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  短期內，裝機結構問題短期難以緩解，預計春節(jié)停工前的區(qū)域限電現(xiàn)象或繼續(xù)發(fā)酵且區(qū)域可能擴散。中期內，隨著新能源裝機規(guī)模進一步提升，煤電對電力保供的基礎作用有望得到重新審視，存量煤電利用小時數(shù)提升與電價向好，調峰電價機制有望加速優(yōu)化也有助煤電改善盈利；長期看，期待儲能與智能電網(wǎng)等技術根本性解決軟缺電問題。

 

  供給整體過剩下的限電，短期需求超預期與裝機結構性不足是主因。在國內電力市場整體過剩背景下，近期湖南、江西、浙江等省陸續(xù)發(fā)生拉閘限電現(xiàn)象。國內經(jīng)濟向好，海外疫情嚴重導致出口訂單旺盛，冬季氣溫轉冷進一步推升用國內用電需求高漲；當前唯一具備快速可靠響應能力的火電在 “十三五”裝機持續(xù)受限，而水電在進入枯水期后出力受限，高速發(fā)展的風光機組出力不穩(wěn)定，導致電力系統(tǒng)冗余度持續(xù)下降，難以完全匹配峰值的需求，進而導致部分省份出現(xiàn)用電緊張。電煤供給非本次限電的主要矛盾，短期應對緊張形勢可用手段有限。裝機結構問題短期難有效解決，預計春節(jié)停工前，限電或將繼續(xù)發(fā)酵且區(qū)域可能擴散。煤電對保供的基礎作用應得到重視，行業(yè)盈利前景有望改善。清潔低碳能源政策意味著新能源為裝機主力，煤電裝機提升空間未來將持續(xù)受限，電力階段性緊平衡現(xiàn)象或將頻發(fā)，這將推動市場對具備調峰能力的火電重視程度提升，并相應改善存量火電機組盈利前景。火電重回壓艙石地位，預計“十四五”期間的煤電平均利用小時數(shù)將持續(xù)回升，且市場化交易電價有望企穩(wěn)向好；此外，為保障電力系統(tǒng)穩(wěn)定安全，預計煤電調峰補償機制將得到加速優(yōu)化，改善通過靈活性改造后煤電項目的投資回報。長期期待儲能與智能電網(wǎng)等技術根本性解決軟缺電問題。我們認為，當前電力系統(tǒng)軟缺電的主要矛盾在于新增體量最大的風光裝機尚不具備調峰能力。伴隨儲能技術與成本在未來的成熟，風光機組有望逐步升格為具備調峰響應能力的電源。此外，智能電網(wǎng)等技術有望在供給側與需求側之間實現(xiàn)高效的對接響應，進一步提升電力系統(tǒng)效率和穩(wěn)定性。屆時，限電問題有望得到根本性解決。風險因素：限電階段性影響區(qū)域經(jīng)濟運行，用電需求不達預期；電價超預期下行； 電煤價格超預期上行。投資策略。我們認為限電現(xiàn)象意味著煤電的重要性有望得到重估，預計中期內存量煤電的利用小時數(shù)提升、電價企穩(wěn)向好、調峰電價機制加速優(yōu)化。龍頭發(fā)電企業(yè)逐步轉型加碼風光裝機，待儲能技術成熟后有望幫助根本性解決軟缺電問題。

 

  電力市場整體過剩，但限電現(xiàn)象近期頻發(fā)

  國內電力市場整體過剩

 

  國內電力裝機持續(xù)快速上升，各種電源的合計裝機容量自2010年的9.66億千瓦已經(jīng)增至2019年的20.11 億千瓦；在裝機增長推動下，國內發(fā)電量自2010年的4.14萬億千瓦時增加值2019年的7.14萬億千瓦時，2019年的國內裝機容量及發(fā)電量兩項數(shù)據(jù)均位居全球第一。

 

  在裝機快速增長、經(jīng)濟整體增速拾級而下、能源使用效率提升、高耗能行業(yè)產能受到政府限制等系列因素共同推動下，國內電力市場近年呈現(xiàn)整體過剩局面，發(fā)電設備利用小時趨勢性下行。2007年，國內發(fā)電設備的平均利用小時為5,011小時，2019年已經(jīng)回落至3,825小時，降幅接近1,200小時。

 

 

  但局部省份近日限電現(xiàn)象已不容忽視

 

