inInfo] [Table_Title] 2023.06.10

宽电量紧电力，迎峰度夏再迎催化

电力专题系列报告（九）

于鸿光(分析师)

孙辉贤(研究助理)

陈卓鸣(研究助理)

8 021-38031730

021-38038670

yuhongguang025906@gtjas.c

sunhuixian026739@gtjas.co

010-83939802

S0880122070052

chenzhuoming026177@gtjas.com

证书编号 S0880522020001

S0880122040025

le_Summary]投资建议：维持“增持”评级。我们预计 2023 年迎峰度夏电力供需情况为总量宽松而流动性趋紧，电力改革预期升温。我们预计受益于DDM 估值模型分子、分母端的双重改善，火电价值有望重塑。推荐标的：内蒙华电、国电电力、华电国际电力股份（H）、申能股份、华能国际、粤电力 A。

本报告导读：

预计迎峰度夏期间火电发电量季节性抬升与顶峰负荷紧张共存，分子及分母端双重改善促使行业迎来戴维斯双击时刻。

总量视角：迎峰度夏供需宽松，火电发电量季节性抬升。中电联及国网能源研究院预计 2023 年用电需求温和上行（2023E 全社会用电量同比增速 6.0\~7.0%），我们利用 Wind 一致预期的工业增加值及社会消费品零售总额同比增速两大经济指标对迎峰度夏期间用电量进行预测，预测结果显示 2023 年 5\~8 月全社会用电量单月同比增速+6.3%/+3.9%/+5.5%/+3.9%；环比增速+3.5%/+8.4%/+13.4%/+0.9%，较2022 年同期单月环比增速-2.1/-2.5/+1.7/-1.5 ppts。考虑到 2023 年丰水期来水仍存不确定性，且全社会用电量增速预测存在一定误差，我们分高/中/低三类情形测算迎峰度夏期间火电发电量：预测结果显示中性假设下火电发电量单月环比增速-1.5%/+11.7%/+20.6%/+3.7%，较 2022 年同期环比增速-2.4/-0.8/-1.5/-4.0 ppts。

流动性视角：可控装机增量有限，顶峰供需持续趋紧。中电联及能源局预计 2023 年夏季最大电力负荷仍将维持高增，新增最高用电负荷0.7\~1.0 亿千瓦。我们测算 2022 年可控装机增量仅为 0.6 亿千瓦，预计 2023 年迎峰度夏电力供需再迎挑战。据中电联预测，2023\~2025 年全国全社会用电最大负荷增量 3.4 亿千瓦，我们预计同期非火电可控电源装机增量约 0.8 亿千瓦，提升火电顶峰出力是解决“十四五”电力供需缺口的必经之路。我们认为未来政策有望通过容量电价等方式推动火电装机增长、保障顶峰电力供应。

摘要：

公用事业

电力改革预期升温，火电有望迎来估值重塑。预计火电盈利仍有上修空间，且经济弱复苏形势下相对优势显著。电改政策逐步推进，迎峰度夏或为电价机制改革重要时间窗口。从 DDM 估值模型出发，火电近期景气度修复且远期存在商业模式优化预期，分子端（盈利预期上修）及分母端（火电商业模式优化后 ROE稳定性提升，市场风险溢价要求降低）双重改善有望促使行业在迎峰度夏期间迎来戴维斯双击时刻。

风险因素：电量预测偏差，新能源装机进度低于预期，上网电价低于预期，煤价超预期，电力市场化推进低于预期等。

增持

上次评级：增持

[Table_In评级：

[Table_subInd细分行业评级

[Table_ 相关报告Doc

公用事业《蓝皮书确定新型电力系统推进时间节点》

2023.06.08

公用事业《碳市场机制完善，CCER重启加速》

2023.06.05

公用事业《电价机制亟待完善，鼓励绿电交易扩容》

2023.06.04

公用事业《电网建设风口已至，特高压勇立潮头》

2023.06.01

公用事业《政策强调基础科研，加速国产仪器进口替代》

2023.06.01

核心结论：宽电量紧电力，迎峰度夏再迎催化.
总量视角：迎峰度夏供需宽松，火电发电量季节性抬升 . 4
2.1. 经济弱复苏，预计全年用电需求温和增长. .. 4
2.2. 迎峰度夏用电需求季节性抬升，预计环比增速弱于 2022 年同期
6
2.3. 电量供需宽松，预计火电电量增速趋于回落.. 8
流动性视角：可控装机增量有限，顶峰供需持续趋紧. 11
3.1. 电力负荷需求持续高增，夏季用电高峰渐行渐近. 11
3.2. 电力供需持续偏紧，亟需新机制激励投资 13
电力改革预期升温，火电有望迎来估值重塑. 15
4.1. 电改逐步推进，迎峰度夏或为电价机制改革重要时间窗口.... 15
4.2. 分子分母共振，火电有望迎来戴维斯双击 17
风险提示 .. . 18

