摘要 【软缺电或将频发 煤电价值迎重估！储能与智能电网是根本解决方案】短期内，装机结构问题短期难以缓解，预计春节停工前的区域限电现象或继续发酵且区域可能扩散。中期内，随着新能源装机规模进一步提升，煤电对电力保供的基础作用有望得到重新审视，存量煤电利用小时数提升与电价向好，调峰电价机制有望加速优化也有助煤电改善盈利；长期看，期待储能与智能电网等技术根本性解决软缺电问题。
部分省份重现拉闸限电，主因为工业需求向好叠加采暖需求升温助需求高涨， 而煤电持续受限使得电力系统应对尖峰负荷能力明显下降。
短期内，装机结构问题短期难以缓解，预计春节停工前的区域限电现象或继续发酵且区域可能扩散。中期内，随着新能源装机规模进一步提升，煤电对电力保供的基础作用有望得到重新审视，存量煤电利用小时数提升与电价向好，调峰电价机制有望加速优化也有助煤电改善盈利；长期看，期待储能与智能电网等技术根本性解决软缺电问题。
供给整体过剩下的限电，短期需求超预期与装机结构性不足是主因。在国内电力市场整体过剩背景下，近期湖南、江西、浙江等省陆续发生拉闸限电现象。国内经济向好，海外疫情严重导致出口订单旺盛，冬季气温转冷进一步推升用国内用电需求高涨；当前唯一具备快速可靠响应能力的火电在 “十三五”装机持续受限，而水电在进入枯水期后出力受限，高速发展的风光机组出力不稳定，导致电力系统冗余度持续下降，难以完全匹配峰值的需求，进而导致部分省份出现用电紧张。电煤供给非本次限电的主要矛盾，短期应对紧张形势可用手段有限。装机结构问题短期难有效解决，预计春节停工前，限电或将继续发酵且区域可能扩散。煤电对保供的基础作用应得到重视，行业盈利前景有望改善。清洁低碳能源政策意味着新能源为装机主力，煤电装机提升空间未来将持续受限，电力阶段性紧平衡现象或将频发，这将推动市场对具备调峰能力的火电重视程度提升，并相应改善存量火电机组盈利前景。火电重回压舱石地位，预计“十四五”期间的煤电平均利用小时数将持续回升，且市场化交易电价有望企稳向好；此外，为保障电力系统稳定安全，预计煤电调峰补偿机制将得到加速优化，改善通过灵活性后煤电项目的投资回报。长期期待储能与智能电网等技术根本性解决软缺电问题。我们认为，当前电力系统软缺电的主要矛盾在于新增体量最大的风光装机尚不具备调峰能力。伴随储能技术与成本在未来的成熟，风光机组有望逐步升格为具备调峰响应能力的电源。此外，智能电网等技术有望在供给侧与需求侧之间实现高效的对接响应，进一步提升电力系统效率和稳定性。届时，限电问题有望得到根本性解决。风险因素：限电阶段性影响区域经济运行，用电需求不达预期；电价超预期下行； 电煤价格超预期上行。投资策略。我们认为限电现象意味着煤电的重要性有望得到重估，预计中期内存量煤电的利用小时数提升、电价企稳向好、调峰电价机制加速优化。龙头发电企业逐步转型加码风光装机，待储能技术成熟后有望帮助根本性解决软缺电问题。
国内电力装机持续快速上升，各种电源的合计装机容量自2010年的9.66亿千瓦已经增至2019年的20.11 亿千瓦；在装机增长推动下，国内发电量自2010年的4.14万亿千瓦时增加值2019年的7.14万亿千瓦时，2019年的国内装机容量及发电量两项数据均位居全球第一。
在装机快速增长、经济整体增速拾级而下、能源使用效率提升、高耗能行业产能受到等系列因素共同推动下，国内电力市场近年呈现整体过剩局面，发电设备利用小时趋势性下行。2007年，国内发电设备的平均利用小时为5,011小时，2019年已经回落至3,825小时，降幅接近1,200小时。
近日，湖南、江西、浙江等多个省份陆续发布了“有序用电”通知，给部分企业和居民的生产生活用电带来一定影响。分地区看：
