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2022年08月25日发布

事件：近日，在极端性高温天气]影响下，多地频发限电缺电情况。受持续高温干旱天气导致来水偏枯的影响，2022年8月以来四川省内水电发电量大幅下降，四川多地工商业“让电于民”，实行限电限产，引发舆论广泛关注。8月21日，四川省能源供应保障应急指挥领导小组办公室宣布启动四川省突发事件能源供应保障一级响应。同时，重庆、安徽、湖北、江苏、浙江等长江中下游多地也开展有序用电和错峰生产，电力供应紧张局面仍在持续中。

点评：

1、“十三五”期间支撑性电源增长缓慢导致顶峰容量出现不足

电力系统运行需要实现实时平衡，即同时包括电量平衡和电力平衡。其中，电力平衡用以描述电力系统的瞬时功率供需情况，其关键要求是：可用装机容量≥最大负荷×（1+备用率）。顶峰容量测算方法如表1所示。当遭遇极寒极热天气，新能源出力不及预期时，局部顶峰装机全部容量亦无法满足尖峰负荷，从而导致缺电问题发生。

“十三五”以来，我国新增装机容量主要来自于新能源机组。2016-2020年间，新能源新增装机在总新增装机中的占比分别达到40.6%、54.4%、53.6%、50.8%、63.0%。出于对电力供需将在“十三五”期间处于供应过剩的预判，2016年以来国家严控火电新增装机增长，火电项目出现“亮红灯”的局面。2016-2020年间，火电新增装机在总新增装机中的占比分别仅达到44.2%、34.8%、31.8%、42.0%、28.8%。同时，水电剩余可开发裕度不足，核电在2016-2018年间审批建设停滞三年，导致“十三五”期间顶峰容量增速持续低于最大负荷增速，相对充裕的顶峰容量裕度被快速消耗。

目前的电力系统面临电源端与负荷端同时波动加大的趋势。电源端因高比例新能源装机的大规模接入，强不确定性、弱可控出力的新能源发电装机占比提高加大了电力出力的波动性。负荷端则由传统的刚性、纯消费型、工业负荷占绝对主导地位的情况，向柔性、生产与消费兼具型、居民和三产用户占比快速提升的情况转变，季节性波动明显提升。未来电力系统的调节难度将进一步加大，叠加历史投资不足导致顶峰装机容量裕度不足，有序用电等电力调节情况或将成为常态。

2、煤电投资建设节奏有望超预期加快

受2021年下半年以来缺电情况推动，火电投资额逆转持续多年的下跌趋势，迎来上升拐点，火电建设节奏有望继续超预期加快。据中电联，2016~2020年火电投资年均减少155亿元。自2021年起，火电投资额回升至672亿元，同比增长21.5%，2022年上半年实现火电投资额347亿元，同比增长71.8%。同时，火电建设也自2021年四季度缺电后出现超预期加速情况。据绿色和平组织，2021年全国新增核准煤电装机为18.55GW，其中四季度新增核准装机11GW，占全年新增核准装机的59.3%。2022年一季度新增核准煤电装机8.63GW，同比增长103.1%。

3、政策方向与行业投资有望重新聚焦于煤电等传统能源

从政策角度看，2021年缺电情况过后，2022年2月人民日报发文《正确认识和把握碳达峰碳中和》强调充分考虑国内能源结构、产业结构等基本国情，通盘谋划，先立后破，不能影响经济社会发展全局，确保传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上。2022年3月的政府工作报告再次强调确保能源安全。2022年8月四川缺电发生后，国家能源局对迎峰度夏电力保供进行再动员、再布置的工作中提到国家能源局已开始提前谋划“十四五”中后期电力保供措施，按照“适度超前”原则做好“十四五”电力规划中期评估调整工作，确保“十四五”末全国及重点地区电力供需平衡。具体措施包括，逐省督促加快支撑性电源核准、加快开工、加快建设、尽早投运。以煤电为主的顶峰电源建设有望成为下一阶段的电力重点建设工作方向。

从项目投资方的性质来看，国有资本和民营资本在新增核准煤电的比重出现显著变化，国有资本参股并控股的新增煤电项目装机从2021年前三季度的58.63%回升至拉闸限电事件后的93.85%，国有电力企业重新聚焦于传统电源项目投资的趋势显著。

从企业层面看，电力公司火电投资意愿也有望有所增强：1)在电煤长协“100%覆盖”政策不断推进下，火电企业业绩有望减亏扭亏；2)在“十四五”期间顶峰容量裕度不足，缺电限电问题频发的局面下，随着新电改和电力市场化的推进，电力顶峰容量价值的稀缺性有望逐步显现，容量电价机制有望逐步建立，电价也有望稳中趋升。在盈利与现金流基本稳定的背景下，电力企业有望从过去的新能源投资为主转向更大比例的支撑性传统电源投资。

4、投资建议

由于电力供需逐步趋紧、顶峰容量不足，我们认为火电投资建设节奏有望进一步加速，从而有望利好传统电力建设板块，并将带动电煤需求量在中长期的超预期增长，动力煤相关上市公司有望受益。建议关注内生外延增长空间大、资源禀赋优、公司治理优的兖矿能源、陕西煤业、广汇能源、中国神华、中煤能源等优质动力煤公司。

风险因素：用电量增速不及预期；电力市场化改革推进不及预期；煤炭增产保供政策执行不及预期等。