1. 核心结论：宽电量紧电力，迎峰度夏再迎催化

宽电量紧电力，迎峰度夏再迎催化。市场认为本轮火电股行情仅由煤价下降驱动。我们认为：1）从总量视角来看，迎峰度夏电量供需宽松，火电发电量季节性抬升。我们利用工业增加值及社会消费品零售总额同比增速两大经济指标对迎峰度夏期间用电量进行预测，预计迎峰度夏期间火电电量（对应电煤需求）季节性抬升，但环比增速弱于 2022 年同期。2）从流动性视角来看，可控装机增量有限，顶峰电力供需持续趋紧。中电联及能源局预计 2023 年夏季最高用电负荷新增 0.7\~1.0 亿千瓦，我们测算 2022 年可控装机增量仅为 0.6 亿千瓦，预计 2023 年迎峰度夏电力供需将再迎挑战。发挥火电顶峰出力能力是解决“十四五”电力供需缺口的必经之路，我们认为未来政策有望通过容量电价等方式推动火电装机增长、保障顶峰电力供应。3）从 DDM 估值模型出发，火电近期景气度修复且远期存在“电改”优化商业模式预期，分子端（盈利预期上修）及分母端（火电商业模式优化后 ROE稳定性提升，市场风险溢价要求降低）双重改善有望促使行业在迎峰度夏期间迎来戴维斯双击时刻。

推荐标的：内蒙华电、国电电力、华电国际电力股份（H）、申能股份、华能国际、粤电力 A。

表 1：重点公司盈利预测与估值

代码	公司	收盘价（元）	EPS			PE			评级
代码	公司	收盘价（元）	2022A	2023E	2024E	2022A	2023E	2024E	评级
600863.SH	内蒙华电	4.08	0.27	0.55	0.61	15	7	7	增持
600795.SH	国电电力	3.90	0.16	0.39	0.51	25	10	8	增持
1071.HK	华电国际电力股份（H）	3.52	0.00	0.52	0.61	/	7	6	增持
600642.SH	申能股份	6.77	0.22	0.61	0.76	31	11	9	增持
600011.SH	华能国际	9.57	-0.47	0.77	0.86	/	12	11	增持
000539.SZ	粤电力A	7.04	-0.57	0.29	0.49	一	24	14	增持

数据来源：Wind，国泰君安证券研究（股价对应 2023 年 6月 9 日收盘价）

2. 总量视角：迎峰度夏供需宽松，火电发电量季节性抬升

2.1. 经济弱复苏，预计全年用电需求温和增长

受益于国内经济复苏及基数效应，1\~4月用电需求好转。2023年1\~4月全社会用电量 2.8 万亿千瓦时，同比+4.7%，其中一产/二产/三产/居民用电量同比增速为+10.3%/+5.0%/+7.0%/+0.3%。我们认为用电量增长主要受益于：1）国内经济复苏，2023 年 1\~4 月工业增加值/社会消费品零售总额累计同比+3.6%/+8.5%；2)2022 年 1\~4 月全社会用电量 2.7 万亿千瓦时，累计同比+3.4%，基数水平较低。

图 1：2023 年 4 月全社会累计用电量同比+4.7%

数据来源：Wind，国泰君安证券研究

图 2：2023 年 4 月二产累计用电量同比+5.0%

数据来源：Wind，国泰君安证券研究

图 3：2023 年 4 月三产累计用电量同比+5.0%

数据来源：Wind，国泰君安证券研究

图 4：2023 年 4 月工业增加值累计同比+3.6%

数据来源：Wind，国泰君安证券研究

图 5：2023 年 4 月社零总额累计同比+8.5%

数据来源：Wind，国泰君安证券研究

国内经济处于温和复苏阶段。根据国泰君安证券研究所宏观组观点（详见 2023 年 5 月的报告《内生融资修复仍待支持》）：实体内生修复动能短期略有放缓，居民企业支出意愿相对谨慎。2023 年 5 月制造业 PMI 为48.8%，环比-0.4 ppts。2023 年 5\~10 月 Wind 一致预期工业增加值及社会消费品零售总额单月同比增速均处于温和复苏阶段。

图 6：市场预计工业增加值温和复苏

注：2023 年 5\~10 数据来自于 Wind 一致预期（截至 2023 年 6月 10日）

图 7：市场预计社会消费品零售总额温和复苏

注：2023 年 5\~10 数据来自于 Wind 一致预期（截至 2023 年 6月 10日）
数据来源：Wind，国泰君安证券研究
数据来源：Wind，国泰君安证券研究

中电联及国网能源研究院预计2023年用电需求温和上行。中电联《2023年一季度全国电力供需形势分析预测报告》预计正常气候情况下 2023年全社会用电量 9.15 万亿千瓦时，同比+6%左右。据北极星电力网，国网能源研究院《2023 中国电力供需分析报告》预计 2023 年全国全社会用电量约为 9.25 万亿千瓦时，同比+7%左右。

