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。推荐华能国际（A&H）、华电国际(A&H)、皖能电力、福能股份、长江电力、川投能源等。

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，改善通过灵活性改造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。

推荐华能国际（A&H）、华电国际(A&H)、皖能电力、福能股份、长江电力、川投能源、华能水电等。