敬请参阅最后一页特别声明-1-证券研究报告2022年9月4日行业研究剖析四川省本轮限电的前因后果——公用事业行业动态公用事业事件：四川省从8月15日起在全省(除攀枝花、凉山)的19个市(州)对四川电网有序用电方案中的所有工业电力用户（除保安负荷外），实施生产全停、让电于民。从供给侧来看：首先，上游来水异常减少导致四川水电捉襟见肘。21年四川水电发电量达3531.4亿千瓦时，占全省发电量的81.6%，是四川主要用电来源。今夏四川遭遇大范围极端高温，7月以来，四川省平均降水量135.9毫米，较常年同期偏少48%，导致水电运行装机容量有所降低。其次，四川基荷电源火电装机容量比例较小，无法弥补水电发电缺口。截至2021年末，四川火电装机容量为1825万千瓦，占比16.0%；2021年火电发电量663亿千瓦时，占比15.32%，远低于全国平均水平，无法大幅弥补水电发电缺口。最后，外送电量“照付不议”挤压本省用电需求。近年来，四川外送电力连年攀升；由于外送电力采用“照付不议”的电力外送原则，进一步挤压本省用电需求空间。根据我们对于四川省电力供需的测算，1）供给端：若以今夏6500万千瓦的最高负荷（出现于20220821）为基准，当8月省内平均降水量小于690mm时，将导致水电运行装机容量下降至6389万千瓦平衡点以下，此时将出现电力缺口；2）需求端：持续高温下空调等降温负荷猛增，我们预计今夏（截至2022.08.26）四川最高空调负荷达2604万千瓦，占总电力负荷比重超过40%，对应省平均日内最高气温38.29℃（出现在8月16日与8月21日）。近期四川迎大范围降温降雨天气，8月28日全省空调负荷比最高值减少1200万千瓦，下降约52%；随着未来降温降雨的进一步推进，本轮电力紧缺过程有望得到进一步缓解。前事不忘，历次电荒过程的借鉴意义深远。1）2003年电荒：装机容量缺口导致全国大范围高峰时段硬缺电，煤电联动登陆历史舞台；2）2011年电荒：煤价—电价机制不顺导致全国大范围缺电，上调电价缓解缺电情况；3）2021年电荒：煤价高企与成本传导困难诱发全国性电荒，回归电价市场化属性提升火电发电意愿。随着新能源上网占比逐渐提升，火电及储能此类保障性可调节能源作用逐渐凸显；另外加强特高压工程建设，也将提升电力在省间的调配能力。投资观点：从供给侧看四川省限电主要源于：1）水电发电超预期下降；2）火电机组比例较低，调节能力有限；3）四川省水电外送压力。四川未来用电缺口预计将以：1）降用电负荷，2）增水电发电节奏展开，短期用电缺口预计将有所缓解。从全国来看，我们认为今年遭遇极端天气，Q3全社会用电量预期高增，火电起到调节作用并充分受益。建议关注传统电力运营商：华能国际、华电国际、长江电力、申能股份、国电电力；新能源运营商：粤电力A、中国核电、节能风电、龙源电力（H）。风险分析：权益市场系统性风险；上网电价超预期下行，煤价超预期上涨，用电需求下滑，水电来水不及预期，行业改革进度低于预期等。增持（维持）作者分析师：王威执业证书编号：S0930517030001021-52523818wangwei2016@ebscn.com行业与沪深300指数对比图资料来源：Wind相关研报7月全社会用电量延续高增速，继续看好Q3火电量利双增逻辑——公用事业行业周报（20220813）（2022-08-14）成本压力逐渐释放，火电Q3盈利能力边际改善——公用事业行业周报（20220808）（2022-08-08）Q3延续采购电价上升趋势，利好电力运营商——公用事业行业周报（20220731）（2022-08-01）要点敬请参阅最后一页特别声明-2-证券研究报告公用事业1、本周专题：四川省本轮限电的前因后果1.1、回顾本轮限电：时间长、范围广、程度深四川本轮限电持续时间长，限电期限一再延后。2022年8月14日，四川省经信厅和国网四川省电力公司发布《关于扩大工业企业让电于民实施范围的紧急通知》(下称《通知》)。《通知》指出，从8月15日起取消主动错避峰需求响应，在全省(除攀枝花、凉山)的19个市(州)扩大工业企业让电于民实施范围，对四川电网有序用电方案中所有工业电力用户(含白名单重点保障企业)实施生产全停(保安负荷除外)，放高温假，让电于民，持续时间为2022年8月15日00：00至20日24：00。8月20日，四川经信厅、国网四川电力公司发布的《关于扩大工业企业让电于民实施范围的紧急通知》显示，将限电期限延长至25日。截至9月1日，四川本轮限电总时长已达11天。表1：2022.08四川省限电具体措施措施内容错避峰负荷电价响应供电电压等级在10千伏及以上，且单个户号主动错避峰响应能力不低于200千瓦的工业用户，在与国网四川电力签订主动错避峰负荷响应协议后，可参与主动错避峰负荷电价响应，并纳入全省主动错避峰负荷资源库管理。尖峰电价增收资金作为资金来源四川电网尖峰电价增收资金作为主动错避峰负荷电价政策的资金来源。而当尖峰电价增收资金使用完后，当年内不再实施主动错避峰负荷电价政策。而若当年资金存在盈余则滚动纳入次年资金来源规模。电价优惠对主动参与的电力用户，四川电网将予以电价优惠。即，用户通过主动错避峰负荷电价响应临时减少的电量执行主动错避峰负荷电价，电价标准为0.4元/千瓦时。资料来源：四川省经信厅，国网四川省电力公司，光大证券研究所本轮限电波及范围广、影响程度深，影响众多企业与相关行业。从地域来看，本轮限电波及全川19个市（州），除攀枝花、凉山外的工业企业均进行限电。从受影响企业数量及影响程度来看，截至9月1日，四川省至少有18家上市公司发布相关公告，对本轮限电造成的生产停摆及利润减少情况进行说明。从行业来看，限电令对于工业生产电力消耗较大的行业影响较大，如金属冶炼、化学产品制作、非金属矿物制造、交通运输设备制造、通信计算机等电子设备制造等行业。以受影响较严重的光伏产业为例，四川省作为晶硅光伏产业“重镇”，据SMM数据，四川2021年工业硅产能占全国的16.4%；而由于四川工业硅生产季节性较强，此次限电影响将降低产能占比。