刘佳妮

当前各地的拉闸限电现象频发，我们认为原因可能有所不同，或者说是多因素共振导致。根据我们初步统计，浙江、江苏、广西、宁夏、四川、河南、重庆、陕西等8个省份限电的主要原因为能耗双控；广东、山东、安徽、贵州、辽宁、黑龙江、吉林、湖南、内蒙古等9个省份因为高煤价导致火电发电意愿较弱、电厂存煤量不足而限电；云南、青海的限电我们推测因双重因素叠加导致。

我们认为此轮限电对电力的影响有两部分：

1）火电亏至现金流，电价放开成趋势。火电厂亏损导致发电动力疲乏为本轮限电主要制因，现金流受损不利新能源发展，电价放开呼声涨高。我们了解到，由于存煤不足，大量火电机组已申请临时停运，或仅以最小方式运行，难以满足攀升的电力负荷。火电“发一度亏一度”的局面将对发电企业现金流产生不利影响，二季度火电亏损面已达到50%，长期持续也会不利于新能源项目开发投资。蒙西、宁夏、山东、上海、广东等地区已陆续宣布允许煤电市场交易电价在标杆电价基础上向上浮动10%。我们看好允许市场交易电价上浮将会进一步蔓延至全国范围，利好年底长协电价商谈。此外，其他参与市场交易的部分，如风光补贴项目（~30%）、核电项目（~40%）、水电（云南、四川市场交易）也将受益。

如若电力保供压力下，电价交易区间进一步打开，火电将实现成本传导、稳定回报逻辑，利于估值显著提升。

2）水电、核电等清洁能源替代性增强，有利于利用率提升、加速新项目审批。由于新能源出力的不稳定性，水电、核电等清洁能源作为电力系统的基荷能源将更加受到青睐。相较水电受来水波动影响，核电出力最为稳定，在当前电力供应紧张的局面下利用率有望进一步提升。并且今年我们看到秦山核电已经获得延寿审批，有助于进一步提供利润增长，且核电机组延寿可能成为大概率事件。此外，考虑到当前核电占我国发电量比重不足5%（国外发达国家在10%左右），我们认为“十四五”期间有望加快核电项目审批，保持每年6-8台的核准速度，以满足“双碳”下电力低碳可靠供应目标。

3）长期来看，随着能耗指标的收紧，我们认为社会各方会加大对绿电需求，加速高耗能企业进入绿色电力市场。我们对绿电交易规模提升持乐观看法，电价将不仅在用电侧作为要素引导用户理性用电，同时在发电侧凸显不同电源的环境价值。溢价售电帮助提升新能源项目回报。