1.1 预计电力供需趋紧贯穿整个十四五迎峰度夏压力极大

　　多因素导致2021年9月电荒，带来电力行业板块性行情，电力紧张贯穿整个十四五

　　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，但是电力供需趋紧从十三五后期已经开始。需求增长持续消化供给过剩， 2020年底零星限电并未引起足够重视，2021年典型省份火电利用小时数已经回升到2010年水平。但是考虑到我国当前新能源装机占比提升，火电需要参与调峰，供需紧张程度已经超过2010年

　　能源双控加剧少部分省份电荒程度，双控放宽后进一步释放用电需求。2021年9月电荒中仅广东、江苏等省份与能源双控有关，缺电最严重的辽宁、湖南、吉林反而绿灯。2022年能源双控总量考核放宽，进一步释放用电需求。电力供需趋紧抬升行业中长期景气度00亿千瓦时/年发电增量

　　新能源：增速快但基数低，即便在偏乐观的增速假设下也难以弥补传统电源断档

　　我国2021年底风电装机3.3亿千瓦，光伏3.1亿千瓦，按照《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》中提出的2030年新能源装机12亿千瓦目标，新能源年复合增速仅有7.3%。市场普遍认为该规划过于保守，中性至乐观预期十四五复合增速20%-30%。

　　但是2021年我国新能源合计发电量占比只有11.7%(且在风况偏好的情况下)，因此即便不考虑调峰需求可能压低火电出力，中性至乐观预期下，新能源也只能提供每年2-3%的用电增量

　　组件价格高企制约集中式光伏放量，2022年前四月投产光伏装机主要为分布式(东部省份)，光照资源不足，实际发电能力有限

　　1.2.2 清洁电源增量不足供需缺口仍需火电增加出力

　　综上，清洁电源增量远远无法满足全社会用电需求增量，供需缺口仍需火电满足

　　2021年全社会用电量高达8.3万亿千瓦时，中电联预测2022年我国全社会用电增速为5%-6%，从前五月用电数据来看，即便受疫情影响1-5月累计用电增速仍达到2.5%，增速环比下滑主要受第三产业拖累，预计复工复产后三季度用电需求有望大幅提升

　　如前述测算，水电、核电十四五总增量仅有2600亿千瓦时，相当于一年用电量的3%，支撑每年用电增长0.6%；新能源偏乐观预期仅能支撑2-3%用电增速，即清洁电源合计仅能支撑用电增速2.6%-3.6%，用电需求与清洁电源之间的缺口仍需火电补齐

　　然而，前几年我国煤电装机增速持续下滑，2022年1-5月火电新增装机(含气电)仅约980万千瓦，且缺电严重的辽宁、浙江、江西、吉林、广东鲜有增长。部分火电公司资产负债率已经超过70%红线，现金流受到影响

　　1.2.3 电量供需持续趋紧预计持续整个十四五乃至2030

　　全国层面量化测算，我们判断“十四五”电量供需格局持续偏紧，火电利用小时数必须保持较高水平

　　1.3.1 负荷紧缺更加棘手错峰用电或呈常态

　　除电量紧缺外，负荷紧缺更加棘手，新能源难以支撑瞬时负荷增长，错峰用电或成常态

　　随着我国空调普及、第三产业及城乡居民用电增长(受人类自然作息影响强烈)，我国当前用电“日内双峰、冬夏双峰”特征日益明显，最高用电负荷增长速度持续高于用电量增长速度

　　受“极热无风、晚峰无光”特点影响，新能源只能满足电量需求，对瞬时负荷的支撑能力有限，负荷增长仍需煤电、水电、核电等传统电源支撑。但是如前页计算，“十四五”期间我国传统电源增速不足，主要电源增量为新能源，未来缺负荷的问题将非常棘手，错峰用电成为常态

　　1.3.2 复工复产推动三季度用电量快速增长

　　三季度复工复产有望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

　　三季度复工复产高峰来临，用电量有望恢复快速增长

　　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

　　1.3.3 今年夏季部分地区阶段性高温热浪来水情况较同比有望改善

　　今年夏季华东、华中地区出现热浪可能性高

　　4月1日，在中国气象局召开新闻发布会，提出华东、华中新疆等地区可能出现阶段性高温热浪

　　4月28日，国家气候中心对2022年汛期气候趋势及主要气象灾害进行了滚动预测订正会商，会商结论与3月底预测意见保持不变，预计今年夏季我国中东部大部气温偏高，华东、华中、新疆等地可能出现阶段性高温热浪

　　近日，重庆、河南、山东、浙江等地出现35以上的高温天气，炎热程度同期少有，局地可能刷新6月极值

　　1.3.4 燃机是我国非常重要的顶峰电源气价高企影响负荷支撑能力

　　受俄乌局势等因素影响天然气价格居高不下影响燃机顶峰供电能力

　　燃机在我国电力装机结构中占比不高，2021年比例仅有4.6%，但由于燃机具有调节灵活、响应速度快等优点，是非常重要的顶峰电源。

　　华东、华南地区高峰时段非常依赖燃机的保供能力。

　　受俄乌局势等外部因素影响，天然气价格自今年2月开始快速上涨。虽然近期略有下降，但仍与去年最高水平相当。与燃煤电价一样，我国气电上网电价同样缺乏调节机制，天然气价格居高不下同样影响燃机顶峰供电能力