图 8：中电联及国网能源研究院预计2023 年全社会用电增速温和上行

数据来源：中电联、国网能源研究院、Wind，国泰君安证券研究

2.2. 迎峰度夏用电需求季节性抬升，预计环比增速弱于2022年同期

全社会用电需求与经济高度相关，第二/第三产业是电力消费主体。用电量与经济发展情况密不可分，可作为经济发展的“风向标”之一。2022年我国二产及三产合计用电量 6.5 万亿千瓦时，占同期全社会用电量比例为 83.2%，是电力消费的主要产业。工业增加值/社会消费品零售总额分别是表征第二/第三产业发展情况的重要经济指标，我们认为用电需求或可以通过工业增加值及社会消费品零售总额来大致刻画。

图 9：第二/第三产业用电量占我国全社会用电量比例较高

数据来源：Wind，国泰君安证券研究

历史工业增加值/社会消费品零售总额数据对全社会用电量的可解释性较强。我们通过对 2018 年以来月度全社会用电量同比增速、工业增加值同比增速、社会消费品零售总额同比增速进行回归，得到回归方程：全社会用电量同比增速=1.104*工业增加值同比增速+0.174*社零同比增速-0.672。回归方程的调整后 R2 为 0.63，可解释性较强。

表 2：2018 年以来全社会用电量单月同比增速回归结果分析

	Coefficients	标准误差	tStat	P-value	Lower 95%	Upper 95%
截距	-0.672	1.245	-0.540	0.592	-3.174	1.829
工业增加值同比增速	1.104	0.293	3.764	0.000	0.515	1.693
社会消费品零售总额同比增速	0.174	0.097	1.793	0.079	-0.021	0.370

注：设全社会用电量单月同比增速为因变量，工业增加值单月同比增速、社零单月同比增速为自变量
数据来源：Wind，国泰君安证券研究

预测误差多数在2%以内，极端误差多为气候扰动所致。我们利用上述回归方程对 2018 年以来月度全社会用电量同比增速进行回测可发现：预测误差多数在 2ppts 以内，我们推测极端误差多为气候扰动所致。

图 10：回归方程回测显示预测误差多数在 2 ppts 以内

注：我们推测极端误差多为气候扰动所致
数据来源：Wind，国泰君安证券研究

采用两种方法预测减弱基数效应影响。考虑到2022年疫情及夏季异常高温能因素造成的基数效应，我们同时采用“单月同比增速”及“2 年CAGR 增速”两种方法对 2023 年 5\~8 月全社会用电量增速进行回归预测，并将两种方法的平均值作为最终综合预测结果。2023 年 5\~8 月工业增加值及社会消费品零售总额相关数据采用 Wind 一致预期值，最终预测结果如下表所示。

表 3：2023 年 5\~8 月全社会用电量预测

项目	2023-05E	2023-06E	2023-07E	2023-08E
全社会用电量（亿千瓦时）	7139	7740	8780	8856
同比（%）	6.3%	3.9%	5.5%	3.9%
2年CAGR（%）	3.0%	4.9%	6.4%	7.9%
环比（%）	3.5%	8.4%	13.4%	0.9%
工业增加值单月同比增速（%）	4.1%	3.9%	5.7%	5.7%
社零总额单月同比增速（%）	13.6%	2.9%	5.8%	6.4%

注：2023 年 5\~8 月工业增加值及社会消费品零售总额相关数据采用 Wind 一致预期值
数据来源：Wind，国泰君安证券研究

迎峰度夏用电量季节性抬升，但环比增速整体弱于2022年同期。模型预测结果显示：1）2023 年 5\~8 月单月全社会用电量 2 年 CAGR 增速为+3.0%/+4.9%/+6.4%/+7.9%、同比增速为+6.3%/+3.9%/+5.5%/+3.9%，全社会用电量增速随经济复苏季节性抬升；2）2023 年 5\~8 月单月全社会用电量环比增速为+3.5%/+8.4%/+13.4%/+0.9%，较 2022 年同期单月环比增速-2.1/-2.5/+1.7/-1.5 ppts，环比增速整体弱于 2022 年同期。

2.3. 电量供需宽松，预计火电电量增速趋于回落

火电出力变化反映电量供需平衡情况。2007年《国务院办公厅关于转发发展改革委等部门节能发电调度办法（试行）的通知》规定：优先调度可再生发电资源，按机组能耗和污染物排放水平由低到高排序，依次调用化石类发电资源。由于火电机组调度顺序居于靠后位置，可依据火电出力变化反映电量供需平衡情况。