浙江：优先行政单位用电。浙江省机关事务管理局近日发布通知称，从即日起至12月31日，省各有关单位办公区域在气温达到3℃以下(含 3℃)时方可空调等取暖设备，且设置温度不得超过16℃。12 月13日，浙江省义乌市发展局、金华市节能减排领导小组节能办公室发布《节能》，提出合理使用空调系统，行政事业单位尽量不开空调，公共场所，当室外温度超过5摄氏度时，自觉关闭暖气空调。此外，还合理使用照明，停开三楼以下电梯。
湖南：保障民生与重点企业、优先行政单位和景观用电。湖南省发改委要求，12月8日起，全省启动限电措施。湖南省发改委发布的《关于启动2020年全省迎峰度冬有序用电的紧急通知》显示，湖南全省最大负荷已达3093万千瓦，超过冬季历史纪录，日最大用电量6.06亿千瓦时，同比增长14.1%，电力供应存在较大缺口。为保障电网平稳运行和电力可靠供应，将优先保障居民生活、关键公共设施和重点企业用电，适当压限行政单位和景观用电。
江西：12月15日开始限电。12月14日，来自国网江西省电力有限公司电力调度控制中心的数据显示，受今冬首个寒潮的影响，江西电网统调用电负荷达2,547.5万千瓦，调度发受电电力达2,631.1万千瓦，均创历史新高。江西发改委决定，江西省自12月15日起，开始启动今冬可中断负荷和有序用电工作。
内蒙：对铁合金行业实行有序用电。根据华夏时报报道，乌兰察布电力面临短缺，由于系统出力不足，乌兰察布地区预计缺额300万 KW，不排除后期电力短缺会加大，前期乌兰察布发布有序用电方案通知，自 4季度开始乌兰察布地区铁合金实行有序电力调整，针对不同容量电炉实施不同电力安排。
陕西：不排除短暂限电。根据报道，受低温天气及“煤改电”等因素影响，预计2020年西安电网将迎来冬季负荷最高峰值，最大负荷达790万千瓦，同比增长15%。今冬西安供电形势严峻，负荷高峰期间，部分地区将出现用电紧张情况，不排除在局部地区短暂实施有序用电。
四川：采取工业用户错避峰。根据封面新闻报道，12月17日，成都电网负荷达1,437.6万千瓦，创历年冬季负荷历史新高，超过成都电网供电承载能力。今冬明春，成都电力供需形势偏紧，成都市经信局将根据电力供应缺口情况，实行限电管理，采取工业用户错避峰等措施。
广西：部分用户错峰用电。根据中国新闻网报道，12月14日，广西电网最高负荷达2681万千瓦，创历史新高。当地部分电厂和电力用户接到限电通知，被要求错峰用电。目前广西电力供应高峰时段偏紧，南方电网将继续密切气象和负荷增长趋势，多措并举挖掘广西发电、供电潜力，及时督促各统调电厂加强机组及送电线，科学有序安排广西电网运行方式，全力保障广西经济社会生产生活用电需求。
国内经济向好，出口需求旺盛，电力需求持续向好。伴随国内的疫情缓解与经济向好， 国内经济需求整体向好。与此同时，海外疫情形势近期再度转差，导致今年以来海外需求大量依赖国内出口而满足，进一步推升国内经济活动水平。上述因素推动了经济基本面的持续改善。
极端天气叠加电能替代推动，用电增速进一步提升。根据美国国家气象局的太平洋海水温度，今年拉尼娜现象发生概率较高，冷冬预期不断强化。进入12月以来，华东、 华中、华南等多地陆续降温并正式入冬，对于三产及城乡居民生活用电料带来进一步推升。部分省份三产及居民用电占比高，根据中国能源报报道，湖南的三产及居民合计用电量在高峰月份可达到全社会用电需求的46%，因此当地需求峰谷差较大，进一步提升了当地电力系统的调峰难度。
