光一體化基地加速建設(shè)，新型電力系統(tǒng)下水電價值有望重估
公司擁有貴州3.2GW水電裝機(jī)，質(zhì)地優(yōu)秀+現(xiàn)金流極強(qiáng)，2022年預(yù)計汛期來水大幅改善，帶來中報與三季報較高業(yè)績預(yù)期。歷史上公司來水波動較大利潤波動拖累估值，以及公司多年以來缺乏項目投資渠道，優(yōu)質(zhì)的現(xiàn)金流幾乎全部只能用于還債，缺乏成長性。碳中和背景下，公司做為華電貴州省重點(diǎn)平臺，將加大光伏投資。21Q3投產(chǎn)75萬千瓦光伏項目，目前在手超5GW光伏項目開發(fā)協(xié)議，十四五全力加速成長。水光一體化基地直接解決調(diào)峰問題，回報率具備較高保障。
三峽水利：萬億綜合能源藍(lán)海，三峽系平臺揚(yáng)帆起航
公司傳統(tǒng)主營業(yè)務(wù)為重慶區(qū)域配售電業(yè)務(wù)，21年電力板塊凈利潤10.46億元，占比超過80%。22Q1自有水電發(fā)電量4.16億千瓦時（yoy+24.33%），不含稅售電價0.4933元/千瓦時（同比增加0.0746元/千瓦時），預(yù)計2022年來水改善與終端電價上漲態(tài)勢下帶來公司中報較高業(yè)績預(yù)期。
華電國際：長協(xié)占比提升火電彈性巨大，參股集團(tuán)新能源旗艦平臺有望持續(xù)受益
公司于2021年底將新能源資產(chǎn)全部注入或售賣給華電新能，并獲得華電新能31.03%股份。華電新能為集團(tuán)唯一新能源發(fā)展平臺，將承擔(dān)集團(tuán)主要新能源任務(wù)（十四五新增75GW）。目前華電新能控股裝機(jī)共2724萬千瓦，擬上市募資300億，總投資804億建設(shè)15GW新能源。公司將受益于華電新能裝機(jī)快速起量。
粵電力A：高煤價+疫情22H1業(yè)績承壓，期待火電業(yè)績修復(fù)與新能源轉(zhuǎn)型
公司為廣東省最大的煤電上市公司，截至22H1公司控股裝機(jī)3043萬千瓦，其中燃煤裝機(jī)2055萬千瓦，占比71.64%。受煤價持續(xù)高位與二季度疫情影響，公司22H1業(yè)績繼續(xù)承壓，在長協(xié)三個100%要求下，下半年煤價有望回落，公司煤電板塊將釋放較大彈性。
申能股份：煤價與疫情拖累盈利期待新能源加速轉(zhuǎn)型
公司為上海國資委旗下地方電力、油氣綜合能源龍頭，截至22Q1控股裝機(jī)1403萬千瓦，其中煤電裝機(jī)705萬千瓦。受高煤價與疫情影響，22H1公司業(yè)績持續(xù)承壓。短期內(nèi)，公司煤電有望顯著受益于長協(xié)比例提升+用電需求回暖+2022年135萬新機(jī)組投產(chǎn)；中長期看，十四五用電供需趨緊+外來電增量有限+省內(nèi)水、煤機(jī)組增量有限，公司煤電利用小時數(shù)與電價有望維持高位。
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