2022年电力行业投资策略分析报告：长风破浪会有时直挂云帆济沧海

长风破浪会有时

直挂云帆济沧海——2022年电力行业中期投资策略2022.06.22主要内容1.

供需紧张、调峰压力较大是中长期最大的电力基本面2.

电源：绿电、煤电暂时承压

电改加速为电力发展保驾护航3.

电网：新型电力建设提速在即

特高压、储能确定性最强21.1

预计电力供需趋紧贯穿整个十四五

迎峰度夏压力极大

多因素导致2021年9月电荒，带来电力行业板块性行情，电力紧张贯穿整个十四五•2021年9月电荒来自多方面，引爆点源于极端煤价下煤电企业现金流亏损，“计划电-市场煤”矛盾集中爆发，但是电力供需趋紧从十三五后期已经开始。需求增长持续消化供给过剩，

2020年底零星限电并未引起足够重视，2021年典型省份火电利用小时数已经回升到2010年水平。但是考虑到我国当前新能源装机占比提升，火电需要参与调峰，供需紧张程度已经超过2010年•能源双控加剧少部分省份电荒程度，双控放宽后进一步释放用电需求。2021年9月电荒中仅广东、江苏等省份与能源双控有关，缺电最严重的辽宁、湖南、吉林反而绿灯。2022年能源双控总量考核放宽，进一步释放用电需求。电力供需趋紧抬升行业中长期景气度2021年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表典型省份火电年利用小时数情况（小时）800070006000500040003000200010000浙江福建湖南广东资料来源：国家，申万宏源研究资料来源：中电联，申万宏源研究31.2.1

传统电源增速下滑

新能源难以有效补充

供需紧张加剧

水电+核电：优质水电开发殆尽，十四五最后一轮高峰；核电审批停滞影响显现，十四五投产期存在断档•水电：国内优质水电资源开发殆尽，2020-2022年我国将迎来除西藏外水电最后一轮投产高峰，但是规模较此前几轮已大幅降低。此轮投产总规模约4000万千瓦，按照平均4000利用小时数计算，只能提供1600亿千瓦时/年发电增量•核电：审批停滞影响开始显现，受福岛核事故影响，我国2016-2017年未审批新核电机组，新一轮审批2018年底才重启。根据在建进度，2021年我国投产4台核电机组、2022年预计投产3台，2023-2024年均无机组投产，2025年预计投产4-6台。整个十四五期间核电投产机组只有11-13台（十三五期间投产21台核电机组），只能提供约1000亿千瓦时/年发电增量表：十四五在建大型电站（万千瓦）表：未来几年预期投产核电机组（万千瓦）电站名称及流域公司装机容量1020300预计投产时间2021年6月投产完毕2022年初投产公司机组型号装机115开工日期2015年2016年2016年2015年2015年2015年2016年2019年2019年2019年预计投产2021年2021年2021年2021年2022年2022年2022年2025年2025年2025年乌东德（金沙江下游）两河口（雅砻江中游）杨房沟（雅砻江中游）白鹤滩（金沙江下游）叶巴滩（雅砻江上游）托巴（澜沧江上游）巴塘（金沙江上游）苏洼龙（金沙江上游）双江口（大渡河上游）孟底沟（雅砻江中游）卡拉（雅砻江上游）三峡集团中国核电中国核电中国核电中国广核中国广核中国广核中国广核国电投福清6号福清5号田湾6号华龙一号华龙一号CNP-1000ACPR1000ACPR1000华龙一号华龙一号CAP1400华龙一号国投电力/川投能源国投电力/川投能源三峡集团1151502022年初投产111.8111.9111.911816002242022年6月投产完毕计划十四五投产计划2024年投产计划十四五投产计划十四五投产计划十四五投产计划十五五投产计划十五五投产红沿河5号华电集团红沿河6号防城港3号华能水电140华电集团75防城港4号石岛湾1&2漳州1&2号118华电集团1202*1402*1152*115国电电力180中国核电国投电力/川投能源国投电力/川投能源240中广核集团

太平岭1&2号

华龙一号102资料来源：中电联，各集团、公司网站，申万宏源研究资料来源：公司公告，申万宏源研究41.2.1

传统电源增速下滑

新能源难以有效补充

供需紧张加剧

新能源：增速快但基数低，即便在偏乐观的增速假设下也难以弥补传统电源断档•••我国2021年底风电装机3.3亿千瓦，光伏3.1亿千瓦，按照《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》中提出的2030年新能源装机12亿千瓦目标，新能源年复合增速仅有7.3%。市场普遍认为该规划过于保守，中性至乐观预期十四五复合增速20%-30%。但是2021年我国新能源合计发电量占比只有11.7%（且在风况偏好的情况下），因此即便不考虑调峰需求可能压低火电出力，中性至乐观预期下，新能源也只能提供每年2-3%的用电增量组件价格高企制约集中式光伏放量，2022年前四月投产光伏装机主要为分布式（东部省份），光照资源不足，实际发电能力有限我国近年风电光伏装机容量增速不同情景下新能源发电量复合增速2022年1-4月新增光伏装机分布（万千瓦）35%30%25%20%15%10%5%40%35%30%25%20%15%10%5%30.0%2502001501005020.0%15.4%23.6%17.7%7.3%0%情景1情景2情景3情景4情景1保守情景：根据国家展的实施方案》中提出的2030年新能源装机12亿千瓦目标计算增速《《关于促进新时代新能源高质量发情景2中性情景：根据2030年非化石能源占比达到30%倒算新能源装机（我国承诺2030年非化石能源占比为25%，30%来自清华大学测算）0%2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022.040河

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新情景3中性偏乐观预期：为市场根据电力公司资本开支规划以及新能源产业链建设进度，测算的十四五期间新能源装机复合增速蒙龙北

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疆风电太阳能古江情景4为高度乐观预期：在高度乐观情况下，预测的十四五复合增速资料来源：申万宏源研究资料来源：中电联，申万宏源研究。2022年为1-4月累计数据资料来源：中电联，申万宏源研究51.2.2

