（報告出品方：申萬(wàn)宏源證券）
核心觀(guān)點(diǎn)：
電力供需形勢趨于緊張是電力行業(yè)長(cháng)期基本面
2021年煤炭?jì)r(jià)格保障引發(fā)近年來(lái)最嚴重電荒，其底層原因是自十三五以來(lái)我國電力供需形勢持續偏緊。從未來(lái)來(lái)看，雙碳目標下電力將成為我國能源體系的核心，用電規模有望擴大3~4倍。而煤電、水電、核電等傳統電源增速減緩，新能源增速較快但比例仍偏低，電量供需 將持續偏緊。除電量角度外，負荷缺口更為棘手。由于第三產(chǎn)業(yè)和城鄉居民用電比例上升，最高負荷增速將持續快于用電量增速。但新能源具有“極熱無(wú)風(fēng)、晚峰無(wú)光”的特性，難以提供瞬時(shí)功率支撐，而傳統電源增速不足，導致未來(lái)我國晚高峰負荷缺口持續擴大，錯峰用電或成為常態(tài)。我國華中、華東、南方區域最高用電負荷與氣溫具有很強的相關(guān)性，極端高溫天氣增多將導致最高用電負荷快速增長(cháng)。
供需緊張有望推動(dòng)電改為電力發(fā)展保駕護航
保障供給是解決電力供需形勢緊張的核心，煤炭?jì)r(jià)格高企嚴重影響煤電保供能力。上半年經(jīng)濟增速下滑明顯，三季度是我國能否完成全年經(jīng)濟增長(cháng)指標的決定性季度，電力供應不容有失，因此需要強有力的限煤價(jià)措施來(lái)保證短期煤電供應。我國政府限煤價(jià)保證煤電供應的決心不容置疑。限煤價(jià)只能緩解一時(shí)之需，仍需要長(cháng)效機制解決電力行業(yè)困局。我們認為，推進(jìn)現貨市場(chǎng)改革、建立全國統一市場(chǎng)和容量電價(jià)將是未來(lái)改革的重點(diǎn)。新能源保證容量系數較低，而儲能成本較高，伴隨火電利用小時(shí)數下降，預期政策層面將進(jìn)一步轉變火電收益結構，設置容量電價(jià)。此外碳市場(chǎng)將進(jìn)一步擴容，實(shí)現綠電交易市場(chǎng)與碳交易市場(chǎng)的聯(lián)動(dòng)，通過(guò)綠電溢價(jià)增加新能源項目回報率。
1.電力供需形勢趨于緊張是中長(cháng)期基本面
1.1.多因素導致2021年電荒煤價(jià)暴漲是直接原因
多因素導致2021年9月電荒，帶來(lái)電力行業(yè)板塊性行情。2021年9月電荒來(lái)自多方面，引爆點(diǎn)源于極端煤價(jià)下煤電企業(yè)現金流虧損，“計劃電-市場(chǎng)煤”矛盾集中爆發(fā)，部分地區煤電企業(yè)煤炭庫存緊張、發(fā)電意愿下降導致了電力供應出現大量缺口。2021年9月-10月，全國有超過(guò)20個(gè)省級行政區采取了有序用電措施，個(gè)別地區發(fā)生拉閘限電，東北地區甚至出現在未經(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.傳統電源增速下滑新能源難以有效補充供需緊張加劇
水電+核電：優(yōu)質(zhì)水電開(kāi)發(fā)殆盡，十四五最后一輪高峰；核電審批停滯影響顯現，十四五投產(chǎn)期存在斷檔。水電：國內優(yōu)質(zhì)水電資源開(kāi)發(fā)殆盡，2020-2022年我國將迎來(lái)除西藏外水電最后一輪投產(chǎn)高峰，但是規模較此前幾輪已大幅降低。此輪投產(chǎn)總規模約4000萬(wàn)千瓦，按照平均4000利用小時(shí)數計算，只能提供1600億千瓦時(shí)/年發(fā)電增量。核電：審批停滯影響開(kāi)始顯現，受福島核事故影響，我國2016-2017年未審批新核電機組，新一輪審批2018年底才重啟。根據在建進(jìn)度，2021年我國投產(chǎn)4臺核電機組、2022年預計投產(chǎn)2臺，2023年無(wú)機組投產(chǎn)，2024年僅投產(chǎn)1臺，2025年預計投產(chǎn)4-6臺。整個(gè)十四五期間核電投產(chǎn)機組只有11-13臺（十三五期間投產(chǎn)21臺核電機組），只能提供約1000億千瓦時(shí)/年發(fā)電增量。
