（报告出品方：长江证券）
高温热浪持续演绎，多地电力供需紧张加剧
夏季来临，热浪强于常年同期。根据中国气象局发布数据显示，刚刚过去的 7 月，全国 平均气温为 1961 年以来历史同期第二高，全国高温红色预警发布量同比增幅达 753%。 截至 8 月 3 日，今年全国平均高温日数 8.7 天，较常年统一偏 多 3.6 天，为 1961 年以来历史同期最多。今年高温综合强度为 1961 年以来第三强， 仅次于 2013 年和 2017 年。
用电负荷屡创历史新高，发电侧保供形势日益严峻。7 月 15 日，我国电力负荷再创历 史新高，当日最高电力负荷达到 12.6 亿千瓦，当日发电量达到了 285 亿千瓦时。进入 8 月，在持续升高的气温水平下，负荷水平的攀升并未有改善趋势，8 月 3 日，山东省 用电负荷达 10078 万千瓦，年内第 6 次再创历史新高；8 月 8 日，湖北省年内第六次刷 新历史同期新高，全网最大用电负荷高达 4846 万千瓦，较去年最高值增加 403 万千瓦。 负荷水平的快速攀升对发电侧的电力保供及用户侧的及时响应产生巨大压力。
水电出力由丰转枯，火电顶峰压力显著增强。7 月份以来，我国来水由丰转枯，7 月全 国平均降水量 96.6 毫米，较常年同期偏少 20.6％，进入 8 月份，8 月 1 日-9 日三峡水 库出库流量达到 1.3 万立方米/秒，同比减少 17.25%。偏枯的降水对我国水电出力能力 产生较大的限制，而作为我国第二大电源的水电出力能力同比转弱，火电顶峰压力将同 比显著提升。
实际上从 7 月份以来，我国火电出力就已经呈现出持续好转的态势，7 月 以来的五周中，中电联纳入统计的煤电企业日均发电量同比增速由月初的同比回落 6% 提升至月末的同比回升 5.3%，若从环比数据来看， 7 月 29 日-8 月 4 日中电联纳入统 计口径的煤电企业日均发电量将较 7 月第一周增幅高达 23.0%。火电电量无论是从同比 还是环比出力均有显著提升，其背后也是反映出我国电力平衡面临的严峻压力。
实际上，在此前各省份召开的夏季电力保供相关会议中，“紧平衡”一直为今年电力供需 判断的主要基调。在此形势下，除了积极开展电网建设、运维检修以保障各类机组应开 尽开外，各地陆续发布了迎峰度夏有序用电实施方案以确保完成今年迎峰度夏电力保供 任务。6 月 6 日，山东省印发了《2022 年全省迎峰度夏有序用电方案》，提出优先保障 居民生活、能源供应、化肥生产等涉及公众利益、国家安全和国家明确重点保障的用户 电力供应，重点压限“两高”行业用户用电，并提出当出现长期性、全时段电力缺口时 （不低于一周），启动用户轮停工作。
6 月 21 日，上海市经信委也发布了《2022 年上海 市迎峰度夏有序用电方案》，提出电力缺口的四级方案。其中，第 IV 级方案采用需求响 应和协议避峰方式，第 III 级方案采用负控系统临时限电方式，第 II 级方案主要采用商 业用户避峰方式，第Ⅰ级方案采用限停错峰轮休等让电方式。在各地最大用电负荷持续创下新高以及相关政策的印发催化下，市场对本轮电力供需紧缺的原因以及产生的影响 产生不同的探讨。
回顾2020-2021，分条缕析缺电主因
2020 年冬天和 2021 年夏秋我国都出现了较为严重的缺电问题。2020 年冬天发生缺电 的省份并不多，主要包括华中地区的湖南、江西，西部地区的陕西。
导致以上3省缺电问题出现的原因核心包括几个方面：
生产旺盛叠加气候因素，用电需求和负荷攀升
2020 年冬天我国多地气温呈下跌态势，雨雪冰冻天气来袭，使得网架薄弱区域存在突 发短时停限电风险，电网安全稳定运行压力较大。此外，低温天气亦催生出极强的制热 采暖需求，对电网的调度和平衡亦形成了不小的挑战。
随着制造业市场活力进一步增强，经济恢复性增长明显加快，2020 年 11 月 PMI 达到 52.1%，创 2017 年 10 月以来新高。其中新订单指数和新出口订单指数分别为 53.9%和 51.5%，分别指向内需明显改善和外需稳步回升；生产指数达到 54.7%，指向生产端景 气面持续扩大。2020 年 12 月的 PMI 也在 51.9%的高水平，在内需改善叠加外需提升 的背景下，制造业生产用电量维持抬升态势，用电负荷持续提高。