清洁电源增量不足

供需缺口仍需火电增加出力

综上，清洁电源增量远远无法满足全社会用电需求增量，供需缺口仍需火电满足•••2021年全社会用电量高达8.3万亿千瓦时，中电联预测2022年我国全社会用电增速为5%-6%，从前五月用电数据来看，即便受疫情影响1-5月累计用电增速仍达到2.5%，增速环比下滑主要受第三产业拖累，预计复工复产后三季度用电需求有望大幅提升如前述测算，水电、核电十四五总增量仅有2600亿千瓦时，相当于一年用电量的3%，支撑每年用电增长0.6%；新能源偏乐观预期仅能支撑2-3%用电增速，即清洁电源合计仅能支撑用电增速2.6%-3.6%，用电需求与清洁电源之间的缺口仍需火电补齐然而，前几年我国煤电装机增速持续下滑，2022年1-5月火电新增装机（含气电）仅约980万千瓦，且缺电严重的辽宁、浙江、江西、吉林、广东鲜有增长。部分火电公司资产负债率已经超过70%红线，现金流受到影响我国历年煤电新增装机情况（GW）我国2022年1-5月火电新增装机分布（万千表：重点公司近年资产负债率情况（亿元人民币）瓦）8070605040302010010%9%8%7%6%5%4%3%2%1%0%公司201954.70%57.10%72.90%71.60%65.60%71.00%68.00%60.80%67.80%59.80%202058.40%56.60%73.10%67.70%60.40%67.40%66.80%57.60%70.60%59.20%202171.30%68.50%75.90%74.70%66.40%74.30%72.10%53.80%70.30%62.70%2022Q172.00%67.40%75.80%74.80%65.40%73.90%71.60%51.50%20018016014012010080粤电力A建投能源上海电力华能国际华电国际大唐发电国电电力内蒙华电中国电力华润电力6040202010

2011

2012

2013

2014

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2019

2020

20210山安福山广海宁辽上江黑湖重湖浙内河贵新天四云陕河江吉北甘青广每年新增装机绝对值（GW）装机容量增速龙蒙西徽建东西南夏宁海苏

北庆南江

南州疆津川南西北西林京肃海东江古资料来源：中电联，申万宏源研究。2018年之后为煤电装机，2017年之前为火电装机，包含天然气发电，但是2017年之前天然气装机占比较低，误差有限资料来源：中电联，申万宏源研究资料来源：wind，申万宏源研究61.2.3

电量供需持续趋紧

预计持续整个十四五乃至2030

全国层面量化测算，我们判断“十四五”电量供需格局持续偏紧，火电利用小时数必须保持较高水平表：2022-2030国内电源结构预测表指标20182019202020212022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E总发电量（亿千瓦时）699408.40%732534.70%762364.00%837689.80%875384.50%927906.00%969654.50%1011354.30%1053834.20%1097034.10%1140914.00%1185413.90%1230453.80%同比增速累计装机容量（亿千瓦）常规水电18.353.220.451.841.7510.060.830.219.443.260.492.12.0510.410.921.283.390.52.822.5310.80.980.2722.93.540.533.283.0711.091.090.324.693.660.573.783.8711.291.190.3326.643.760.574.314.8711.491.290.3628.673.810.574.865.9711.691.390.3930.863.830.635.447.1711.891.490.4232.963.850.696.048.4711.891.590.4435.163.870.756.649.8711.891.690.4637.383.890.837.2411.3711.791.7939.723.910.937.8412.9711.691.890.542.063.931.038.4414.6711.491.99核电风电太阳能发电煤电天然气发电生物质发电0.240.480.52新能源装机占比19.60%

21.30%25.10%27.70%31.00%34.40%37.80%40.80%44.00%46.90%49.80%52.40%54.90%装机容量净增加（亿千瓦）常规水电核电0.10.040.040.260.270.350.070.130.020.720.480.40.080.30.150.030.460.540.290.110.030.120.040.50.80.20.10.030.100.5310.20.10.030.0500.551.10.20.10.030.020.060.581.20.20.10.020.060.61.300.10.020.020.060.61.400.10.020.020.080.61.5-0.10.10.020.10.61.6-0.10.10.020.10.61.7-0.20.10.090.210.450.26风电太阳能发电煤电天然气发电生物质发电利用小时数常规水电核电0.030.020.020.0237697184209512124495276738797394208212854416264640007453207812814323261070003800780222321281458628147000400079002150129045902800700039007900225013004670280070003900790022501300466028007000390079002250130046262800700039007900225013004612280070003900790022501300463228007000390079002250130046612800700039007900225013004690280070003900790022501300472628007000风电太阳能发电煤电天然气发电生物质发电新能源发电量占比10%12%14%16%18%20%22%24%26%28%29%资料来源：中电联，申万宏源研究71.3.1

负荷紧缺更加棘手

错峰用电或呈常态

除电量紧缺外，负荷紧缺更加棘手，新能源难以支撑瞬时负荷增长，错峰用电或成常态•随着我国空调普及、第三产业及城乡居民用电增长（受人类自然作息影响强烈），我国当前用电“日内双峰、冬夏双峰”特征日益明显，最高用电负荷增长速度持续高于用电量增长速度•受“极热无风、晚峰无光”特点影响，新能源只能满足电量需求，对瞬时负荷的支撑能力有限，负荷增长仍需煤电、水电、核电等传统电源支撑。但是如前页计算，“十四五”期间我国传统电源增速不足，主要电源增量为新能源，未来缺负荷的问题将非常棘手，错峰用电成为常态四个季度典型日负荷曲线（日内双峰）2020年国网经营区日最大负荷变化情况（冬夏双峰）资料来源：李逐云,

雷霞,

邱少引,等.

考虑"源-网-荷"三方利益的主动配电网协调规划[J].

电网技术,

2017,41(2):9，申万宏源研究资料来源：全球能源互联网组织，申万宏源研究81.3.2

复工复产推动三季度用电量快速增长

三季度复工复产有望推高用电量和用电负荷增速

2020年和2021年高增速情况有望重现•••三季度复工复产高峰来临，用电量有望恢复快速增长用电量增长往往伴随着更高的负荷增长，2021年全国最高用电负荷11.92亿千瓦，比上年增长10.8%2021年12月中央经济工作会议提出

“新增可再生能源不纳入能源消费总量控制”，压制因素解除，带动2022年最高负荷进一步增长全社会单月用电量及同比增速情况2020年一季度受疫情影响，用电增速大幅下降2021年海外疫情延续，订单激增，7、8月在2020年基础上继续保持高增速4月受疫情影响用电量增速回落2020年三季度疫情完全控制，海外疫情爆发，用电量增速保持高速增长900080007000600050004000300020001000030%25%20%15%10%5%0%-5%-10%-15%单月用电量（亿千瓦时）用电量同比增速9资料来源：Wind，申万宏源研究1.3.3