  近日，湖南、江西、浙江等多個省份陸續(xù)發(fā)布了“有序用電”通知，給部分企業(yè)和居民的生產生活用電帶來一定影響。分地區(qū)看：

 

  浙江：優(yōu)先限制行政單位用電。浙江省機關事務管理局近日發(fā)布通知稱，從即日起至12月31日，省各有關單位辦公區(qū)域在氣溫達到3℃以下(含 3℃)時方可開啟空調等取暖設備，且設置溫度不得超過16℃。12 月13日，浙江省義烏市發(fā)展改革局、金華市節(jié)能減排領導小組節(jié)能辦公室發(fā)布《節(jié)能建議》，提出合理使用空調系統(tǒng)，行政事業(yè)單位盡量不開空調，公共場所，當室外溫度超過5攝氏度時，自覺關閉暖氣空調。此外，還建議合理使用照明，停開三樓以下電梯。

 

  湖南：保障民生與重點企業(yè)、優(yōu)先壓制行政單位和景觀用電。湖南省發(fā)改委要求，12月8日起，全省啟動限電措施。湖南省發(fā)改委發(fā)布的《關于啟動2020年全省迎峰度冬有序用電的緊急通知》顯示，湖南全省最大負荷已達3093萬千瓦，超過冬季歷史紀錄，日最大用電量6.06億千瓦時，同比增長14.1%，電力供應存在較大缺口。為保障電網(wǎng)平穩(wěn)運行和電力可靠供應，將優(yōu)先保障居民生活、關鍵公共設施和重點企業(yè)用電，適當壓限行政單位和景觀用電。

 

  江西：12月15日開始限電。12月14日，來自國網(wǎng)江西省電力有限公司電力調度控制中心的數(shù)據(jù)顯示，受今冬首個寒潮的影響，江西電網(wǎng)統(tǒng)調用電負荷達2,547.5萬千瓦，調度發(fā)受電電力達2,631.1萬千瓦，均創(chuàng)歷史新高。江西發(fā)改委決定，江西省自12月15日起，開始啟動今冬可中斷負荷和有序用電工作。

 

  內蒙：對鐵合金行業(yè)實行有序用電。根據(jù)華夏時報報道，烏蘭察布電力面臨短缺，由于系統(tǒng)出力不足，烏蘭察布地區(qū)預計缺額300萬 KW，不排除后期電力短缺會加大，前期烏蘭察布發(fā)布有序用電方案通知，自 4季度開始烏蘭察布地區(qū)鐵合金實行有序電力調整，針對不同容量電爐實施不同電力安排。

 

  陜西：不排除短暫限電。根據(jù)新華社報道，受低溫天氣及“煤改電”等因素影響，預計2020年西安電網(wǎng)將迎來冬季負荷最高峰值，最大負荷達790萬千瓦，同比增長15%。今冬西安供電形勢嚴峻，負荷高峰期間，部分地區(qū)將出現(xiàn)用電緊張情況，不排除在局部地區(qū)短暫實施有序用電。

 

  四川：采取工業(yè)用戶錯避峰。根據(jù)封面新聞報道，12月17日，成都電網(wǎng)負荷達1,437.6萬千瓦，創(chuàng)歷年冬季負荷歷史新高，超過成都電網(wǎng)供電承載能力。今冬明春，成都電力供需形勢偏緊，成都市經(jīng)信局將根據(jù)電力供應缺口情況，實行限電管理，采取工業(yè)用戶錯避峰等措施。

 

  廣西：部分用戶錯峰用電。根據(jù)中國新聞網(wǎng)報道，12月14日，廣西電網(wǎng)最高負荷達2681萬千瓦，創(chuàng)歷史新高。當?shù)夭糠蛛姀S和電力用戶接到限電通知，被要求錯峰用電。目前廣西電力供應高峰時段偏緊，南方電網(wǎng)將繼續(xù)密切跟蹤氣象和負荷增長趨勢，多措并舉挖掘廣西發(fā)電、供電潛力，及時督促各統(tǒng)調電廠加強機組及送電線路維護，科學有序安排廣西電網(wǎng)運行方式，全力保障廣西經(jīng)濟社會生產生活用電需求。

 

  原因剖析：需求超預期旺盛，供給結構性緊張

 

  需求端：經(jīng)濟向好，氣溫轉冷，電力負荷超預期

 