1.3.新能源比例提升以及尖峰負荷突出導致煤電利用率下降
同樣的利用小時(shí)數下新能源比例不同時(shí)所體現的供應壓力有很大差別。在不同裝機及用電結構下，相同的煤電利用小時(shí)數所體現出的供應緊張形勢可能大相徑庭。（1）當新能源比例提高時(shí)，煤電需要應對新能源的頻繁波動(dòng)。此外新能源出力不穩定，在出力很小時(shí)仍需要煤電來(lái)保證供應，這都將導致煤電出力波動(dòng)范圍大幅增加，實(shí)際上降低了煤電的利用小時(shí)數。（2）尖峰負荷短時(shí)負荷高、持續時(shí)間短，如果用煤電保證尖峰時(shí)段電力供應，也將導致煤電利用小時(shí)數下降。因此，未來(lái)幾年電力供應緊張形勢要遠比煤電利用小時(shí)數小幅提升所體現的嚴重的多。
2.多重因素下2022年冬夏電力供需形勢不容樂(lè )觀(guān)
2.1.南方區域：水電占比較高但調節能力差
南方區域水電占比較高但集中在云南省，云南裝機結構不合理嚴重影響電力供應能力。南方區域五?。◤V東、廣西、云南、貴州、海南）電力結構中，水電占比達35%，高于全國平均水平。其中云南省水電裝機占南方五省超五成，是“西電東送”南通道最主要的電力來(lái)源，全部送往廣東廣西。云南省內水電裝機比重嚴重偏高，高達73%。且大型調節水庫數量有限，流域水電調蓄能力弱。云南水電汛期和枯期水電利用小時(shí)數可差2倍以上，季節波動(dòng)性明顯。水電豐枯期出力差距較大導致需要煤電進(jìn)行調節以及作為備用容量，使得云南省2021年火電平均利用小時(shí)數僅2797小時(shí)，遠低于全國平均水平，除西藏外全國墊底。
2.2.華東區域：夏季外來(lái)水電通道利用率高來(lái)水豐枯影響有限
外來(lái)水電占比較高，外來(lái)水電豐枯對華東區域電力供需影響極為有限。容易形成的誤區：來(lái)水改善顯著(zhù)緩解華東地區供電壓力。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）華東區域外來(lái)水電主要來(lái)自三峽、向家壩、錦屏、溪洛渡等大型水電站，庫容量高調節性能強，不論來(lái)水多少基本能保證高峰時(shí)段功率要求；（2）十三五溪洛渡后再無(wú)外來(lái)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，豐枯對華東地區影響有限。白鶴灘送江蘇、浙江投產(chǎn)后，短期內華東再無(wú)外來(lái)水電；（3）本地水電基本開(kāi)發(fā)完畢，占比僅2%。華東區域電力供應仍主要由本地火電承擔，未來(lái)外來(lái)電力主要由北方風(fēng)光大基地提供。
2.3.華中區域：“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域缺電的核心原因。煤電：華中區域是煤炭輸入區域，但由于不沿海，大量采用“海進(jìn)江”的方式運煤，導致煤炭運輸價(jià)格偏高；風(fēng)電、光伏：華中是我國陸上風(fēng)光資源最差的區域之一，不利于大規模發(fā)展新能源；水電：長(cháng)江進(jìn)入華中后地勢趨緩，水能資源變差，長(cháng)江支流水電站容量小，調節能力差；核電：自福島核事故后我國停止內陸核電建設，目前尚未有放開(kāi)跡象。華中區域以往為電力輸出省份，通過(guò)三峽水電以及鯉魚(yú)江電廠(chǎng)等向華東、華南外送電力。但隨著(zhù)中部經(jīng)濟快速崛起，逐漸由電力輸出省轉為電力輸入省。特高壓或是華中電力供應最佳解決方案，近年來(lái)國網(wǎng)特高壓建設基本都圍繞華中地區展開(kāi)，如青豫直流、陜武直流、雅中直流以及即將開(kāi)建的金上直流、寧湘直流等。
