長風破浪會有時

直掛云帆濟滄海——2022年電力行業中期投資策略2022.06.22主要內容1.

供需緊張、調峰壓力較大是中長期最大的電力基本面2.

電源：綠電、煤電暫時承壓

電改加速為電力發展保駕護航3.

電網：新型電力建設提速在即

特高壓、儲能確定性最強21.1

預計電力供需趨緊貫穿整個十四五

迎峰度夏壓力極大

多因素導致2021年9月電荒，帶來電力行業板塊性行情，電力緊張貫穿整個十四五?2021年9月電荒來自多方面，引爆點源于極端煤價下煤電企業現金流虧損，“計劃電-市場煤”矛盾集中爆發，但是電力供需趨緊從十三五后期已經開始。需求增長持續消化供給過剩，

2020年底零星限電并未引起足夠重視，2021年典型省份火電利用小時數已經回升到2010年水平。但是考慮到我國當前新能源裝機占比提升，火電需要參與調峰，供需緊張程度已經超過2010年?能源雙控加劇少部分省份電荒程度，雙控放寬后進一步釋放用電需求。2021年9月電荒中僅廣東、江蘇等省份與能源雙控有關，缺電最嚴重的遼寧、湖南、吉林反而綠燈。2022年能源雙控總量考核放寬，進一步釋放用電需求。電力供需趨緊抬升行業中長期景氣度2021年上半年各地區能耗雙控目標完成情況晴雨表典型省份火電年利用小時數情況（小時）800070006000500040003000200010000浙江福建湖南廣東資料來源：國家，申萬宏源研究資料來源：中電聯，申萬宏源研究31.2.1

傳統電源增速下滑

新能源難以有效補充

供需緊張加劇

水電+核電：優質水電開發殆盡，十四五最后一輪高峰；核電審批停滯影響顯現，十四五投產期存在斷檔?水電：國內優質水電資源開發殆盡，2020-2022年我國將迎來除西藏外水電最后一輪投產高峰，但是規模較此前幾輪已大幅降低。此輪投產總規模約4000萬千瓦，按照平均4000利用小時數計算，只能提供1600億千瓦時/年發電增量?核電：審批停滯影響開始顯現，受福島核事故影響，我國2016-2017年未審批新核電機組，新一輪審批2018年底才重啟。根據在建進度，2021年我國投產4臺核電機組、2022年預計投產3臺，2023-2024年均無機組投產，2025年預計投產4-6臺。整個十四五期間核電投產機組只有11-13臺（十三五期間投產21臺核電機組），只能提供約1000億千瓦時/年發電增量表：十四五在建大型電站（萬千瓦）表：未來幾年預期投產核電機組（萬千瓦）電站名稱及流域公司裝機容量1020300預計投產時間2021年6月投產完畢2022年初投產公司機組型號裝機115開工日期2015年2016年2016年2015年2015年2015年2016年2019年2019年2019年預計投產2021年2021年2021年2021年2022年2022年2022年2025年2025年2025年烏東德（金沙江下游）兩河口（雅礱江中游）楊房溝（雅礱江中游）白鶴灘（金沙江下游）葉巴灘（雅礱江上游）托巴（瀾滄江上游）巴塘（金沙江上游）蘇洼龍（金沙江上游）雙江口（大渡河上游）孟底溝（雅礱江中游）卡拉（雅礱江上游）三峽集團中國核電中國核電中國核電中國廣核中國廣核中國廣核中國廣核國電投福清6號福清5號田灣6號華龍一號華龍一號CNP-1000ACPR1000ACPR1000華龍一號華龍一號CAP1400華龍一號國投電力/川投能源國投電力/川投能源三峽集團1151502022年初投產111.8111.9111.911816002242022年6月投產完畢計劃十四五投產計劃2024年投產計劃十四五投產計劃十四五投產計劃十四五投產計劃十五五投產計劃十五五投產紅沿河5號華電集團紅沿河6號防城港3號華能水電140華電集團75防城港4號石島灣1&2漳州1&2號118華電集團1202*1402*1152*115國電電力180中國核電國投電力/川投能源國投電力/川投能源240中廣核集團

太平嶺1&2號

華龍一號102資料來源：中電聯，各集團、公司網站，申萬宏源研究資料來源：公司公告，申萬宏源研究41.2.1

傳統電源增速下滑

新能源難以有效補充

供需緊張加劇

新能源：增速快但基數低，即便在偏樂觀的增速假設下也難以彌補傳統電源斷檔???我國2021年底風電裝機3.3億千瓦，光伏3.1億千瓦，按照《關于促進新時代新能源高質量發展的實施方案》中提出的2030年新能源裝機12億千瓦目標，新能源年復合增速僅有7.3%。市場普遍認為該規劃過于保守，中性至樂觀預期十四五復合增速20%-30%。但是2021年我國新能源合計發電量占比只有11.7%（且在風況偏好的情況下），因此即便不考慮調峰需求可能壓低火電出力，中性至樂觀預期下，新能源也只能提供每年2-3%的用電增量組件價格高企制約集中式光伏放量，2022年前四月投產光伏裝機主要為分布式（東部省份），光照資源不足，實際發電能力有限我國近年風電光伏裝機容量增速不同情景下新能源發電量復合增速2022年1-4月新增光伏裝機分布（萬千瓦）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：根據國家展的實施方案》中提出的2030年新能源裝機12億千瓦目標計算增速《《關于促進新時代新能源高質量發情景2中性情景：根據2030年非化石能源占比達到30%倒算新能源裝機（我國承諾2030年非化石能源占比為25%，30%來自清華大學測算）0%2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022.040河

山

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河

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新情景3中性偏樂觀預期：為市場根據電力公司資本開支規劃以及新能源產業鏈建設進度，測算的十四五期間新能源裝機復合增速蒙龍北

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南

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疆風電太陽能古江情景4為高度樂觀預期：在高度樂觀情況下，預測的十四五復合增速資料來源：申萬宏源研究資料來源：中電聯，申萬宏源研究。2022年為1-4月累計數據資料來源：中電聯，申萬宏源研究51.2.2

