近日，高溫天氣疊加疫情之后的復工復產，全國用電負荷屢創歷史新高。據國家電力調度控制中心數據，6 月以來，國家電網經營區域最大用電負荷超8.44 億千瓦。為安全迎峰度夏，2022 年以來，遼寧、浙江、廣東等28 個省市發布有序用電政策以應對電力供需問題。

　　復盤2021 年，下半年發生限電原因主要有三：第一，政策：2021年，在發改委“能耗雙控”晴雨表考核壓力下，部分地區“運動式”

　　減碳，導致限電限產現象。第二，煤價：供需偏緊導致動力煤價格高企，影響火電企業出力。第三，電價：電價端無法疏導高企的燃煤成本，造成煤電企業大規模虧損，限制企業發電意愿。

　　展望2022 年，我們認為，與2021 年相比，掣肘因素有一定程度改善，但電力供應形勢仍然比較嚴峻。中電聯預計今年迎峰度夏期間，全國電力供需總體平衡，用電高峰時段電力供需偏緊。其中，東北、西北區域電力供需基本平衡；南方、華東、華中、華北區域用電高峰時段電力供需偏緊。

　　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對。2022 年5 月，國務院常務會議強調“決不允許出現拉閘限電”，從根本上劃清了保障民生的底線。

　　截至2022 年7 月，全國28 省市已發布有序用電政策，確保完成迎峰度夏。據南方能源觀察，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，各地擬通過增加外來電、增加燃煤庫存等方式保證電力供應。

　　第二，煤炭價格形成及監管機制日益完善，但價格仍處相對高位。

　　保量方面，1-5 月，全國累計生產原煤18.1 億噸，同比增長10.4%，全國統調電廠存煤可用天數32 天；穩價方面，5 月底，鄂爾多斯5500大卡電煤坑口價、秦皇島港5000 大卡動力煤平倉價同比分別增長7.8%、36%，價格波動幅度遠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出力的重要因素；長協方面，303 號文和4號公告明確了煤炭現貨及中長期價格合理區間，火電企業處于煤價合理區間的煤炭長協覆蓋率有望提升，根據我們測算，長協比例每提升10%，燃煤度電成本下降約0.02 元/千瓦時，后續長協比例提升有望保障企業發電意愿。

　　第三，多地代理購電價格上漲超20%，煤炭成本仍需疏導，而現行政策下電價繼續上浮的空間有限。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格上漲幅度超過20%，其中江西省上漲幅度最大，為32.61%，現行政策下電價進一步上漲的空間十分有限，有效的煤炭成本疏導機制仍需完善。

　　我們分析認為，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期電力供應緊張、燃煤價格仍處高位、電價進一步上浮空間有限等問題，迎峰度夏保供壓力仍存，后續有望促進能源保供、電力保供利好政策進一步釋放。

　　投資建議：行業方面，迎峰度夏保供壓力仍存，后續有望促進能源保供、電力保供利好政策進一步釋放。維持行業“推薦”評級。個股方面，火電板塊建議關注盈利有望改善的華能國際、國電電力、大唐發電、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；建議關注綠電優質標的三峽能源、龍源電力、廣宇發展、吉電股份、金開新能；建議關注水電優質標的長江電力、國投電力、川投能源、華能水電。