近日，多省对电价推出了一系列政策，内蒙发布保底电价改革政策；湖南发布完善燃煤电价调整机制；安徽允许煤电交易价格上浮不超过10%。电价改革正在加速推进，而讨论这个话题就脱不开当下“缺电”的大背景。

　　为什么会缺电？

　　为什么这个此前鲜有出现的现象如今却频频出现在大众视野，甚至不少地区开始拉闸限电？究竟有哪些因素造成了缺电？

　　兴业证券总结了“缺电”的三大原因：

　　1。 经济复苏、需求侧电气化加速推升用电需求。1)2021年前7月用电量较2019年均复合增长7.6%，处于2012年以来次高。2)旺盛的制造业需求拉动发电需求高增。3)新动能拉动用电量增长，制造业中计算机通信和其他电子、汽车制造、电气机械、通用设备等增速皆高，服务业中信息传输、批发零售实现较高增速，批发零售得益于电动车充换电业务快速发展。

　　2。 发电结构的变化导致局部、短时电力紧张。1)以云南为例：一方面水电占比高达80%，今年来水偏枯影响电力供应2)作为稳定发电、并可以灵活调配的能源火电装机增速低，一旦用电负荷高增，或者新能源出力不足，就有可能出现“缺电”的情形。

　　3。 煤炭供需缺口放大，库存处于低位，加大了火电增加供应的难度。煤炭安全问题影响煤炭生产。电力需求旺盛带动煤炭消费，加上煤炭供应受影响，煤炭库存被持续消耗，处于近五年低位。

　　#为什么电价改革大势所趋？

　　当前我国执行“计划电”和“市场电”并行的电价体系，其中市场电由国家核定输配电价、供需双方交易确定发用电价。但在实际执行中，“十三五”时期在引导让利的基础上，连续多年提及扩大市场交易规模、通过市场机制降低用电成本，使得原本应由供需双方博弈决定的交易电价并未完全交由市场，供需关系与供电成本难以体现。

　　从我国电源结构来看，虽然自“十二五”起风电、光伏开始逐步发展，并在“十三五”时期快速扩张，新能源电量占比已经有了明显的提升，但火电依然是我国的主体电源类型。截至2020年，在我国的电源结构中，火电占比依然高达67.87%，其次水电占比17.78%，核电、风电、光伏的占比分别为4.80%、6.12%和3.42%。

　　供需紧张叠加高煤价，煤电交易电价上涨乃至电价改革大势所趋，通过市场化的机制，实现供需关系调节。

　　券商怎么看？

　　中泰证券认为，建立煤价与煤电市场交易价格联动机制，有望促进电力稳定供应。同时减轻火电企业燃料成本压力，推动火电企业盈利改善。

　　国泰君安对煤价与电价对电厂影响做了测算：

　　根据政策，在现行燃煤基准电价下，当到厂标煤单价不高于1300元/吨时，煤电市场化交易价格上限不上浮；当煤价高于1300元，每上涨50元，燃煤火电交易价格上限上浮1.5分/kwh，上浮幅度最高不超过国家规定。

　　按测算，湖南当前综合煤价水平(假设40%长协)在1540元/吨左右，按照该政策，应该上涨0.072元/度，然而湖南现行基准价为0.45元/度，上浮最大值为基准价10%，即0.045元/度，因此预计政策执行后煤电交易电价可达到最高上限0.495元/度，可覆盖现金成本。

　　除了直接影响火电企业，新能源企业也有望从中受益。

　　广发证券认为，燃煤发电价格有望上涨，利好新能源发电及装机。对于新增风光项目，平价上网条件下，上网电价等于燃煤电价，新项目收益率直接受益燃煤电价上限打开；对于存量项目，上网电价由燃煤电价+政府补贴构成，燃煤电价上浮降低补贴占比，带来电价结构、现金流及资产质量优化。此外，新政有望通过改善火电盈利来增加火电供应，稳定能源供给，缓解限电影响，进而缓解光伏风电上游原材料供给压力，促进制造环节发展及装机落地。

　　电力供需关系紧张的态势短期难以扭转，但随着上游煤炭保供、下游高耗能企业限电等一系列政策落地，边际上会逐步改善。电价改革大势所趋且正在提速，可以更多借助市场化的作用进行调节。火电企业盈利有望得到改善，而新能源运营商在成本方面的差距也将进一步缩小。

　　从投资角度，我们认为现阶段可以更多用周期与边际改善的思维看待电力运营商，供求关系、成本售价等需要持续跟踪。同时要注意不要给太高的预期，毕竟电力本身带有公共事业属性，盈利不是唯一目的。