清潔電源增量不足

供需缺口仍需火電增加出力

綜上，清潔電源增量遠遠無法滿足全社會用電需求增量，供需缺口仍需火電滿足???2021年全社會用電量高達8.3萬億千瓦時，中電聯預測2022年我國全社會用電增速為5%-6%，從前五月用電數據來看，即便受疫情影響1-5月累計用電增速仍達到2.5%，增速環比下滑主要受第三產業拖累，預計復工復產后三季度用電需求有望大幅提升如前述測算，水電、核電十四五總增量僅有2600億千瓦時，相當于一年用電量的3%，支撐每年用電增長0.6%；新能源偏樂觀預期僅能支撐2-3%用電增速，即清潔電源合計僅能支撐用電增速2.6%-3.6%，用電需求與清潔電源之間的缺口仍需火電補齊然而，前幾年我國煤電裝機增速持續下滑，2022年1-5月火電新增裝機（含氣電）僅約980萬千瓦，且缺電嚴重的遼寧、浙江、江西、吉林、廣東鮮有增長。部分火電公司資產負債率已經超過70%紅線，現金流受到影響我國歷年煤電新增裝機情況（GW）我國2022年1-5月火電新增裝機分布（萬千表：重點公司近年資產負債率情況（億元人民幣）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粵電力A建投能源上海電力華能國際華電國際大唐發電國電電力內蒙華電中國電力華潤電力6040202010

2011

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2020

20210山安福山廣海寧遼上江黑湖重湖浙內河貴新天四云陜河江吉北甘青廣每年新增裝機絕對值（GW）裝機容量增速龍蒙西徽建東西南夏寧海蘇

北慶南江

南州疆津川南西北西林京肅海東江古資料來源：中電聯，申萬宏源研究。2018年之后為煤電裝機，2017年之前為火電裝機，包含天然氣發電，但是2017年之前天然氣裝機占比較低，誤差有限資料來源：中電聯，申萬宏源研究資料來源：wind，申萬宏源研究61.2.3

電量供需持續趨緊

預計持續整個十四五乃至2030

全國層面量化測算，我們判斷“十四五”電量供需格局持續偏緊，火電利用小時數必須保持較高水平表：2022-2030國內電源結構預測表指標20182019202020212022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E總發電量（億千瓦時）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%同比增速累計裝機容量（億千瓦）常規水電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核電風電太陽能發電煤電天然氣發電生物質發電0.240.480.52新能源裝機占比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%裝機容量凈增加（億千瓦）常規水電核電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風電太陽能發電煤電天然氣發電生物質發電利用小時數常規水電核電0.030.020.020.0237697184209512124495276738797394208212854416264640007453207812814323261070003800780222321281458628147000400079002150129045902800700039007900225013004670280070003900790022501300466028007000390079002250130046262800700039007900225013004612280070003900790022501300463228007000390079002250130046612800700039007900225013004690280070003900790022501300472628007000風電太陽能發電煤電天然氣發電生物質發電新能源發電量占比10%12%14%16%18%20%22%24%26%28%29%資料來源：中電聯，申萬宏源研究71.3.1

負荷緊缺更加棘手

錯峰用電或呈常態

除電量緊缺外，負荷緊缺更加棘手，新能源難以支撐瞬時負荷增長，錯峰用電或成常態?隨著我國空調普及、第三產業及城鄉居民用電增長（受人類自然作息影響強烈），我國當前用電“日內雙峰、冬夏雙峰”特征日益明顯，最高用電負荷增長速度持續高于用電量增長速度?受“極熱無風、晚峰無光”特點影響，新能源只能滿足電量需求，對瞬時負荷的支撐能力有限，負荷增長仍需煤電、水電、核電等傳統電源支撐。但是如前頁計算，“十四五”期間我國傳統電源增速不足，主要電源增量為新能源，未來缺負荷的問題將非常棘手，錯峰用電成為常態四個季度典型日負荷曲線（日內雙峰）2020年國網經營區日最大負荷變化情況（冬夏雙峰）資料來源：李逐云,

雷霞,

邱少引,等.

考慮"源-網-荷"三方利益的主動配電網協調規劃[J].

電網技術,

2017,41(2):9，申萬宏源研究資料來源：全球能源互聯網組織，申萬宏源研究81.3.2

復工復產推動三季度用電量快速增長

三季度復工復產有望推高用電量和用電負荷增速

2020年和2021年高增速情況有望重現???三季度復工復產高峰來臨，用電量有望恢復快速增長用電量增長往往伴隨著更高的負荷增長，2021年全國最高用電負荷11.92億千瓦，比上年增長10.8%2021年12月中央經濟工作會議提出

“新增可再生能源不納入能源消費總量控制”，壓制因素解除，帶動2022年最高負荷進一步增長全社會單月用電量及同比增速情況2020年一季度受疫情影響，用電增速大幅下降2021年海外疫情延續，訂單激增，7、8月在2020年基礎上繼續保持高增速4月受疫情影響用電量增速回落2020年三季度疫情完全控制，海外疫情爆發，用電量增速保持高速增長900080007000600050004000300020001000030%25%20%15%10%5%0%-5%-10%-15%單月用電量（億千瓦時）用電量同比增速9資料來源：Wind，申萬宏源研究1.3.3

今年夏季部分地區階段性高溫熱浪

來水情況較同比有望改善

今年夏季華東、華中地區出現熱浪可能性高2022年（5-9月）氣象災害預報分布圖?4月1日，在中國氣象局召開新聞發布會，提出華東、華中新疆等地區可能出現階段性高溫熱浪?4月28日，國家氣候中心對2022年汛期氣候趨勢及主要氣象災害進行了滾動預測訂正會商，會商結論與3月底預測意見保持不變，預計今年夏季我國中東部大部氣溫偏高，華東、華中、新疆等地可能出現階段性高溫熱浪?近日，重慶、河南、山東、浙江等地出現35℃以上的高溫天氣，炎熱程度同期少有，局地可能刷新6月極值資料來源：中國氣象局，申萬宏源研究101.3.4

燃機是我國非常重要的頂峰電源

氣價高企影響負荷支撐能力

受俄烏局勢等因素影響天然氣價格居高不下

影響燃機頂峰供電能力?燃機在我國電力裝機結構中占比不高，2021年比例僅有4.6%，但由于燃機具有調節靈活、響應速度快等優點，是非常重要的頂峰電源。華東、華南地區高峰時段非常依賴燃機的保供能力。?受俄烏局勢等外部因素影響，天然氣價格自今年2月開始快速上漲。雖然近期略有下降，但仍與去年最高水平相當。與燃煤電價一樣，我國氣電上網電價同樣缺乏調節機制，天然氣價格居高不下同樣影響燃機頂峰供電能力全國LNG市場價（元/噸）LNG中國到岸價（美元/百萬英熱單位）9,0008,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,00009080706050403020100資料來源：Wind，申萬宏源研究資料來源：Wind，申萬宏源研究111.3.5