表 4：火电发电机组调度顺序靠后

发电顺序	机组类型
1	无调节能力的风能、太阳能、海洋能、水能等可再生能源发电机组
2	有调节能力的水能、生物质能、地热能等可再生能源发电机组和满足环保要求的垃圾发电机组
3	核能发电机组
4	按“以热定电”方式运行的燃煤热电联产机组，余热、余气、余压、煤矸石、洗中煤、煤层气等资源综合利用发电机组
5	天然气、煤气化发电机组
6	其他燃煤发电机组，包括未带热负荷的热电联产机组
7	燃油发电机组

数据来源：国务院，国泰君安证券研究

迎峰度夏期间火电出力对来水较为敏感，2023年汛期来水仍存不确定性。5\~8 月迎峰度夏期间正值水电汛期，2022 年 5\~8 月水电发电量占总发电量比例为 18.1%，火电发电量受水电来水情况影响较为显著。2023 年1\~4月水电累计利用小时数 738 小时，同比-18.4%，由于来水与诸多气象因素有关，预测难度较高，2023 年汛期水电利用小时数仍存在一定不确定性。

2023年 5\~8月水电利用小时数区间假设：考虑到2023年1\~4月水电利用小时数偏弱，我们预计来水一般情况（高情景假设）下 2023 年 2023年 5\~8 月水电利用小时为 2005\~2022 年同期水电利用小时数均值，分别为 315/376/416/400 小时；来水极差情况（低情景假设）下 2023 年 2023年 5\~8 月水电利用小时为 2005\~2022 年同期水电利用小时数最低值，分别为 270/337/351/308 小时；来水较差（中性情景假设）情况取高情景假设及低情景假设利用小时数平均值。

图 11：每年 5\~10 月水电发电量占比较高

数据来源：Wind，国泰君安证券研究

图 12：2023 年 1\~4 月水电利用小时数低于多年均值

注：MIN 为 2005\~2022 年水电当月利用小时极低值， AVG 为2005\~2022 年水电当月利用小时平均值， MAX 为 2005\~2022年水电当月利用小时极高值
数据来源：Wind，国泰君安证券研究

2023年5\~8月全社会用电量增速区间假设：我们以本文第二章第二节全社会用电量增速预测值作为中性假设情况，考虑到回归模型预测误差基本在上下浮动 2ppts 区间内，我们以中性假设情况全社会同电量同比增速+2 ppts 作为高情景假设，以中性假设情况全社会同电量同比增速-2ppts 作为低情景假设。

2023年5\~8月火电发电量区间预测：由于火电发电量与同期全社会用电量同比增速正相关，与同期水电利用小时数负相关，故我们将全社会用电增速高情景假设及来水低情景假设情形下的火电发电量作为火电发电量预测区间上限，全社会用电增速低情景假设及来水高情景假设情形下的火电发电量作为火电发电量预测区间下限，预测结果如下表所示。

表 5：2023 年 5\~8 月火电发电量预测

项目		2023-05E	2023-06E	2023-07E	2023-08E
全社会电量（亿千瓦时）	低情景	7005	7591	8613	8686
	中性	7139	7740	8780	8856
	高情景	7274	7889	8946	9027
火电发电量（亿千瓦时）	低情景	4219	4733	5682	5866
	中性	4426	4946	5966	6190
	高情景	4634	5158	6251	6513
YOY （%）	低情景	4.3%	4.0%	2.2%	-2.1%
	中性	9.4%	8.6%	7.3%	3.3%
	高情景	14.6%	13.3%	12.4%	8.7%
2年CAGR （%）	低情景	-3.3%	-0.8%	4.1%	6.6%
	中性	-0.9%	1.4%	6.7%	9.5%
	高情景	1.4%	3.5%	9.2%	12.3%
环比（%）	低情景	-6.1%	12.2%	20.0%	3.2%
	中性	-1.5%	11.7%	20.6%	3.7%
	高情景	3.1%	11.3%	21.2%	4.2%
同比增速历史分位数	低情景	46.8%	40.7%	28.6%	30.4%
	中性	62.5%	59.7%	50.5%	48.1%
	高情景	78.3%	78.8%	72.4%	65.8%
火电利用小时	低情景	307	344	412	425
	中性	322	359	433	448
	高情景	337	374	453	472
水电利用小时	来水一般	315	380	420	400
	来水较差	293	360	385	355
	来水极差	270	340	350	310
YOY	一般	-12.0%	-11.4%	2.7%	13.3%
(%）	较差	-18.3%	-16.1%	-5.9%	0.6%
(%）	极差	-24.6%	-20.7%	-14.4%	-12.2%

数据来源：国泰君安证券研究

火电电量同比增速逐步回落，环比增速弱于 2022年同期。中性假设下我们预计 2023 年 5\~8 月火电单月发电量为 4426/4946/5966/6190 亿千瓦时；同比+9.4%/+8.6%/+7.3%/+3.3%，较上月增速分别-2.1/-0.8/-1.3/-4.0ppts；环比-1.5%/+11.7%/+20.6%/+3.7%，环比增速较 2022 年同期-2.4/-0.8/-1.5/-4.0 ppts。截至 2023 年 6 月 9 日秦皇岛山西产 Q5500 动力末煤平仓价已降至 775 元/吨（同比-35.7%），同期秦皇岛港煤炭库存 640 万吨（同比+24.8%）。