从2022年7月生产情况来看，全国工业硅产量31.89万吨，四川工业硅产量6.56万吨，7月四川工业硅产量占比为20.57%。截至2022年8月，四川工业硅有效产能79.8万吨，除凉山与攀枝花外有效工业硅产能66万吨，按照7月四川工业硅79.76%的开工率计算，停工11天将直接减少工业硅产量16086吨。表2：部分公司针对四川省本轮限电发布公告公司行业影响润尔科技农药生产受电力供应紧张影响，农药生产企业国光股份全资子公司润尔科技将于8月15日0时至8月20日24时临时停产。中孚实业铝业子公司广元林丰和参股子公司广元中孚部分产能需于8月14日起停产一周。预计将影响上述两家子公司电解铝产量合计减少1.29万吨，对应减少净利润约0.78亿元。泸天化新农化其泸州纳溪区生产装置将于8月15日-20日停产，预计减少尿素产量3.5万吨、甲醇1万吨。预计归属于上市公司股东的净利润减少约0.3亿元。浩物股份整车销售全资子公司内江金鸿曲轴有限公司受酷暑极端天气导致的电力紧张影响，自8月15日00:00至20日24:00生产线全线临时停产。四川美丰化肥分(子)公司受供电影响临时停产，本次临时停产预计将影响尿素产量约1.5万吨、复合肥产量约0.6万吨。川恒股份磷矿位于四川省什邡市的全资子公司川恒生态科技有限公司接到有关部门让电于民政策要求，于8月15日至8月20日期间将临时停产。天原股份氯碱四川境内子公司部分产能按照要求于2022年8月15日至8月20日24时临时停产一周。宏达股份有色、磷化工公司本部有色生产基地和磷化工生产基地(位于四川省德阳市什邡市)、控股子公司四川绵竹川润化工有限公司(位于四川省德阳市绵竹市)于8月15日起临时停仅供内部参考，请勿外传敬请参阅最后一页特别声明-3-证券研究报告公用事业产，预计停产时间至8月20日24:00(以相关部门通知为准)。本次临时停产预计将减少锌合金产量约0.1万吨、磷化工产品产量约0.4万吨、合成氨产量0.2万吨。天奥电子工业除在天奥产业园的生产线临时停产外，公司处于正常生产状态。万讯自控电子除位于成都市的全资子公司成都安可信电子股份有限公司、全资孙公司成都特恩达燃气设备有限公司的部分产线外，公司其他生产基地(西斯特控制设备(天津)有限公司、深圳万讯自控股份有限公司江阴分公司)处于正常生产状态。四川双马建材近期临时限电停产短期内不会对公司的生产经营造成重大不利影响。公司将通过调整检修计划的方式，积极做好复产准备，减少对公司的影响。国电南自特高压企业在用电方面受到一定的额度限制，但只是暂时性的安排，并且目前可以保证正常生产所需。通威股份硅料于14日接到生产限电通知，限电对其的硅料和电池片产量会造成一定影响。目前完全恢复的时间尚不能确定，由有关部门根据用电实际情况作出安排。晶科能源硅片面临高温限电，行业整体产能都受到短期影响，预期降温后将有所缓解。目前晶科能源正积极协调其他基地的产能并积极申请用电保障，以最小化影响。协鑫科技光伏硅片旗下乐山颗粒硅项目近日接到生产限电的通知，企业将积极配合地方政府相关政策指令，已于8月15日开启保安负荷运行。雅化集团锂电产业已经收到通知，但生产经营暂时没有受到重大影响。四川电炉钢厂电炉钢11家电炉钢铁企业已经开始全部停产，川内短流程钢厂基本停产，长流程钢厂亦错峰生产，停产比例达71%。此次用电安排方案预计对川内钢厂生产影响时间为一周左右，预计影响总产量21万吨。富士康电子成都富士康从15日至20日限电，仅保留20%保安负载，全厂生产停止。富士康方面称，目前对其运营影响不大。资料来源：各公司公告，财联社，富宝废钢网，光大证券研究所1.2、供给侧：上游来水偏少叠加外送压力，水电大省陷电力缺口1.2.1、水电捉襟见肘，火电装机有限首先，上游来水异常减少导致四川水电捉襟见肘。2021年四川水电发电量达3531.4亿千瓦时，占全省发电量的81.6%，是四川主要用电来源。今夏四川遭遇大范围极端高温，7月以来，四川省平均降水量135.9毫米，较常年同期偏少48%，导致主要江河来水量较常年同期偏少20%-50%，因而省内水电发电能力不断降低。图1：四川省水电发电量及其同比增速（亿千瓦时，%）2021.08-2022.07资料来源：国家统计局，光大证券研究所备注：202201-202202数据未披露其次，四川基荷电源火电装机容量比例较小，满发状态下仍无法弥补水电发电缺口。截至2021年末，四川火电装机容量为1825万千瓦，占总电力装机比重为16.0%；2021年火电发电量663亿千瓦时，占比15.32%，远低于全国平均水平；四川省高度依赖水电发电，今年面临降水大幅降低情况，整体电力调整能力较弱。今年7-8月，省内火电发电量分别为42、74亿千瓦时，同比分别增加20.0%、47.3%，但在总发电量中的占比仅分别为8.8%、13.3%，无法大幅弥补水电发电缺口。国网四川省电力公司表示，8月22日，川内67座火力发电厂出力1275万千瓦，仅占当日全川电网最大负荷的约25%，火电弥补的用电负荷有限。仅供内部参考，请勿外传敬请参阅最后一页特别声明-4-证券研究报告公用事业图2：2021年四川装机容量及其构成（万千瓦，%）图3：2021年四川发电量及其构成（亿千瓦时，%）资料来源：国家统计局，光大证券研究所资料来源：国家统计局，光大证券研究所图4：四川省火电发电量占比及其同比增速（%）202108-202207资料来源：国家统计局，光大证券研究所备注：202201-202202数据未披露我们通过线性回归模型与敏感性分析测算发现，当水电运行装机容量下降超30%时，将出现电力缺口。首先，我们选取2002年至2021年近20年的四川部分气象站降水量与全省水电发电量逐月数据，在进行回归分析并加以检验之后，得到四川省水电发电量与平均降水量的线性关系。其次，我们针对四川省8月降水量，分别在100-700mm的范围内展开敏感性分析，通过线性模型得到水电发电量预测值，在假设15%的备用条件下，得到8月四川省水电最高运行装机容量7565万千瓦。此外，我们假设火电、风电、光伏等非水装机容量在15%的备用条件外均为满运行状态，对应可用非水装机容量规模2111.40万千瓦。