2.4.經(jīng)濟有望復蘇推動(dòng)三季度用電量快速增長(cháng)
三季度經(jīng)濟增長(cháng)有望快速復蘇推高用電量和用電負荷增速，2020年和2021年高增速情況有望重現。三季度經(jīng)濟增長(cháng)有望快速復蘇，用電量可能恢復高速增長(cháng)。用電量增長(cháng)往往伴隨著(zhù)更高的負荷增長(cháng)，2021年全國最高用電負荷11.92億千瓦，比上年增長(cháng)10.8%。2021年12月中央經(jīng)濟工作會(huì )議提出“新增可再生能源不納入能源消費總量控制”，壓制因素解除，帶動(dòng)2022年最高負荷進(jìn)一步增長(cháng)。
2.5.冬季負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更重的保供壓力。受電采暖占比提升等影響，冬季最高負荷逐年提高，已經(jīng)不亞于夏季負荷。而且冬季相比于夏季，在負荷供應方面還有如下劣勢：（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(shí)，可能出現無(wú)風(fēng)或者風(fēng)機遭遇凝凍出力減少；（3）冬季是用氣高峰，天然氣出力可能受限。因此冬季負荷壓力不亞于夏季。
3.供需緊張有望推動(dòng)電改為電力發(fā)展保駕護航
3.1.宏觀(guān)經(jīng)濟面臨下行壓力三季度電力供應不容有失
我國經(jīng)濟面臨極大下行壓力，三季度決定全年經(jīng)濟增速，電力供應不容有失。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)濟面臨極大下行壓力。根據基金預算，2022年本級支出7183億元，較2021年增加4048億元，同時(shí)在預算報告正文中提及“推動(dòng)解決可再生能源發(fā)電補貼資金缺口”，增加的金額屬于可再生能源補貼基本確定。我們分析此次第二批500億資金落地預示著(zhù)欠補解決加速，隨著(zhù)欠補清查進(jìn)度的推進(jìn)，剩余部分最快有望在二季度解決，綠電央企現金流大幅改善。
3.2.發(fā)改委連續發(fā)文釋義控煤價(jià)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)數文控煤價(jià)，強調抓好煤炭保量穩價(jià)，政策力度持續加大。國家發(fā)改委5月6日確定長(cháng)協(xié)煤價(jià)格超過(guò)770元/噸，現貨價(jià)格超過(guò)1155元/噸的，視為哄抬煤價(jià)；國家發(fā)改委公眾號近期頻繁發(fā)出多條釋義，堵住規則漏洞；并于6月23日發(fā)布574號文提出“欠一補三”懲罰條款。
3.3.電改：2002年首輪電改不徹底2015年以市場(chǎng)化為目標的改革重啟
2002年國務(wù)院發(fā)布“五號文”，2003、2007年發(fā)布“62號文”、“19號文”，確認首輪電改方案為“廠(chǎng)網(wǎng)分開(kāi)、主輔分離、輸配分開(kāi)、競價(jià)上網(wǎng)”。廠(chǎng)網(wǎng)分開(kāi)順利實(shí)現，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，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(kāi)和競價(jià)上網(wǎng)試點(diǎn)失敗，電價(jià)長(cháng)期實(shí)行計劃體制，按照國家核定標桿電價(jià)執行。