  國內經(jīng)濟向好，出口需求旺盛，電力需求持續(xù)向好。伴隨國內的疫情緩解與經(jīng)濟向好， 國內經(jīng)濟需求整體向好。與此同時，海外疫情形勢近期再度轉差，導致今年以來海外需求大量依賴國內出口而滿足，進一步推升國內經(jīng)濟活動水平。上述因素推動了經(jīng)濟基本面的持續(xù)改善。

 

 

  極端天氣疊加電能替代推動，用電增速進一步提升。根據(jù)美國國家氣象局跟蹤的太平洋海水溫度，今年拉尼娜現(xiàn)象發(fā)生概率較高，冷冬預期不斷強化。進入12月以來，華東、 華中、華南等多地陸續(xù)降溫并正式入冬，對于三產及城鄉(xiāng)居民生活用電料帶來進一步推升。部分省份三產及居民用電占比高，根據(jù)中國能源報報道，湖南的三產及居民合計用電量在高峰月份可達到全社會用電需求的46%，因此當?shù)匦枨蠓骞炔钶^大，進一步提升了當?shù)仉娏ο到y(tǒng)的調峰難度。

 

 

  用電需求增速持續(xù)上行，11月單月用電增速已經(jīng)接近10年歷史高位。在上述因素的綜合影響下，今年以來全社會用電量在擺脫年初疫情期間的低谷之后，單月增速屢創(chuàng)新高。5月以來，除了7月發(fā)生歷史級洪澇災害影響開工之外，其余月份單月全社會用電量增速全部高于 5%。11月，全社會用電量增速高達9.4%，較10月的6.6%進一步抬升2.8個百分點，體現(xiàn)電力需求的加速向好。撇除春節(jié)及年末等不可比口徑之后，9.4%的單月增速是2011年以來歷史第二高的單月最高增速，僅次于2011年的9.91%。

 

 

  供給端：煤電供給側改革導致“軟缺電”

 

  執(zhí)行有序用電方案并非今冬獨有。受持續(xù)強降溫雨雪天氣影響，湖南和江西在2018年1月份就曾下發(fā)有序用電通知。特殊原因如特殊天氣等會帶來極端較高且不穩(wěn)定用電負荷，電源類型單一的省份容易發(fā)生短時缺電。“十三五”期間，我國電力需求快速增長、電力裝機容量不斷擴大，但“整體過剩與尖峰電力短缺并存”的電力結構性矛盾始終沒有得到有效解決，出現(xiàn)了“全年富電量、短時缺電力”的現(xiàn)象，影響了我國電力供應安全。

 

  供給側改革之下，煤電裝機增速連年跑輸電力行業(yè)增速。2017年起，我國執(zhí)行嚴格的煤電裝機去產能、停緩建工作。與此同時，我國風電、光伏等新能源裝機在補貼扶持與平價上網(wǎng)的刺激下維持高速增長。在此影響下，我國煤電裝機增速連年顯著跑輸電力行業(yè)整體裝機增速。

 

 

  煤電占比顯著下降，意味著電力系統(tǒng)冗余度下降。在各類電源中，水電出力存在典型的豐枯年和豐枯季波動；核電基本為帶基荷運行，利用小時數(shù)本已較為飽滿，且核電僅建設于沿海省份；燃氣發(fā)電雖然調峰響應速度最快，但其度電燃料成本約為煤電的2倍，且在冬季往往受制于氣源緊張、需執(zhí)行更高氣價；風電與光伏受制于儲能技術發(fā)展的不完善，日內出力仍存在較大波動及不可控性。相比之下，煤電是唯一能夠較為穩(wěn)定、經(jīng)濟地實現(xiàn)短時大規(guī)模增發(fā)的電源品種，這一優(yōu)勢在冬季尤為明顯。

 

  隨著我國對煤電裝機的供給側改革堅決推進，我國煤電裝機占比與發(fā)電量占比大致每年下降1個百分點。這意味著我國電力系統(tǒng)的整體裝機冗余度與調峰能力逐步下降。

 

 

  水電出力季節(jié)性下滑，冰雪天氣或進一步影響風光出力。進入冬季，由于水電來到傳統(tǒng)的枯水期，出力自然季節(jié)性下滑。部分地區(qū)入冬后出現(xiàn)冰雪天氣，對風電與光伏出力以及輸電線路的穩(wěn)定性或帶來進一步不利影響。

 

