（报告出品方/作者：华泰证券，张继强）
1、电力行业供求呈现“紧平衡”，整体稳定下局部矛盾凸显
当前我国电力供需总体稳定，但存在局部供需失衡
年全社会用电需求回升，从长期来看预计用电量保持低速增长。-年，我国全社会用电量年度同比增速呈波动下降趋势。受疫情冲击影响，年全社会用电量累计增速为3.1%，较19年下降1.4个百分点。年以来用电量逐步恢复至正常水平。截至年8月，全社会用电量累计同比增长13.80%至54,亿千瓦时，增速较高主要是由于上年低基数、疫情后经济回暖。从长期来看，受经济下行压力较大、国际形势复杂等宏观经济因素的影响，未来电力需求增速预计将保持较低水平。
全社会发电量走势与用电端相似，电力供需整体延续平衡态势。-年，全社会发电量增速呈现波动下降，走势与用电端相似。截至年8月，全社会发电量的累计同比增速为11.3%，21年内发电量达到53,亿千瓦时。整体来看，我国电力供需维持平衡态势。
局部供需失衡引发的缺电、限电成为电力系统面临的一大难题。我国电力能源西多东少、北多南少，而电力需求集中在东中部，电力供需存在区域不平衡问题。近年来，由于经济增长、第三产业和居民生活用电占比上升、极端天气增加等影响，我国用电负荷的时段性、尖峰化特征凸显，局部地区用电负荷屡创新高。年7月，华东、华中地区当月最高用电负荷分别达到33,万千瓦、16,万千瓦，同比分别增长22.9%、25.9%，增速高于全国平均水平。
然而在供给端，能耗双控背景下火电新增装机规模受限、煤价走高削弱火电企业调峰意愿，清洁能源装机规模与占比提升但发电不稳定，加之储能技术和电力跨区域输送通道仍待发展完善，导致局部地区用电高峰期电力供应趋紧，缺电、限电现象有所加剧。年下半年至今，湖南、江西、浙江等多省市陆续出台有序用电、错峰用电等政策，以应对用电高峰期的电力供应缺口。
2、清洁化、市场化为电力行业两大趋势，改革期行业分化或加剧
自年启动的新一轮电力体制改革中，电力市场化和电力清洁化相辅相成。电力行业清洁低碳化转型是实现碳中和、碳达峰目标的必要条件。为保障电力系统的安全稳定，电力清洁化倒逼电力市场化改革加速，新电改按照“管住中间、放开两头”的思路，鼓励提升发电侧、售电侧的市场化程度。通过还原电力商品属性，电力市场化改革有助于促进新能源消纳、提升发电用电效率。
“”双碳目标下，电源结构加快向清洁低碳转型
电力行业是实现碳中和、碳达峰目标的关键行业。我国电力行业以煤电为主，电力行业碳排放约占我国能源碳排放的40%，是碳减排的重点领域。近年来，我国能源结构加速向清洁低碳转型。年，我国非化石能源占一次能源消费比重为15.9%，较年提升6.2个百分点。“十四五”期间，非化石能源占能源消费总量将提高到20%左右。按照我国“年实现碳达峰，年实现碳中和”的“”双碳目标，到年，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，而电力行业脱碳是实现这一目标的关键。
清洁电源装机容量占比逐年提高，21年以来风电、光电装机规模增长加速。装机容量方面，-年，我国全口径发电设备容量中火电装机容量占比逐年下降，风电、水电、核电、太阳能发电装机容量合计占比由36%上升至43%。其中，风电、太阳能发电装机容量年增速显著高于其他电源。年以来，风电、光电装机容量加速扩张，截至6月末，风电、太阳能发电装机容量分别达到2.92亿千瓦、2.68亿千瓦，同比分别增长34.7%、23.7%。根据“”双碳目标，到年我国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上，未来清洁电源装机容量提升空间较大。
