（報告出品方：申萬宏源證券）
核心觀點：
電力供需形勢趨于緊張是電力行業長期基本面
2021年煤炭價格保障引發近年來最嚴重電荒，其底層原因是自十三五以來我國電力供需形勢持續偏緊。從未來來看，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。由于第三產業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“極熱無風、晚峰無光”的特性，難以提供瞬時功率支撐，而傳統電源增速不足，導致未來我國晚高峰負荷缺口持續擴大，錯峰用電或成為常態。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性，極端高溫天氣增多將導致最高用電負荷快速增長。
供需緊張有望推動電改為電力發展保駕護航
保障供給是解決電力供需形勢緊張的核心，煤炭價格高企嚴重影響煤電保供能力。上半年經濟增速下滑明顯，三季度是我國能否完成全年經濟增長指標的決定性季度，電力供應不容有失，因此需要強有力的限煤價措施來保證短期煤電供應。我國政府限煤價保證煤電供應的決心不容置疑。限煤價只能緩解一時之需，仍需要長效機制解決電力行業困局。我們認為，推進現貨市場改革、建立全國統一市場和容量電價將是未來改革的重點。新能源保證容量系數較低，而儲能成本較高，伴隨火電利用小時數下降，預期政策層面將進一步轉變火電收益結構，設置容量電價。此外碳市場將進一步擴容，實現綠電交易市場與碳交易市場的聯動，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.多因素導致2021年電荒煤價暴漲是直接原因
多因素導致2021年9月電荒，帶來電力行業板塊性行情。2021年9月電荒來自多方面，引爆點源于極端煤價下煤電企業現金流虧損，“計劃電-市場煤”矛盾集中爆發，部分地區煤電企業煤炭庫存緊張、發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20個省級行政區采取了有序用電措施，個別地區發生拉閘限電，東北地區甚至出現在未經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：優質水電開發殆盡，十四五最后一輪高峰；核電審批停滯影響顯現，十四五投產期存在斷檔。水電：國內優質水電資源開發殆盡，2020-2022年我國將迎來除西藏外水電最后一輪投產高峰，但是規模較此前幾輪已大幅降低。此輪投產總規模約4000萬千瓦，按照平均4000利用小時數計算，只能提供1600億千瓦時/年發電增量。核電：審批停滯影響開始顯現，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。根據在建進度，2021年我國投產4臺核電機組、2022年預計投產2臺，2023年無機組投產，2024年僅投產1臺，2025年預計投產4-6臺。整個十四五期間核電投產機組只有11-13臺（十三五期間投產21臺核電機組），只能提供約1000億千瓦時/年發電增量。
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
同樣的利用小時數下新能源比例不同時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，煤電需要應對新能源的頻繁波動。此外新能源出力不穩定，在出力很小時仍需要煤電來保證供應，這都將導致煤電出力波動范圍大幅增加，實際上降低了煤電的利用小時數。（2）尖峰負荷短時負荷高、持續時間短，如果用煤電保證尖峰時段電力供應，也將導致煤電利用小時數下降。因此，未來幾年電力供應緊張形勢要遠比煤電利用小時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觀
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數可差2倍以上，季節波動性明顯。水電豐枯期出力差距較大導致需要煤電進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數僅2797小時，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域電力供需影響極為有限。容易形成的誤區：來水改善顯著緩解華東地區供電壓力。事實上：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，庫容量高調節性能強，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，豐枯對華東地區影響有限。白鶴灘送江蘇、浙江投產后，短期內華東再無外來水電；（3）本地水電基本開發完畢，占比僅2%。華東區域電力供應仍主要由本地火電承擔，未來外來電力主要由北方風光大基地提供。
2.3.華中區域：“風光水火核”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“海進江”的方式運煤，導致煤炭運輸價格偏高；風電、光伏：華中是我國陸上風光資源最差的區域之一，不利于大規模發展新能源；水電：長江進入華中后地勢趨緩，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，目前尚未有放開跡象。華中區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，近年來國網特高壓建設基本都圍繞華中地區展開，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.經濟有望復蘇推動三季度用電量快速增長
三季度經濟增長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。三季度經濟增長有望快速復蘇，用電量可能恢復高速增長。用電量增長往往伴隨著更高的負荷增長，2021年全國最高用電負荷11.92億千瓦，比上年增長10.8%。2021年12月中央經濟工作會議提出“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2022年最高負荷進一步增長。
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）我國是典型的季風氣候，冬季是枯水季，水電出力明顯受限；（2）冬季發生極端寒潮時，可能出現無風或者風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.供需緊張有望推動電改為電力發展保駕護航
3.1.宏觀經濟面臨下行壓力三季度電力供應不容有失