今年夏季部分地区阶段性高温热浪

来水情况较同比有望改善

今年夏季华东、华中地区出现热浪可能性高2022年（5-9月）气象灾害预报分布图•4月1日，在中国气象局召开新闻发布会，提出华东、华中新疆等地区可能出现阶段性高温热浪•4月28日，国家气候中心对2022年汛期气候趋势及主要气象灾害进行了滚动预测订正会商，会商结论与3月底预测意见保持不变，预计今年夏季我国中东部大部气温偏高，华东、华中、新疆等地可能出现阶段性高温热浪•近日，重庆、河南、山东、浙江等地出现35℃以上的高温天气，炎热程度同期少有，局地可能刷新6月极值资料来源：中国气象局，申万宏源研究101.3.4

燃机是我国非常重要的顶峰电源

气价高企影响负荷支撑能力

受俄乌局势等因素影响天然气价格居高不下

影响燃机顶峰供电能力•燃机在我国电力装机结构中占比不高，2021年比例仅有4.6%，但由于燃机具有调节灵活、响应速度快等优点，是非常重要的顶峰电源。华东、华南地区高峰时段非常依赖燃机的保供能力。•受俄乌局势等外部因素影响，天然气价格自今年2月开始快速上涨。虽然近期略有下降，但仍与去年最高水平相当。与燃煤电价一样，我国气电上网电价同样缺乏调节机制，天然气价格居高不下同样影响燃机顶峰供电能力全国LNG市场价（元/吨）LNG中国到岸价（美元/百万英热单位）9,0008,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,00009080706050403020100资料来源：Wind，申万宏源研究资料来源：Wind，申万宏源研究111.3.5

量化测算2022年夏季电源备用率将大幅下降••量化测算，我们判断我国用电负荷增速将大于用电量增速，按照水电保证容量系数70%、风电10%、光伏0%计算，我国电力系统备用率（负荷冗余量））将持续下降，负荷平衡缺口将持续扩大因此，我们判断2022年迎峰度夏期间电力供给非常紧张，一方面有望政策利好进一步释放，另一方面有望彻底扭转市场对电力行业中长期景气度预期，带来电力行业板块性机会。重点关注浙江、广东和湖南等省份电力供需格局表：我国2022-2030年负荷平衡缺口测算（亿千瓦）指标20189.930.0%18.353.220.451.841.7510.060.830.200.300.20201910.536.0%19.443.26202010.772.3%21.283.392021

2022E

2023E2024E13.952025E14.602026E15.272027E15.962028E16.662029E17.382030E18.11备注最大负荷11.9110.6%22.903.5412.615.9%24.693.660.573.783.8711.291.190.330.430.3113.295.4%26.793.760.574.314.8711.641.290.360.490.34最大负荷增长率4.9%28.973.810.574.865.9711.991.390.390.550.374.7%31.313.830.635.447.1712.341.490.420.620.404.6%33.413.850.696.048.4712.341.590.440.730.434.5%35.613.870.756.649.8712.341.690.460.840.464.4%37.833.894.3%40.173.914.2%42.513.93累计装机容量（亿千瓦）常规水电核电0.490.500.530.830.931.03风电2.102.823.287.247.848.44太阳能发电2.052.533.0711.3712.241.7912.9712.141.8914.6711.941.99煤电10.410.9010.800.9811.091.09天然气发电生物质发电0.240.270.300.480.500.52抽水蓄能0.300.310.360.961.081.20新能源装机占比电力平衡测算水电出力0.210.250.280.490.520.542.260.452.270.472.330.492.430.512.520.552.600.572.650.572.670.602.690.662.700.722.720.792.730.882.74按70%出力考虑0.98按100%出力考虑0.81保证容量系数0.10.00保证容量系数012.04按100%出力考虑1.94按100%出力考虑0.51按100%出力考虑1.14按100%出力考虑10.2%核电出力风电出力0.180.200.250.300.350.400.460.510.570.630.690.75太阳能发电出力煤电出力0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.0010.060.8310.240.8710.610.9410.951.0411.191.1411.471.2411.821.3412.171.4412.341.5412.341.6412.291.7412.191.84天然气发电出力生物质发电出力抽水蓄能出力实际备用率0.200.220.250.280.310.340.370.400.430.450.470.490.300.300.310.340.400.460.520.590.680.790.901.0230.5%27.7%29.0%24.8%23.4%22.2%21.3%20.6%19.2%17.2%15.0%12.7%资料来源：中电联，申万宏源研究121.3.6

电力供应缺口公开化

多省密集发布文件做好预案

近期多省密集发布迎峰度夏期间应对电力缺口的工作，部分省份文件明文指出电力供应存在缺口••措施包括但不限于强化需求侧管理、有序有点、轮流停电、省间互济等云南、深圳、河北、浙江、河南、安徽等省份在文件中之间点明今年迎峰度夏期间，省内电力供给存在缺口。表：近期各省关于电力供需格局及有序用电的文件/会议日期省份文件/会议及涉及电力的表述《云南省2022年有序用电方案》：为有效应对2022年电力供需可能出现的用电负荷缺口，切实保障民生、重要用户重点企业用电全力保障电网安全稳定运行和电力有序供应2022/4/11

云南2022/4/11

深圳2022/4/12

河北2022/4/26

湖南2022/5/31

浙江《深圳电网2022年有序用电应急预案》：2022年全网及我市用电需求预计仍将保持稳定增长，预计深圳电网最高负荷需求将达到超过2230万千瓦，同比增长9.4。但受全球能源危机蔓延、西电来水存在较大不确定性等变数影响，今冬、汛前以及度夏等时期预计仍将出现电力供应紧张。《2022年河北省电力需求侧管理工作方案》：预计2022年冀北电网调度口径最大负荷为2980万千瓦，同比增长3.47%，若出现极端天气，最大负荷可能达到3080万千瓦，在电煤供应充足的情况下，电力供需基本平衡。如遇极端天气、网间联络线故障、煤电出力受阻等情况，将可能出现电力缺口。湖南省迎峰度夏电力保供专题会议：迎峰度夏电力供需总体呈“紧平衡”状态。要进一步总结经验、革新办法，坚持早谋划、早部署、早行动，打“有准备之仗”。要充分认识、准确掌握电力供需形势，统筹抓好内部稳供和外部挖潜，切实提升供应保障能力。浙江省“稳住经济一揽子政策措施”新闻发布会：受国际形势、供需关系等影响，能源资源量紧价高，浙江省能源保供稳价面临较大压力，预计迎峰度夏电力最大缺口达650万~750万千瓦《蒙东电网有序用电方案

