劉佳妮

當前各地的拉閘限電現象頻發，我們認為原因可能有所不同，或者說是多因素共振導致。根據我們初步統計，浙江、江蘇、廣西、寧夏、四川、河南、重慶、陜西等8個省份限電的主要原因為能耗雙控；廣東、山東、安徽、貴州、遼寧、黑龍江、吉林、湖南、內蒙古等9個省份因為高煤價導致火電發電意愿較弱、電廠存煤量不足而限電；云南、青海的限電我們推測因雙重因素疊加導致。

我們認為此輪限電對電力的影響有兩部分：

1）火電虧至現金流，電價放開成趨勢。火電廠虧損導致發電動力疲乏為本輪限電主要制因，現金流受損不利新能源發展，電價放開呼聲漲高。我們了解到，由于存煤不足，大量火電機組已申請臨時停運，或僅以最小方式運行，難以滿足攀升的電力負荷。火電“發一度虧一度”的局面將對發電企業現金流產生不利影響，二季度火電虧損面已達到50%，長期持續也會不利于新能源項目開發投資。蒙西、寧夏、山東、上海、廣東等地區已陸續宣布允許煤電市場交易電價在標桿電價基礎上向上浮動10%。我們看好允許市場交易電價上浮將會進一步蔓延至全國范圍，利好年底長協電價商談。此外，其他參與市場交易的部分，如風光補貼項目（~30%）、核電項目（~40%）、水電（云南、四川市場交易）也將受益。

如若電力保供壓力下，電價交易區間進一步打開，火電將實現成本傳導、穩定回報邏輯，利于估值顯著提升。

2）水電、核電等清潔能源替代性增強，有利于利用率提升、加速新項目審批。由于新能源出力的不穩定性，水電、核電等清潔能源作為電力系統的基荷能源將更加受到青睞。相較水電受來水波動影響，核電出力最為穩定，在當前電力供應緊張的局面下利用率有望進一步提升。并且今年我們看到秦山核電已經獲得延壽審批，有助于進一步提供利潤增長，且核電機組延壽可能成為大概率事件。此外，考慮到當前核電占我國發電量比重不足5%（國外發達國家在10%左右），我們認為“十四五”期間有望加快核電項目審批，保持每年6-8臺的核準速度，以滿足“雙碳”下電力低碳可靠供應目標。

3）長期來看，隨著能耗指標的收緊，我們認為社會各方會加大對綠電需求，加速高耗能企業進入綠色電力市場。我們對綠電交易規模提升持樂觀看法，電價將不僅在用電側作為要素引導用戶理性用電，同時在發電側凸顯不同電源的環境價值。溢價售電幫助提升新能源項目回報。