（报告出品方：申万宏源证券）
核心观点：
电力供需形势趋于紧张是电力行业长期基本面
2021年煤炭价格保障引发近年来最严重电荒，其底层原因是自十三五以来我国电力供需形势持续偏紧。从未来来看，双碳目标下电力将成为我国能源体系的核心，用电规模有望扩大3~4倍。而煤电、水电、核电等传统电源增速减缓，新能源增速较快但比例仍偏低，电量供需 将持续偏紧。除电量角度外，负荷缺口更为棘手。由于第三产业和城乡居民用电比例上升，最高负荷增速将持续快于用电量增速。但新能源具有“极热无风、晚峰无光”的特性，难以提供瞬时功率支撑，而传统电源增速不足，导致未来我国晚高峰负荷缺口持续扩大，错峰用电或成为常态。我国华中、华东、南方区域最高用电负荷与气温具有很强的相关性，极端高温天气增多将导致最高用电负荷快速增长。
供需紧张有望推动电改为电力发展保驾护航
保障供给是解决电力供需形势紧张的核心，煤炭价格高企严重影响煤电保供能力。上半年经济增速下滑明显，三季度是我国能否完成全年经济增长指标的决定性季度，电力供应不容有失，因此需要强有力的限煤价措施来保证短期煤电供应。我国政府限煤价保证煤电供应的决心不容置疑。限煤价只能缓解一时之需，仍需要长效机制解决电力行业困局。我们认为，推进现货市场改革、建立全国统一市场和容量电价将是未来改革的重点。新能源保证容量系数较低，而储能成本较高，伴随火电利用小时数下降，预期政策层面将进一步转变火电收益结构，设置容量电价。此外碳市场将进一步扩容，实现绿电交易市场与碳交易市场的联动，通过绿电溢价增加新能源项目回报率。
1.电力供需形势趋于紧张是中长期基本面
1.1.多因素导致2021年电荒煤价暴涨是直接原因
多因素导致2021年9月电荒，带来电力行业板块性行情。2021年9月电荒来自多方面，引爆点源于极端煤价下煤电企业现金流亏损，“计划电-市场煤”矛盾集中爆发，部分地区煤电企业煤炭库存紧张、发电意愿下降导致了电力供应出现大量缺口。2021年9月-10月，全国有超过20个省级行政区采取了有序用电措施，个别地区发生拉闸限电，东北地区甚至出现在未经提示的情况下对居民用电拉闸的情况，显示出极为紧张的供需形势。
1.2.传统电源增速下滑新能源难以有效补充供需紧张加剧
水电+核电：优质水电开发殆尽，十四五最后一轮高峰；核电审批停滞影响显现，十四五投产期存在断档。水电：国内优质水电资源开发殆尽，2020-2022年我国将迎来除西藏外水电最后一轮投产高峰，但是规模较此前几轮已大幅降低。此轮投产总规模约4000万千瓦，按照平均4000利用小时数计算，只能提供1600亿千瓦时/年发电增量。核电：审批停滞影响开始显现，受福岛核事故影响，我国2016-2017年未审批新核电机组，新一轮审批2018年底才重启。根据在建进度，2021年我国投产4台核电机组、2022年预计投产2台，2023年无机组投产，2024年仅投产1台，2025年预计投产4-6台。整个十四五期间核电投产机组只有11-13台（十三五期间投产21台核电机组），只能提供约1000亿千瓦时/年发电增量。
1.3.新能源比例提升以及尖峰负荷突出导致煤电利用率下降
同样的利用小时数下新能源比例不同时所体现的供应压力有很大差别。在不同装机及用电结构下，相同的煤电利用小时数所体现出的供应紧张形势可能大相径庭。（1）当新能源比例提高时，煤电需要应对新能源的频繁波动。此外新能源出力不稳定，在出力很小时仍需要煤电来保证供应，这都将导致煤电出力波动范围大幅增加，实际上降低了煤电的利用小时数。（2）尖峰负荷短时负荷高、持续时间短，如果用煤电保证尖峰时段电力供应，也将导致煤电利用小时数下降。因此，未来几年电力供应紧张形势要远比煤电利用小时数小幅提升所体现的严重的多。