（征求意见稿）》和《蒙西电网有序用电方案

（征求意见稿）》：在确保电网安全运行前提下，优先开展需求侧响应，

其次开展有序用电，最后开展用电企业轮停《吉林省促进工业经济平稳增长行动方案》：制定年度有序用电实施预案，根据省内用能实际情况定期更新完善，做好民生及重点用户电力保供《2022年全省迎峰度夏有序用电方案》《2022年全省迎峰度夏有序用电用户轮停方案》：当出现长期性、全时段电力缺口时(不低于一周)，启动用户轮停工作。按照供电缺口

300万千瓦、500万千瓦、1000万千瓦，分三档开展用户轮停工作。2022/6/22022/6/72022/6/7内蒙古吉林山东河南省电力公司：迎峰度夏期间河南省电力保障形势依然严峻复杂，整体维持紧平衡状态，预计2022年河南电网最高负荷7500万千瓦，同比增长550万千瓦，增幅为7.9%，其中驻马店、信阳最高负荷增长预计超过20%安徽与浙江签署2022年迎峰度夏电力置换互济协议：安徽省与浙江省电力供应均存在较大缺口，但安徽最大电力负荷常发生在晚间，浙江最大用电负荷常发生在白天，两省最大负荷的时段差异决定具备开展电力余缺互济的基础。《海南省超常规稳住经济大盘行动方案》：积极协调加大云电入琼电量。督导电力企业加强机组运维管理，确保电力高峰期不发生非计划停运。研究制定需求侧响应机制，做好极端情况下有序用电准备2022/6/82022/6/9河南安徽浙江2022/6/14

海南资料来源：政府网站，申万宏源研究131.4.1

分区域看：南方省份本地新能源禀赋差

外来电力严重缺乏

南方区域新能源禀赋差

外来电力严重缺乏，面临长期缺电问题，尤其用电大省广东发生缺电的概率较高•南方电网区域新能源资源禀赋较差，除广东区域海上风电外，优质风光资源集中在云南地区，云南地区地形复杂开发难度高，且大力开发云南新能源进一步恶化云南可再生能源消纳现状。•南方电网区域与国网区域相对独立，区外来电仅有三峡300万千瓦，十四五期间仅新增藏东南和闽粤联网外来电力，预计不超过1000万千瓦，中短期内从外区调入电力难见改善，成为南方区域电力供应不足的根本问题。南方电网外来电通道示意图（万千瓦）南方区域新能源资源禀赋较差江城直流，300华中电网天广直流，300金中直流，320南方主网牛从直流，640新东直流，500普桥直流，500楚穗直流，500普桥直流，500乌东德直流，800鲁西背靠背，300资料来源：国家气象局，南方电网，申万宏源研究

14资料来源：申万宏源研究1.4.1

分区域看：南方省份本地新能源禀赋差

外来电力严重缺乏

南方今年电力紧张局势难有改善

十四五顶峰缺口扩大•

2021年南方区域最高用电负荷2.16亿千瓦，按今年增长6.5%计算，则负荷增长也在1400万千瓦以上。但2021表：南方区域电力平衡缺口测算年南方区域新增水电435万千瓦（一半以上在云南），火电853万千瓦具备顶峰供电能力，低于负荷增长。202019978124131626020791844183130020212161913324175352697257718313002022E23024137591838834262025E2740015180203605900备注最大负荷水电••即使考虑今年南方区域来水大幅改善，今年夏季南方区域实际备用率也与去年相当，今年南方区域供电紧张局势难以明显缓解。火电风电太阳能核电外来电注：测算2021年电力缺口采用2020年底的电力装机，以此类推30136800183123003001300从长远来看，假设未来三年南方区域最大负荷增长率CAGR为6.5%，则到2025年最大负荷将达到2.74亿千瓦，相比于2020年增长约7400万千瓦，而从南方五省未来电力装机规划来看，水电、核电、煤电、气电十四五期间新增约4000万千瓦，区外来电总计预计不超过1000万千瓦以及约600万千瓦抽水蓄能，总新增顶峰电源约5600万千瓦，电力缺口仍将进一步扩大。电力平衡测算2021年保证容量系数取0.7，其余取0.75水电出力931093271031911385火电风电太阳能核电16260208018312551753527001831255183883430183125520360590保证容量系数1保证容量系数0.1保证容量系数0保证容量系数1保证容量系数0.85023001105外来电备用率28.3%26.0%26.1%23.3%资料来源：中电联，申万宏源研究15资料来源：中电联，申万宏源研究1.4.2

华东区域：夏季外来水电通道利用率高

来水丰枯影响有限

水电负荷已然较高，外来水电丰枯对华东区域电力供需影响极为有限••容易形成的误区：华东区域情况与南方有明显不同，水电丰枯对华东夏季电力供需影响极为有限原因：（1）华东区域外来水电主要来自三峡、向家坝、锦屏、溪洛渡等大型水电站，库容量高调节性能强，不论来水多少基本能保证高峰时段功率要求；（2）十三五溪洛渡后再无外来水电接入，电量占比下降至10%左右，且夏季水电通道利用率非常高，丰枯对华东地区影响有限。白鹤滩送江苏、浙江投产后，短期内华东再无外来水电；（3）本地水电基本开发完毕，占比仅2%。•华东区域电力供应仍主要由本地火电承担，未来外来电力主要由北方风光大基地提供。2006-2021年7月华东电力消费量及外来电和2006-2021年8月华东电力消费量及外来电和本地水电占比（亿千瓦时）本地水电占比（亿千瓦时）溪浙后再无新建水电通道，外来水电占比持续下降向上、锦苏、溪浙直流陆续投产，外来水电占比提升灵绍、晋江、锡泰、吉泉等直流陆续投产，外来煤电占比快速提升250020001500100050016%14%12%10%8%250020001500100050016%14%12%10%8%6%6%4%4%2%2%00%00%2006

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2020

2021总电力消费量

外来水电占比

外来煤电占比

本地水电占比2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

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2016

2017

2018

2019

2020

2021总电力消费量外来水电占比外来煤电占比本地水电占比资料来源：中电联，申万宏源研究资料来源：中电联，申万宏源研究161.4.2

华东区域：夏季外来水电通道利用率高

来水丰枯影响有限

高温热浪叠加复工复产

电力供需进一步紧张表：华东区域电力平衡测算•••华东地区夏季热浪叠加复工复产，预计电力负荷增长较快。以高峰负荷增长8%计算，今年夏季最高负荷预计达到近3.66亿千瓦，相比去年增加约2700万千瓦。202020213388632412792627134910233169802022365973436286303951591025587380备注275803101274301932435722166980负荷（万千瓦）水电（万千瓦）火电（万千瓦）风电（万千瓦）太阳能（万千瓦）核电（万千瓦）外来电（万千瓦）电力平衡测算注：测算2021年电力缺口采用2020年底的电力装机，以此类推去年华东地区火电、核电、水电合计新增不到1200万千瓦，加上今年夏天白鹤滩—江苏水电有望最多增加400万千瓦负荷，共计1600万千瓦，与负荷增长相比相去甚远。华东区域电源实际备用率持续下降，在2021年下降14.8pct基础上今年可能继续下降3.4pct，夏季电力供应形势不容乐观水电出力（万千瓦）217122692405保证容量系数取0.7274301930279262710286303950保证容量系数1保证容量系数0.1保证容量系数0保证容量系数1火电（万千瓦）风电（万千瓦）太阳能（万千瓦）核电（万千瓦）2216233125585933593362739.1%保证容量系数0.85外来电（万千瓦）27.3%12.5%备用率资料来源：中电联，申万宏源研究17主要内容1.

