我国电力供需仍处于紧平衡态势，火电依然是保供主力复盘 2000 年以来的“缺电”事件，我们发现其对电源设备股与火电股均有明显催化作用。据我们测算，2022 年“十四五”备用率首次低于 20%，极端气候引发严重缺电事故；2023-24 备用率仍在下降，但得益于全国同时高温比例较低，气候条件并不严峻，电力供需相对温和。数字化发展热潮与全球变暖趋势下，我们认为 2030 之前电力供需或仍处于紧平衡态势，且考虑到水电/核电建设周期较久、新能源稳定性不足等特征，短期内火电仍为保供主力，未来火电新增装机或为常态化需求。推荐淮河能源、陕西能源、浙能电力、内蒙华电、福能股份、申能股份、华润电力、华能国际（A/H）、新集能源、国电电力、中国电力、华电国际（A/H）。

2030 年用电量或超 14.7 万亿度，煤电利用小时或依然高于“十三五”电量方面，由于传统能源中水电/核电建设周期较久（超 6/5 年），我们认为短期对保供起到主要支撑作用的仍为火电。我们在不同数据中心用电量的情景假设下，对未来火电新增装机与煤电利用小时数进行了测算，当 2030 年数据中心用电量分别达 4331/5342/9414 亿度时，全社会用电量对应为

14.20/14.30/14.71 万亿度，25-27 年需核准火电装机 50/57/80GW，以支撑27-30 年“备用率”回到 15%左右，24-30 年煤电机组利用小时不低于4247/4287/4375 小时，基准情形下煤电机组利用小时不低于“十三五”时期 2016/2017 年的煤电利用小时（分别为 4255/4287 小时）。

全球变暖趋势下，2030 年最高负荷或攀升至 19.7 亿千瓦 电力方面，受全球变暖趋势影响，极端天气出现概率明显增加，近年来我国电力“冬夏”双高峰特征明显。基于已有研究发现的 1）夏季气温与最大负荷呈正相关关系，且平均气温最为相关，2）目前空调降温负荷占总负荷三成左右，3）降温负荷与气温存在一定拟合关系；我们在不同最高负荷情景假设下，对未来火电新增装机进行了测算，若 2030 年最高负荷达19.00/19.33/19.66 亿千瓦，25-27 年需核准火电装机 44/57/70GW，以支撑27-30 年“备用率”回到 15%左右。

水电的挤压效应正在逐步减弱，短期看火电在电价方面仍有议价能力 受益于 2023 年低基数影响，2024 年 5/6 月水电发电量同比+39%/+45%，火电发电量相应同比-4%/-7%。考虑去年 8 月开始水电利用小时已经恢复到历史均值，且主要大水库蓄能与去年同期相差不大，我们判断 2024 年水电利用小时同比增速大概率于 7 月见顶——水电对火电的挤压正逐步减弱。电价方面，我们认为影响最大的三个因素为一次能源价格/供需状况/区域集中度，若当前水平的煤价与 LNG 价格持续到年底，2025 年度长协电价或相对于 2024 年长协存在 1-3 分/度的下行空间。

风险提示：推算和实际存在差异，夏季平均气温增长不及预期，项目审批不及预期。

正文目录

核心逻辑.......... 5

有别于市场的观点 .......... 5

历史复盘：“缺电”是电力板块股价的重要催化剂 .......... 6

追溯至 2000 年，我国共出现过三次规模较大的电力短缺期 .......... 6

2002-2004 年：电力消费快速增长，装机容量不足是主要矛盾 .......... 6

2007-2011 年：煤炭价格居高不下，火电厂发电积极性受抑，引发“电荒” .......... 6

2020-2022 年：高煤价&极端天气&能耗双控，负荷峰谷差不断加大 .......... 7

“缺电”对电源设备股的影响：开启新一轮业绩周期.......... 8

“缺电”对火电股的影响 .......... 10

展望未来，电力电量紧平衡的逻辑依然没有大的变化 .......... 11

短期来看，2024 火电利用小时压力最大的时刻已经过去 .......... 11

电量：2030 火电达峰前，煤电利用小时大概率不会低于 4287 .......... 13

情景假设：不同数据中心用电量的情景假设下，新增装机与煤电利用小时的变化 .......... 17

电力：全球变暖影响下，我国夏季最高电力负荷或将快速增加 .......... 20

电改背景下，如何把握中长期电价 .......... 24

决定电价的因素 1：一次能源价格 .......... 25

决定电价的因素 2：供需情况 .......... 26

决定电价的因素 3：区域集中度 .......... 28

风险提示.......... 32

因篇幅限制，仅展示部分，更多重要内容、核心观点，请下载报告。