量化測算2022年夏季電源備用率將大幅下降??量化測算，我們判斷我國用電負荷增速將大于用電量增速，按照水電保證容量系數70%、風電10%、光伏0%計算，我國電力系統備用率（負荷冗余量））將持續下降，負荷平衡缺口將持續擴大因此，我們判斷2022年迎峰度夏期間電力供給非常緊張，一方面有望政策利好進一步釋放，另一方面有望徹底扭轉市場對電力行業中長期景氣度預期，帶來電力行業板塊性機會。重點關注浙江、廣東和湖南等省份電力供需格局表：我國2022-2030年負荷平衡缺口測算（億千瓦）指標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備注最大負荷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最大負荷增長率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累計裝機容量（億千瓦）常規水電核電0.490.500.530.830.931.03風電2.102.823.287.247.848.44太陽能發電2.052.533.0711.3712.241.7912.9712.141.8914.6711.941.99煤電10.410.9010.800.9811.091.09天然氣發電生物質發電0.240.270.300.480.500.52抽水蓄能0.300.310.360.961.081.20新能源裝機占比電力平衡測算水電出力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%出力考慮0.98按100%出力考慮0.81保證容量系數0.10.00保證容量系數012.04按100%出力考慮1.94按100%出力考慮0.51按100%出力考慮1.14按100%出力考慮10.2%核電出力風電出力0.180.200.250.300.350.400.460.510.570.630.690.75太陽能發電出力煤電出力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天然氣發電出力生物質發電出力抽水蓄能出力實際備用率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%資料來源：中電聯，申萬宏源研究121.3.6

電力供應缺口公開化

多省密集發布文件做好預案

近期多省密集發布迎峰度夏期間應對電力缺口的工作，部分省份文件明文指出電力供應存在缺口??措施包括但不限于強化需求側管理、有序有點、輪流停電、省間互濟等云南、深圳、河北、浙江、河南、安徽等省份在文件中之間點明今年迎峰度夏期間，省內電力供給存在缺口。表：近期各省關于電力供需格局及有序用電的文件/會議日期省份文件/會議及涉及電力的表述《云南省2022年有序用電方案》：為有效應對2022年電力供需可能出現的用電負荷缺口，切實保障民生、重要用戶重點企業用電全力保障電網安全穩定運行和電力有序供應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《深圳電網2022年有序用電應急預案》：2022年全網及我市用電需求預計仍將保持穩定增長，預計深圳電網最高負荷需求將達到超過2230萬千瓦，同比增長9.4。但受全球能源危機蔓延、西電來水存在較大不確定性等變數影響，今冬、汛前以及度夏等時期預計仍將出現電力供應緊張。《2022年河北省電力需求側管理工作方案》：預計2022年冀北電網調度口徑最大負荷為2980萬千瓦，同比增長3.47%，若出現極端天氣，最大負荷可能達到3080萬千瓦，在電煤供應充足的情況下，電力供需基本平衡。如遇極端天氣、網間聯絡線故障、煤電出力受阻等情況，將可能出現電力缺口。湖南省迎峰度夏電力保供專題會議：迎峰度夏電力供需總體呈“緊平衡”狀態。要進一步總結經驗、革新辦法，堅持早謀劃、早部署、早行動，打“有準備之仗”。要充分認識、準確掌握電力供需形勢，統籌抓好內部穩供和外部挖潛，切實提升供應保障能力。浙江省“穩住經濟一攬子政策措施”新聞發布會：受國際形勢、供需關系等影響，能源資源量緊價高，浙江省能源保供穩價面臨較大壓力，預計迎峰度夏電力最大缺口達650萬~750萬千瓦《蒙東電網有序用電方案

（征求意見稿）》和《蒙西電網有序用電方案

（征求意見稿）》：在確保電網安全運行前提下，優先開展需求側響應，

其次開展有序用電，最后開展用電企業輪停《吉林省促進工業經濟平穩增長行動方案》：制定年度有序用電實施預案，根據省內用能實際情況定期更新完善，做好民生及重點用戶電力保供《2022年全省迎峰度夏有序用電方案》《2022年全省迎峰度夏有序用電用戶輪停方案》：當出現長期性、全時段電力缺口時(不低于一周)，啟動用戶輪停工作。按照供電缺口

300萬千瓦、500萬千瓦、1000萬千瓦，分三檔開展用戶輪停工作。2022/6/22022/6/72022/6/7內蒙古吉林山東河南省電力公司：迎峰度夏期間河南省電力保障形勢依然嚴峻復雜，整體維持緊平衡狀態，預計2022年河南電網最高負荷7500萬千瓦，同比增長550萬千瓦，增幅為7.9%，其中駐馬店、信陽最高負荷增長預計超過20%安徽與浙江簽署2022年迎峰度夏電力置換互濟協議：安徽省與浙江省電力供應均存在較大缺口，但安徽最大電力負荷常發生在晚間，浙江最大用電負荷常發生在白天，兩省最大負荷的時段差異決定具備開展電力余缺互濟的基礎。《海南省超常規穩住經濟大盤行動方案》：積極協調加大云電入瓊電量。督導電力企業加強機組運維管理，確保電力高峰期不發生非計劃停運。研究制定需求側響應機制，做好極端情況下有序用電準備2022/6/82022/6/9河南安徽浙江2022/6/14

海南資料來源：政府網站，申萬宏源研究131.4.1

分區域看：南方省份本地新能源稟賦差

外來電力嚴重缺乏

南方區域新能源稟賦差

外來電力嚴重缺乏，面臨長期缺電問題，尤其用電大省廣東發生缺電的概率較高?南方電網區域新能源資源稟賦較差，除廣東區域海上風電外，優質風光資源集中在云南地區，云南地區地形復雜開發難度高，且大力開發云南新能源進一步惡化云南可再生能源消納現狀。?南方電網區域與國網區域相對獨立，區外來電僅有三峽300萬千瓦，十四五期間僅新增藏東南和閩粵聯網外來電力，預計不超過1000萬千瓦，中短期內從外區調入電力難見改善，成為南方區域電力供應不足的根本問題。南方電網外來電通道示意圖（萬千瓦）南方區域新能源資源稟賦較差江城直流，300華中電網天廣直流，300金中直流，320南方主網牛從直流，640新東直流，500普橋直流，500楚穗直流，500普橋直流，500烏東德直流，800魯西背靠背，300資料來源：國家氣象局，南方電網，申萬宏源研究

14資料來源：申萬宏源研究1.4.1

分區域看：南方省份本地新能源稟賦差

外來電力嚴重缺乏

南方今年電力緊張局勢難有改善

十四五頂峰缺口擴大?

