电力行业深度：宽电量紧电力，迎峰度夏再迎催化【国君能源运营】

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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。

摘要：

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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R^2为0.63，可解释性较强。

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。

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。

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。

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。

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2 ppts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-2 ppts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。

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/-4.0 ppts；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%）。

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%）。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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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