2015年新一輪電改重啟：從廠(chǎng)網(wǎng)分開(kāi)、主輔分開(kāi)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(jiàn)》（9號文件）發(fā)布，宣告新一輪電力體制改革正式啟動(dòng)。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(kāi)兩頭”，即放開(kāi)輸配以外的競爭性環(huán)節電價(jià)，建立市場(chǎng)化機制。電網(wǎng)企業(yè)不再以上網(wǎng)電價(jià)和銷(xiāo)售電價(jià)的價(jià)差作為收入來(lái)源，而是按照政府核定的輸配電價(jià)收取過(guò)網(wǎng)費，輸配電價(jià)格根據“成本+合理收益“制定。
4.增加互聯(lián)、調節需求是保證電力供應的重要補充
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能力
缺少遠距離輸電通道和靈活性電源是我國當前電力系統最核心的矛盾。我國優(yōu)質(zhì)風(fēng)光資源位于西部、北部地區，但電力消費主力在東南沿海（胡煥庸線(xiàn)以東占86.5%），新能源一次能源無(wú)法直接輸送導致未來(lái)“西電東送”格局將進(jìn)一步加強。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。本輪負荷高峰期間，電力外送最高達4043萬(wàn)千瓦，同比增長(cháng)23%。顯示出跨區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(dòng)輒數千公里，提高電壓等級有效提高輸電經(jīng)濟性，特高壓應運而生。
4.2.調節需求：峰谷電價(jià)是最基本的需求側調節方法
需求側調節是最經(jīng)濟的保供手段之一。在第三產(chǎn)業(yè)和城鄉居民用電比例逐漸上升的背景下，“尖峰負荷”問(wèn)題凸顯。尖峰負荷具有短時(shí)波動(dòng)較大、持續時(shí)間較短等特點(diǎn)。如果僅為保證尖峰負荷配套電源和電網(wǎng)建設，投資規模過(guò)大、效率過(guò)低。因此削減短時(shí)尖峰負荷從全社會(huì )角度來(lái)看是最經(jīng)濟的解決方法。過(guò)去的“有序用電”“拉閘限電”本質(zhì)上也是對需求側進(jìn)行管理，但這種方式過(guò)于簡(jiǎn)單粗暴。峰谷電價(jià)可以看做對需求側進(jìn)行管理的重要手段之一，近年來(lái)各地紛紛拉大峰谷電價(jià)，引導居民錯峰避峰用電。甚至部分地區已開(kāi)始實(shí)行尖峰電價(jià)政策，進(jìn)一步提高尖峰時(shí)段電價(jià)，這使得用戶(hù)側儲能具備經(jīng)濟性，用戶(hù)側儲能有望迎來(lái)發(fā)展。
5.重點(diǎn)企業(yè)分析
當前背景下，由于火電業(yè)績(jì)仍然承壓，修復節奏難以把握，而水電受益來(lái)水大增，核電受益市場(chǎng)化電價(jià)上漲，業(yè)績(jì)較好且可預測性較高。預計隨著(zhù)下半年光伏組件價(jià)格的回落以及政策對新能源收益率的呵護，在碳中和以及能源結構清潔化轉型的中長(cháng)期背景下，我們認為短期內應首先把握具備裝機結構優(yōu)勢（新能源轉型進(jìn)度靠前，擁有水電等穩定類(lèi)電源更佳）、業(yè)績(jì)確定性強（電煤長(cháng)協(xié)比例較高，煤電業(yè)績(jì)修復更快）的龍頭公司，靜待電力供需格局趨緊背景下，三季度改革預期落地后帶來(lái)板塊性機會(huì )。
中國電力：新能源轉型最為迅速，儲能開(kāi)啟第二成長(cháng)曲線(xiàn)
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、安徽坑口機組占比高；沅江流域的五凌水電可以提供穩定現金，且2022年來(lái)水改善提供十足業(yè)績(jì)彈性。
國電電力：新能源規劃大超預期，傳統能源與新能源轉型互為支撐