  中部省份外來電輸入不足，電網(wǎng)冗余度尤其偏低。對于各省而言，特高壓輸送的外來電是省內機組的重要補充，也是電力系統(tǒng)裝機冗余度的重要來源。對于湖南、江西等中部省份而言，當前外來輸電通道建設普遍不足，導致冬季用電緊張時缺乏后備力量。其中， 湖南的主要外來電通道祁韶直流多年來送電量不達預期，近年來線路利用小時數(shù)不到3,000小時，且祁韶直流的送電基地絕大多數(shù)為風電光伏裝機，基地內常樂火電未能建成， 本身出力穩(wěn)定性即有不足。江西目前沒有重點外來電通道，僅以三峽、葛洲壩、四川等地的零星電量為主，唯有待雅礱江中游的楊房溝投產后，方可經(jīng)由雅中直流將更多電量送入江西。

 

 

  典型樣本省份分析：近期湖南為何缺電嚴重

 

  從湖南省裝機增長情況看，2010年以來，省內電源裝機增長明顯慢于全國平均水平， 預計截至2020年末，湖南省裝機規(guī)模將達到4244萬千瓦，相比2010年增長約40%，而同期全國裝機增長約100%。從電源構成看，新增裝機主要為風光等清潔能源，相比2010年末新增加1254萬千瓦裝機，其中風電新增514 萬千瓦，光伏新增378萬千瓦。

 

  2019年湖南省內發(fā)電量為1551億千瓦時，其中火電為906億千瓦時，水電、風光等清潔能源發(fā)電量在整體發(fā)電量中占比已經(jīng)達到41.5%，可見湖南省對于出力不穩(wěn)、無法及時響應的清潔能源供給依賴度較高。湖南當?shù)囟竟┡枨笸ⅲ夜┡饕蕾囯娏Γ?因此當?shù)氐木用裼媚苄枨笤诙就ⅲM一步加劇當?shù)仉娋W(wǎng)的調峰壓力。根據(jù)國網(wǎng)湖南有限公司舉行的“2020年湖南電力迎峰度冬動員暨防凍融冰視頻會”披露，近期湖南省高峰時段的電力需求負荷已經(jīng)超過3,000萬千瓦，在豐水期該負荷帶來的壓力尚還可控，但是在冬季枯水期，供給對于極端需求響應能力不足的矛盾開始暴露。

 

 

  短期展望：供給增量料有限，冬季限電或繼續(xù)發(fā)酵

 

  預計春節(jié)停工前電力需求仍將持續(xù)旺盛

 

  預計直到春節(jié)停工前，經(jīng)濟仍將維持向好的運行，且海外疫情短期內難以緩解，對我國出口訂單仍將帶來持續(xù)增量；氣溫同樣仍將維持在偏低水平，帶來持續(xù)采暖需求。整體而言，我們預計春節(jié)停工前，電力需求仍將持續(xù)旺盛狀態(tài)。

 

  煤炭供給問題并非限電主因，存量煤機滿發(fā)仍存缺口

 

  電煤供給受限與煤價高企對電企執(zhí)行發(fā)電任務的影響極小。我們認為本輪部分省份的缺電與動力煤各個供給渠道的受限并無直接因果關系。由于電企以國企為主，普遍具備較強的社會責任擔當，因短期月度、周度級別的煤價上漲而影響發(fā)電意愿的概率極低。

 

  浙江電煤庫存充足，證偽“缺煤”猜測。參考本輪限電省份之一的浙江，我們注意到當?shù)貒笳隳芗瘓F的電煤庫存在2020年整體高于往年水平，尤其是在2020年11月底以來的3周自360萬噸大幅上升至400萬噸以上，較往年高出約60萬噸。浙能集團最新的電煤庫存可用天數(shù)超過32天，較2019年同期的25~28天亦有顯著增長。

 

  因此，雖然發(fā)改委等部門近日強調加強煤炭市場的保供力度，但由于本次限電并非因為庫存不足或者煤價太高導致發(fā)電企業(yè)不愿意發(fā)電造成，對于解決限電問題實質影響有限。

 

 

  特高壓外來電調度或為湖南提供有限增量

 

 