2.多重因素下2022年冬夏电力供需形势不容乐观
2.1.南方区域：水电占比较高但调节能力差
南方区域水电占比较高但集中在云南省，云南装机结构不合理严重影响电力供应能力。南方区域五省（广东、广西、云南、贵州、海南）电力结构中，水电占比达35%，高于全国平均水平。其中云南省水电装机占南方五省超五成，是“西电东送”南通道最主要的电力来源，全部送往广东广西。云南省内水电装机比重严重偏高，高达73%。且大型调节水库数量有限，流域水电调蓄能力弱。云南水电汛期和枯期水电利用小时数可差2倍以上，季节波动性明显。水电丰枯期出力差距较大导致需要煤电进行调节以及作为备用容量，使得云南省2021年火电平均利用小时数仅2797小时，远低于全国平均水平，除西藏外全国垫底。
2.2.华东区域：夏季外来水电通道利用率高来水丰枯影响有限
外来水电占比较高，外来水电丰枯对华东区域电力供需影响极为有限。容易形成的误区：来水改善显著缓解华东地区供电压力。事实上：华东与南方情况明显不同，水电丰枯对华东夏季电力供需影响极为有限。原因：（1）华东区域外来水电主要来自三峡、向家坝、锦屏、溪洛渡等大型水电站，库容量高调节性能强，不论来水多少基本能保证高峰时段功率要求；（2）十三五溪洛渡后再无外来水电接入，电量占比下降至10%左右，且夏季水电通道利用率非常高，丰枯对华东地区影响有限。白鹤滩送江苏、浙江投产后，短期内华东再无外来水电；（3）本地水电基本开发完毕，占比仅2%。华东区域电力供应仍主要由本地火电承担，未来外来电力主要由北方风光大基地提供。
2.3.华中区域：“风光水火核”五不沾特高压或是最佳解决方案
一次能源天然禀赋较差成为华中区域缺电的核心原因。煤电：华中区域是煤炭输入区域，但由于不沿海，大量采用“海进江”的方式运煤，导致煤炭运输价格偏高；风电、光伏：华中是我国陆上风光资源最差的区域之一，不利于大规模发展新能源；水电：长江进入华中后地势趋缓，水能资源变差，长江支流水电站容量小，调节能力差；核电：自福岛核事故后我国停止内陆核电建设，目前尚未有放开迹象。华中区域以往为电力输出省份，通过三峡水电以及鲤鱼江电厂等向华东、华南外送电力。但随着中部经济快速崛起，逐渐由电力输出省转为电力输入省。特高压或是华中电力供应最佳解决方案，近年来国网特高压建设基本都围绕华中地区展开，如青豫直流、陕武直流、雅中直流以及即将开建的金上直流、宁湘直流等。
2.4.经济有望复苏推动三季度用电量快速增长
三季度经济增长有望快速复苏推高用电量和用电负荷增速，2020年和2021年高增速情况有望重现。三季度经济增长有望快速复苏，用电量可能恢复高速增长。用电量增长往往伴随着更高的负荷增长，2021年全国最高用电负荷11.92亿千瓦，比上年增长10.8%。2021年12月中央经济工作会议提出“新增可再生能源不纳入能源消费总量控制”，压制因素解除，带动2022年最高负荷进一步增长。
2.5.冬季负荷压力不亚于夏季电量压力则更大
冬季水电、气电出力相对受限煤电将承担更重的保供压力。受电采暖占比提升等影响，冬季最高负荷逐年提高，已经不亚于夏季负荷。而且冬季相比于夏季，在负荷供应方面还有如下劣势：（1）我国是典型的季风气候，冬季是枯水季，水电出力明显受限；（2）冬季发生极端寒潮时，可能出现无风或者风机遭遇凝冻出力减少；（3）冬季是用气高峰，天然气出力可能受限。因此冬季负荷压力不亚于夏季。
3.供需紧张有望推动电改为电力发展保驾护航
3.1.宏观经济面临下行压力三季度电力供应不容有失