2021年南方區域最高用電負荷2.16億千瓦，按今年增長6.5%計算，則負荷增長也在1400萬千瓦以上。但2021表：南方區域電力平衡缺口測算年南方區域新增水電435萬千瓦（一半以上在云南），火電853萬千瓦具備頂峰供電能力，低于負荷增長。202019978124131626020791844183130020212161913324175352697257718313002022E23024137591838834262025E2740015180203605900備注最大負荷水電??即使考慮今年南方區域來水大幅改善，今年夏季南方區域實際備用率也與去年相當，今年南方區域供電緊張局勢難以明顯緩解。火電風電太陽能核電外來電注：測算2021年電力缺口采用2020年底的電力裝機，以此類推30136800183123003001300從長遠來看，假設未來三年南方區域最大負荷增長率CAGR為6.5%，則到2025年最大負荷將達到2.74億千瓦，相比于2020年增長約7400萬千瓦，而從南方五省未來電力裝機規劃來看，水電、核電、煤電、氣電十四五期間新增約4000萬千瓦，區外來電總計預計不超過1000萬千瓦以及約600萬千瓦抽水蓄能，總新增頂峰電源約5600萬千瓦，電力缺口仍將進一步擴大。電力平衡測算2021年保證容量系數取0.7，其余取0.75水電出力931093271031911385火電風電太陽能核電16260208018312551753527001831255183883430183125520360590保證容量系數1保證容量系數0.1保證容量系數0保證容量系數1保證容量系數0.85023001105外來電備用率28.3%26.0%26.1%23.3%資料來源：中電聯，申萬宏源研究15資料來源：中電聯，申萬宏源研究1.4.2

華東區域：夏季外來水電通道利用率高

來水豐枯影響有限

水電負荷已然較高，外來水電豐枯對華東區域電力供需影響極為有限??容易形成的誤區：華東區域情況與南方有明顯不同，水電豐枯對華東夏季電力供需影響極為有限原因：（1）華東區域外來水電主要來自三峽、向家壩、錦屏、溪洛渡等大型水電站，庫容量高調節性能強，不論來水多少基本能保證高峰時段功率要求；（2）十三五溪洛渡后再無外來水電接入，電量占比下降至10%左右，且夏季水電通道利用率非常高，豐枯對華東地區影響有限。白鶴灘送江蘇、浙江投產后，短期內華東再無外來水電；（3）本地水電基本開發完畢，占比僅2%。?華東區域電力供應仍主要由本地火電承擔，未來外來電力主要由北方風光大基地提供。2006-2021年7月華東電力消費量及外來電和2006-2021年8月華東電力消費量及外來電和本地水電占比（億千瓦時）本地水電占比（億千瓦時）溪浙后再無新建水電通道，外來水電占比持續下降向上、錦蘇、溪浙直流陸續投產，外來水電占比提升靈紹、晉江、錫泰、吉泉等直流陸續投產，外來煤電占比快速提升250020001500100050016%14%12%10%8%250020001500100050016%14%12%10%8%6%6%4%4%2%2%00%00%2006

2007

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2011

2012

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2020

2021總電力消費量

外來水電占比

外來煤電占比

本地水電占比2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021總電力消費量外來水電占比外來煤電占比本地水電占比資料來源：中電聯，申萬宏源研究資料來源：中電聯，申萬宏源研究161.4.2

華東區域：夏季外來水電通道利用率高

來水豐枯影響有限

高溫熱浪疊加復工復產

電力供需進一步緊張表：華東區域電力平衡測算???華東地區夏季熱浪疊加復工復產，預計電力負荷增長較快。以高峰負荷增長8%計算，今年夏季最高負荷預計達到近3.66億千瓦，相比去年增加約2700萬千瓦。202020213388632412792627134910233169802022365973436286303951591025587380備注275803101274301932435722166980負荷（萬千瓦）水電（萬千瓦）火電（萬千瓦）風電（萬千瓦）太陽能（萬千瓦）核電（萬千瓦）外來電（萬千瓦）電力平衡測算注：測算2021年電力缺口采用2020年底的電力裝機，以此類推去年華東地區火電、核電、水電合計新增不到1200萬千瓦，加上今年夏天白鶴灘—江蘇水電有望最多增加400萬千瓦負荷，共計1600萬千瓦，與負荷增長相比相去甚遠。華東區域電源實際備用率持續下降，在2021年下降14.8pct基礎上今年可能繼續下降3.4pct，夏季電力供應形勢不容樂觀水電出力（萬千瓦）217122692405保證容量系數取0.7274301930279262710286303950保證容量系數1保證容量系數0.1保證容量系數0保證容量系數1火電（萬千瓦）風電（萬千瓦）太陽能（萬千瓦）核電（萬千瓦）2216233125585933593362739.1%保證容量系數0.85外來電（萬千瓦）27.3%12.5%備用率資料來源：中電聯，申萬宏源研究17主要內容1.

供需緊張、調峰壓力較大是中長期最大的電力基本面2.

電源：綠電、煤電暫時承壓

電改加速為電力發展保駕護航3.