用电需求增速持续上行，11月单月用电增速已经接近10年历史高位。在上述因素的综合影响下，今年以来全社会用电量在摆脱年初疫情期间的低谷之后，单月增速屡创新高。5月以来，除了7月发生历史级洪涝灾害影响开工之外，其余月份单月全社会用电量增速全部高于 5%。11月，全社会用电量增速高达9.4%，较10月的6.6%进一步抬升2.8个百分点，体现电力需求的加速向好。撇除春节及年末等不可比口径之后，9.4%的单月增速是2011年以来历史第二高的单月最高增速，仅次于2011年的9.91%。
执行有序用电方案并非今冬独有。受持续强降温雨雪天气影响，湖南和江西在2018年1月份就曾下发有序用电通知。特殊原因如特殊天气等会带来极端较高且不稳定用电负荷，电源类型单一的省份容易发生短时缺电。“十三五”期间，我国电力需求快速增长、电力装机容量不断扩大，但“整体过剩与尖峰电力短缺并存”的电力结构性矛盾始终没有得到有效解决，出现了“全年富电量、短时缺电力”的现象，影响了我国电力供应安全。
供给侧之下，煤电装机增速连年跑输电力行业增速。2017年起，我国执行严格的煤电装机去产能、停缓建工作。与此同时，我国风电、光伏等新能源装机在补贴扶持与平价上网的刺激下维持高速增长。在此影响下，我国煤电装机增速连年显著跑输电力行业整体装机增速。
煤电占比显著下降，意味着电力系统冗余度下降。在各类电源中，水电出力存在典型的丰枯年和丰枯季波动；核电基本为带基荷运行，利用小时数本已较为饱满，且核电仅建设于沿海省份；燃气发电虽然调峰响应速度最快，但其度电燃料成本约为煤电的2倍，且在冬季往往受制于气源紧张、需执行更高气价；风电与光伏受制于储能技术发展的不完善，日内出力仍存在较大波动及不可控性。相比之下，煤电是唯一能够较为稳定、经济地实现短时大规模增发的电源品种，这一优势在冬季尤为明显。
随着我国对煤电装机的供给侧推进，我国煤电装机占比与发电量占比大致每年下降1个百分点。这意味着我国电力系统的整体装机冗余度与调峰能力逐步下降。
水电出力季节性下滑，冰雪天气或进一步影响风光出力。进入冬季，由于水电来到恐怖分子处决美女传统的枯水期，出力自然季节性下滑。部分地区入冬后出现冰雪天气，对风电与光伏出力以及输电线的稳定性或带来进一步不利影响。
中部省份外来电输入不足，电网冗余度尤其偏低。对于各省而言，特高压输送的外来电是省内机组的重要补充，也是电力系统装机冗余度的重要来源。对于湖南、江西等中部省份而言，当前外来输电通道建设普遍不足，导致冬季用电紧张时缺乏后备力量。其中， 湖南的主要外来电通道祁韶直流多年来送电量不达预期，近年来线小时，且祁韶直流的送电绝大多数为风电光伏装机，内常乐火电未能建成， 本身出力稳定性即有不足。江西目前没有重点外来电通道，仅以三峡、葛洲坝、四川等地的零星电量为主，唯有待雅砻江中游的杨房沟投产后，方可经由雅中直流将更多电量送入江西。
从湖南省装机增长情况看，2010年以来，省内电源装机增长明显慢于全国平均水平， 预计截至2020年末，湖南省装机规模将达到4244万千瓦，相比2010年增长约40%，而同期全国装机增长约100%。从电源构成看，新增装机主要为风光等清洁能源，相比2010年末新增加1254万千瓦装机，其中风电新增514 万千瓦，光伏新增378万千瓦。
2019年湖南省内发电量为1551亿千瓦时，其中火电为906亿千瓦时，水电、风光等清洁能源发电量在整体发电量中占比已经达到41.5%，可见湖南省对于出力不稳、无法及时响应的清洁能源供给依赖度较高。湖南当地冬季供暖需求旺盛，而且供暖主要依赖电力， 因此当地的居民用能需求在冬季旺盛，进一步加剧当地电网的调峰压力。根据国网湖南有限公司举行的“2020年湖南电力迎峰度冬动员暨防冻融冰视频会”披露，近期湖南省高峰时段的电力需求负荷已经超过3,000万千瓦，在丰水期该负荷带来的压力尚还可控，但是在冬季枯水期，供给对于极端需求响应能力不足的矛盾开始。
