新型电力行业系统(公用环保)周报：市场高估电价风险，特高压柔直化进度加快

行业及产业 行业研究/行业点评 证券研究报告 公用事业 2023 年 09 月 04 日 市场高估电价风险 特高压柔直化进度加快 看好 ——申万新型电力系统（公用环保）周报(23/08/28~23/09/01) 证券分析师 查浩 A0230519080007 zhahao@swsresearch.com 邹佩轩 A0230520110002 zoupx@swsresearch.com 傅浩玮 A0230522010001 fuhw@swsresearch.com 研究支持 戴映炘 A0230122020003 daiyx@swsresearch.com 莫龙庭 A0230121050001 molt@swsresearch.com 蔡思 A0230121090006 caisi@swsresearch.com 联系人 戴映炘 (8621)23297818× daiyx@swsresearch.com 投资要点：  电力：市场高估电价风险 继续看多电力板块  近期电力板块出现持续回调，尤其部分港股电力公司回撤幅度较大，与部分投资者对四季度以及 2024年电价下行风险的担忧不无关系。我们认为从电力供需格局、电力行业资产负债表修复压力和下游用户承受能力三个角度看，市场过度担忧了电价下行风险，当前时点应该继续看多电力板块。  电能替代进一步深化，宏观经济数据与用电量数据脱钩，电力供需格局持续偏紧，两者发生背离的根本原因在于电能占终端用能比例的提升，且近年来有加速趋势。今年夏天电力短缺缓解与天气因素有关，供需趋紧的底层原因并未消失。火电等可靠电源建设严重滞后，部分省份负荷缺口呈扩大趋势，中长期看，全国区域电力供需格局将迎来洗牌，部分区域可能面临长期缺电困境。火电公司资产负债表亟需修复，当前盈利水平尚不足以维持正常发展，根据偿债压力倒算度电盈利至少在 3 分/千瓦时，在静态假设下，考虑到部分老旧机组可能提前退役，给予一定容错率，假设存量债务 13 年还清，每年需偿还债务本金 246 亿量级（=3200/13）。电价对下游产业利润影响敏感度被市场高估，我国当前煤电基准电价于 2017 年核定，至今已过去 6 年，以上述计算的火电度电盈利底线 3 分/千瓦时计算，我国当前火电年发电量在 5 万亿千瓦时量级，火电板块修复后的净利润合计也仅有 1500 亿元/年，相当于 2022 年 120 万亿量级 GDP 的 0.125%。  投资意见分析：当前继续看多电力板块，火电板块推荐申能股份、国电电力、中国电力，关注浙能电力。综合能源板块推荐源网荷储一体化的综合能源平台天富能源和银星能源；长期看好水电板块，推荐长江电力、华能水电、国投电力、川投能源。  电网：蒙西—京津冀直流开启招标 特高压柔直化进度加快  8 月 29 日，国网发布 2023 年特高压第五次服务（前期）招标采购公告，招标内容维库布奇北—沧州（即蒙西—京津冀）±800 千伏特高压直流工程的可研及勘察设计。其中工程规模明确为送、受端各新建 1 座±800 千伏/8000MW 柔性直流换流站。截止目前，已有藏东南—大湾区、甘肃—浙江、蒙西—京津冀三座特高压直流明确采用全柔直技术路线，特高压全柔直化进度明显加快。  常规特高压直流输送新能源能力有限，《可再生能源“十四五”规划》中要求新建通道可再生能源电量比例仅为不低于 50%，2021 年所有电源为火电+新能源的线路，可再生能源比例均未超过 40%。基于未来我国特高压主要送出地点在缺乏水电的三北地区，常规特高压直流输送新能源比例较低的缺点亟需解决，柔直化便是一种重要手段。柔性直流通常采用 IGBT 等全控型期间，理论上可以输送 100%新能源。  投资分析意见：根据甘肃—浙江和蒙西—京津冀两个项目可研招标文件，均力争在 2023 年 11 月完成可研，特高压柔直化进度明显快于预期。通常来说，柔性直流换流阀价值量相比于常规直流会显著上升，通过节省滤波器等设备平衡整体造价。建议关注换流阀以及 IGBT 环节：国电南瑞、许继电气、中国西电、时代电气等。  风险提示：上述电价分析全部基于供需格局、发展的必要性角度，但是电价不可避免地受到行政干预。特高压建设进度可能不及预期 请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明 行业点评 请务必仔细阅读正文之后的各项信息披露与声明 第 2 页共 17 页简单金融成就梦想 1、电力：市场高估电价风险 继续看多电力板块 近期电力板块出现持续回调，尤其部分港股电力公司回撤幅度较大，与部分投资者对四季度以及 2024 年电价下行风险的担忧不无关系。我们认为从电力供需格局、电力行业资产负债表修复压力和下游用户承受能力三个角度看，市场过度担忧了电价下行风险，当前时点应该继续看多电力板块。 电能替代进一步深化，宏观经济数据与用电量数据脱钩，电力供需格局持续偏紧。2020年以来我国电力供需由松转紧，近期出于对宏观经济增速下行的担忧，部分投资者担心我国电力供需格局再次逆转。但是我们强调，近年来随着产业结构的变化，电力需求的增长动能已经今非昔比，宏观经济数据与用电量数据关联性有所减弱。以 2023 年 7 月数据为例，根据 wind 数据，7 月单月全国工业增加值同比增长 3.7%、社零同比增长 2.5%、人民币计价出口同比下降 9.2%，数据普遍低于预期，但是全社会用电量同比增长 6.5%。其中第一、二、三产业和城乡居民用电量分别同比增长 14.0%、5.7%、9.6%和 5.1%，大幅领先其他指标。 两者发生背离的根本原因在于电能占终端用能比例的提升，且近年来有加速趋势。一方面，随着双碳战略的实施，电能是可再生能源最主要的消纳方式，全社会被动实现再电气化，电动车、电炉冶金等提供用电支撑。另一方面，随着地产产业链的回落，高端制造业和信息产业的占比持续提升，与传统行业相比，新型行业往往并不直接使用一次能源，而是将电力作为主要能源，从而带来了全社会用电需求的韧性。 今年夏天电力短缺缓解与天气因素有关，供需趋紧的底层原因并未消失。在电力供需持续偏紧的大趋势下，由于今年夏天电力供应缺口大幅收窄，部分投资者对缺电逻辑产生质疑。但是实际上，今年迎峰度夏期间电力供应缺口收窄与气温超预期回落有关，从 7 月下旬至 8 月上旬我国东部省份连续经历多个台风，一定程度上掩盖了电力供需矛盾。以安徽省为例，根据皖能电力 6 月公告，预计今年夏天安徽省在正常高温的情况下，缺电超过1200 万千瓦，如果出现极端高温或者持续高温，电力缺口将进一步增大。但是实际上 7 月下旬以来，杜苏芮、卡努等多个台风过境安徽，在负荷最紧张的时间段降低了最高气温。而且，我们强调与电量盈缺相比，高峰负荷短缺更为严重。近年来第三产业和城乡居民占比持续提升且用电时段更加集中，导致用电峰值负荷的增速始终高于用电量增速，而供给端随着新能源等不稳定电源占比提升，电力系统的发电能力高点与用电需求高点严重错峰，火电等可靠电源建设严重滞后，部分省份负荷缺口呈扩大趋势。 中长期看，全国区域电力供需格局将迎来洗牌，部分区域可能面临长期缺电困境。在需求侧电能替代的同时