根据我们的测算，若以今夏6500万千瓦的最高负荷（出现于2022.08.21）为基准，并考虑2000万千瓦的外送水电装机，则当8月省内平均降水量小于690mm时，将导致水电运行装机容量下降至6389万千瓦平衡点以下，此时出现电力缺口。当降水量分别为100mm、200mm、300mm、400mm、500mm、600mm时，电力缺口将分别为4,366、3,627、2,888、2,149、1,410、678万千瓦，缺口与最高负荷比值分别为67.2%、55.8%、44.4%、33.1%、21.7%、10.4%。降水量达690mm时不出现电力缺口，此时对应水电运行装机容量6389万千万，对应总水电装机容量70%左右；因此当水电运行装机容量下降超30%时，将出现电力缺口。仅供内部参考，请勿外传敬请参阅最后一页特别声明-5-证券研究报告公用事业图5：四川省水电发电量与平均降水量的拟合过程（亿千瓦时，毫米）资料来源：国家统计局，光大证券研究所测算备注：1）数据选取时段200204-202104，为月度数据；2）省平均降水量由10个气象站（马尔、甘孜、马尔、松潘、理塘、九龙、宜宾、西昌、万源、高坪）20-20时监测数据平均而得。表3：关于降水量与水电出力装机容量的敏感性分析平均月降水量（毫米）50100150200250300350400450500550600650700拟合水电发电量（亿千瓦时）119.0145.6172.2198.8225.4252.0278.6305.3331.9358.5385.1411.7438.3464.9对应水电出力装机容量（万千瓦）1,652.42,022.02,391.62,761.23,130.83,500.43,870.04,239.64,609.24,978.85,348.45,710.16,070.86,430.4要求外送负荷（万千瓦）2,0002,0002,0002,0002,0002,0002,0002,0002,0002,0002,0002,0002,0002,000实际外送负荷（万千瓦）1,652.42,0002,0002,0002,0002,0002,0002,0002,0002,0002,0002,0002,0002,000水电机组省内出力装机容量（万千瓦）0.022.0391.6761.21,130.81,500.41,870.02,239.62,609.22,978.83,348.43,710.14,070.84,430.4非水出力装机容量（万千瓦）2111.42111.42111.42111.42111.42111.42111.42111.42111.42111.42111.42111.42111.42111.4省内出力总装机容量（万千瓦）2,111.42,133.42,503.02,872.63,242.23,611.83,981.44,351.04,720.65,090.25,459.85,821.56,182.26,541.8水电出力装机占比(%)0.0%1.0%15.6%26.5%34.9%41.5%47.0%51.5%55.3%58.5%61.3%63.7%65.8%67.7%截至220901最高电力负荷（万千瓦）6,5006,5006,5006,5006,5006,5006,5006,5006,5006,5006,5006,5006,5006,500电力缺口（万千瓦）4,388.64,366.63,997.03,627.43,257.82,888.22,518.62,149.01,779.41,409.81,040.2678.5317.80.0电力缺口占最高电力负荷比重（%）67.5%67.2%61.5%55.8%50.1%44.4%38.7%33.1%27.4%21.7%16.0%10.4%4.9%0.0%资料来源：四川省人民政府，光大证券研究所测算备注：电力缺口=6500-（水电机组省内出力装机容量+非水出力装机容量），水电机组省内出力装机容量=对应水电出力装机容量-2000（当水电机组省内出力装机容量小于0时，取值为0）1.2.2、外送电力连年增长，挤压本省用电空间四川外送电量连年增长，已连续五年超1300亿千瓦时。四川是全国重要的优质清洁能源富集地，实施西电东送以来已累计外送水电逾10000亿千瓦时。截至2021年底，四川水电外送电量连续五年超过1300亿千瓦时，占本省水电发电量的约1/3。2022年上半年，四川外送电量为700亿千瓦时，同比大幅增加66%，占当年发电量比重达33.81%；2022年7月，国网四川电力售电量为290.87亿千瓦时，同比增长19.79%。仅供内部参考，请勿外传敬请参阅最后一页特别声明-6-证券研究报告公用事业图6：2015-2022H1四川省外送电量情况（亿千瓦时，%）资料来源：四川省人民政府，光大证券研究所四川拥有五大直流外送通道，外送能力全国第一。常年来看，四川电力供应较为充裕，是“西电东送”的重要送出端。截至2022年8月，四川省已形成“五直八交”外送通道；其中，五大直流工程分别为向家坝—上海±800千伏特高压直流、溪洛渡—浙江±800千伏特高压直流、锦屏—苏南±800千伏特高压直流、白鹤滩—浙江±800千伏特高压直流、雅中—江西±800千伏特高压直流，累计线网长度达9429千米，可向重庆、湖南、江西、江苏、浙江、上海等地区送电。四川省外送能力达到3760万千瓦，规模居全国第一。图7：截至2021年川电外送特高压直流工程分布示意资料来源：北极星售电网，光大证券研究所整理表4：截至2021年川电外送特高压直流工程情况特高压工程起经止路线核准时间开工时间投运时间投资总额（亿元）长度（千米）额定输送容量（万千瓦）向家坝—上海±800千伏特高压直流起于四川宜宾复龙换流站,止于上海奉贤换流站。途经四川、重庆、湖北、湖南、安徽、浙江、江苏、上海2007.042008.122010.07232.741907640溪洛渡—浙江±800千伏特高压直流起于宜宾双龙换流站,止于浙江金华换流站。