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。