图 13：秦皇岛港市场煤价持续下降

数据来源：Wind，国泰君安证券研究

图 14：秦皇岛港煤炭库存处于高位

数据来源：Wind，国泰君安证券研究

3. 流动性视角：可控装机增量有限，顶峰供需持续趋紧

3.1. 电力负荷需求持续高增，夏季用电高峰渐行渐近

“十三五”以来我国电力供需持续偏紧。“十三五”以来受可控装机容量（火电、核电、部分水电）增速放缓及用电侧电力需求波动放大影响，我国整体电力供需形势从宽松逐年转为偏紧。中电联《2023 年一季度全国电力供需形势分析预测报告》预计 2023年全国电力供需总体紧平衡，二季度南方区域电力供需形势偏紧，迎峰度夏期间华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧。

预计 2023 年夏季最大电力负荷仍将维持高速增长。据新华社，国家能源局预计 2023 年我国最大电力负荷将超 13.6 亿千瓦，同比+0.7 亿千瓦（+5.4%）。中电联预计正常气候情况下 2023 年夏季全国最高用电负荷约为 13.7 亿千瓦左右，同比+0.8 亿千瓦（+6.2%）；若出现大范围极端气候，可能同比+1.0 亿千瓦（+7.8%）。

图 15： 4 月全国最高用电负荷同比高增

数据来源：Wind，国泰君安证券研究

图 16：预计 2023 年夏季最大负荷 13.6\~13.9 亿千瓦

数据来源：国家能源局、中电联、Wind，国泰君安证券研究

表 6：中电联预计 2023 年迎峰度夏期间华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧

年份	全国电力供需形势	区域电力供需形势
2016	全国电力供需进一步宽松、部分地区过剩	华北区域电力供需总体平衡，华东、华中、南方区域供需总体宽松，东北和西北区域电力供应能力过剩。
2017	全国电力供需延续总体宽松态势，区域间供需形势差异较大	华北区域电力供需平衡偏紧，华中区域电力供需基本平衡，华东和南方区域电力供需平衡有余，东北和西北区域电力供应能力富余较多。
2018	全国电力供需形势从前几年的总体宽松转为总体平衡，用电增速回升，电网峰谷差加大	华北、华东、华中、南方区域电力供需总体平衡，部分省份局部性、阶段性电力供应偏紧；东北和西北区域电力供应能力富余。
2019	全国电力供需总体平衡	东北、西北区域电力供应能力富余；华北、华东、华中、南方区域电力供需总体平衡，其中，蒙西、冀北、辽宁、浙江、江西、湖北、海南等省级电网在部分时段采取了有序用电措施，蒙西电网从前几年的电力供应能力富余转为 2019 年以来的电力供应偏紧。
2020	全国电力供需总体平衡，部分地区有余，局部地区用电高峰时段电力供应偏紧	东北、西北区域电力供应能力富余，华北、华东、南方区域电力供需总体平衡，华中区域用电高峰时段电力供应偏紧。迎峰度夏期间，湖南、四川等少数电网用电高峰时段采取了有序用电措施;迎峰度冬期间，湖南、江西、广西以及内蒙古西部电网等少数电网用电高峰时段电力供应紧张，采取了有序用电措施。
2021	全国电力供需形势总体偏紧，年初、迎峰度夏以及9-10月部分地区电力供应紧张。	1月，受寒潮天气等因素影响，江苏、浙江、蒙西、湖南、江西、安徽、新疆、四川等8个省级电网，在部分用电高峰时段电力供应紧张，采取了有序用电措施。迎峰度夏期间（6-8月），广东、河南、广西、云南、湖南、贵州、江西、蒙西、浙江、重庆、陕西、湖北等12个省级电网，在部分用电高峰时段电力供应紧张，采取了有序用电措施。9-10 月，受电煤等燃料供应紧张、水电发电量同比减少、电力消费需求较快增长以及部分地区加强"能耗双控"等多重因素叠加影响，全国电力供需总体偏紧，共有超过20个省级电网采取了有序用电措施，个别地区少数时段出现拉闸限电。
2022	全国电力供需总体紧平衡，部分地区用电高峰时段电力供需偏紧。	2月，全国多次出现大范围雨雪天气过程，少数省份在部分用电高峰时段电力供需平衡偏紧。7、8月，我国出现了近几十年来持续时间最长、影响范围最广的极端高温少雨天气，叠加经济恢复增长，拉动用电负荷快速增长。全国有 21个省级电网用电负荷创新高，华东、华中区域电力保供形势严峻，浙江、江苏、安徽、四川、重庆、湖北等地区电力供需形势紧张。12月，贵州、云南等少数省份受前期来水偏枯导致水电蓄能持续下滑等因素影响，叠加寒潮天气期间取暖负荷快速攀升，电力供需形势较为紧张
2023E	预计 2023年全国电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。	二季度南方区域电力供需形势偏紧。迎峰度夏期间，华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧，华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。迎峰度冬期间，华东、华中、南方、西北区域电力供需偏紧；华北区域电力供需紧平衡；东北区域电力供需基本平衡。