電網：新型電力建設提速在即

特高壓、儲能確定性最強182.1.1

綠電轉型加速

龍頭強者恒強趨勢顯現各大電力運營商底新能源裝機及十四五規劃（萬千瓦）

電力集團加速轉型?碳中和背景下，電力央企、地方國企加速裝機結構清潔化轉型，2020年

底-2021

年初紛紛提出目標較高的新能源裝機規劃?2021年電力公司裝機落地及利潤占比整體符合預期，2022年大部分公司規劃提速資料來源：公司公告，申萬宏源研究192.1.1

綠電轉型加速

龍頭強者恒強趨勢顯現

傳統電源業績護航綠電轉型，綠電龍頭強者恒強?2021年綠電公司以及火電轉型公司的新能源業務均實現快速發展，2022年Q1由于風況同比偏差，公司風電發電量增速普遍低于裝機增速，但是一線龍頭三峽能源、中國電力新能源發電量同比增速仍達到46.6%和51.6%，領跑整個新能源板塊，強者恒強格局開始顯現。目前第一批大基地100GW已經開建，第二批風光大基地裝機明確為455GW，龍頭公司增速更具保障表：重點公司2021年及2022年一季度新能源發電量及增速（億千瓦時）2021年絕對值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絕對值2022Q1yoy22.6%17.9%59.0%51.6%64.8%37.7%8.2%新能源整體風電光伏24420836736311412318844240211656303015128華能國際新能源整體風電光伏風電新能源整體風電14069713191561524中國電力華潤電力國電電力0.0%-1.6%80.1%46.6%16.4%205.7%44.2%5.1%光伏新能源整體陸上風電海上風電光伏33119533三峽能源95龍源電力節能風電風電風電5139616.5%資料來源：公司公告，申萬宏源研究202.1.2

組價價格高企疊加風電配儲壓力

綠電仍受一定程度壓制

光伏產業鏈供需錯配組件價格高企，各地增加新能源配置儲能要求，對綠電構成一定程度壓制??光伏產業鏈供需錯配導致多晶硅價格超預期上漲，進而使得組件價格在平價時代不降反升，大幅降低集中式光伏收益率各地增加新能源配置儲能的比例，在滿足既定收益率要求下，帶儲能的風電項目需要極佳的風況資源，限制風電項目拓展速度光伏各環節價格指數情況（以2014年4月為100）各地要求新能源配置儲能情況18016014012010080湖北寧夏青海2小時內蒙古陜西-榆林山東陜西-陜北、關中、延安河南I類區域河南II類區域甘肅-河西5市除外河南III類區域湖南甘肅-河西5市除外1小時江西安徽60貴州浙江天津40福建廣西無時長強制遼寧海南20江蘇湖北山西新疆0吉林貴州西藏新疆-阿克蘇河北山西-大同福建廣東浙江-海寧10%組件電池片硅片多晶硅鼓勵配置5%15%20%資料來源：wind，申萬宏源研究資料來源：各省，申萬宏源研究212.1.3

嚴守底線+政策護航

新能源項目收益率具備向上空間

光伏價格制約集中式光伏增速，但是電力央企嚴守回報率底線，不必多度擔心供需趨緊背景下盲目追求規模?光伏組件價格高企對光伏裝機增速構成制約，但是從2022年前四月光伏裝機情況來看，電力企業嚴守回報率底線，并未在高組件價格背景下，盲目上量集中式光伏，下游強勢態度有望向上游傳導，

上游降價，預計下半年組件價格有望回落

政策發文支持能源轉型，保障新能源項目收益率為核心看點，政策護航態度明確?國家、能源局5月公開《關于促進新時代新能源高質量發展實施方案的通知》，鼓勵全社會提高綠色電力消費占比，多舉措支持綠電高質量發展，保障綠電收益率

對國家已有明確價格政策的新能源項目，電網企業應按嚴格落實全額保障性收購政策，全生命周期合理小時數以外的電量可以參與電力市場化交易。我們認為該政策對保障存量機組收益率具有顯著作用，有望減少近年來部分地區為緩解補貼壓力，持續減少帶補貼項目的保障利用小時數的現象

對于增量機組，建立新能源項目集中審批綠色通道，不得以任何名義增加新能源企業的不合理投資成本，推動風電項目有核準制調整為備案制；地方政府要嚴格依法征收土地使用稅費，不得超出法律規定征收費用。主要針對部分地區出讓風電光伏資源時，要求電力企業追加配套投資或附帶其他不合理條款?完善支持新能源發展的財政金融政策，首次提出“充分發揮電網企業融資優勢”

在財政金融政策支持方面，《辦法》提出加強央地聯動，按照以收定支原則用好可再生能源發展基金，研究將新能源領域符合條件的公益性建設項目納入地方政府債券支持范圍。

提出充分發揮電網企業融資優勢，積極拓展資金來源，推動可再生能源發電延續補貼基金年度收支平衡222.1.4

火電業績仍然低迷

水電受益來水改善

核電受益電價上行

煤價漲幅遠超合理區間，煤電2021年歷史最大幅度虧損，2022年年初至今修復不及預期，增加三季度保供壓力?極端供需矛盾下，我國煤炭價格嚴重偏離正常軌道，2021年煤電行業有史以來最大規模虧損，已經威脅到電力行業生存。中電聯測算，2021年因電煤價格上漲導致全國電煤采購成本額外增加6000億元左右，8-11月部分集團的煤電板塊虧損面達到100%?由于煤價回落不及預期，2022Q1除少部分坑口電站占比較高的公司外，大部分火電公司仍未能盈利，部分現貨煤占比高的電力公司（以沿海省份電廠為主）等仍然大幅虧損。22Q2隨著長協簽訂、煤價回落，預計火電企業盈利有望好轉。

水電受益來水改善，預計今年汛期業績大增；核電受益電價上行，現金流充足加快新能源拓展??根據中電聯數據，我國今年來水偏多，5月全國水電發電量同比增長26.7%，增速較4月進一步提升9.3

pct，有望帶來業績高增核電受益電價上漲，2022Q1中國核電、中國廣核凈利潤分別同比增長53.3%和20.1%。其中中國核電現金充足加快新能源拓展表：火電和核電重點公司2021年及2022年一季度歸母凈利潤情況（億元人民幣）類型公司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粵電力A建投能源上海電力華能國際華電國際大唐發電國電電力內蒙華電中國電力華潤電力中國核電中國廣核-----------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---火電核電--40.40%--79.60%34.08%1.79%----------10.8813.7815.3110.2240.7%-25.8%17.8623.7428.8428.5253.3%20.1%資料來源：公司公告，申萬宏源研究232.2.1

宏觀經濟面臨下行壓力

三季度電力供應不容有失

我國經濟面臨極大下行壓力

三季度復工復產決定全年經濟增速

電力供應不容有失??2022年我國多地新冠疫情齊發，加上外部局勢惡化等影響，經濟面臨極大下行壓力5月11日李克強總理主持召開國務院常務會議，指出“在前期支持基礎上，再向中央發電企業撥付500億元可再生能源補貼”。