公司計劃十四五新增新能源35GW，大幅超出前期15GW的規劃。20-21年公司累計新簽新能源超25GW，22年計劃開(kāi)工6.7GW，預計22年起公司業(yè)績(jì)估值將得到巨大提升。
內蒙華電：受益于三重催化，低估值高股息屬性突出
公司為華能集團旗下內蒙古唯一電力上市平臺，目前擁有1100萬(wàn)千瓦煤電+150萬(wàn)千瓦新能源+1200萬(wàn)噸煤炭，2022年內蒙古長(cháng)協(xié)電價(jià)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(jià)上漲給公司帶來(lái)巨大彈性。
黔源電力：水光一體化基地加速建設，新型電力系統下水電價(jià)值有望重估
公司擁有貴州3.2GW水電裝機，質(zhì)地優(yōu)秀+現金流極強，2022年預計汛期來(lái)水大幅改善，帶來(lái)中報與三季報較高業(yè)績(jì)預期。歷史上公司來(lái)水波動(dòng)較大利潤波動(dòng)拖累估值，以及公司多年以來(lái)缺乏項目投資渠道，優(yōu)質(zhì)的現金流幾乎全部只能用于還債，缺乏成長(cháng)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(wàn)千瓦光伏項目，目前在手超5GW光伏項目開(kāi)發(fā)協(xié)議，十四五全力加速成長(cháng)。水光一體化基地直接解決調峰問(wèn)題，回報率具備較高保障。
三峽水利：萬(wàn)億綜合能源藍海，三峽系平臺揚帆起航
公司傳統主營(yíng)業(yè)務(wù)為重慶區域配售電業(yè)務(wù)，21年電力板塊凈利潤10.46億元，占比超過(guò)80%。22Q1自有水電發(fā)電量4.16億千瓦時(shí)（yoy+24.33%），不含稅售電價(jià)0.4933元/千瓦時(shí)（同比增加0.0746元/千瓦時(shí)），預計2022年來(lái)水改善與終端電價(jià)上漲態(tài)勢下帶來(lái)公司中報較高業(yè)績(jì)預期。
華電國際：長(cháng)協(xié)占比提升火電彈性巨大，參股集團新能源旗艦平臺有望持續受益
公司于2021年底將新能源資產(chǎn)全部注入或售賣(mài)給華電新能，并獲得華電新能31.03%股份。華電新能為集團唯一新能源發(fā)展平臺，將承擔集團主要新能源任務(wù)（十四五新增75GW）。目前華電新能控股裝機共2724萬(wàn)千瓦，擬上市募資300億，總投資804億建設15GW新能源。公司將受益于華電新能裝機快速起量。
粵電力A：高煤價(jià)+疫情22H1業(yè)績(jì)承壓，期待火電業(yè)績(jì)修復與新能源轉型
公司為廣東省最大的煤電上市公司，截至22H1公司控股裝機3043萬(wàn)千瓦，其中燃煤裝機2055萬(wàn)千瓦，占比71.64%。受煤價(jià)持續高位與二季度疫情影響，公司22H1業(yè)績(jì)繼續承壓，在長(cháng)協(xié)三個(gè)100%要求下，下半年煤價(jià)有望回落，公司煤電板塊將釋放較大彈性。
申能股份：煤價(jià)與疫情拖累盈利期待新能源加速轉型
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1403萬(wàn)千瓦，其中煤電裝機705萬(wàn)千瓦。受高煤價(jià)與疫情影響，22H1公司業(yè)績(jì)持續承壓。短期內，公司煤電有望顯著(zhù)受益于長(cháng)協(xié)比例提升+用電需求回暖+2022年135萬(wàn)新機組投產(chǎn)；中長(cháng)期看，十四五用電供需趨緊+外來(lái)電增量有限+省內水、煤機組增量有限，公司煤電利用小時(shí)數與電價(jià)有望維持高位。
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