我国经济面临极大下行压力，三季度决定全年经济增速，电力供应不容有失。2022年我国多地新冠疫情齐发，加上外部局势恶化等影响，经济面临极大下行压力。根据基金预算，2022年本级支出7183亿元，较2021年增加4048亿元，同时在预算报告正文中提及“推动解决可再生能源发电补贴资金缺口”，增加的金额属于可再生能源补贴基本确定。我们分析此次第二批500亿资金落地预示着欠补解决加速，随着欠补清查进度的推进，剩余部分最快有望在二季度解决，绿电央企现金流大幅改善。
3.2.发改委连续发文释义控煤价政策国家决心不容置疑
国家发改委2月发布303号文后连发数文控煤价，强调抓好煤炭保量稳价，政策力度持续加大。国家发改委5月6日确定长协煤价格超过770元/吨，现货价格超过1155元/吨的，视为哄抬煤价；国家发改委公众号近期频繁发出多条释义，堵住规则漏洞；并于6月23日发布574号文提出“欠一补三”惩罚条款。
3.3.电改：2002年首轮电改不彻底2015年以市场化为目标的改革重启
2002年国务院发布“五号文”，2003、2007年发布“62号文”、“19号文”，确认首轮电改方案为“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”。厂网分开顺利实现，国家电力总公司发电资产一分为五，形成五大发电集团，输电资产一分为二，形成国家电网和南方电网两大电网公司。输配分开和竞价上网试点失败，电价长期实行计划体制，按照国家核定标杆电价执行。
2015年新一轮电改重启：从厂网分开、主辅分开到输配改革、配售分离。2015年3月，中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（9号文件）发布，宣告新一轮电力体制改革正式启动。由于电网具有自然垄断特点，新一轮改革核心为“管住中间、放开两头”，即放开输配以外的竞争性环节电价，建立市场化机制。电网企业不再以上网电价和销售电价的价差作为收入来源，而是按照政府核定的输配电价收取过网费，输配电价格根据“成本+合理收益“制定。
4.增加互联、调节需求是保证电力供应的重要补充
4.1.资源分布不均是根本原因需要建立全国范围电力互济能力
缺少远距离输电通道和灵活性电源是我国当前电力系统最核心的矛盾。我国优质风光资源位于西部、北部地区，但电力消费主力在东南沿海（胡焕庸线以东占86.5%），新能源一次能源无法直接输送导致未来“西电东送”格局将进一步加强。今年6月，国网西北分部积极组织电力交易，全力支援“三华”地区。本轮负荷高峰期间，电力外送最高达4043万千瓦，同比增长23%。显示出跨区输电对缓解局部电力供需紧张的巨大优势。我国幅员辽阔，输电通道距离动辄数千公里，提高电压等级有效提高输电经济性，特高压应运而生。
4.2.调节需求：峰谷电价是最基本的需求侧调节方法
需求侧调节是最经济的保供手段之一。在第三产业和城乡居民用电比例逐渐上升的背景下，“尖峰负荷”问题凸显。尖峰负荷具有短时波动较大、持续时间较短等特点。如果仅为保证尖峰负荷配套电源和电网建设，投资规模过大、效率过低。因此削减短时尖峰负荷从全社会角度来看是最经济的解决方法。过去的“有序用电”“拉闸限电”本质上也是对需求侧进行管理，但这种方式过于简单粗暴。峰谷电价可以看做对需求侧进行管理的重要手段之一，近年来各地纷纷拉大峰谷电价，引导居民错峰避峰用电。甚至部分地区已开始实行尖峰电价政策，进一步提高尖峰时段电价，这使得用户侧储能具备经济性，用户侧储能有望迎来发展。
5.重点企业分析