新能源不稳定，水电出力季节性下滑
从供给端来看，“十三五”中后期我国发电装机的增量主要以风电光伏为主，但考虑到可 再生能源的实际出力受光照、风速等不可控因素影响较大，出力曲线往往难以预测，属于间歇式能源，不能提供连续可靠的电力保障，因此可再生能源发电比例的提升给电力 调度和平衡也带来一定压力。其中以发生缺电的湖南为例，从 2015 年到 2019 年，湖 南省全社会用电量增幅接近 30%，而装机容量增幅不到 20%：湖南省 6000 千瓦及以上 发电设备装机容量共增长了 775.73 万千瓦，而火电和水电分别仅增长 93.31 万千瓦和 77.97 万千瓦，主要装机增量来自以风电和光伏为主的其他能源。而在大范围降温伴随 雨雪天气的情况下，风电光伏发电的发电功率受到显著影响。同时，冬季的 11 月末-12 月，水电出力本就存在季节性的下降，而 2020 年来水情况偏枯也进一步加剧了水电出 力的下滑。
调节电源建设滞后，电力系统调节能力不足
虽然近年来新能源装机快速增长，但是与之配套的调节性电源装机却长期不及预计，“十 三五”期间，我国规划在“三北”地区进行火电灵活性改造规模 2.15 亿千瓦，新增调峰 能力 4500 万千瓦，同时抽水蓄能及气电装机规模达 4000 万千瓦和 11000 万千瓦，但 从实际完成情况来看，新增装机均不及规划目标，从而限制了新能源在用电高峰期的实 际出力能力。
2021 年中开始的缺电问题严重程度和影响范围均有进一步的提升，全国陆续有 22 个 省、市、自治区发生限电现象：2021 年的缺电与 2020 年冬天的缺电存在一些共性原因，不稳定的新能源占比提升而 系统调节对冲能力不足、用电负荷增加且峰谷差距拉大加剧调节匹配难度都是两次缺电 的共性因素，导致了 2021 年缺电范围明显扩大的因素除了西南地区春季来水偏枯以外， 更重要的原因在于火电顶峰发电能力的减弱。
2021 年电煤价格持续飙升，7 月份之后秦皇岛 5500 大卡动力煤市场价开始持续超过 1000 元/吨，10 月份一度达到创历史记录的 2592.5 元/吨，且彼时火电行业仍未全面推 进市场化改革，电价上行受阻，成本端压力无法传导，火电企业一度面临发电即亏损的 窘境，极大的影响了火电企业的发电积极性。全年来看，电力行业亏损企业亏损总额达 到了创纪录的 3122 亿元，作为电力系统的基石火电出力受阻进一步加剧了电力系统的 脆弱性，多省份也因此面临缺电现象。
煤源非此次紧张主因，硬缺口或孕育投资机遇
有序用电或再度袭来，煤源非此次负荷缺口主因。7 月份以来，为缓解电网负荷压力， 四川、浙江等省份多地已经启动新一轮有序用电。8 月份以来，浙江 省仍在继续推进有序用电的落地执行。与去年相比，今年我国煤炭供给已经明显充裕许 多，当前全国 25 省电厂库存绝对值仍在 1 亿吨以上，高于近年来同期，而且虽然在日 耗水平显著提升的背景下，库存煤可用天数依然维持在 15 天以上，煤源供给充分。而 且实际上当前在疫情对经济仍存影响的背景下，当前负荷或较潜在负荷水平也存在一定 距离，但在此情况下仍存在负荷缺口，其背后也隐含着我国电力面临负荷硬缺口的时代 或将再次到来。
短期来看，在夏季高温和复工复产推进下用电负荷平衡迎来严峻考验。以此推演，未来 无外乎两种情景： 其一，若上游价格再度高位飙涨，则能源保供乃至经济复苏无从谈起，新的电价或 纾困政策不得不发，行业政策底二次确认； 其二，能源安全必须确保，则迎峰度夏恰好成为凸显包括 303 号文在内政策的落 地迫切性最佳时期，“无形之手”熨平成本压力，甚至有望实现“需求向好，成本 改善”的最佳假设，行业盈利底确认。
实际上为了确保发电侧火电的稳定出力，5月份以来国家便开始强力推进 303 号文的落 地，5 月国家发改委接连发布煤炭价格调控监管政策系列解读，对长协煤新政相关要求 进行了细化说明。政策组合拳章法清晰，搭配此前对哄抬价格行为的界定，明确了煤炭 供需企业应该如何、不能如何、违反如何，政策层面已经形成了对煤炭中长协机制较为 完善的约束框架。