数据来源：中电联，国泰君安证券研究

迎峰度夏渐近，全国各区域用电负荷或将持续高增。2023年4月全国主要电网最高用电负荷10.1 亿千瓦，同比+10.5%。据新华社：1）2023 年5 月 22 日南方电网最高负荷年内首次突破 2 亿千瓦，较 2022 年提前（2022 年迎峰度夏期间 7 月达最高负荷约 2.2 亿千瓦，同比+3.1%）；2）

预计 2023 年 5 月广东、广西、云南、贵州、海南等南方五省区用电负荷同比均将实现较大增长。我们预计随着迎峰度夏时间渐近，全国各地区用电负荷或均将出现高速增长。

表 7：部分省市最高用电负荷增长情况

省份	具体内容
广东	5月以来，广东用电负荷快速增长，电力供应趋紧。广东最高气温在23-30℃区间时，气温每升高1℃，系统负荷增加100万-300万千瓦；最高气温在30℃及以上时，温度每升高1℃，系统负荷增加300万-450 万千瓦。随着气温走高，广东用电需求上升势头明显，将带动广东乃至整个南方区域用电负荷持续攀升。
海南	海南统调负荷2023年五创新高，首次达700万千瓦，较往年历史最高（647.4万千瓦）增长8.1%。
广西	5月21日，广西北海最高用电负荷达172.14万千瓦，同比增长23.66%，年内首次创历史新高。5月22日，北海电网再次创下新高，最高负荷达179.73万千瓦，较去年最高负荷增长了6.45%，同时，当日供电量也创历史新高，同比增长达26.22%。5月23日，广西崇左电网统调负荷和日供电量也双双创下年内第一次历史新高。其中统调负荷153.61万千瓦，较历史最高负荷146.5万千瓦增长4.85%。
云南	2022年9月以来，企业先后三次收到云南省压减用电负荷的通知。第一次要求初步压减约10%用电负荷，第二次压减用电负荷为15%-30%不等，第三次即2023年2月，要求压减用电负荷比例约40%。

数据来源：北极星电力网，国泰君安证券研究

可控装机增长有限，迎峰度夏电力供需再迎挑战。2022 年我国火电/核电/常规水电/抽水蓄能/新型储能新增装机为 0.45/0.02/0.15/0.09/0.07亿千瓦。考虑出力受阻系数及 14%合理备用率后，我们测算新增可控装机容量 0.64 亿千瓦，低于 2023E全国新增最高用电负荷 0.7\~1.0 亿千瓦区间下限。我们认为 2023 年迎峰度夏期间电力供需较 2022 年或将进一步趋紧。

图 17：2022 年可控装机增长有限

数据来源：中电联，国泰君安证券研究

3.2. 电力供需持续偏紧，亟需新机制激励投资

预计“十四五”期间我国用电旺季电力供需形势持续偏紧。中电联预测到 2025 年全国全社会用电最大负荷为 16.3 亿千瓦，2023\~2025 年用电最大负荷增量 3.4 亿千瓦。根据我们电力负荷平衡表测算，除火电外2023\~2025 年新增可用电源装机约 0.8 亿千瓦（水电冬夏受阻系数存在差异，夏季约新增 0.81 亿千瓦，冬季约新增 0.76 亿千瓦）。考虑到火电投产节奏等因素，从电力负荷平衡视角，我们预计“十四五”期间我国用电旺季电力供需形势持续偏紧。

表 8：预计新增非火电可控电源供应能力

电源类型	2022装机容量（亿千瓦）	2025E装机容量（亿千瓦）	新增装机容量（亿千瓦）	受阻系数	新增可用装机容量（亿千瓦）
核电	0.56	0.65	0.09	0.0%	0.09
水电	4.14	4.30	0.16	10.0%（夏季）40.0%（冬季）	0.14（夏季）0.10（冬季）
风电	3.65	5.15	1.50	95.0%	0.08
光伏	3.93	7.23	3.30	100.0%	0.00
储能	0.54	1.04	0.50	0.0%	0.50

数据来源：中电联、南方能源观察微信公众号，国泰君安证券研究

发挥火电顶峰出力能力是解决“十四五”电力供需缺口的必经之路。2022年 1 月国家发改委、能源局《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》提出：在电力安全保供的前提下，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。从电力平衡视角，由于核电及抽蓄等可控电源工期较长、新型储能成本仍处于较高水平，我们预计“十四五”期间发挥火电特别是煤电机组的调节能力仍是实现电力高峰期瞬时电力平衡最为现实可行的路径。