供需紧张、调峰压力较大是中长期最大的电力基本面2.

电源：绿电、煤电暂时承压

电改加速为电力发展保驾护航3.

电网：新型电力建设提速在即

特高压、储能确定性最强182.1.1

绿电转型加速

龙头强者恒强趋势显现各大电力运营商底新能源装机及十四五规划（万千瓦）

电力集团加速转型•碳中和背景下，电力央企、地方国企加速装机结构清洁化转型，2020年

底-2021

年初纷纷提出目标较高的新能源装机规划•2021年电力公司装机落地及利润占比整体符合预期，2022年大部分公司规划提速资料来源：公司公告，申万宏源研究192.1.1

绿电转型加速

龙头强者恒强趋势显现

传统电源业绩护航绿电转型，绿电龙头强者恒强•2021年绿电公司以及火电转型公司的新能源业务均实现快速发展，2022年Q1由于风况同比偏差，公司风电发电量增速普遍低于装机增速，但是一线龙头三峡能源、中国电力新能源发电量同比增速仍达到46.6%和51.6%，领跑整个新能源板块，强者恒强格局开始显现。目前第一批大基地100GW已经开建，第二批风光大基地装机明确为455GW，龙头公司增速更具保障表：重点公司2021年及2022年一季度新能源发电量及增速（亿千瓦时）2021年绝对值2021yoy48.0%47.7%49.8%58.4%69.9%48.7%57.8%14.8%14.3%34.4%42.5%46.1%37.0%42.9%17.4%47.3%2022Q1绝对值2022Q1yoy22.6%17.9%59.0%51.6%64.8%37.7%8.2%新能源整体风电光伏24420836736311412318844240211656303015128华能国际新能源整体风电光伏风电新能源整体风电14069713191561524中国电力华润电力国电电力0.0%-1.6%80.1%46.6%16.4%205.7%44.2%5.1%光伏新能源整体陆上风电海上风电光伏33119533三峡能源95龙源电力节能风电风电风电5139616.5%资料来源：公司公告，申万宏源研究202.1.2

组价价格高企叠加风电配储压力

绿电仍受一定程度压制

光伏产业链供需错配组件价格高企，各地增加新能源配置储能要求，对绿电构成一定程度压制••光伏产业链供需错配导致多晶硅价格超预期上涨，进而使得组件价格在平价时代不降反升，大幅降低集中式光伏收益率各地增加新能源配置储能的比例，在满足既定收益率要求下，带储能的风电项目需要极佳的风况资源，限制风电项目拓展速度光伏各环节价格指数情况（以2014年4月为100）各地要求新能源配置储能情况18016014012010080湖北宁夏青海2小时内蒙古陕西-榆林山东陕西-陕北、关中、延安河南I类区域河南II类区域甘肃-河西5市除外河南III类区域湖南甘肃-河西5市除外1小时江西安徽60贵州浙江天津40福建广西无时长强制辽宁海南20江苏湖北山西新疆0吉林贵州西藏新疆-阿克苏河北山西-大同福建广东浙江-海宁10%组件电池片硅片多晶硅鼓励配置5%15%20%资料来源：wind，申万宏源研究资料来源：各省，申万宏源研究212.1.3

严守底线+政策护航

新能源项目收益率具备向上空间

光伏价格制约集中式光伏增速，但是电力央企严守回报率底线，不必多度担心供需趋紧背景下盲目追求规模•光伏组件价格高企对光伏装机增速构成制约，但是从2022年前四月光伏装机情况来看，电力企业严守回报率底线，并未在高组件价格背景下，盲目上量集中式光伏，下游强势态度有望向上游传导，

上游降价，预计下半年组件价格有望回落

政策发文支持能源转型，保障新能源项目收益率为核心看点，政策护航态度明确•国家、能源局5月公开《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》，鼓励全社会提高绿色电力消费占比，多举措支持绿电高质量发展，保障绿电收益率

对国家已有明确价格政策的新能源项目，电网企业应按严格落实全额保障性收购政策，全生命周期合理小时数以外的电量可以参与电力市场化交易。我们认为该政策对保障存量机组收益率具有显著作用，有望减少近年来部分地区为缓解补贴压力，持续减少带补贴项目的保障利用小时数的现象

对于增量机组，建立新能源项目集中审批绿色通道，不得以任何名义增加新能源企业的不合理投资成本，推动风电项目有核准制调整为备案制；地方政府要严格依法征收土地使用税费，不得超出法律规定征收费用。主要针对部分地区出让风电光伏资源时，要求电力企业追加配套投资或附带其他不合理条款•完善支持新能源发展的财政金融政策，首次提出“充分发挥电网企业融资优势”

在财政金融政策支持方面，《办法》提出加强央地联动，按照以收定支原则用好可再生能源发展基金，研究将新能源领域符合条件的公益性建设项目纳入地方政府债券支持范围。

提出充分发挥电网企业融资优势，积极拓展资金来源，推动可再生能源发电延续补贴基金年度收支平衡222.1.4

火电业绩仍然低迷

水电受益来水改善

核电受益电价上行

煤价涨幅远超合理区间，煤电2021年历史最大幅度亏损，2022年年初至今修复不及预期，增加三季度保供压力•极端供需矛盾下，我国煤炭价格严重偏离正常轨道，2021年煤电行业有史以来最大规模亏损，已经威胁到电力行业生存。中电联测算，2021年因电煤价格上涨导致全国电煤采购成本额外增加6000亿元左右，8-11月部分集团的煤电板块亏损面达到100%•由于煤价回落不及预期，2022Q1除少部分坑口电站占比较高的公司外，大部分火电公司仍未能盈利，部分现货煤占比高的电力公司（以沿海省份电厂为主）等仍然大幅亏损。22Q2随着长协签订、煤价回落，预计火电企业盈利有望好转。

