劉佳妮

當(dāng)前各地的拉閘限電現(xiàn)象頻發(fā)，我們認(rèn)為原因可能有所不同，或者說是多因素共振導(dǎo)致。根據(jù)我們初步統(tǒng)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(nèi)蒙古等9個省份因為高煤價導(dǎo)致火電發(fā)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(dǎo)致。

我們認(rèn)為此輪限電對電力的影響有兩部分：

1）火電虧至現(xiàn)金流，電價放開成趨勢。火電廠虧損導(dǎo)致發(fā)電動力疲乏為本輪限電主要制因，現(xiàn)金流受損不利新能源發(fā)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(fù)荷?；痣姟鞍l(fā)一度虧一度”的局面將對發(fā)電企業(yè)現(xiàn)金流產(chǎn)生不利影響，二季度火電虧損面已達(dá)到50%，長期持續(xù)也會不利于新能源項目開發(fā)投資。蒙西、寧夏、山東、上海、廣東等地區(qū)已陸續(xù)宣布允許煤電市場交易電價在標(biāo)桿電價基礎(chǔ)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(xié)電價商談。此外，其他參與市場交易的部分，如風(fēng)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(qū)間進一步打開，火電將實現(xiàn)成本傳導(dǎo)、穩(wěn)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(wěn)定性，水電、核電等清潔能源作為電力系統(tǒng)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(wěn)定，在當(dāng)前電力供應(yīng)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(jīng)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(dāng)前核電占我國發(fā)電量比重不足5%（國外發(fā)達(dá)國家在10%左右），我們認(rèn)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(zhǔn)速度，以滿足“雙碳”下電力低碳可靠供應(yīng)目標(biāo)。

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