途经四川、贵州、江西、湖南、浙江—2012.072014.07238.551680800锦屏—苏南±800千伏特高压直流起于四川西昌市裕隆乡锦屏换流站、止于江苏省苏州市苏州换流站。途经四川、云南、重庆、湖南、湖北、安徽、浙江、江苏2008.112009.012012.122202059720白鹤滩—浙江±800千伏特高压直流起于四川省宁南县,止于江苏省常熟市,新建白鹤滩、虞城2座换流站，途经四川、重庆、湖北、安徽、江苏2020.112020.122022.073072087800雅中—江西±800千伏特高压直流起于四川省凉山州雅著江换流站,止于江西省抚州市的鄱阳湖换流站途经四川、云南、贵州、湖南和江西—2019.092021.062441696800资料来源：北极星售电网，光大证券研究所整理仅供内部参考，请勿外传敬请参阅最后一页特别声明-7-证券研究报告公用事业外送电量由国家统筹调配，外送电量“照付不议”挤压本省用电需求空间。一方面，四川省内向家坝、洛溪渡、锦屏等梯级大型水电站，均由国家统筹安排开发和消纳，其电量需要在全国范围内统筹分配，省内省外有固定的分配比例；另一方面，外送电力以年度长协为主，且采用“照付不议”的电力外送原则,进一步挤压本省用电需求空间。电力入川通道满载运行，外省支援四川用电能力有限。在面临巨大电力缺口的情况下，四川除可与外送电力接收方商议大幅削减电力外送计划、增大水电留川规模之外，还可以争取省外电力紧急支援。限电开启后，国家电网通过德宝直流（500千伏德阳—宝鸡直流输电工程）、川渝联网等8条输电通道持续向四川送电，日送电量达到1.32亿千瓦时；与此同时，从北京、江苏、浙江等13个省市调集的50台应急中压发电车也已全部抵达成都，可在用电高峰期发挥临时电源保障作用，共计能提供55400千瓦用电容量。按照普通空调1.5匹，制冷功率1.18千瓦计算，可供近47000台空调同时运转。但是，电力入川通道已达满载运行，而截至8月6日四川最大日用电量达10.9亿千瓦时，跨区跨省电力支援杯水车薪，无法较大规模缓解四川本轮缺电、限电情况。1.3、需求侧：今夏异常高温持续，用电需求负荷创新高1.3.1、环球同此凉热，气候变暖致极端高温聚焦四川，今夏川内多地密集出现大范围、长时间的极端高温干旱天气，助推省内用电负荷攀高。2022年6月以来，四川省先后出现2段区域强高温过程，分别为7月4日-16日和7月28日-8月22日。据四川省气候中心监测评估，今年从7月28日至今高温事件综合强度为1961年有完整气象观测记录以来最强；7月4日-16日高温事件综合强度也位列历史第三。具体来看，平均气温方面，6月以来（截至8月24日），全省平均气温较常年同期显著偏高2.3℃，为1961年以来历史同期最高；降水方面，全省平均降水较常年同期显著偏少43%，纵向来看为1961年以来历史同期最少，横向而言也是全国范围内旱情最为严重的省份之一。受持续高温及干旱影响，降温、增湿等用电负荷需求急速上升，截至9月1日，省用电需求最高负荷已跃升至6500万千瓦（出现于8月21日），同比增长25%。图8：四川全省平均日最高气温（℃），2021.08.26-2022.08.26图9：2022年8月18日四川地区气象干旱监测图资料来源：四川省气象局，光大证券研究所资料来源：中央气象台，光大证券研究所仅供内部参考，请勿外传敬请参阅最后一页特别声明-8-证券研究报告公用事业图10：截至2022年8月四川装机容量及最高用电负荷（万千瓦）资料来源：国家统计局，光大证券研究所备注：截至2022年9月1日，四川电网最高用电负荷达6500万千瓦放眼全国，本轮高温过程波及多省，助推多地用电负荷创历史新高。根据国家气候中心近日监测评估，从今年6月13日开始至今的区域性高温事件综合强度已达到1961年有完整气象观测记录以来最强。夏季以来（6月1日至8月15日），全国平均高温日数12.0天，较常年同期偏多5.1天，为1961年有完整气象观测记录以来历史同期最多；全国共914个国家气象站日最高气温达到极端高温事件标准，占全国总站数37.7%；全国范围内有262个国家气象站日最高气温持平或突破历史极值，占全国总站数的10.81%。由于全国范围的极端高温干旱，多地最高用电负荷创历史新高，电网承压情况显著。浙江、广东、江苏等省份情况尤为突出，三地最高用电负荷均超10000万千瓦，分别为10190、10896、12040万千瓦，同比分别增长1.6%、4.9%、4.6%。图11：全国高温日数（>35℃）分布（天），2022.06.01-2022.08.15图12：全国近30天降水距平百分率（%），2022.07.28-2022.08.27资料来源：中央气象台，光大证券研究所资料来源：中央气象台，光大证券研究所穷源溯流，三大因素导致本轮高温，全球变暖持续加速。首先是大气环流异常的影响。今年夏天，受北极圈附近陆海海面异常、青藏高原异常超速融雪等一系列极端气候因子影响，大气环流系统表现出一致性的暖性高压环流系统控制，西太平洋副热带高压带、大西洋副热带高压带和伊朗高压均阶段性增强，形成罕见的大范围、整体性的环球暖高压带；由于高压带盛行下沉气流，降水时间少，日照时间长，因而环球高压带导致各地气温大幅攀升。其次是跨越3年的拉尼娜气候事件对大气环流异常“推波仅供内部参考，请勿外传敬请参阅最后一页特别声明-9-证券研究报告公用事业助澜”。今年春季以来，赤道东太平洋拉尼娜事件非但没有减弱，反而在加强，海洋尼诺指数连续3个月打破历史同期记录；2022年08月11日00时厄尔尼诺指数为-0.626，进入峰值。同时，叠加印度洋海温异常，共同推动副热带高压持续增强。最后是全球气候变暖的增暖放大与调制作用。根据中国气象局分析，全球气温每上升1摄氏度，大气水汽会增加约7%，使得极端降水概率增加。过去50年一遇的高温热浪会成为10年一遇的事件，发生频率更为频繁。事实上，全球气候系统的不稳定已经在加剧，极端天气气候事件频发、广发、强发和并发仍将持续，未来夏季高温情况恐将持续，各地用电负荷预再创新高，未来电力紧平衡预计仍将持续。