根據財政部網站3月24日公開的中央政府性基金預算，2022年本級支出7183億元，較2021年增加4048億元，同時在預算報告正文中提及“推動解決可再生能源發電補貼資金缺口”，增加的金額屬于可再生能源補貼基本確定。

我們分析此次第二批500億資金落地預示著欠補解決加速，隨著欠補清查進度的推進，剩余部分最快有望在二季度解決，綠電央企現金流大幅改善。??5月25日，國務院召開全國穩住經濟大盤電視電話會議，表示：3月份尤其是4月份以來，就業、工業生產、用電貨運等指標明顯走低，困難在某些方面和一定程度上比2020年疫情嚴重沖擊時還大。當前正處于決定全年經濟走勢的關鍵節點，必須搶抓時間窗口，努力推動經濟重回正常軌道。要全面貫徹新發展理念，高效統籌疫情防控和經濟社會發展，堅定信心，迎難而上，把穩增長放在更加突出位置，著力保市場主體以保就業保民生，保護中國經濟韌性，努力確保二季度經濟實現合理增長和失業率盡快下降，保持經濟運行在合理區間。上海疫情已進入收尾階段，北京疫情已基本得到控制，廣州、深圳疫情控制得當，估計三季度我國將全面復工復產，接下來幾個月復工復產情況將對我國未來經濟走勢造成決定性影響，電力供應不容有失242.2.2連續發文釋義控煤價政策

國家決心不容置疑

國家2月發布303號文，近日連發數文控煤價，控煤價與穩增長、能源安全并列??國家5月6日確定長協煤價格超過770元/噸，現貨價格超過1155元/噸的，視為哄抬煤價國家公眾號近期頻繁發出多條釋義，堵住規則漏洞。我們認為當前宏觀經濟背景及電力供需格局下下，國家控煤價決心不容置疑，短期通過行政手段控制煤價，為長期制度性改革贏得空間，看好火電盈利能力邊際改善表：國家日期近日對控煤價政策的釋義內容詳細國家發布消息稱，目前正在全面開展落實煤炭價格調控監管政策拉網式調查。同時指出，下一步，發改部門將會同相關方面持續抓好煤炭價格政策落地見效，對價格超出合理區間的，切實做到發現一起，約談一起，查處一起。對發現主觀惡意大幅度提高價格超出合理區間的，將立即予以通報，并作為涉嫌哄抬價格線索移送有關部門依法懲處。6月20日煤炭價格調控監管政策拉網式調查不得通過關聯方大幅度提高價格5月23日5月20日煤炭生產經營企業不得通過向關聯方轉售，再由關聯方大幅度提高價格出售煤炭。銷售給發電供熱企業或熱值低于6000千卡的煤炭凡以發電、機車推進、鍋爐燃燒等為目的，產生動力而使用的煤炭屬于動力煤。煤炭生產經營企業一般視為動力煤

直接或間接銷售給發電供熱企業用作燃料的煤炭，均應視為動力煤。不得通過不合理提高流通費用等方式變相大幅度

煤炭生產經營企業與需方簽訂合同時，不得通過不合理提高運輸費用或不合理收取其他費用等方式，5月19日5月16日5月12日提高煤炭銷售價格變相大幅度提高煤炭銷售價格。煤炭中長期合同不得捆綁銷售現貨變相超出價格

煤炭生產經營企業與需方簽訂中長期合同時，不得通過捆綁銷售現貨等方式變相提高交易價格，超合理區間出合理區間。對于港口、出礦環節以外，在車板、到廠等環節銷售的煤炭，扣除流通環節合理費用后，折算的出各環節煤炭價格均應在合理區間內礦價、港口價也應在合理區間內。煤炭供需雙方可在國家和地方有關文件明確的煤炭中長期交易價格合理區間內，采取多種方式確定5月11日5月9日各類煤炭中長期合同價格均應在合理區間內

具體價格水平。但無論采取何種方式確定具體價格水平，煤炭中長期合同的實際交易價格均應在合理區間內。截至5月9日，除秦皇島港下水煤外，已有7省區（內蒙古分蒙東、蒙西兩個區域）明確了煤炭出礦環7省區已明確煤炭中長期和現貨價格合理區間節中長期和現貨交易價格合理區間。資料來源：國家，申萬宏源研究252.3

政策展望：行政手段只能緩解一時困難

電力行業仍需長效機制

市場化機制命名為“基準+浮動”政策，2021年限電放開上浮?2021年10月11日國家印發《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》。除允許電價上浮20%外，文件更重要的是堵住了2015年改革以來的諸多漏洞：1）計劃與市場的雙軌制漏洞；2）地方政府干預交易結果的漏洞。表

：國家2021年10月11日《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》要點要點內容有序放開全部燃點上網電價擴大市場交易電價浮動范圍推動工商業用戶都進入市場避免不合理行政干預燃煤發電量原則上全部進入電力市場，通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內形成上網電價。將燃煤發電市場交易價格浮動范圍由上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，擴大為上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業交易電價不受上浮20%限制。電力現貨價格不受上述幅度限制。各地要有序推動工商業用戶全部進入電力市場，按照市場價格購電，取消工商業目錄銷售電價。各地對電力用戶和發電企業進入電力市場不得設置不合理門檻，不得組織開展電力專場交易，對市場交易電價在規定范圍內的合理浮動不得進行干預資料來源：政策文件，申萬宏源研究表

：部分省份2022年電力年度長協數據較基準漲幅（元/千瓦時）較2021年長協價漲幅百分比

絕對數0.102年度長協電量（億千瓦時）年度長協電價占全省發電量占比（元/千瓦時）百分比19.36%18.39%7.34%絕對數0.0757火電綠電火電綠電火電火電火電火電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%江蘇廣東0.07190.0340.0610.0710.06530.07090.0860.09750.08450.101513.40%20.00%17.54%16.85%20.00%陜西冀南廣西海南

資料來源：各省，申萬宏源研究262.3

政策展望：行政手段只能緩解一時困難

電力行業仍需長效機制

建立成本傳導機制首先要推進電力市場改革，主要表現在省間市場、現貨市場、容量機制等方面

2021年“1439”號文放開燃煤發電參與市場，取消工商業銷售目錄電價，電改取得5號文和9號文以來的實質性突破??燃煤發電價格上漲幅度放寬至20%，現貨價格不受20%限制，為當前推進中的現貨市場改革奠定良好基礎。解決能源轉型下新能源發電隨機性間歇性矛盾，需要依靠（1）增加聯網