预计直到春节停工前，经济仍将维持向好的运行，且海外疫情短期内难以缓解，对我国出口订单仍将带来持续增量；气温同样仍将维持在偏低水平，带来持续采暖需求。整体而言，我们预计春节停工前，电力需求仍将持续旺盛状态。
电煤供给受限与煤价高企对电企执行发电任务的影响极小。我们认为本轮部分省份的缺电与动力煤各个供给渠道的受限并无直接关系。由于电企以国企为主，普遍具备较强的社会责任担当，因短期月度、周度级别的煤价上涨而影响发电意愿的概率极低。
浙江电煤库存充足，证伪“缺煤”猜测。参考本轮限电省份之一的浙江，我们注意到当地国企浙能集团的电煤库存在2020年整体高于往年水平，尤其是在2020年11月底以来的3周自360万吨大幅上升至400万吨以上，较往年高出约60万吨。浙能集团最新的电煤库存可用超过32天，较2019年同期的25~28天亦有显著增长。
因此，虽然发改委等部门近日强调加强煤炭市场的保供力度，但由于本次限电并非因为库存不足或者煤价太高导致发电企业不愿意发电造成，对于解决限电问题实质影响有限。
据国家电网官网报道，湖南省在确保省内机组满发情况下，积极协调上级调度和外省电力，争取祁韶直流和鄂湘联络线万千瓦稳定送入湘；优化水电生态流量管理，安排小水电低谷蓄水、高峰发电，增强顶峰能力。为了向祁韶直流增送电量，作为送电电源省份的甘肃甚至已经在本省推行限电措施。我们认为相关措施将有望帮助湖南省收窄供电缺口，但直到春节停工前，省内电力供需仍难言平衡。
考虑到浙江省电煤库存相对较为充足，且特高压调度渠道较为丰富，结合“十三五”的收官，我们预计自2021年1月1日起，浙江省的限电形势有望领先于其余省份得到率先改善。
煤电对保供的基础作用应得到重视，行业盈利前景有望改善。我们认为至少在中期内， 煤电对电力保供的基础性地位仍无可替代，但清洁低碳能源政策意味着煤电装机提升空间仍将受限。由此，电力持续紧平衡与市场重视程度提升有望推动行业存量机组盈利前景改善。存量机组的利用小时数、市场化交易电价、乃至调峰电价机制均有望边际改善。
预计2021~2023年我国全社会用电量同比增长7%/5%/5%。考虑到国内经济向好， 海外当前疫情下需求缺口主要由中国出口产能填补，后续疫情恢复后需求将显著修复进一步利好我国经济，叠加2020 年的年度P、电力需求低基数，我们预计2021~2023年我国全社会用电量或同比增长7%/5%/5%，从而为存量火电机组的出力预留充足空间。
预计2021~2023年，我国火电利用小时数同比增长5%/1%/1%。我们预计到“十四五” 末期，在碳中和2060等清洁能源政策的框架下，我国煤电装机较“十三五”末期增长不足1.5亿千瓦，结合燃机发电后的火电总装机达到约13.7亿千瓦。在此情景下，考虑2021年的用电需求高增预期，预计2021年我国火电利用小时数同比增速达到约4.7%，后续年度火电利用小时数同比增速维持在1%~1.5%。
我们认为，过去几年以来，各省的电力年度长协交易普遍较为有效地体现了煤电供给侧以来的电力紧平衡状况。例如，在2018年夏季发生拉闸限电后，广东省2019年度电力长协交易的成交电价同比提升了 3分钱/千瓦时。
展望2021 年，伴随煤电装机供给侧的延续，预计电力局部区域、局部时段紧平衡仍将成为常态。在此基础上，预计市场化交易电价整体有望企稳，部分地区或持续向好。 观察已经完成2021年度电力长协交易的省份，我们发现年度长协成交电量增速普遍放缓，而成交电价有稳有增。其中，安徽省2021年度长协成交价差仅为4.6元/MWh，同比2020年收窄33.3元/MWh，预计当地发电企业有望显著受益于电价上行。