图 18：2023 年 1\~4 月火电累计投资完成额增速较2022 年有所下滑

数据来源：Wind，国泰君安证券研究

经济性存疑，煤电投资意兴阑珊。在电力供需存在缺口背景下政策已逐步推动煤电核准加速。据北京大学能源研究院统计，2022 年新核准煤电装机容量达到 65 GW，是 2021 年核准规模的 3 倍。但煤电投资经济性存疑情况下，电力企业投资积极性较低，据南方能源观察公众号，由于看淡煤电发展前景，部分电力企业投资煤电机组意愿相对并不强。2023年 1\~4 月火电累计投资完成额 188 亿元，同比+4.9%，增速较 2022 年有所减弱。

现有“电量电价”机制无法匹配煤电定位转变，亟需“容量电价”激励煤电投资。在碳中和背景下，我们认为在煤电机组定位从基荷机组向调节性机组转变过程中，其利用小时数下降将是不可避免的确定性事件，我国传统的“纯电量电价”定价机制已无法保障煤电机组的合理利润率，亟需容量充裕性机制（容量电价）来保障其顺利向调节型电源转型。

图 19：预计碳中和背景下火电利用小时数将延续整体下行趋势

数据来源：Wind，国泰君安证券研究

4. 电力改革预期升温，火电有望迎来估值重塑

4.1. 电改逐步推进，迎峰度夏或为电价机制改革重要时间窗口

电力改革政策持续推进，为电源侧价格机制变革奠定制度基础。2023年5 月国家发改委发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》、《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》、《电力负荷管理办法（征求意见稿）》等一系列政策。我们认为近期政策进一步顺应“管住中间，放开两头”的电改方向，有助于建立清晰的电价市场化传导机制，为电源侧价格机制的深化改革奠定基础。

电源侧容量电价政策呼之欲出，迎峰度夏用电高峰或为重要时间窗口。2022 年 11 月《电力现货市场基本规则》（征求意见稿）提出各地按照国家要求并结合电力市场发展情况和实际需要，探索建立市场化容量补偿机制。2022 年已有山东、云南等部分省份尝试开展不同类型的煤电容量补偿机制。我们认为若 2023 年迎峰度夏期间依旧出现较为严峻的区域有序用电事件，或将成为电源侧价格机制变革的关键催化剂。

表 9：2023 年 5 月电力领域相关政策持续推进

政策	主要政策内容及影响
《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》	制定2023~2026年各省级电网输配电价，自6月1日起执行。本轮输配电价调整，进一步顺应“管住中间，放开两头"的电改方向：1）政策将系统运行费用、线损费用单列，有助于实现电力系统调节成本显性化；2）通过精简用户类别、分电压等级核定容（需）量电价，有利于进一步理顺输配电价结构，保证用户合理分摊输配电成本，引导电力资源优化配置。
《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》	核定在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价。本次抽水蓄能电价核定系首次按照新机制（2021年"633号文"）核定容量电价。我们认为本次政策以经营期内资本金内部收益率6.5%核定容量电价，并随输配电价监管周期同步调整，有利于市场明确对抽水蓄能盈利预期，抽水蓄能回归合理价值，长期回报明确。
《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》	1）明确需求侧响应管理目标：提出"到2025年各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%~5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的省份达到5%或以上"；2）提出"建立并完善与电力市场衔接的需求响应价格机制，提高经济激励水平"；3）提出“各地可根据实际情况制定高耗能、高排放企业电力消费中绿电最低占比”。
《电力负荷管理办法（征求意见稿）》	提出"有序用电方案规模应不低于本地区历史最高负荷的 30%，若无法满足以上条件，应将本地区所有重点保障用电以外的负荷全部纳入方案”。我国迎峰期间电力供需依旧处于相对偏紧状态，更为细化的有序用电方案能够保障极端条件下民生及重点用户用能安全。