　　1.3.5 量化测算2022年夏季电源备用率将大幅下降

　　量化测算，我们判断我国用电负荷增速将大于用电量增速，按照水电保证容量系数70%、风电10%、光伏0%计算，我国电力系统备用率(负荷冗余量))将持续下降，负荷平衡缺口将持续扩大

　　因此，我们判断2022年迎峰度夏期间电力供给非常紧张，一方面有望倒逼政策利好进一步释放，另一方面有望彻底扭转市场对电力行业中长期景气度预期，带来电力行业板块性机会。重点关注浙江、广东和湖南等省份电力供需格局

　　1.3.6 电力供应缺口公开化多省密集发布文件做好预案

　　近期多省密集发布迎峰度夏期间应对电力缺口的工作，部分省份文件明文指出电力供应存在缺口

　　措施包括但不限于强化需求侧管理、有序有点、轮流停电、省间互济等

　　云南、深圳、河北、浙江、河南、安徽等省份在文件中之间点明今年迎峰度夏期间，省内电力供给存在缺口。

　　1.4.1 分区域看：南方省份本地新能源禀赋差外来电力严重缺乏

　　南方区域新能源禀赋差外来电力严重缺乏，面临长期缺电问题，尤其用电大省广东发生缺电的概率较高

　　南方电网区域新能源资源禀赋较差，除广东区域海上风电外，优质风光资源集中在云南地区，云南地区地形复杂开发难度高，且大力开发云南新能源进一步恶化云南可再生能源消纳现状。

　　南方电网区域与国网区域相对独立，区外来电仅有三峡300万千瓦，十四五期间仅新增藏东南和闽粤联网外来电力，预计不超过1000万千瓦，中短期内从外区调入电力难见改善，成为南方区域电力供应不足的根本问题。

　　南方今年电力紧张局势难有改善十四五顶峰缺口扩大

　　2021年南方区域最高用电负荷2.16亿千瓦，按今年增长6.5%计算，则负荷增长也在1400万千瓦以上。但2021年南方区域新增水电435万千瓦(一半以上在云南)，火电853万千瓦具备顶峰供电能力，低于负荷增长。

　　即使考虑今年南方区域来水大幅改善，今年夏季南方区域实际备用率也与去年相当，今年南方区域供电紧张局势难以明显缓解。

　　从长远来看，假设未来三年南方区域最大负荷增长率CAGR为6.5%，则到2025年最大负荷将达到2.74亿千瓦，相比于2020年增长约7400万千瓦，而从南方五省未来电力装机规划来看，水电、核电、煤电、气电十四五期间新增约4000万千瓦，区外来电总计预计不超过1000万千瓦以及约600万千瓦抽水蓄能，总新增顶峰电源约5600万千瓦，电力缺口仍将进一步扩大。

　　1.4.2 华东区域：夏季外来水电通道利用率高来水丰枯影响有限

　　水电负荷已然较高，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：华东区域情况与南方有明显不同，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。

　　高温热浪叠加复工复产电力供需进一步紧张

　　华东地区夏季热浪叠加复工复产，预计电力负荷增长较快。以高峰负荷增长8%计算，今年夏季最高负荷预计达到近3.66亿千瓦，相比去年增加约2700万千瓦。

　　去年华东地区火电、核电、水电合计新增不到1200万千瓦，加上今年夏天白鹤滩—江苏水电有望最多增加400万千瓦负荷，共计1600万千瓦，与负荷增长相比相去甚远。

　　华东区域电源实际备用率持续下降，在2021年下降14.8pct基础上今年可能继续下降3.4pct，夏季电力供应形势不容乐观

　　核心标的投资分析意见

　　投资分析意见

　　2024年和2025年有望出现特高压直流投产高峰，投产数量将远超历史平均水平，看好直流主设备供应商届时业绩表现。下半年电网投资有望加速，技术实力较强的传统电力设备商业有望受益。

　　换流阀和直流控保环节：换流阀和直流控保是直流输电独有的设备，也是直流输电的核心，价值量高、竞争格局好，技术壁垒和客户壁垒极高。重点推荐：许继电气，国电南瑞

　　直流海缆环节：直流海缆是海上柔直的核心技术点，具有极高的技术壁垒，建议关注东方电缆

　　特高压变压器环节：建议关注特高压交、直流变压器龙头特变电工

　　常规电力设备：下半年电网投资额大幅提升，建议关注思源电气

　　煤电灵活性改造和抽水蓄能：现阶段煤电灵活性改造具有成本低、机制较为完善、建设周期短等优势，预计随着各地“两个细则”

　　陆续出台会逐渐加速。抽水蓄能是当下最重要的储能类型，未来增长也极为可观。推荐煤电主机设备龙头、水轮机龙头东方电气。

　　新型储能：建议关注南网重要上市平台，储能业务有望快速增长的南网科技

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