近日，高温天气叠加疫情之后的复工复产，全国用电负荷屡创历史新高。据国家电力调度控制中心数据，6 月以来，国家电网经营区域最大用电负荷超8.44 亿千瓦。为安全迎峰度夏，2022 年以来，辽宁、浙江、广东等28 个省市发布有序用电政策以应对电力供需问题。
复盘2021 年，下半年发生限电原因主要有三：第一，政策：2021年，在发改委“能耗双控”晴雨表考核压力下，部分地区“运动式”
减碳，导致限电限产现象。第二，煤价：供需偏紧导致动力煤价格高企，影响火电企业出力。第三，电价：电价端无法疏导高企的燃煤成本，造成煤电企业大规模亏损，限制企业发电意愿。
展望2022 年，我们认为，与2021 年相比，掣肘因素有一定程度改善，但电力供应形势仍然比较严峻。中电联预计今年迎峰度夏期间，全国电力供需总体平衡，用电高峰时段电力供需偏紧。其中，东北、西北区域电力供需基本平衡；南方、华东、华中、华北区域用电高峰时段电力供需偏紧。
第一，政策“保供”取向明确，部分省市存在用电缺口，将通过有序用电、增加外来电等措施积极应对。2022 年5 月，国务院常务会议强调“决不允许出现拉闸限电”，从根本上划清了保障民生的底线。
截至2022 年7 月，全国28 省市已发布有序用电政策，确保完成迎峰度夏。据南方能源观察，浙江、安徽、河南、山东、湖南等省份迎峰度夏期间或面临较大的电力保供压力，各地拟通过增加外来电、增加燃煤库存等方式保证电力供应。
第二，煤炭价格形成及监管机制日益完善，但价格仍处相对高位。
保量方面，1-5 月，全国累计生产原煤18.1 亿吨，同比增长10.4%，全国统调电厂存煤可用天数32 天；稳价方面，5 月底，鄂尔多斯5500大卡电煤坑口价、秦皇岛港5000 大卡动力煤平仓价同比分别增长7.8%、36%，价格波动幅度远低于国际市场但仍处相对高位，成本压力仍是限制火电企业出力的重要因素；长协方面，303 号文和4号公告明确了煤炭现货及中长期价格合理区间，火电企业处于煤价合理区间的煤炭长协覆盖率有望提升，根据我们测算，长协比例每提升10%，燃煤度电成本下降约0.02 元/千瓦时，后续长协比例提升有望保障企业发电意愿。
第三，多地代理购电价格上涨超20%，煤炭成本仍需疏导，而现行政策下电价继续上浮的空间有限。2022 年5 月，江西、上海、浙江、天津、海南、河南、安徽等地代理购电价格上涨幅度超过20%，其中江西省上涨幅度最大，为32.61%，现行政策下电价进一步上涨的空间十分有限，有效的煤炭成本疏导机制仍需完善。
我们分析认为，与2021 年相比，掣肘因素有一定程度改善，但仍面临用电高峰时期电力供应紧张、燃煤价格仍处高位、电价进一步上浮空间有限等问题，迎峰度夏保供压力仍存，后续有望促进能源保供、电力保供利好政策进一步释放。
投资建议：行业方面，迎峰度夏保供压力仍存，后续有望促进能源保供、电力保供利好政策进一步释放。维持行业“推荐”评级。个股方面，火电板块建议关注盈利有望改善的华能国际、国电电力、大唐发电、华电国际、上海电力、福能股份、华润电力、粤电力A、申能股份、中国电力；建议关注绿电优质标的三峡能源、龙源电力、广宇发展、吉电股份、金开新能；建议关注水电优质标的长江电力、国投电力、川投能源、华能水电。