水电受益来水改善，预计今年汛期业绩大增；核电受益电价上行，现金流充足加快新能源拓展••根据中电联数据，我国今年来水偏多，5月全国水电发电量同比增长26.7%，增速较4月进一步提升9.3

pct，有望带来业绩高增核电受益电价上涨，2022Q1中国核电、中国广核净利润分别同比增长53.3%和20.1%。其中中国核电现金充足加快新能源拓展表：火电和核电重点公司2021年及2022年一季度归母净利润情况（亿元人民币）类型公司202017.59.22021-31.5-22yoy2020Q41.82021Q4-29.3-14.6-22.9-110.5-65.9-92.8-37.12.5yoy2021Q1-0.532022Q1-4.50.7yoy粤电力A建投能源上海电力华能国际华电国际大唐发电国电电力内蒙华电中国电力华润电力中国核电中国广核-----------76.80%-62.20%--48.60%--37.50%251.10%---18.9-19-3.2-45.75.53.74.1-2.3-2.731.3128.116.91.41-9.66.2-4.110.6545.641.830.426.37.617.163.859.9595.62-102.6-49.7-92.6-18.54.5-5.21380.3897.33---火电核电--40.40%--79.60%34.08%1.79%----------10.8813.7815.3110.2240.7%-25.8%17.8623.7428.8428.5253.3%20.1%资料来源：公司公告，申万宏源研究232.2.1

宏观经济面临下行压力

三季度电力供应不容有失

我国经济面临极大下行压力

三季度复工复产决定全年经济增速

电力供应不容有失••2022年我国多地新冠疫情齐发，加上外部局势恶化等影响，经济面临极大下行压力5月11日李克强总理主持召开国务院常务会议，指出“在前期支持基础上，再向中央发电企业拨付500亿元可再生能源补贴”。

根据财政部网站3月24日公开的中央政府性基金预算，2022年本级支出7183亿元，较2021年增加4048亿元，同时在预算报告正文中提及“推动解决可再生能源发电补贴资金缺口”，增加的金额属于可再生能源补贴基本确定。

我们分析此次第二批500亿资金落地预示着欠补解决加速，随着欠补清查进度的推进，剩余部分最快有望在二季度解决，绿电央企现金流大幅改善。••5月25日，国务院召开全国稳住经济大盘电视电话会议，表示：3月份尤其是4月份以来，就业、工业生产、用电货运等指标明显走低，困难在某些方面和一定程度上比2020年疫情严重冲击时还大。当前正处于决定全年经济走势的关键节点，必须抢抓时间窗口，努力推动经济重回正常轨道。要全面贯彻新发展理念，高效统筹疫情防控和经济社会发展，坚定信心，迎难而上，把稳增长放在更加突出位置，着力保市场主体以保就业保民生，保护中国经济韧性，努力确保二季度经济实现合理增长和失业率尽快下降，保持经济运行在合理区间。上海疫情已进入收尾阶段，北京疫情已基本得到控制，广州、深圳疫情控制得当，估计三季度我国将全面复工复产，接下来几个月复工复产情况将对我国未来经济走势造成决定性影响，电力供应不容有失242.2.2连续发文释义控煤价政策

国家决心不容置疑

国家2月发布303号文，近日连发数文控煤价，控煤价与稳增长、能源安全并列••国家5月6日确定长协煤价格超过770元/吨，现货价格超过1155元/吨的，视为哄抬煤价国家公众号近期频繁发出多条释义，堵住规则漏洞。我们认为当前宏观经济背景及电力供需格局下下，国家控煤价决心不容置疑，短期通过行政手段控制煤价，为长期制度性改革赢得空间，看好火电盈利能力边际改善表：国家日期近日对控煤价政策的释义内容详细国家发布消息称，目前正在全面开展落实煤炭价格调控监管政策拉网式调查。同时指出，下一步，发改部门将会同相关方面持续抓好煤炭价格政策落地见效，对价格超出合理区间的，切实做到发现一起，约谈一起，查处一起。对发现主观恶意大幅度提高价格超出合理区间的，将立即予以通报，并作为涉嫌哄抬价格线索移送有关部门依法惩处。6月20日煤炭价格调控监管政策拉网式调查不得通过关联方大幅度提高价格5月23日5月20日煤炭生产经营企业不得通过向关联方转售，再由关联方大幅度提高价格出售煤炭。销售给发电供热企业或热值低于6000千卡的煤炭凡以发电、机车推进、锅炉燃烧等为目的，产生动力而使用的煤炭属于动力煤。煤炭生产经营企业一般视为动力煤

直接或间接销售给发电供热企业用作燃料的煤炭，均应视为动力煤。不得通过不合理提高流通费用等方式变相大幅度

煤炭生产经营企业与需方签订合同时，不得通过不合理提高运输费用或不合理收取其他费用等方式，5月19日5月16日5月12日提高煤炭销售价格变相大幅度提高煤炭销售价格。煤炭中长期合同不得捆绑销售现货变相超出价格

煤炭生产经营企业与需方签订中长期合同时，不得通过捆绑销售现货等方式变相提高交易价格，超合理区间出合理区间。对于港口、出矿环节以外，在车板、到厂等环节销售的煤炭，扣除流通环节合理费用后，折算的出各环节煤炭价格均应在合理区间内矿价、港口价也应在合理区间内。煤炭供需双方可在国家和地方有关文件明确的煤炭中长期交易价格合理区间内，采取多种方式确定5月11日5月9日各类煤炭中长期合同价格均应在合理区间内

具体价格水平。但无论采取何种方式确定具体价格水平，煤炭中长期合同的实际交易价格均应在合理区间内。截至5月9日，除秦皇岛港下水煤外，已有7省区（内蒙古分蒙东、蒙西两个区域）明确了煤炭出矿环7省区已明确煤炭中长期和现货价格合理区间节中长期和现货交易价格合理区间。资料来源：国家，申万宏源研究252.3

政策展望：行政手段只能缓解一时困难

电力行业仍需长效机制

市场化机制命名为“基准+浮动”政策，2021年限电放开上浮•2021年10月11日国家印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》。除允许电价上浮20%外，文件更重要的是堵住了2015年改革以来的诸多漏洞：1）计划与市场的双轨制漏洞；2）地方政府干预交易结果的漏洞。表

：国家2021年10月11日《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》要点要点内容有序放开全部燃点上网电价扩大市场交易电价浮动范围推动工商业用户都进入市场避免不合理行政干预燃煤发电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。将燃煤发电市场交易价格浮动范围由上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业交易电价不受上浮20%限制。电力现货价格不受上述幅度限制。各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。各地对电力用户和发电企业进入电力市场不得设置不合理门槛，不得组织开展电力专场交易，对市场交易电价在规定范围内的合理浮动不得进行干预资料来源：政策文件，申万宏源研究表