对于电力系统而言，电力保供与清洁低碳是双重硬约束，但这两个约束在当前传统的电价机制下互相矛盾。因为前者要求增加煤电装机，而后者希望压降煤电发电量。在当前煤电机组绝大多数收益依赖于与上网电量挂钩的一部制电价的情况下，压降煤电发电量将无疑影响业主对新增煤电的投资回报率和投资意愿。
调峰电价机制有望成为平衡保供与低碳两大目标的重要抓手。通过建立调峰电价机制， 新增煤电装机可以更顺畅地经由灵活性，成为备用调峰机组。煤电机组减发的电量也可以经由两个细则等机制自优先消纳机组收取调峰补偿收益，从而在不发电、少发电的情况下仍然基础的投资回报率。在尖峰时刻，煤电备用机组可以发挥及时响应的特性， 完成保供任务，并且赚取增量发电收益。
本轮限电或将加速调峰机制的优化推广。展望后续年度，随着新能源装机与发电量占比的持续提升，预计电网的调峰压力与紧急响应难度将进一步加大，本轮限电即为电力紧平衡的初步体现。为了保障供电安全，预计调峰电价机制有望加强优化推广。对于煤电发电企业而言，其机组的后续回报率预期有望提升。
由于风能、太阳能等电源的发电能力由自然资源条件决定，呈现随机、波动的不可控特点，难以为系统提供稳定的电力供应，更无法随负荷需求大小变化而调节出力。随着大规模清洁能源和分布式能源的持续开发，高比例清洁能源电力系统逐步形成，系统的净负荷波动不断增加，电力系统对调节能力的需求也随之增强。引入智能电网及储能等技术作为新的调节能力来源至关重要。
国家电网公司已提出智能电网建设规划：国家电网提出建设以特高压电网为网架， 各级电网协调发展的坚强网架为基础，以通信信息平台为支撑，包含电力系统的发电、输电、变电、配电、用电和调度 6 大环节，涵盖所有电压等级，实现“电力流、信息流、业务流”的高度一体化融合，具有坚强可靠、经济高效、清洁环保、透明和友好互动内涵的现代电网。目前我国已开展了数百项 SG 试点项目建设，试点范围涵盖了发电、输电、 配电、用电、调度 6 大环节和通信信息平台，并根据技术成熟度和应用情况，陆续选择了 SG 调度系统、配电自动化、用电信息采集等 14 类项目进行推广建设。一大批智能输配电技术，调度技术已经得到广泛运用。随着持续的技术投入，未来我国电网的智能性， 可靠性有望得到不断提升。
储能同样在提升电力系统灵活性、经济性和安全性方面发挥着重要的作用。随着储能技术性能和经济性的提高，将广泛应用于电力系统的各个环节，促进能源电力系统清洁化顺利转型。在电力系统电源侧、电网侧、用户侧的不同场景均可广泛应用储能提供调节能力。电源侧，储能可以平滑新能源出力波动、调频，提高新能源送出、季节性调峰能力；电网侧，储能可以提高系统稳定、提供无功支撑，提供系统备用；用户侧，储能可以提高电能质量，参与需求侧响应。
目前制约储能技术大规模推广的成本问题预计随着技术发展将得到逐步解决。根据 BNEF 测算，全球储能 LCOE(平准化度电成本)已经从约 600 美元/MWh 降低至 150 美元/MWh，后续仍有较大下降空间。目前我国风光+储能 LCOE 仍略高于火电，预计2021年将实现与火电基本平价，未来随着水系电池/液流电池等新技术的大规模推广，经济性仍将持续提升。随着储能设施的大规模建设，未来光伏/风电等可再生能源的发电的稳定性将得到有效提升。
我们认为本轮限电现象意味着煤电的重要性有望得到重估，煤电不仅仅是碳排强度相对较高的化石电源，也是在储能技术成熟之前，中期内唯一经济、可靠、响应及时的主力保供电源。电力紧平衡的状态始于煤电供给侧，在后续解决问题的过程中，煤电的展望将迎来改善。
具体而言，预计中期内存量煤电的利用小时数持续提升、电价企稳向好、调峰电价机制有望加速优化。长期来看，龙头发电企业逐步转型加码风光装机，待储能技术成熟后有望帮助根本性解决软缺电问题。