图13：今夏北半球四大高压系统罕见联通，形成环球暖高压带图14：今夏拉尼娜出现史无前例的异常发展资料来源：中央气象台，光大证券研究所资料来源：吉林大学地球探测科学与技术学院，光大证券研究所备注：拉尼娜事件指的是太平洋中东部海水异常变冷的情况，使得热带纬圈环流加强，引发纬圈次级环流的齿轮效应1.3.2、空调负荷猛增导致总电力负荷持续攀高持续高温下空调等降温负荷猛增，我们预计今夏四川最高空调负荷达2604万千瓦，占总电力负荷比重超过40%。2021年8月6日，四川电网最高用电负荷达5192万千瓦，彼时，四川省内空调负荷近1800万千瓦，约占全川用电负荷三分之一。根据《科技资讯》<温度对空调负荷的影响分析（谢艳，国网湖南省电力公司湘西供电分公司）>一文对于气温与空调负荷相关性的研究，夏季气温与空调负荷呈正相关关系，空调负荷随气温的上升而上升，可根据两者特定的数学模型，通过气温情况推算得空调负荷情况。根据2021年8月26日气温及空调负荷数据及四川省今夏气温变化，我们预测四川省今夏（截至2022.08.26）空调最高负荷约2604万千瓦（根据气温与空调负荷关系曲线得），对应省平均日内最高气温38.29℃（省平均日最高气温由宜宾、自贡、攀枝花、泸州、德阳、绵阳、广元、遂宁、内江、乐山、南充、眉山、广安、达州、雅安、巴中、资阳、阿坝、甘孜、凉山、成都平均而得，出现于8月16日与8月21日）。根据中央气象台报道，8月26日起，四川将迎大范围降温，省内日最高气温有望降低至30℃以下；根据国家能源局分析，随着近期气温降低，四川空调负荷明显回落，8月28日空调负荷比今夏最高值减少1200万千瓦，下降约52%。根据四川省气象局预测，未来7天内（8月31日~9月6日）省平均最高气温有望下降至26℃以下，全省将迎大范围降水天气；根据空调负荷与气温的拟合关系，我们认为，随着降温降雨的持续推进，省内空调负荷有望下降至900万千瓦以下，相较今夏最高值2604万千瓦（出现于8月16日）下滑65%，相较8月28日值1404万千瓦继续下滑约36%；总电力负荷有望下降至3000万千瓦以下，电力负荷需求高位情况有望得到缓解,本轮电力紧缺有望缓解。仅供内部参考，请勿外传敬请参阅最后一页特别声明-10-证券研究报告公用事业图15：四川省日内最高空调负荷与最高总电力负荷（万千瓦），2022.05.06-2022.08.26资料来源：天气网，四川省发改委，光大证券研究所测算备注：1）电力装机容量运维及备用负荷比例为15%；2）仅考虑降温空调负荷，因此仅讨论平均日最高气温>26℃时的负荷情况1.4、前事不忘，历次电荒过程的借鉴意义深远1.4.1、2003年电荒：装机容量缺口导致全国大范围高峰时段硬缺电2003-2004年的电荒主要源于大幅电力缺口导致的硬缺电。世纪之交，1999年金融危机导致经济承压，虽通过一系列财政货币手段使经济软着陆，但我国电力需求增速亦由90年代高点的11%左右（1993、1994年）下降至1998年的2.1%。由于我国上世纪90年代发电装机容量增速始终维持在7-10%之间，在电力需求低迷的背景下，机组发电小时数从1995年开始下降，直至1999年出现历史最低点。这一时期的电力过剩直接导致电厂建设放缓，发电装机容量增速连年下降，由“八五”时期的12.1％降到“九五”的10.4％，直至2002年降至5%。电力不仅不再先行，甚至落后于GDP的增长幅度。而建设速度放慢的同时，需求却不断上升。2003年，随着经济再次提振，我国重化工业迅猛增长，从2000年到2002年，电力需求增速平均10％左右，高于同期发电装机容量增长速度约4.3个百分点；而到2003年，需求增幅高于发电装机容量增幅已经超过7个百分点，用电缺口愈拉愈大，由此引发全国大范围的高峰时段拉闸限电。2003年7-8月份，全国各地区累计拉闸限电超过14万条次，累计限电量19亿千瓦时，电网最大日拉限电负荷之和超过4000万千瓦。2004年全国缺电形势更加严峻，电力缺口进一步增大，夏季拉限电省份增加至24个；全年国家电网经营区域累计拉闸限电123.85万条次,累计限电量388.33亿千瓦时，对我国经济社会发展造成了较大影响。煤电联动登陆历史舞台。第一次煤电联动在2005年的5月,当时电价上调了2.52分/千瓦时。而随后2005年11月份虽然再次满足了联动条件,但却并未有所动作。时隔一年之后，第二轮煤电价格联动终于在5月1日开始实施。按照国家发改委5月1日公布的煤电价格联动实施方案，全国销售电价从5月1日起平均每度提高2.52分钱，旨在解决2004年6月以来煤炭价格上涨、部分电厂经营亏损以及取消超发电价等对电价的影响，这也超出了此前业界预测的每度涨1分或者1.6分的提价幅度。2008年又连续实施了第3次和第4次煤电价格联动。仅供内部参考，请勿外传敬请参阅最后一页特别声明-11-证券研究报告公用事业1.4.2、2011年电荒：“煤价—电价”机制不顺导致全国大范围缺电本轮电荒集中在华东、华中地区，主要源于“煤价—电价”机制未理顺以及电力结构导致的供需错配。2011年4-5月及9-10月，我国多个地区出现缺电状况。继华东在一季度出现明显电力供应缺口后，华中在二季度干旱气候影响水电出力的情况下亦进入电力供应紧张状态。整体来看，此轮电荒主要源于煤价高企、电价机制未理顺及电力结构造成的供需错配。从“煤价—电价”机制来看，一方面，市场化的煤价持续走高，秦皇岛5500大卡煤炭价格由2008-12-15的510元/吨上涨至2011-7-4的高值853元/吨，涨幅超过40%，使得火电企业的发电成本上升；另一方面，由政府管制的上网电价却不变，火电企业越发电越亏损，生产积极性受到打击；一些地方出现火电企业缺煤停机或以检修为名停机的现象，多数火电大省的生产能力并没有得到充分发挥。《2010年度电力监管报告》也透露，从2008年开始，全国五大发电集团(华能、大唐、华电、国电、中电投)火电连续3年累计亏损分别都在85亿元以上，合计亏损达600多亿元。因为火电业务的亏损，部分省区出现一半以上的火电产能因为亏损“停机检修”情况。