5 月 27 日国家发改委明确要求相关部门要对举报投诉的违约行为等 有诉必查，辖区内出现企业签订履约情况较差的将纳入地方城市信用监测及信用示范城 市评价指标，也就是说签订履约情况会直接影响地方政府的考核，从而进一步压实且增 强了地方政府的监督动力和责任意识，未来地方政府对长协煤监管严厉程度或将持续增 加。而且据华能国际中期业绩发布会披露，7 月 1 日-8 日，公司与上游供应商新增 600 万吨电煤中长期合同签约量，电煤中长期合同覆盖率达到 83.5%，合同中完全符合国家 价格区间的 8 天内增加 1057 万吨到 1.07 亿吨。因此煤炭中长协新政的落地，将利好火 电成本改善，从而确保在紧张的电力供需格局下的火电的顶峰能力。
但是长协煤稳价保供终究只能在一定程度上缓解短期的电力紧张格局，对于长期电力供 需格局而言，我们早在 2021 年发布的《限电洞察》系列研究报告以及 11 月发布的《煤 电改造能否改善趋紧的电力供需格局？》中就明确提出，双碳目标下，电力供给侧稳定 输出电源增量有限，灵活性调节能力也处于发展初期，而用电侧波动性持续提升，且用 电负荷逐年增长，电力供需紧张或贯穿整个“十四五”期间。在建设新型电力系统的要 求下，若要改善电力供需格局，未来仍需供需双方同时发力，供电侧措施即为提升供电 负荷，包括煤电机组进行灵活性改造和增加储能、调峰电源、出台容量电价保障火电收 益以增加调峰积极性；电网侧措施主要是通过加强输配电网建设，互济余缺；用户侧措 施即为平滑用户负荷，包括利用储能设备自主调峰、增加高峰期用能成本和拉闸限电。
从具体的政策层面的干预措施，我们在 2021 年 9 月份深度研究《当我们讨论电价改革 时，我们在讨论什么？》中就明确提出，现货交易市场以及容量电价政策的出台是未来 电改的核心方向之一，两项政策的出台将从发电及用户侧共同发力，通过市场化与行政 手段相结合的方式，应对电力供需持续紧缺的局面。
现货交易蓄势待发，市场化调节电力供需更高效。实际上早在 2017 年，国家就已经以 广东、山西等 8 个地区作为电力现货市场第一批试点市场，拉开我国电力现货交易市场 改革的帷幕。而 2022 年，我国多个电力现货市场开始完成年度的连续试运行，当前来 看，以广东省、云南省、山西省等省份的电力现货市场运行已经呈现出常态化的趋势。 而且电力现货市场最重要的职能便是通过电价直接反映出电力供需的情况，通过市场化 的方式来让市场主体自主调节电力供需，从而有效改善电力紧张的局面。
而在电力现货 市场的运行过程中，毫无疑问，具备灵活性调节能力的电源将具备充分的竞争优势，而 火电作为其中重要的代表将充分受益于现货市场运行带来的阶段性高电价。从今年 7 月 份以来，广东省日前现货持续较当地燃煤基准价溢价交易，由于我国现货市场中不受 20% 的电价上浮限制，7 月 30 日广东省日前现货电价价差一度高达 617 厘/兆瓦时，远高于 中长期交易市场中仅 20%左右的电价涨幅。如此之高的电价将一方面直接影响到下游 电力用户的生产决策，从而调节用电负荷，另一方面也将直接对发电侧具备灵活调节能 力的电源收入端形成有力的支撑。
容量电价必要性愈加凸显，将保障火电基本收益。除了参与直接参与现货市场之外，社 会、电网以及风光发电企业对火电机组加大调峰力度的呼声持续增加。但是，在煤电频 繁参与调峰的过程中，运行参数频繁偏离设定值，将会导致供电煤耗上升，继而增加运 行成本。特别是当深度调峰到 30%及以下负荷时，燃煤机组设备磨损和寿命损耗显著增 加，实际成本远不止显性成本。
此外，随着机组负荷频繁降低，利用小时也将持续减少， 度电成本分摊的费用也就随之增加。针对目前煤电调峰积极性不足的现状，我国各地已 经开始陆续出台容量电价政策，旨在改善目前煤电调峰经济性有限、煤电改造积极性不 佳的问题。但是当前来看，容量电价政策的出台主要集中在现货市场运行的省份，后续 随着容量市场的开启或者全国范围内的现货市场的陆续运行，全国范围内的火电容量电 价政策出台只是时间问题。而容量电价政策出台后，预计将有效改善调峰火电机组的盈 利水平以及盈利的稳定性，将直接改善火电长期逆周期属性的特点，真正回归公用事业 属性。