当前背景下，由于火电业绩仍然承压，修复节奏难以把握，而水电受益来水大增，核电受益市场化电价上涨，业绩较好且可预测性较高。预计随着下半年光伏组件价格的回落以及政策对新能源收益率的呵护，在碳中和以及能源结构清洁化转型的中长期背景下，我们认为短期内应首先把握具备装机结构优势（新能源转型进度靠前，拥有水电等稳定类电源更佳）、业绩确定性强（电煤长协比例较高，煤电业绩修复更快）的龙头公司，静待电力供需格局趋紧背景下，三季度改革预期落地后带来板块性机会。
中国电力：新能源转型最为迅速，储能开启第二成长曲线
公司为国电投旗下唯一的全国性电力上市平台，拥有火电、水电、新能源和储能四大板块，火电山西、安徽坑口机组占比高；沅江流域的五凌水电可以提供稳定现金，且2022年来水改善提供十足业绩弹性。
国电电力：新能源规划大超预期，传统能源与新能源转型互为支撑
公司计划十四五新增新能源35GW，大幅超出前期15GW的规划。20-21年公司累计新签新能源超25GW，22年计划开工6.7GW，预计22年起公司业绩估值将得到巨大提升。
内蒙华电：受益于三重催化，低估值高股息属性突出
公司为华能集团旗下内蒙古唯一电力上市平台，目前拥有1100万千瓦煤电+150万千瓦新能源+1200万吨煤炭，2022年内蒙古长协电价一般工商业顶格上浮20%，高耗能产业同比上浮50%，电价上涨给公司带来巨大弹性。
黔源电力：水光一体化基地加速建设，新型电力系统下水电价值有望重估
公司拥有贵州3.2GW水电装机，质地优秀+现金流极强，2022年预计汛期来水大幅改善，带来中报与三季报较高业绩预期。历史上公司来水波动较大利润波动拖累估值，以及公司多年以来缺乏项目投资渠道，优质的现金流几乎全部只能用于还债，缺乏成长性。碳中和背景下，公司做为华电贵州省重点平台，将加大光伏投资。21Q3投产75万千瓦光伏项目，目前在手超5GW光伏项目开发协议，十四五全力加速成长。水光一体化基地直接解决调峰问题，回报率具备较高保障。
三峡水利：万亿综合能源蓝海，三峡系平台扬帆起航
公司传统主营业务为重庆区域配售电业务，21年电力板块净利润10.46亿元，占比超过80%。22Q1自有水电发电量4.16亿千瓦时（yoy+24.33%），不含税售电价0.4933元/千瓦时（同比增加0.0746元/千瓦时），预计2022年来水改善与终端电价上涨态势下带来公司中报较高业绩预期。
华电国际：长协占比提升火电弹性巨大，参股集团新能源旗舰平台有望持续受益
公司于2021年底将新能源资产全部注入或售卖给华电新能，并获得华电新能31.03%股份。华电新能为集团唯一新能源发展平台，将承担集团主要新能源任务（十四五新增75GW）。目前华电新能控股装机共2724万千瓦，拟上市募资300亿，总投资804亿建设15GW新能源。公司将受益于华电新能装机快速起量。
粤电力A：高煤价+疫情22H1业绩承压，期待火电业绩修复与新能源转型
公司为广东省最大的煤电上市公司，截至22H1公司控股装机3043万千瓦，其中燃煤装机2055万千瓦，占比71.64%。受煤价持续高位与二季度疫情影响，公司22H1业绩继续承压，在长协三个100%要求下，下半年煤价有望回落，公司煤电板块将释放较大弹性。
申能股份：煤价与疫情拖累盈利期待新能源加速转型
公司为上海国资委旗下地方电力、油气综合能源龙头，截至22Q1控股装机1403万千瓦，其中煤电装机705万千瓦。受高煤价与疫情影响，22H1公司业绩持续承压。短期内，公司煤电有望显著受益于长协比例提升+用电需求回暖+2022年135万新机组投产；中长期看，十四五用电供需趋紧+外来电增量有限+省内水、煤机组增量有限，公司煤电利用小时数与电价有望维持高位。
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