21年风电、光伏发电量占全社会用电量比重预计达到11%左右。发电量方面，-年，风力发电量占比由3.57%上升至5.59%，太阳能发电占比由0.67%上升至1.92%。截至年7月末，21年内风电、光伏发电量占全社会用电量的比重为9%。根据国家能源局《关于年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》，年我国风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重将达到11%左右，后续逐年提高。
我国对可再生电源发电量实施全额保障性收购，提升清洁能源消纳水平。年3月28日，发改委印发《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，对于规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量，按标杆上网电价实行全额收购，并从年起建立优先发电权计划、优先购电权计划报告制度。-年，我国弃风率、弃光率逐年好转，根据全国新能源消纳监测预警中心的统计，年1-7月全国风电利用率为96.7%，光伏发电利用率为98%。
火电淘汰落后产能和灵活性改造并举。近年来，我国严控煤电新增产能规模，持续推进落后煤电机组的淘汰工作。政策鼓励以高参数、大容量、低能耗、低排放的新建煤电项目对淘汰关停产能进行等量替代，对具备条件的机组实施升级改造，在确有应急备用需要的地区可将计划关停机组认定为应急备用电源。发改委年5月印发的《关于做好年重点领域化解过剩产能工作的通知》指出，年以来淘汰关停落后煤电机组万千瓦以上，煤电提前两年完成“十三五”去产能目标任务。年，火电电源基本建设投资完成额为亿元，同比下降27.20%，千瓦及以上电厂供电标准煤耗为.5克/千瓦时，较19年继续下降0.9克/千瓦时。此外，我国也引导火电实施灵活性改造，从而在电力系统中发挥应急调峰的基础性支撑作用，保障电力供应的安全稳定。
电力市场化改革持续推进
在发电侧，火电实行“基准价+上下浮动”机制，风电、光伏发电补贴退坡加速，推行平价上网。我国出台多项政策鼓励各类电源的上网电价通过竞争性配置的方式形成。年9月26日，国务院常务会议决定自年起取消煤电价格联动，改为实施“基准价+上下浮动”的市场化机制，基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。年5月21日，发改委印发《关于完善风电上网电价政策的通知》，将陆上、海上风电上网标杆电价改为指导价，并确定了风电平价上网的时间节点。年4月8日，发改委《关于年新能源上网电价政策有关事项的通知》（征求意见稿）指出，“年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网。”风电、光伏发电补贴全面退出进入倒计时。
在售电侧，引入市场竞争机制，实行“多买多卖”，电厂、电网背景售电公司具备资源优势。年11月26日，发改委、国家能源局联合印发的《关于推进售电侧改革的实施意见》指出，要向社会资本开放售电业务、多途径培育售电侧市场竞争主体。在市场主体方面，我国售电公司可分为电网企业的售电公司、发电企业等社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司和独立售电公司三种类型。此外，符合市场准入条件的用户还可以选择直接与发电公司交易。市场主体之间可通过集中撮合、市场竞价或双边协商的形式，进行批发和零售交易。目前，售电企业产品、盈利模式尚较单一，激烈的市场竞争以及电力购销价差的收窄，压缩了售电企业的利润空间。相较于独立售电公司，拥有电厂、电网企业背景的售电公司具备一定电力资源优势，保障盈利稳定的能力相对较强。