中电联合数据显示，2011年1〜5月，五大发电集团火电业务亏损121.6亿元，同比增亏78.6亿元；其中5月份五大集团火电仍然亏损16.9亿元。从电力结构导致的供需错配来看，我国能源资源集中在西部，而用电需求集中在东部，呈现逆向分布的特点，结构性矛盾尤其突出表现在：1）新增发电装机容量的区域分布不平衡，用电需求大的东中部地区新增发电装机容量较少；2）电源和电网建设不同步，尤其是电网建设滞后使得西部的电不能充分送到东中部；3）跨区域输电能力不足，造成“东部缺电，西部窝电”。2011年夏季，东北、西北电网电力富余2700万千瓦，但由于跨区电网建设滞后，输电通道不足，无法送到缺电达3000万千瓦的华北、华东和华中地区，造成东部地区大规模缺电。表5：2011年全国各省区市电力供需状况统计地区电力余缺实际最大电力余缺额（万千瓦）最高用电负荷（万千瓦）最大缺口/最高负荷（万千瓦）采取的主要措施华北缺外购电量1005.80亿千瓦时北京平衡外购电量594.45亿千瓦时天津平衡错峰限电26万千瓦河北缺1931,9909.70%错避峰山西缺4402,60816.90%错避峰蒙西余680跨省交易山东缺3434,3118.00%错避峰东北余600-1500外送辽宁余200-500外送吉林余100-250外送黑龙江余超400外送蒙东余200-700外送西北紧平衡负荷控制，限电负荷最大达507万千瓦陕西甘肃紧平衡跨区跨送电，与青海开展风电、水电互济青海宁夏新疆华东缺接收外来电力上海缺301,8111.70%错避峰江苏缺7205,81512.40%错避峰浙江缺5353,54815.10%错避峰安徽缺2041,90310.70%错避峰福建余电力外送华中缺江西缺2241,20718.60%错避峰河南缺3993,98110.00%错避峰仅供内部参考，请勿外传敬请参阅最后一页特别声明-12-证券研究报告公用事业湖北缺2232,17610.20%错避峰湖南缺6131,67036.70%错避峰重庆缺18384021.80%错避峰四川缺2632,7719.50%错避峰，有序用电南方缺600错避峰，跨省余缺调剂广东缺7407,4759.90%错避峰广西缺408错避峰海南平衡贵州缺1271,9806.40%错避峰云南缺3632,10217.30%错避峰资料来源：中电联,光大证券研究所整理图16：秦皇岛港5500大卡动力煤平仓价，元/吨,2001.01.22-2011.11.22资料来源：国家统计局,光大证券研究所整理国家上调火电上网电价缓解当年缺电情况。当年，国家发改委等部门出台多份文件，两次上调当年火电价格，提振火电企业发电积极性，火电行业勉强守住行业亏损底线。时间行至2012年，经济转型、增速“下台阶”等原因导致煤炭价格进入下行区间，2011年出现的电力供应偏紧状态得到缓解。表6：2011年调价文件与前期调价文件的措辞对比时间调价文件核心内容2006.6为疏导电价矛盾，筹措水库移民后期扶持资金，促进可再生能源发展，经报请国务院批准，决定适当调整电价水平。2009.11为疏导电价矛盾，完善电价结构，促进可再生能源发展，经商国家电监会、国家能源局，决定适当调整电价水平。2008.6为缓解电力企业生产经营困难，保障电力供应，促进资源节约，根据《国家发展改革委关于提高电力价格有关问题的通知》（发改电〔2008〕207号）精神，经商国家电监会，决定适当提高南方电网电价水平。2008.8为缓解火力发电企业经营困难，保证正常的电力生产经营秩序，经商国家电监会，决定适当提高火力发电企业上网电价水平。2011.5为补偿火力发电企业因电煤价格上涨增加的部分成本，缓解电力企业经营困难，保障正常合理的电力供应，经商国家电力监管委员会、国家能源局，决定适当调整电价水平。2011.11为适当疏导电价矛盾，保障电力供应，支持可再生能源发展，促进节能减排，经商国家电监会、国家能源局，决定适当调整电价水平。资料来源：国家发改委,光大证券研究所整理1.4.3、2021年电荒：煤价高企与成本传导困难诱发全国性电荒2021年先后两轮限电席卷全国，主要受制于煤价高企与成本传导困难。第一轮自2021年5月开始，出现在云南、广东等部分南方省份；第二轮始于2021年9月，波及全国大量省市，规模更大、影响也更严重。2021年缺电，特别是当年9月的电荒，主要由于煤价高企与电价机制导致的成本传导困难。一方面，2021年3-9月煤价持续攀升，由2020-12-31的825元/吨上涨至2021.10.20的高位2550元/吨，上涨超过209%，煤价高企导致火电企业燃料成本大幅上涨，盈利空间承压；另一方面，去年9月前电价尚未完全放开，燃料成本上涨无法通过电价机制向下游用电端传导。综上两方面原因，火电企业面临“发电即亏损”的情况，各企业发电能力受损，导致全国范围内出现供电紧张情况。仅供内部参考，请勿外传敬请参阅最后一页特别声明-13-证券研究报告公用事业图17：秦皇岛港5500大卡动力煤平仓价，元/吨,截至2022.08.26图18：部分火电企业火电业务2021年毛利率情况（%）8252550050010001500200025003000由2020-12-31的825元/吨上涨至2021-10-20的高位2550元/吨，上涨超过209%资料来源：Wind，光大证券研究所整理资料来源：各公司公告，光大证券研究所整理电荒过后，国家发改委出台多份文件，分别针对煤价与电价展开改革。在煤价方面，国家发改委在303号文《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》中，着力规范中长期价格，加强煤价调控，国家稳煤价决心坚决。在电价方面，国家发改委在2021年10月明确提出，“将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过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%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制，电力现货价格不受上述幅度限制”。