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建設全國電力市場；（2）實時價格信號調節供需關系

–建立電力現貨市場；（3）保障調峰機組收益

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建立容量電價機制?建立以新能源為主體的新型電力系統，需要通過上述市場機制緩解新能源發展導致的能源不可能三角難題——即綠色、經濟、安全目標之間存在權衡關系。在完善的電力市場化機制基礎上，雙碳政策方能自上而下逐步提高約束力度，激勵企業減碳與新能源投資。表

：近年電力市場化改革重點時間文件內容《國家發展改革委關于進一步深化燃2021.10

煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號）有序放開全部燃煤發電電量上網電價，擴大市場交易電價上下浮動范圍至20%，推動工商業用戶都進入市場，保持居民、農業用電價格穩定。在國網調度組織的全國富裕可再生能源電力交易的基礎上，建立省間現貨交易，充分利用省間通道剩余輸電能力，通過省間日前、日內市場雙邊集中競價的方式開展電力余缺互濟。2021.11

《省間電力現貨交易規則（試行）》到2025年，全國統一電力市場體系初步建成，國家市場與省（區、市）/區域市場協同運行，電力中長期、現貨、輔助服務市場一體化設計、聯合運營，跨省跨區資源市場化配置和綠色電力交易規模顯著提高，有利于新能源、儲《國家發展改革委

國家能源局關于2022.01

加快建設全國統一電力市場體系的指

能等發展的市場交易和價格機制初步形成。到2030年，全國統一電力市場體系基本建成，適應新型電力系統要求，導意見》（發改體改〔2022〕118號）

國家市場與省（區、市）/區域市場聯合運行，新能源全面參與市場交易，市場主體平等競爭、自主選擇，電力資源在全國范圍內得到進一步優化配置。資料來源：政府官網，申萬宏源研究272.3

政策展望：行政手段只能緩解一時困難

電力行業仍需長效機制

第三輪電改的重點在于現貨市場改革、全國統一市場和容量電價

現貨市場改革是新一輪電改的核心，全國統一市場加快推進，但一些阻力仍然存在?第一，政府定價體系遵循收益率思想，電價針對不同電源的成本、合理收益率水平分類設定。而市場的原則是“邊際定價”，若全國統一市場采取邊際定價原則進行全局優化，必然導致結構性利益調整，不同省份均價存在收斂壓力。總體而言東部受電省份發電企業面臨競爭，而西部用電面臨價格上漲壓力。??第二，全國方案未規定政府性指令計劃的市場化要求（例如三峽水電），而政府性指令計劃是當前跨省跨區送受電的實質主體因此當前方案仍然會采取“余量發電余缺互濟”的漸進式改革原則，優先實現全國市場“保安全”的功能，未來再逐步“調利益”表

：現貨市場改革“三步走”開始時間步驟內容2017年8月國家、國家能源局選取廣東、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅八個地區作為第一批2017年第一批現貨試點電力現貨市場試點。其中，山西現貨試點在2021年缺電時期堅持全年不間斷連續結算試運行，通過現貨市場緩解供需矛盾，傳導成本壓力，發揮了保供作用，證明“中國特色電力現貨市場行得通”。2021年5月兩部委選擇上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北等6省市為第二批電力現貨試點。按照《國家發展改革委辦公廳

國家能源局綜合司關于加快推進電力現貨市場建設工作的通知》的通知，第二批試點將在2021年6月前開展模擬試運行，年底前開展結算試運行，試點工作節奏相比第一批明顯加快。2021年2022年第二批現貨試點2022年初國家主管領導召開全國視頻會時提出，將進一步在全國范圍內推進省級現貨市場建設工作，各省全國范圍推進省級現貨市場建設未來都要提交市場建設方案。同時，省間現貨市場以及全國統一市場也在同步推進中。資料來源：政府官網，申萬宏源研究282.3

政策展望：行政手段只能緩解一時困難

電力行業仍需長效機制

預計火電的容量電價將是未來的必然趨勢，進一步轉變火電收益結構????新能源保證容量系數較低，而儲能成本較高，伴隨火電利用小時數下降，預期政策層面將進一步轉變火電收益結構，設置容量電價國際上，發電容量成本的回收通常采用三類機制：稀缺電價、容量市場、容量成本補償。國內目前的基本思路是以容量成本補償（政府制定容量電價標準）為主，未來逐步探索容量市場。容量電價有利于保護能耗水平存在劣勢但具有一定靈活性調節能力的發電資源，利好火電盈利能力修復表

：容量成本回收的三種方式方式特點政策展望現貨市場不設價格上限，允許發電通過短時間高價格來保障發電收益，例如得州電力市場在缺電時期電價上漲超百倍。稀缺電價容量市場瞬時電價飆升存在輿論風險，預計不適用于國內通過市場競價方式形成容量電價操作難度大，十四五時期較難實質落地容量成本補償機制為我國當前各方面利益關系平衡下，最合適的政策各省現階段傾向于針對本省火電設置容量成本補償，對外來電源的容量補償存在模糊性。但是我們分析隨著全國電力供需格局）尤其是負荷）趨緊，調峰壓力增大，容量成本補償機制有望加速出臺，迎峰度夏期間的電力供需缺口有望成為政策出臺契機。通過政府制定補貼標準方式形成容量電價，當前國內省份中，山東明確提出容量成本補償標準（用戶側收取0.0991元/千瓦時）容量成本補償資料來源：申萬宏源研究292.3

政策展望：行政手段只能緩解一時困難

電力行業仍需長效機制

推進碳市場擴容，實現綠電交易市場與碳交易市場的聯動，通過綠電溢價增加新能源項目回報率?2022年5月23日，北京電力交易中心印發綠色交易實時細則，明確交易方式，品種和相應規則，采用證電合一模式，優先平價項目參與交易，綠電交易價格應充分體現綠色電力的電能價值和環境價值，原則上市場主體應分別明確電能量價格與綠色環境權益價格。?新政策下，“通過綠電、綠證交易完成消納責任權重目標，新增可再生能源不納入增量考核等方面的激勵”