在用电侧，完善分时电价机制，引导错峰用电，增强电价体系对以新能源为主的新型电力系统的适应性。由于电力行业具有公益属性，为减轻企业用电负担、保障居民和农业用电，我国销售电价总水平保持基本稳定。随着新能源装机占比上升，为适应新能源发电不稳定的特点，用电侧电价改革的重点在于完善分时电价机制。年7月26日，发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求合理拉大峰谷电价价差，“上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1”。各地要建立尖峰电价机制，在峰段电价基础上，尖峰电价的上浮比例原则上不低于20%。此外，《通知》还要求强化分时电价执行力度、建立动态调整机制，以提高电价水平与电力系统供电成本的匹配度。
行业改革期电力企业经营分化或将加剧
火电降能耗、控成本是关键，煤价上行导致火电企业盈利承压。在新型电力系统中，火电将发挥基础性的支撑和调节作用。当前火电企业经营面临较大压力，除了新增产能受限、清洁能源挤占的影响，更重要的原因是上游煤价与下游电价的矛盾。燃煤成本占火电成本的50%-70%，火电盈利与煤价密切相关。21年至今，受焦炭进口减少、安全生产抑制新增煤炭产量等因素的影响，煤炭供给偏紧，而下游钢铁、火电需求较旺盛，导致煤价高位运行。截至10月11日，秦皇岛山西产大卡动力煤市场价达到.5元/吨，同比增长.9%，环比增长70.1%。煤价市场化程度较高、波动幅度较大，然而上网电价、终端销售电价的刚性较强，上游煤炭采购成本难以向下游传递，导致火电企业大面积亏损。
水电初始投入大但运营稳定，具备先发优势的企业前景较优。水电作为发展成熟的清洁能源，投资壁垒高，但是建成投产后，水资源成本低廉，综合发电成本主要来自固定资产折旧和财务费用。发电效率主要取决于来水丰枯、节水增发能力和电力消纳能力。当前我国优质水电资源日益稀缺，后续水电站建设可能由主要河流的中下游向上游拓展，但存在开发成本上升、发电效率下降的风险，水电装机增量空间有限。目前水电上网价格相对其他电源较低，市场化交易背景下有竞争优势，并且行业盈利较稳定，-年水电行业平均利润率保持在15%以上。随着储能技术、外送通道的完善，水电布局较成熟的电力企业，未来发展前景较优。
核电处于寡头垄断，未来利好但存在一定的投资压力。由于核电安全的极端重要性，核电机组投产规模受到政府强力管控，-年连续三年无新增核准项目，年才重启审批。目前我国仅有4家央企拥有核电控股运营资质，分别为中核集团、中广核集团、国家电投、华能集团。其中，中核集团、中广核集团年核电发电量的市场份额合计约占到94.7%，行业集中度很高。核电具有清洁、稳定、高效的特点，发电平均利用小时数远高于其他电源。
根据中国核能行业协会统计，年运行核电机组累计发电量为.43亿千瓦时，占全国累计发电量的4.94%，相较于全球核电发电量约10%的平均占比仍有较大的增长空间，利好核电企业发展，但由于核电具有资金、技术密集特征，项目建设周期长，核电企业可能面临一定投资压力，核电门槛很高但是换而言之，由于核电经过政府强力管控，企业信用风险往往较低。
风电、光伏为代表的新能源前景广阔，增加消纳和管控成本是盈利稳定的前提。受自然条件和储能技术的限制，风电、光伏发电的稳定性较差，并且由于我国风电、光伏电站多位于内蒙古、宁夏、新疆等西北地区，区域电力消纳能力弱，弃风、弃光和限电问题仍是影响风电、光伏发电企业经营业绩的主要因素，机组分布集中的企业在短期内难以缓解区域性风险。此外，随着平价上网和市场化交易的推行，风电、光伏企业利润空间可能压缩，而风电、光伏装机规模预计持续增长，因此企业面临一定的资本支出压力，项目管理能力、成本管控能力是保障盈利和偿债能力的重要因素。
综上，不同规模、不同电源结构的发电企业，经营分化或将加剧。我国正在逐步建立以新能源为主的新型电力系统。分电源来看，火电燃煤成本压力仍较大，机组灵活性尚待提升，存在盈利下滑风险，尤其是中小型、区域性火电企业未来将加速出清；风电、光伏等新能源前景乐观，但补贴全面退坡也考验其成本控制能力，水电、核电行业格局则相对稳定。总体来看，电力企业在可再生能源上具备先发优势十分重要。债务负担较轻、新能源板块发展较优的大型国企、央企发电集团有跨周期的长期发展空间。对于以火电为主的发电企业，需