：部分省份2022年电力年度长协数据较基准涨幅（元/千瓦时）较2021年长协价涨幅百分比

绝对数0.102年度长协电量（亿千瓦时）年度长协电价占全省发电量占比（元/千瓦时）百分比19.36%18.39%7.34%绝对数0.0757火电绿电火电绿电火电火电火电火电2638.059.242534.856.79767.26666.9459.6331.561.50%1.80%70.90%0.50%36.82%22.70%23.75%9.08%0.46670.46290.4970.51390.42540.43730.49160.515827.97%24.42%24.80%26.02%江苏广东0.07190.0340.0610.0710.06530.07090.0860.09750.08450.101513.40%20.00%17.54%16.85%20.00%陕西冀南广西海南

资料来源：各省，申万宏源研究262.3

政策展望：行政手段只能缓解一时困难

电力行业仍需长效机制

建立成本传导机制首先要推进电力市场改革，主要表现在省间市场、现货市场、容量机制等方面

2021年“1439”号文放开燃煤发电参与市场，取消工商业销售目录电价，电改取得5号文和9号文以来的实质性突破••燃煤发电价格上涨幅度放宽至20%，现货价格不受20%限制，为当前推进中的现货市场改革奠定良好基础。解决能源转型下新能源发电随机性间歇性矛盾，需要依靠（1）增加联网

–

建设全国电力市场；（2）实时价格信号调节供需关系

–建立电力现货市场；（3）保障调峰机组收益

–

建立容量电价机制•建立以新能源为主体的新型电力系统，需要通过上述市场机制缓解新能源发展导致的能源不可能三角难题——即绿色、经济、安全目标之间存在权衡关系。在完善的电力市场化机制基础上，双碳政策方能自上而下逐步提高约束力度，激励企业减碳与新能源投资。表

：近年电力市场化改革重点时间文件内容《国家发展改革委关于进一步深化燃2021.10

煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围至20%，推动工商业用户都进入市场，保持居民、农业用电价格稳定。在国网调度组织的全国富裕可再生能源电力交易的基础上，建立省间现货交易，充分利用省间通道剩余输电能力，通过省间日前、日内市场双边集中竞价的方式开展电力余缺互济。2021.11

《省间电力现货交易规则（试行）》到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储《国家发展改革委

国家能源局关于2022.01

加快建设全国统一电力市场体系的指

能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，导意见》（发改体改〔2022〕118号）

国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。资料来源：政府官网，申万宏源研究272.3

政策展望：行政手段只能缓解一时困难

电力行业仍需长效机制

第三轮电改的重点在于现货市场改革、全国统一市场和容量电价

现货市场改革是新一轮电改的核心，全国统一市场加快推进，但一些阻力仍然存在•第一，政府定价体系遵循收益率思想，电价针对不同电源的成本、合理收益率水平分类设定。而市场的原则是“边际定价”，若全国统一市场采取边际定价原则进行全局优化，必然导致结构性利益调整，不同省份均价存在收敛压力。总体而言东部受电省份发电企业面临竞争，而西部用电面临价格上涨压力。••第二，全国方案未规定政府性指令计划的市场化要求（例如三峡水电），而政府性指令计划是当前跨省跨区送受电的实质主体因此当前方案仍然会采取“余量发电余缺互济”的渐进式改革原则，优先实现全国市场“保安全”的功能，未来再逐步“调利益”表

：现货市场改革“三步走”开始时间步骤内容2017年8月国家、国家能源局选取广东、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃八个地区作为第一批2017年第一批现货试点电力现货市场试点。其中，山西现货试点在2021年缺电时期坚持全年不间断连续结算试运行，通过现货市场缓解供需矛盾，传导成本压力，发挥了保供作用，证明“中国特色电力现货市场行得通”。2021年5月两部委选择上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6省市为第二批电力现货试点。按照《国家发展改革委办公厅

国家能源局综合司关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》的通知，第二批试点将在2021年6月前开展模拟试运行，年底前开展结算试运行，试点工作节奏相比第一批明显加快。2021年2022年第二批现货试点2022年初国家主管领导召开全国视频会时提出，将进一步在全国范围内推进省级现货市场建设工作，各省全国范围推进省级现货市场建设未来都要提交市场建设方案。同时，省间现货市场以及全国统一市场也在同步推进中。资料来源：政府官网，申万宏源研究282.3

政策展望：行政手段只能缓解一时困难

电力行业仍需长效机制

预计火电的容量电价将是未来的必然趋势，进一步转变火电收益结构••••新能源保证容量系数较低，而储能成本较高，伴随火电利用小时数下降，预期政策层面将进一步转变火电收益结构，设置容量电价国际上，发电容量成本的回收通常采用三类机制：稀缺电价、容量市场、容量成本补偿。国内目前的基本思路是以容量成本补偿（政府制定容量电价标准）为主，未来逐步探索容量市场。容量电价有利于保护能耗水平存在劣势但具有一定灵活性调节能力的发电资源，利好火电盈利能力修复表

：容量成本回收的三种方式方式特点政策展望现货市场不设价格上限，允许发电通过短时间高价格来保障发电收益，例如得州电力市场在缺电时期电价上涨超百倍。稀缺电价容量市场瞬时电价飙升存在舆论风险，预计不适用于国内通过市场竞价方式形成容量电价操作难度大，十四五时期较难实质落地容量成本补偿机制为我国当前各方面利益关系平衡下，最合适的政策各省现阶段倾向于针对本省火电设置容量成本补偿，对外来电源的容量补偿存在模糊性。但是我们分析随着全国电力供需格局）尤其是负荷）趋紧，调峰压力增大，容量成本补偿机制有望加速出台，迎峰度夏期间的电力供需缺口有望成为政策出台契机。通过政府制定补贴标准方式形成容量电价，当前国内省份中，山东明确提出容量成本补偿标准（用户侧收取0.0991元/千瓦时）容量成本补偿资料来源：申万宏源研究292.3

政策展望：行政手段只能缓解一时困难

电力行业仍需长效机制

推进碳市场扩容，实现绿电交易市场与碳交易市场的联动，通过绿电溢价增加新能源项目回报率•2022年5月23日，北京电力交易中心印发绿色交易实时细则，明确交易方式，品种和相应规则，采用证电合一模式，优先平价项目参与交易，绿电交易价格应充分体现绿色电力的电能价值和环境价值，原则上市场主体应分别明确电能量价格与绿色环境权益价格。•新政策下，“通过绿电、绿证交易完成消纳责任权重目标，新增可再生能源不纳入增量考核等方面的激励”