省间市场交易陆续推进，可有效缓解省间电力供需不匹配问题。2022 年 1 月，《国家发 展改革委国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》出台，明确提出 稳步推进区域电力市场建设。随后，在 7 年“电改”经验基础，南方区域电力市场在 7 月启动试运行，当日成交电量合计 27 亿千瓦时，交易空间维度跨越 1300 多公里。正如 我们所提到的，省间电力互济余缺也是未来改善全国范围内的电力供需紧张重要的途径 之一，在这一过程中，一方面低电价以及电力供应充分的区域电源将更加受益，市场的 建立相当于拓展自身下游需求，从而增强自身在市场交易中的话语权；除此之外，由于此次试运行的南方区域市场包括现货市场及辅助服务市场，因此具备灵活性调节能力的 水电及火电也将充分受益于市场化的持续推进。
整体来看，在双碳目标下，电力供需紧张难以通过发电侧火电装机大幅提升而实现根本 扭转，因此对于存量机组的出力改善便成为未来政策重要发力方向，因此我们认为确保 灵活性电源盈利性的相关政策出台便尤为重要，其目的在于保障灵活性电源的正常运行 以提升发电侧对电网的负荷支撑能力，其中火电作为灵活性电源的核心代表必然会充分 受益，而且偏紧的供需格局也将使得电价获得长期支撑，因此我们继续看好电力运营在 整个“十四五”期间的长期机会。
库存高位去化不显著，关注工业需求回升节奏
疫情影响工业需求复苏，淡季电厂累库明显
强保供弱需求，2022 年上半年动力煤供需盈余 1.3 亿吨。受煤炭保供政策有力推进影 响，2022 年 1-6 月份动力煤供应量 18.11 亿吨，相较 2021 年 1-6 月份同比增加 1.92 亿吨（+11.89%）。进口方面，或受海外煤价较高影响，2022 年 1-6 月份动力煤净进口 量为 8698 万吨，相较 2021 年 1-6 月份同比减少 2918 万吨（-25.12%）。需求方面，或 受淡季及全国疫情反复影响，2022 年 1-6 月份动力煤耗煤总量 17.69 亿吨，同比减少 3733 万吨（-2.07%）。分行业来看，除化工行业 1-6 月动力煤消费量同比为正外，电力 供热、建材、冶金等行业耗煤量均有下降。在强保供弱需求下，2022 年上半年动力煤供 需盈余约 1.3 亿吨。
虽然 2022 年上半年煤炭供需总体盈余，造就淡季电厂累库，然而 2022 年上半年秦皇 岛 5500 大卡动力末煤均价 1188 元/吨，相较 2021 年上半年同比提升超过 350 元/吨， 其中二季度更是显现出较为明显的淡季不淡特征。我们认为淡季煤价高位震荡或和以下 原因有关：1）俄乌冲突下海外煤价高涨，国内外煤价倒挂严重下我国煤炭进口减量，也 支撑了国内市场煤价高位震荡；2）虽然国内原煤产量较大，但在主产区保供长协以及 电煤长协比例提升趋势下，市场煤货源持续紧张；3）部分贸易商对旺季需求预期较强， 存在一定囤货惜售现象。
工业复苏有望推动库存去化，四季度行情值得期待
7 月煤价旺季不旺，8 月初煤炭向上动能初现端倪。7 月以来，受全球衰退预期加强、 电厂和港口库存高位去化不显著、工业用电需求回升仍不及预期、非电终端需求边际减 弱、保供限价要求再次趋严等多重因素影响，产地及贸易商对后市价格较为悲观，7 月 消费旺季煤价反而旺季不旺，截至 8 月 5 日港口动力煤价格降至 1135 元/吨，已至限价 区间以内。然而近期下游工业逐渐进入去库节奏，边际好转下板块情绪有所回暖： Mysteel 钢厂周度总产量企稳回升，钢材库存去化加速；水泥出货率实现弱反弹，水泥 库存有所下降；此外，在全国高温范围持续扩大影响下，近期全国 25 省电厂日耗有所 跳升，截至 8 月 4 日耗煤总量达到 650 万吨左右水平，港口动力煤价跌幅也有所放缓， 截至 8 月 5 日港口动力煤价格降至 1135 元/吨。
