投资要点：

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，市场多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，我国电源供给侧正在进行深刻的转型，但是由于我国各地区风力、光照资源分布极度不均，未来电力供需格局将迎来深度分化。总体而言，华东地区是我国当前用电负荷最高且最紧张的区域，过去几年不仅本地火电建设速度大幅放缓，而且与外来电相关的特高压建设速度也低于预期，持续利好本地存量火电。

特高压建设速度放缓源于多方面因素，一方面途径省份众多，环评、土地等审批流程复杂，另一方面中西部资源大省基于发展经济、解决就业的考虑，更倾向于引入产业，而不是外送能源。此外，西南地区正在面临中长期缺电困境，从资源禀赋来看，西南地区80%以上的电源供给来自水电，但是当前我国水电资源基本开发殆尽，由于盆地与山地地形，西南地区（尤其是川渝地区）是我国风力光照资源最差的区域，加之缺乏煤炭资源，且地质不稳定无法建设核电，西南地区本地电源供给层面面临强瓶颈约束，随着用电需求增长，供需格局将出现趋势性偏紧，近年来西南水电价格已经连续多个季度攀升，中长期缺电问题难以解决。

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。在当前电源结构和技术水平下，煤电在可预见的将来都是系统性重要电源，未来仍需要持续投产，且不能发生债务危机。但是过去几年火电公司深度亏损，导致资产负债率大幅上升，严重限制了未来资本开支能力，如果盈利能力无法修复，将进一步加剧电力供应缺口。以华能国际为例，根据公司总有息负债及装机构成推算公司煤电分部负债约3200 亿，但是煤电机组加权平均剩余使用寿命仅有15 年，不发生债务危机的充要条件即在机组退役前，债务本金需要还清。此处尚未考虑再投资，如果考虑再投资，则需要更高的盈利能力。

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）。预计火电每年折旧约185 亿，每年缺口约60 亿元。华能国际章程中承诺50%分红率，在当前国家强调央企社会责任、做大做强资本市场的基调下，龙头央企公开违背分红承诺的概率极低，因此公司每年火电板块净利润需要120 亿量级，才能保证不发生债务危机。按照每年4000 亿千瓦时发电量计算，度电盈利底线需要达到3 分/千瓦时。从目前已披露的火电上市公司中报来看，火电公司度电盈利普遍低于1 分/千瓦时，距离上述底线思维算出的盈利尚有较大差距，因此我们分析在火电行业度电盈利达到3 分/千瓦时之前，虽然不排除煤价深度下跌后，电价可能出现一定回调，但是度电盈利能力将持续改善。

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。部分投资者对电价的另一个担忧在于经济下行压力下，国家行政指导电力企业让利下游。我们分析在当前环境下，该情景出现的概率已经大幅降低，一方面如上述分析，我国当前电力供需格局持续偏紧，但是电力行业现有盈利能力已经无法支撑持续的资本开支以及偿还存量债务，行政性让利只能让缺电局面进一步恶化。另一方面，我们认为电价对下游产业利润影响敏感度被市场严重高估。

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%。电价方面再次以华能国际为例，除2022 年外，过去10 年公司上网电价多数年份负增长，持续贡献负通胀。我们根据国家发改委公布的CPI 数据，以2012 年为基数后复权调整上网电价，剔除通胀因素后，即便2022 年电价上涨20%，绝对值仍低于2012 年水平，即便当前经济增速下行，但是无论经济体量还是质量，对电价绝对值的承受能力，都已经今非昔比。我国当前煤电基准电价仍参考2015 年煤价，2017 年至今6 年未调整，基准电价本身已经严重偏低。

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。

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。