等要求，可能促使绿电溢价大幅高于碳市场成本传导部分。我们测算按照溢价8分/kWh（2030年碳价100元/吨情况下），2030年绿电交易电量规模按照2万亿千瓦时（约占当年新能源发电量75%）测算，在绿电交易市场上附加收益接近1600亿元，有望极大增厚绿电利润碳价上涨，减排成本上升，绿电环境价值提升溢价提升溢价降低推动谈碳压制碳价绿电交易市场绿色消费证明碳交易市场碳价下跌，减排成本下降，绿电环境价值下降CCER价格<当前绿电溢价对应的碳价<配额价格302.4

绿电板块核心推荐标的

当前背景下，由于火电业绩仍然承压，修复节奏难以把握，而水电受益来水大增，核电受益市场化电价上涨，业绩较好且可预测性较高。预计随着下半年光伏组件价格的回落以及政策对新能源收益率的呵护，在碳中和以及能源结构清洁化转型的中长期背景下，我们认为短期内应首先把握具备装机结构优势（新能源转型进度靠前，拥有水电等稳定类电源更加）、业绩确定性强（电煤长协比例较高，煤电业绩修复更快）的龙头公司，静待电力供需格局趋紧背景下，三季度改革预期落地后带来板块性机会

结合当前股价、业绩弹性及确定性，我们高度看好火电转型新能源的龙头公司、水电多能互补公司以及综合能源板块，核心推荐组合为中国电力、国电电力、内蒙华电、黔源电力、三峡水利•中国电力（2380）新能源转型最为迅速，储能开启第二成长曲线

公司为国电投旗下唯一的全国性电力上市平台，拥有火电、水电、新能源和储能四大板块，火电山西、安徽坑口机组占比高；沅江流域的五凌水电可以提供稳定现金，且2022年来水改善提供十足业绩弹性

绿电复合增速位居一线龙头首位，根据公司清洁能源占比目标推算，公司十四五期间新能源增量超过50GW，年均10GW以上。截至目前公司已储备资源超70GW，装机兑现可靠性强，2022年一季度公司新能源发电量增速超过50%，远超同类公司

此外，公司2021年合资成立储能业务子公司新源智储，2022年公司预计新源智储业务规模有望达到3GWh-5GWh，实现相当体量的业绩贡献，开启第二增长曲线312.4

绿电板块核心推荐标的•国电电力（600795）新能源规划大超预期，传统能源与新能源转型互为支撑

公司计划十四五新增新能源35GW，大幅超出前期13GW的规划。20-21年公司累计新签新能源超25GW，22年计划开工6.7GW，预计22年起公司业绩估值将得到巨大提升

公司现有火电32GW（仅次于华能国际），背靠国家能源集团（由原国电集团和神华集团合并而成），70%以上火电机组由公司与中国神华合营，煤炭低价长协有保障，部分机组配套煤矿。高煤价态势下，公司火电业绩显著高于其他火电公司。

公司拥有水电10GW及多个抽蓄项目，优质传统能源为公司新能源转型提供充沛现金流内蒙华电（600863）受益于三重催化，低估值高股息属性突出•

公司为华能集团旗下内蒙古唯一电力上市平台，目前拥有1100万千瓦煤电+150万千瓦新能源+1200万吨煤炭，2022年内蒙古长协电价一般工商业顶格上浮20%，高耗能产业同比上浮50%，电价上涨给公司带来巨大弹性

第二批新能源大基地项目主要落地在内蒙古，公司具备火风光一体化优势以及特高压外送通道优势，预计十四五公司新能源将迎来跨越式增长。

矿山安全局正式批复，魏家峁总产能从600万吨增加值1200万吨，

自有煤矿产量将大幅提升公司煤+电板块盈利能力，继续显著领先于同行。322.4

绿电板块核心推荐标的•黔源电力（002039）水光一体化基地加速建设，新型电力系统下水电价值有望重估

公司拥有贵州3.2GW水电装机，质地优秀+现金流极强，2022年预计汛期来水大幅改善，带来中报与三季报较高业绩预期

历史上公司来水波动较大利润波动拖累估值，以及公司多年以来缺乏项目投资渠道，优质的现金流几乎全部只能用于还债，缺乏成成长性。碳中和背景下，公司做为华电贵州省重点平台，加大光伏投资。21Q3投产75万千瓦光伏项目，目前在手5GW光伏项目开发协议，十四五全力加速成长。水光一体化基地直接解决调峰问题，回报率具备较高保障

根据国家近期抽水蓄能政策，贵州省抽水蓄能项目上报合计约40GW，开发空间广阔，为公司水电业务打开广阔空间。截至目前，公司关岭光马104万千瓦抽水蓄能项目正开展可研工作。•三峡水利（600116）万亿综合能源蓝海，三峡系平台扬帆起航

来水改善与电价上涨提供十足弹性。公司传统主营业务为重庆区域配售电业务，21年电力板块净利润10.46亿元，占比超过80%。22Q1自有水电发电量4.16亿千瓦时（yoy

+24.33%），不含税售电价0.4933元/千瓦时（同比增加0.0746元/千瓦时），预计2022年来水改善与终端电价上涨态势下带来公司中报较高业绩预期

集团支持+售电协同+稀缺机制优势掘金万亿综合能源蓝海。公司为三峡集团旗下控股公司，依托集团支持、“售电+综能”业务协同以及“混改”体制三大核心优势，售电方面，“十四五”期间力争从200亿千瓦时达到千亿千瓦时；综能方面，围绕用户差异化需求，将非标项目分场景模块化推广复制到全国，看好公司电力主业和综合能源平台发展，具备较高安全边际

合资模式打造电池银行，储能运营业务如虎添翼。公司计划与赣锋锂业、长江电力以及三峡集团旗下资本运营平台合资设立电池资产管理公司，其中三峡水利持股

30%；三峡系合计持股70%。合资公司业务覆盖新型储能、动力电池等，为公司主业延伸，轻重资产结合下，公司换电重卡与用户侧储能业务如虎添翼；同时合资公司体制机制灵活，采用市场化选聘机制，有望在电池资产管理服务赛道跑出加速度。•中期重点关注：华润电力、华能国际（A+H）、粤电力a

、申能股份、浙能电力、皖能电力33主要内容1.

供需紧张、调峰压力较大是中长期最大的电力基本面2.

电源：绿电、煤电暂时承压

电改加速为电力发展保驾