同时，严禁供电价格上涨超过政策规定的最大允许上浮幅度，维护市场秩序，稳定市场信心及政策可持续性。从政策效果来看，2022年全国大部分省市燃煤电价均有15%-30%的大幅上扬，火电企业盈利能力迎来修复，今年迎峰度夏期间火电企业能力得到有效保障。2022年7月，火电发电量达5560亿千瓦时，同比上升6.11%。表7：2021-2022关于煤价、电价的部分相关政策发布时间文件名称出台部门文件内容文件目标2021.10《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》国家发改委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；推动工商业用户都进入市场；保持居民、农业用电价格稳定；全面推进电力市场建设；加强与分时电价政策衔接；避免不合理行政干预；加强煤电市场监管。涨电价2022.2《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》国家发改委使市场在资源配置中起决定性作用，更好发挥政府作用；引导煤炭价格在合理区间运行；完善煤、电价格传导机制，保障能源安全稳定供应；推动煤、电上下游协调高质量发展。稳煤价2022.4《关于明确煤炭领域经营者哄抬价格行为的公告》国家发改委对哄抬煤炭价格的行为做出界定，包括捏造涨价信息；散布涨价信息；囤积居奇；无正当理由大幅度或者变相大幅度提高价格等。稳煤价2022.6《涉企违规收费专项整治行动方案》国家发改委重点整治非电网直供电环节不合理加价、违规加价等问题，查处以用电服务费等名义向用户重复分摊收费、未落实电价收费公示制度、清退已收取的不合理费用不彻底不及时等行为，严禁供电价格上涨超过政策规定的最大允许上浮幅度。稳电价资料来源：国家发改委，光大证券研究所表8：全国2022年大部分地区代理电价明显上浮省份燃煤基准电价（元/兆瓦时）1月代理电价上下浮动2月代理电价上下浮动3月代理电价上下浮动4月代理电价上下浮动5月代理电价上下浮动6月代理电价上下浮动7月代理电价上下浮动8月代理电价上下浮动安徽38420%20%20%20%20%20%20%20%河北37217%8%15%17%9%19%1%4%江苏3917%11%16%17%12%17%13%18%辽宁37517%16%15%14%11%11%11%11%内蒙343-10%-9%-5%-7%-13%-10%-13%-30%宁夏26013%15%15%15%14%14%15%15%山西33214%13%19%8%4%14%20%20%浙江42222%23%21%31%26%23%22%18%天津36634%33%28%27%27%30%31%32%山东3655%3%5%6%7%5%4%3%仅供内部参考，请勿外传敬请参阅最后一页特别声明-14-证券研究报告公用事业江西41420%20%20%20%20%20%20%20%福建39311%10%10%9%8%5%5%5%湖南4503%7%6%-6%1%3%6%8%海南43020%20%20%21%25%25%20%18%广东45315%15%19%26%22%15%8%8%资料来源：北极星火力发电网，光大证券研究所图19：2021-2022全国火电发电量（亿千瓦时）资料来源：国家统计局,光大证券研究所整理备注：2022-01与2022-02数据未披露1.5、后事之师，未来如何避免重蹈本轮限电覆辙1.5.1、加强特高压工程建设，提升电力在省间的调配能力聚焦四川：重点推进川渝特高压交流目标网架建设。依据四川省电力行业“十四五”规划，“十四五”期间四川将全力建成“甘孜—天府南—成都东”、“阿坝—成都东”、“天府南—重庆铜梁”1000千伏特高压交流输变电工程及其配套500千伏工程，增强甘孜、阿坝特高压交流变电站的电力汇集能力，解决电网送出通道瓶颈制约。根据攀西地区水电和新能源大规模投产进度，规划建设攀西电网至省内负荷中心1000千伏特高压交流输变电工程。中远期推动四川1000千伏特高压交流北向、西向延伸工程，规划研究绵阳、川东北、川南1000千伏输变电工程，构建四川特高压交流环网。图20：“十四五”期间四川省内特高压工程规划示意资料来源：《四川省电力行业“十四五”规划》（四川省发改委发布），光大证券研究所仅供内部参考，请勿外传敬请参阅最后一页特别声明-15-证券研究报告公用事业表9：“十四五”期间四川省主网架建设重点电网项目工程名称额定输送电压（千伏）工程走向及建设情况特高压配套工程500千伏核准建设甘孜、阿坝、天府南、成都东等特高压交流配套，雅中、白鹤滩、金上等特高压直流配套，白鹤滩送出加强、沐溪—叙府断面加强、攀西电网加强改造等工程。输变电线路及变电站工程500千伏加快推进昭化—巴中、甘谷地—蜀州线路改接、马尔康、绵阳南、南部、泸州东等在建工程核准建设遂宁加强、大林、新津、成都西（温郫）、德阳南等输变电工程推动邛崃、十陵、淮州、空港、甘南、乐山南、内江（自贡）II、宜宾北、眉山西等新建工程核准建设220千伏在成都、德阳、绵阳、宜宾、乐山、眉山等负荷增长较快地区核准建设一批220千伏输配电工程，完善县域电网220千伏网架支撑输变电扩建工程500千伏核准开工水洛扩、盐源扩、尖山—彭祖串抗、沐溪扩、东坡扩、姜城扩、叙府扩、广都扩等工程，推动昭化扩、复龙换—宜宾换串抗、巴中扩、内江扩等工程核准建设。电源送出工程500千伏核准建设白鹤滩、两河口、天明、苏洼龙、杨房沟等水电站送出工程推动双江口、巴拉、巴塘、叶巴滩、卡拉、枕头坝二级、沙坪一级、硬梁包、金川等水电站送出工程核准建设电气化铁路牵引站和川藏铁路电网配套工程—配套新建川南城际、成昆铁路扩能、成自高铁、成渝中线高铁、渝昆高铁、汉巴南铁路、西成铁路、成达万高铁等电气化铁路牵引站。规划建设川藏铁路四川境内配套电网输变电工程；建设巴塘—澜沧江线路工程（四川侧）。资料来源：四川省发改委，光大证券研究所放眼全国：“十四五”期间特高压工程再提速。