数据来源：国家发改委，国泰君安证券研究

表 10：部分省份陆续出台煤电容量补偿有关政策

日期	省份	政策	主要内容
2022年3月	山东	《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》	山东容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，电价标准暂定为每千瓦时0.0991元（含税）。补偿机组范围、补偿费用收取（支付）方式等根据《山东省电力现货市场交易规则（试行）》等规定执行。
2022年9月	甘肃	甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》（征求意见稿）	建立调峰容量市场交易，针对火电机组灵活性改造成本和电网侧储能的投资建设成本，按调节能力（容量）进行竞价获取补偿的交易：1）将火电调峰电量补偿调整为容量补偿，火电机组调峰收益确定性增强；2）将不同出力区间火电调峰机组的补偿标准划分从5挡扩展为9档，且拉大补偿标准差值。
2022年11月	青海	《青海电力现货市场容量补偿实施细则（初稿）》	1）容量补偿对象为直接参与青海电力现货市场竞价的火电机组、新能源（风电、光伏）场站和储能电站。2）容量补偿是指按照容量补偿电价按月向批发市场用户（含售电公司和批发用户）、电网企业代理购电用户收取容量电费，并根据市场机组补偿容量占市场机组总补偿容量比例补偿给各机组。3）市场用户容量补偿电价根据青海电力市场化机组投资建设成本及市场运行情况测算，经青海电力市场管委会审议通过后，由青海省发展和改革委员会负责核定后执行，每年调整一次。
2022年12月	云南	《云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）》	设立燃煤发电调节容量市场以及通过电力成本分担机制对燃煤发电企业成本进行合理补偿。煤电最大最小出力间的可调节空间参与调节容量市场交易，试行期煤电参与规模为合格煤电机组（褐煤发电暂不参与）装机的40%；调节容量价格为基准（220元/千瓦年）+浮动（±30%区间内）

数据来源：各省政府官网、北极星电力网，国泰君安证券研究

4.2. 分子分母共振，火电有望迎来戴维斯双击

火电盈利与扩表周期共振。与市场认为本轮火电行情仅受煤价下降驱动不同，我们认为本轮火电的价值不仅在于成本端改善，更在于火电盈利与扩表周期的共振：1）盈利周期方面，现货煤价加速下跌叠加长协兑现率提升，2023 年火电业绩仍有修复空间；此外经济数据短期偏弱，在市场整体盈利预期可能下修的背景下，火电 ROE 趋势向上，比较优势明确。2）扩张周期方面，能源转型和能源保供驱动新型电力系统建设，火电公司资产负债表扩张趋势明确。

DDM分子分母双重改善，火电有望迎来戴维斯双击。从 DDM 估值模型出发，火电近期景气度修复且远期存在“电改”优化商业模式预期（电力供需偏紧形势下改革预期升温，商业模式有望产生实质性变革），分子端（盈利预期上修）及分母端（火电商业模式优化后 ROE稳定性提升，市场风险溢价要求降低，详见 2023 年 3 月报告《容量电价：拨云见日，价值重构—电力专题系列报告（七）》）双重改善将促使股价迎来戴维斯双击时刻。

图 20：长江电力 2010年后 ROE稳定性提升

数据来源：Wind，国泰君安证券研究

图 21：长江电力 2010 年后相对估值系统性提升

注：长江电力相对 PB=长江电力 PB/万得全 APB数据来源： Wind，国泰君安证券研究

图 22：涂料油墨行业 2012 年后ROE趋稳

数据来源：Wind，国泰君安证券研究

图 23：涂料油墨行业 2012年后相对估值系统性提升

注：涂料油墨行业相对 PB=SW涂料油墨 PB/万得全 A PB数据来源：Wind，国泰君安证券研究

图 24：轮胎轮毂行业 2010 年后ROE稳定性提升

数据来源：Wind，国泰君安证券研究

图 25：轮胎轮毂行业 2010年后相对估值系统性提升

注：轮胎轮毂行业相对 PB=SW轮胎轮毂 PB/万得全 A PB数据来源：Wind，国泰君安证券研究

5. 风险提示

（1）电量预测偏差：若预测电量数据相较实际电量数据偏差较大，将会一定程度上影响研究结论的准确性。

（2）用电需求不及预期：若全社会用电需求增长不及预期，行业内各类型电源机组利用率可能低于预期。

（3）新能源装机进度低于预期：火电行业资产扩张重点方向为新能源，若未来新能源实际装机量低于预期，行业内公司业绩成长性将有所弱化。

（4）上网电价低于预期：火电行业盈利对上网电价较敏感，若后续上网电价低于预期，将显著影响行业内公司发电业务利润情况。

（5）煤价超预期：煤价后续走势若强于市场预期，可能影响火电行业现金流及盈利情况。

（6）电力市场化推进低于预期：若电力市场化进程低于预期，可能影响行业内公司后续经营情况。

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评级说明

1.投资建议的比较标准

投资评级分为股票评级和行业评级。

以报告发布后的12个月内的市场表现为比较标准，报告发布日后的 12个月内的公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同期的沪深300 指数涨跌幅为基准。

2.投资建议的评级标准

报告发布日后的 12 个月内的公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同期的沪深300指数的涨跌幅。

评级说明
股票投资评级	增持	相对沪深 300 指数涨幅15%以上
	谨慎增持	相对沪深 300 指数涨幅介于 5%～15%之间
	中性	相对沪深300 指数涨幅介于-5%～5%
	减持	相对沪深 300 指数下跌 5%以上
行业投资评级	增持	明显强于沪深 300 指数
	中性	基本与沪深 300 指数持平
	减持	明显弱于沪深 300 指数

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