等要求，可能促使綠電溢價大幅高于碳市場成本傳導部分。我們測算按照溢價8分/kWh（2030年碳價100元/噸情況下），2030年綠電交易電量規模按照2萬億千瓦時（約占當年新能源發電量75%）測算，在綠電交易市場上附加收益接近1600億元，有望極大增厚綠電利潤碳價上漲，減排成本上升，綠電環境價值提升溢價提升溢價降低推動談碳壓制碳價綠電交易市場綠色消費證明碳交易市場碳價下跌，減排成本下降，綠電環境價值下降CCER價格<當前綠電溢價對應的碳價<配額價格302.4

綠電板塊核心推薦標的

當前背景下，由于火電業績仍然承壓，修復節奏難以把握，而水電受益來水大增，核電受益市場化電價上漲，業績較好且可預測性較高。預計隨著下半年光伏組件價格的回落以及政策對新能源收益率的呵護，在碳中和以及能源結構清潔化轉型的中長期背景下，我們認為短期內應首先把握具備裝機結構優勢（新能源轉型進度靠前，擁有水電等穩定類電源更加）、業績確定性強（電煤長協比例較高，煤電業績修復更快）的龍頭公司，靜待電力供需格局趨緊背景下，三季度改革預期落地后帶來板塊性機會

結合當前股價、業績彈性及確定性，我們高度看好火電轉型新能源的龍頭公司、水電多能互補公司以及綜合能源板塊，核心推薦組合為中國電力、國電電力、內蒙華電、黔源電力、三峽水利?中國電力（2380）新能源轉型最為迅速，儲能開啟第二成長曲線

公司為國電投旗下唯一的全國性電力上市平臺，擁有火電、水電、新能源和儲能四大板塊，火電山西、安徽坑口機組占比高；沅江流域的五凌水電可以提供穩定現金，且2022年來水改善提供十足業績彈性

綠電復合增速位居一線龍頭首位，根據公司清潔能源占比目標推算，公司十四五期間新能源增量超過50GW，年均10GW以上。截至目前公司已儲備資源超70GW，裝機兌現可靠性強，2022年一季度公司新能源發電量增速超過50%，遠超同類公司

此外，公司2021年合資成立儲能業務子公司新源智儲，2022年公司預計新源智儲業務規模有望達到3GWh-5GWh，實現相當體量的業績貢獻，開啟第二增長曲線312.4

綠電板塊核心推薦標的?國電電力（600795）新能源規劃大超預期，傳統能源與新能源轉型互為支撐

公司計劃十四五新增新能源35GW，大幅超出前期13GW的規劃。20-21年公司累計新簽新能源超25GW，22年計劃開工6.7GW，預計22年起公司業績估值將得到巨大提升

公司現有火電32GW（僅次于華能國際），背靠國家能源集團（由原國電集團和神華集團合并而成），70%以上火電機組由公司與中國神華合營，煤炭低價長協有保障，部分機組配套煤礦。高煤價態勢下，公司火電業績顯著高于其他火電公司。

公司擁有水電10GW及多個抽蓄項目，優質傳統能源為公司新能源轉型提供充沛現金流內蒙華電（600863）受益于三重催化，低估值高股息屬性突出?

公司為華能集團旗下內蒙古唯一電力上市平臺，目前擁有1100萬千瓦煤電+150萬千瓦新能源+1200萬噸煤炭，2022年內蒙古長協電價一般工商業頂格上浮20%，高耗能產業同比上浮50%，電價上漲給公司帶來巨大彈性

第二批新能源大基地項目主要落地在內蒙古，公司具備火風光一體化優勢以及特高壓外送通道優勢，預計十四五公司新能源將迎來跨越式增長。

礦山安全局正式批復，魏家峁總產能從600萬噸增加值1200萬噸，

自有煤礦產量將大幅提升公司煤+電板塊盈利能力，繼續顯著領先于同行。322.4

綠電板塊核心推薦標的?黔源電力（002039）水光一體化基地加速建設，新型電力系統下水電價值有望重估

公司擁有貴州3.2GW水電裝機，質地優秀+現金流極強，2022年預計汛期來水大幅改善，帶來中報與三季報較高業績預期

歷史上公司來水波動較大利潤波動拖累估值，以及公司多年以來缺乏項目投資渠道，優質的現金流幾乎全部只能用于還債，缺乏成成長性。碳中和背景下，公司做為華電貴州省重點平臺，加大光伏投資。21Q3投產75萬千瓦光伏項目，目前在手5GW光伏項目開發協議，十四五全力加速成長。水光一體化基地直接解決調峰問題，回報率具備較高保障

根據國家近期抽水蓄能政策，貴州省抽水蓄能項目上報合計約40GW，開發空間廣闊，為公司水電業務打開廣闊空間。截至目前，公司關嶺光馬104萬千瓦抽水蓄能項目正開展可研工作。?三峽水利（600116）萬億綜合能源藍海，三峽系平臺揚帆起航

來水改善與電價上漲提供十足彈性。公司傳統主營業務為重慶區域配售電業務，21年電力板塊凈利潤10.46億元，占比超過80%。22Q1自有水電發電量4.16億千瓦時（yoy

+24.33%），不含稅售電價0.4933元/千瓦時（同比增加0.0746元/千瓦時），預計2022年來水改善與終端電價上漲態勢下帶來公司中報較高業績預期

集團支持+售電協同+稀缺機制優勢掘金萬億綜合能源藍海。公司為三峽集團旗下控股公司，依托集團支持、“售電+綜能”業務協同以及“混改”體制三大核心優勢，售電方面，“十四五”期間力爭從200億千瓦時達到千億千瓦時；綜能方面，圍繞用戶差異化需求，將非標項目分場景模塊化推廣復制到全國，看好公司電力主業和綜合能源平臺發展，具備較高安全邊際

合資模式打造電池銀行，儲能運營業務如虎添翼。公司計劃與贛鋒鋰業、長江電力以及三峽集團旗下資本運營平臺合資設立電池資產管理公司，其中三峽水利持股

30%；三峽系合計持股70%。合資公司業務覆蓋新型儲能、動力電池等，為公司主業延伸，輕重資產結合下，公司換電重卡與用戶側儲能業務如虎添翼；同時合資公司體制機制靈活，采用市場化選聘機制，有望在電池資產管理服務賽道跑出加速度。?中期重點關注：華潤電力、華能國際（A+H）、粵電力a

、申能股份、浙能電力、皖能電力33主要內容1.

供需緊張、調峰壓力較大是中長期最大的電力基本面2.

電源：綠電、煤電暫時承壓

電改加速為電力發展保駕