从投资规模来看，近年来特高压建设再提速，“十四五”期间特高压发展继续加速，国网投资规模计划继续扩大至3800亿。“十四五”期间国网总投资相较“十三五”期间同比增长26.67%。从线路规划来看，“十四五”期间，国网规划建设特高压线路“24交14直”，涉及线路3万余公里；其中2022年计划开工“10交3直”共13条特高压线路，变电换流容量3.4亿千伏安。从输电能力来看，2021年3月1日，国家电网发布《“碳达峰、碳中和”行动方案》提出：到2025年，公司经营区跨省跨区输电能力达到3.0亿千瓦，输送清洁能源占比达到50%。2030年，跨省跨区输电能力将提升到3.5亿千瓦。图21：2011-2025E全国特高压产业投资规模及增速（亿元，%）图22：2016-2025E全国特高压工程线路长度及增速（千米，%）资料来源：国家统计局，国家电网预测，光大证券研究所资料来源：国家统计局，国家电网预测，光大证券研究所2、风险分析权益市场系统性风险；上网电价超预期下行，煤价超预期上涨，用电需求下滑，水电来水不及预期，行业改革进度低于预期等。仅供内部参考，请勿外传敬请参阅最后一页特别声明-16-证券研究报告公用事业行业及公司评级体系评级说明行业及公司评级买入未来6-12个月的投资收益率领先市场基准指数15%以上增持未来6-12个月的投资收益率领先市场基准指数5%至15%；中性未来6-12个月的投资收益率与市场基准指数的变动幅度相差-5%至5%；减持未来6-12个月的投资收益率落后市场基准指数5%至15%；卖出未来6-12个月的投资收益率落后市场基准指数15%以上；无评级因无法获取必要的资料，或者公司面临无法预见结果的重大不确定性事件，或者其他原因，致使无法给出明确的投资评级。基准指数说明：A股主板基准为沪深300指数；中小盘基准为中小板指；创业板基准为创业板指；新三板基准为新三板指数；港股基准指数为恒生指数。分析、估值方法的局限性说明本报告所包含的分析基于各种假设，不同假设可能导致分析结果出现重大不同。本报告采用的各种估值方法及模型均有其局限性，估值结果不保证所涉及证券能够在该价格交易。分析师声明本报告署名分析师具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，以勤勉的职业态度、专业审慎的研究方法，使用合法合规的信息，独立、客观地出具本报告，并对本报告的内容和观点负责。负责准备以及撰写本报告的所有研究人员在此保证，本研究报告中任何关于发行商或证券所发表的观点均如实反映研究人员的个人观点。研究人员获取报酬的评判因素包括研究的质量和准确性、客户反馈、竞争性因素以及光大证券股份有限公司的整体收益。所有研究人员保证他们报酬的任何一部分不曾与，不与，也将不会与本报告中具体的推荐意见或观点有直接或间接的联系。法律主体声明本报告由光大证券股份有限公司制作，光大证券股份有限公司具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格，负责本报告在中华人民共和国境内（仅为本报告目的，不包括港澳台）的分销。本报告署名分析师所持中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格编号已披露在报告首页。中国光大证券国际有限公司和EverbrightSecurities(UK)CompanyLimited是光大证券股份有限公司的关联机构。特别声明光大证券股份有限公司（以下简称“本公司”）创建于1996年，系由中国光大（集团）总公司投资控股的全国性综合类股份制证券公司，是中国证监会批准的首批三家创新试点公司之一。根据中国证监会核发的经营证券期货业务许可，本公司的经营范围包括证券投资咨询业务。本公司经营范围：证券经纪；证券投资咨询；与证券交易、证券投资活动有关的财务顾问；证券承销与保荐；证券自营；为期货公司提供中间介绍业务；证券投资基金代销；融资融券业务；中国证监会批准的其他业务。此外，本公司还通过全资或控股子公司开展资产管理、直接投资、期货、基金管理以及香港证券业务。本报告由光大证券股份有限公司研究所（以下简称“光大证券研究所”）编写，以合法获得的我们相信为可靠、准确、完整的信息为基础，但不保证我们所获得的原始信息以及报告所载信息之准确性和完整性。光大证券研究所可能将不时补充、修订或更新有关信息，但不保证及时发布该等更新。本报告中的资料、意见、预测均反映报告初次发布时光大证券研究所的判断，可能需随时进行调整且不予通知。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。客户应自主作出投资决策并自行承担投资风险。本报告中的信息或所表述的意见并未考虑到个别投资者的具体投资目的、财务状况以及特定需求。投资者应当充分考虑自身特定状况，并完整理解和使用本报告内容，不应视本报告为做出投资决策的唯一因素。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，本公司及作者均不承担任何法律责任。不同时期，本公司可能会撰写并发布与本报告所载信息、建议及预测不一致的报告。本公司的销售人员、交易人员和其他专业人员可能会向客户提供与本报告中观点不同的口头或书面评论或交易策略。本公司的资产管理子公司、自营部门以及其他投资业务板块可能会独立做出与本报告的意见或建议不相一致的投资决策。本公司提醒投资者注意并理解投资证券及投资产品存在的风险，在做出投资决策前，建议投资者务必向专业人士咨询并谨慎抉择。在法律允许的情况下，本公司及其附属机构可能持有报告中提及的公司所发行证券的头寸并进行交易，也可能为这些公司提供或正在争取提供投资银行、财务顾问或金融产品等相关服务。投资者应当充分考虑本公司及本公司附属机构就报告内容可能存在的利益冲突，勿将本报告作为投资决策的唯一信赖依据。本报告根据中华人民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