近日，高溫天氣疊加疫情之后的復(fù)工復(fù)產(chǎn)，全國用電負(fù)荷屢創(chuàng)歷史新高。據(jù)國家電力調(diào)度控制中心數(shù)據(jù)，6 月以來，國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)域最大用電負(fù)荷超8.44 億千瓦。為安全迎峰度夏，2022 年以來，遼寧、浙江、廣東等28 個(gè)省市發(fā)布有序用電政策以應(yīng)對電力供需問題。

　　復(fù)盤2021 年，下半年發(fā)生限電原因主要有三：第一，政策：2021年，在發(fā)改委“能耗雙控”晴雨表考核壓力下，部分地區(qū)“運(yùn)動式”

　　減碳，導(dǎo)致限電限產(chǎn)現(xiàn)象。第二，煤價(jià)：供需偏緊導(dǎo)致動力煤價(jià)格高企，影響火電企業(yè)出力。第三，電價(jià)：電價(jià)端無法疏導(dǎo)高企的燃煤成本，造成煤電企業(yè)大規(guī)模虧損，限制企業(yè)發(fā)電意愿。

　　展望2022 年，我們認(rèn)為，與2021 年相比，掣肘因素有一定程度改善，但電力供應(yīng)形勢仍然比較嚴(yán)峻。中電聯(lián)預(yù)計(jì)今年迎峰度夏期間，全國電力供需總體平衡，用電高峰時(shí)段電力供需偏緊。其中，東北、西北區(qū)域電力供需基本平衡；南方、華東、華中、華北區(qū)域用電高峰時(shí)段電力供需偏緊。

　　第一，政策“保供”取向明確，部分省市存在用電缺口，將通過有序用電、增加外來電等措施積極應(yīng)對。2022 年5 月，國務(wù)院常務(wù)會議強(qiáng)調(diào)“決不允許出現(xiàn)拉閘限電”，從根本上劃清了保障民生的底線。

　　截至2022 年7 月，全國28 省市已發(fā)布有序用電政策，確保完成迎峰度夏。據(jù)南方能源觀察，浙江、安徽、河南、山東、湖南等省份迎峰度夏期間或面臨較大的電力保供壓力，各地?cái)M通過增加外來電、增加燃煤庫存等方式保證電力供應(yīng)。

　　第二，煤炭價(jià)格形成及監(jiān)管機(jī)制日益完善，但價(jià)格仍處相對高位。

　　保量方面，1-5 月，全國累計(jì)生產(chǎn)原煤18.1 億噸，同比增長10.4%，全國統(tǒng)調(diào)電廠存煤可用天數(shù)32 天；穩(wěn)價(jià)方面，5 月底，鄂爾多斯5500大卡電煤坑口價(jià)、秦皇島港5000 大卡動力煤平倉價(jià)同比分別增長7.8%、36%，價(jià)格波動幅度遠(yuǎn)低于國際市場但仍處相對高位，成本壓力仍是限制火電企業(yè)出力的重要因素；長協(xié)方面，303 號文和4號公告明確了煤炭現(xiàn)貨及中長期價(jià)格合理區(qū)間，火電企業(yè)處于煤價(jià)合理區(qū)間的煤炭長協(xié)覆蓋率有望提升，根據(jù)我們測算，長協(xié)比例每提升10%，燃煤度電成本下降約0.02 元/千瓦時(shí)，后續(xù)長協(xié)比例提升有望保障企業(yè)發(fā)電意愿。

　　第三，多地代理購電價(jià)格上漲超20%，煤炭成本仍需疏導(dǎo)，而現(xiàn)行政策下電價(jià)繼續(xù)上浮的空間有限。2022 年5 月，江西、上海、浙江、天津、海南、河南、安徽等地代理購電價(jià)格上漲幅度超過20%，其中江西省上漲幅度最大，為32.61%，現(xiàn)行政策下電價(jià)進(jìn)一步上漲的空間十分有限，有效的煤炭成本疏導(dǎo)機(jī)制仍需完善。

　　我們分析認(rèn)為，與2021 年相比，掣肘因素有一定程度改善，但仍面臨用電高峰時(shí)期電力供應(yīng)緊張、燃煤價(jià)格仍處高位、電價(jià)進(jìn)一步上浮空間有限等問題，迎峰度夏保供壓力仍存，后續(xù)有望促進(jìn)能源保供、電力保供利好政策進(jìn)一步釋放。

　　投資建議：行業(yè)方面，迎峰度夏保供壓力仍存，后續(xù)有望促進(jìn)能源保供、電力保供利好政策進(jìn)一步釋放。維持行業(yè)“推薦”評級。個(gè)股方面，火電板塊建議關(guān)注盈利有望改善的華能國際、國電電力、大唐發(fā)電、華電國際、上海電力、福能股份、華潤電力、粵電力A、申能股份、中國電力；建議關(guān)注綠電優(yōu)質(zhì)標(biāo)的三峽能源、龍?jiān)措娏?/a>、廣宇發(fā)展、吉電股份、金開新能；建議關(guān)注水電優(yōu)質(zhì)標(biāo)的長江電力、國投電力、川投能源、華能水電。