虽然当前煤炭需求向上初现端倪，然而我们认为淡季煤价或仍有承压：1）高库存风险 犹在。近期全国 25 省电厂库存绝对值仍在 1 亿吨以上，高于近年来同期；CCTD 主流 港口库存则在 6000 万吨以上，略高于 2021 年水平。虽然短期来看，随着煤价跌至限 价区间内、高温天气持续，动力煤价或有所企稳甚至略有上涨；然而 9 月淡季来临后， 工业需求接棒高温天气力度尚不明了，产地及贸易商对后市态度仍较为谨慎；2）地产 弱现实，然而预期有所向上。截至 8 月 5 日，30 大中城市商品房成交面积仍未见明显 改善，然而当前地产政策预期逐渐好转，因此虽然从基本面看地产反转信号或仍不明晰， 但后续有望边际向上，需关注工业需求回升情况以及终端库存去化情况。
总体而言，虽然夏季高温下电厂库存有所去化，但工业需求不理想下库存去化仍不明显。 当前工业需求回升初现端倪，若后续工业复苏接棒高温天气推动淡季电厂煤炭库存去化， 四季度国内工业需求回升及冬季能源紧张有望提振信心，Q4 行情展望值得期待。目前 动力煤及焦煤基本面各有优劣：1）动力煤：虽然当前库存偏高，然而即使后续工业复苏 不理想，海外能源紧张及国内用电需求相对刚性也有望对动力煤价形成支撑；2）双焦： 若需求复苏较强，则低库存下双焦向上弹性更大；然而若需求复苏不理想，则双焦价格 或整体偏震荡。
投资分析
高温热浪持续演绎，多地电力供需紧张加剧
7 月份以来全国高温天气依然持续加剧，而与高温并行的是持续创新高的电力负荷水平， 我国电力保供也随之产生巨大压力。与此同时，我国来水由丰转枯，从而对我国水电出 力能力产生较大的限制，而作为我国第二大电源的水电出力能力同比转弱，火电顶峰压 力将同比显著提升。实际上从 7 月份以来，我国火电出力就已经呈现出持续好转的态势， 7 月以来的五周中，中电联纳入统计的煤电企业日均发电量同比增速由月初的同比回落 6%提升至月末的同比回升 5.3%，若从环比数据来看，7 月 29 日-8 月 4 日中电联纳入 统计口径的煤电企业日均发电量将较 7 月第一周增幅高达 23.0%。因此火电电量无论是 从同比还是环比出力均有显著提升，其背后也反映出我国电力平衡面临的严峻压力。
煤源非此次紧张主因，硬缺口或孕育投资机遇
今年电力供需偏紧格局已然与去年截然不同，去年煤价高涨限制火电发电积极性系电力 供需紧张主因，而今年以来，煤炭库存持续高位运行，电厂库存煤可用天数也维持高位， 已经表明煤源非此次电力供需紧张主因，但这背后也隐含着我国电力面临负荷硬缺口的 时代或将再次到来。实际上我们早在 2021 年发布的《限电洞察》系列研究报告中就明 确提出，双碳目标下，电力供给侧稳定输出电源增量有限，灵活性调节能力也处于发展 初期，而用电侧波动性持续提升，且用电负荷逐年增长，电力供需紧张或贯穿整个“十 四五”期间。
在紧张的供需格局之下，我们认为，短期内在能源安全被高度重视的背景 下，紧张的供需格局将加速包括 303 号文等行业利好政策的落地，以释放作为我国电力 系统重要支撑的火电企业发电积极性。长期来看，在双碳目标下，电力供需紧张难以通 过发电侧火电装机大幅提升而实现根本扭转，对于存量机组的出力改善便成为未来政策 重要发力方向，因此我们认为确保灵活性电源盈利性的相关政策出台便尤为重要，其目 的在于保障灵活性电源的正常运行以提升发电侧对电网的负荷支撑能力，其中火电作为 灵活性电源的核心代表必然会充分受益，而且偏紧的供需格局也将使得电价获得长期支 撑。
库存高位去化不显著，关注工业需求回升节奏
上半年受疫情导致需求不振影响，国内电厂煤炭库存处于往年同期高位；虽然夏季高温 下库存有所去化，但工业需求不理想下库存去化仍不明显，夏季煤价旺季不旺。当前工 业需求回升初现端倪，若后续工业复苏接棒高温天气推动淡季电厂煤炭库存去化，四季 度冬季能源紧张有望提振信心，Q4 行情展望值得期待。目前动力煤及焦煤基本面各有 优劣：1）动力煤：虽然当前库存偏高，然而即使后续工业复苏不理想，海外能源紧张及 国内用电需求相对刚性也有望对动力煤价形成支撑；2）双焦：若需求复苏较强，则低库 存下双焦向上弹性更大；然而若需求复苏不理想，则双焦价格或整体偏震荡。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
精选报告来源：【未来智库】
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