我國經濟面臨極大下行壓力，三季度決定全年經濟增速，電力供應不容有失。2022年我國多地新冠疫情齊發，加上外部局勢惡化等影響，經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，同時在預算報告正文中提及“推動解決可再生能源發電補貼資金缺口”，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欠補解決加速，隨著欠補清查進度的推進，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.發改委連續發文釋義控煤價政策國家決心不容置疑
國家發改委2月發布303號文后連發數文控煤價，強調抓好煤炭保量穩價，政策力度持續加大。國家發改委5月6日確定長協煤價格超過770元/噸，現貨價格超過1155元/噸的，視為哄抬煤價；國家發改委公眾號近期頻繁發出多條釋義，堵住規則漏洞；并于6月23日發布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年以市場化為目標的改革重啟
2002年國務院發布“五號文”，2003、2007年發布“62號文”、“19號文”，確認首輪電改方案為“廠網分開、主輔分離、輸配分開、競價上網”。廠網分開順利實現，國家電力總公司發電資產一分為五，形成五大發電集團，輸電資產一分為二，形成國家電網和南方電網兩大電網公司。輸配分開和競價上網試點失敗，電價長期實行計劃體制，按照國家核定標桿電價執行。
2015年新一輪電改重啟：從廠網分開、主輔分開到輸配改革、配售分離。2015年3月，中共中央、國務院《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（9號文件）發布，宣告新一輪電力體制改革正式啟動。由于電網具有自然壟斷特點，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節電價，建立市場化機制。電網企業不再以上網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費，輸配電價格根據“成本+合理收益“制定。
4.增加互聯、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。我國優質風光資源位于西部、北部地區，但電力消費主力在東南沿海（胡煥庸線以東占86.5%），新能源一次能源無法直接輸送導致未來“西電東送”格局將進一步加強。今年6月，國網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4043萬千瓦，同比增長23%。顯示出跨區輸電對緩解局部電力供需緊張的巨大優勢。我國幅員遼闊，輸電通道距離動輒數千公里，提高電壓等級有效提高輸電經濟性，特高壓應運而生。
4.2.調節需求：峰谷電價是最基本的需求側調節方法
需求側調節是最經濟的保供手段之一。在第三產業和城鄉居民用電比例逐漸上升的背景下，“尖峰負荷”問題凸顯。尖峰負荷具有短時波動較大、持續時間較短等特點。如果僅為保證尖峰負荷配套電源和電網建設，投資規模過大、效率過低。因此削減短時尖峰負荷從全社會角度來看是最經濟的解決方法。過去的“有序用電”“拉閘限電”本質上也是對需求側進行管理，但這種方式過于簡單粗暴。峰谷電價可以看做對需求側進行管理的重要手段之一，近年來各地紛紛拉大峰谷電價，引導居民錯峰避峰用電。甚至部分地區已開始實行尖峰電價政策，進一步提高尖峰時段電價，這使得用戶側儲能具備經濟性，用戶側儲能有望迎來發展。
5.重點企業分析
當前背景下，由于火電業績仍然承壓，修復節奏難以把握，而水電受益來水大增，核電受益市場化電價上漲，業績較好且可預測性較高。預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，在碳中和以及能源結構清潔化轉型的中長期背景下，我們認為短期內應首先把握具備裝機結構優勢（新能源轉型進度靠前，擁有水電等穩定類電源更佳）、業績確定性強（電煤長協比例較高，煤電業績修復更快）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板塊性機會。
中國電力：新能源轉型最為迅速，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年來水改善提供十足業績彈性。
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年計劃開工6.7GW，預計22年起公司業績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1100萬千瓦煤電+150萬千瓦新能源+1200萬噸煤炭，2022年內蒙古長協電價一般工商業頂格上浮20%，高耗能產業同比上浮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，新型電力系統下水電價值有望重估
公司擁有貴州3.2GW水電裝機，質地優秀+現金流極強，2022年預計汛期來水大幅改善，帶來中報與三季報較高業績預期。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，優質的現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平臺，將加大光伏投資。21Q3投產75萬千瓦光伏項目，目前在手超5GW光伏項目開發協議，十四五全力加速成長。水光一體化基地直接解決調峰問題，回報率具備較高保障。
三峽水利：萬億綜合能源藍海，三峽系平臺揚帆起航
公司傳統主營業務為重慶區域配售電業務，21年電力板塊凈利潤10.46億元，占比超過80%。22Q1自有水電發電量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），預計2022年來水改善與終端電價上漲態勢下帶來公司中報較高業績預期。
華電國際：長協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。華電新能為集團唯一新能源發展平臺，將承擔集團主要新能源任務（十四五新增75GW）。目前華電新能控股裝機共2724萬千瓦，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+疫情22H1業績承壓，期待火電業績修復與新能源轉型
公司為廣東省最大的煤電上市公司，截至22H1公司控股裝機3043萬千瓦，其中燃煤裝機2055萬千瓦，占比71.64%。受煤價持續高位與二季度疫情影響，公司22H1業績繼續承壓，在長協三個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1403萬千瓦，其中煤電裝機705萬千瓦。受高煤價與疫情影響，22H1公司業績持續承壓。短期內，公司煤電有望顯著受益于長協比例提升+用電需求回暖+2022年135萬新機組投產；中長期看，十四五用電供需趨緊+外來電增量有限+省內水、煤機組增量有限，公司煤電利用小時數與電價有望維持高位。
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