  據(jù)國家電網(wǎng)官網(wǎng)報道，湖南省在確保省內機組滿發(fā)情況下，積極協(xié)調上級調度和外省電力，爭取祁韶直流和鄂湘聯(lián)絡線按600萬千瓦穩(wěn)定送入湘；優(yōu)化水電生態(tài)流量管理，安排小水電低谷蓄水、高峰發(fā)電，增強頂峰能力。為了向祁韶直流增送電量，作為送電電源省份的甘肅甚至已經(jīng)在本省推行限電措施。我們認為相關措施將有望幫助湖南省收窄供電缺口，但直到春節(jié)停工前，省內電力供需仍難言平衡。

 

  浙江等省限電形勢或率先改善

 

  考慮到浙江省電煤庫存相對較為充足，且特高壓調度渠道較為豐富，結合“十三五”的收官，我們預計自2021年1月1日起，浙江省的限電形勢有望領先于其余省份得到率先改善。

 

  中期展望：期待存量煤電價值重估

 

  電力緊平衡下，煤電的重要性理應得到重新評估

 

  煤電對保供的基礎作用應得到重視，行業(yè)盈利前景有望改善。我們認為至少在中期內， 煤電對電力保供的基礎性地位仍無可替代，但清潔低碳能源政策意味著煤電裝機提升空間仍將受限。由此，電力持續(xù)緊平衡與市場重視程度提升有望推動行業(yè)存量機組盈利前景改善。存量機組的利用小時數(shù)、市場化交易電價、乃至調峰電價機制均有望邊際改善。

 

  預計2021~2023年煤電利用小時數(shù)分別同比增長5%/1%/1%

 

  預計2021~2023年我國全社會用電量同比增長7%/5%/5%。考慮到國內經(jīng)濟向好， 海外當前疫情下需求缺口主要由中國出口產能填補，后續(xù)疫情恢復后需求將顯著修復進一步利好我國經(jīng)濟，疊加2020 年的年度GDP、電力需求低基數(shù)，我們預計2021~2023年我國全社會用電量或同比增長7%/5%/5%，從而為存量火電機組的出力預留充足空間。

 

 

  預計2021~2023年，我國火電利用小時數(shù)同比增長5%/1%/1%。我們預計到“十四五” 末期，在碳中和2060等清潔能源政策的框架下，我國煤電裝機較“十三五”末期增長不足1.5億千瓦，結合燃機發(fā)電后的火電總裝機達到約13.7億千瓦。在此情景下，考慮2021年的用電需求高增預期，預計2021年我國火電利用小時數(shù)同比增速達到約4.7%，后續(xù)年度火電利用小時數(shù)同比增速維持在1%~1.5%。

 

 

  2021年電力年度長協(xié)交易結果陸續(xù)出爐，普遍體現(xiàn)電力緊平衡態(tài)勢

 

  我們認為，過去幾年以來，各省的電力年度長協(xié)交易普遍較為有效地體現(xiàn)了煤電供給側改革以來的電力緊平衡狀況。例如，在2018年夏季發(fā)生拉閘限電后，廣東省2019年度電力長協(xié)交易的成交電價同比提升了 3分錢/千瓦時。

 

  展望2021 年，伴隨煤電裝機供給側改革的延續(xù)，預計電力局部區(qū)域、局部時段緊平衡仍將成為常態(tài)。在此基礎上，預計市場化交易電價整體有望企穩(wěn)，部分地區(qū)或持續(xù)向好。 觀察已經(jīng)完成2021年度電力長協(xié)交易的省份，我們發(fā)現(xiàn)年度長協(xié)成交電量增速普遍放緩，而成交電價有穩(wěn)有增。其中，安徽省2021年度長協(xié)成交價差僅為4.6元/MWh，同比2020年收窄33.3元/MWh，預計當?shù)匕l(fā)電企業(yè)有望顯著受益于電價上行。

 

 

  預計電力靈活性改造深化，調峰收益有望提升

 

  對于電力系統(tǒng)而言，電力保供與清潔低碳是雙重硬約束，但這兩個約束在當前傳統(tǒng)的電價機制下互相矛盾。因為前者要求增加煤電裝機，而后者希望壓降煤電發(fā)電量。在當前煤電機組絕大多數(shù)收益依賴于與上網(wǎng)電量掛鉤的一部制電價的情況下，壓降煤電發(fā)電量將無疑影響業(yè)主對新增煤電的投資回報率和投資意愿。

 

  調峰電價機制有望成為平衡保供與低碳兩大目標的重要抓手。通過建立調峰電價機制， 新增煤電裝機可以更順暢地經(jīng)由靈活性改造，成為備用調峰機組。煤電機組減發(fā)的電量也可以經(jīng)由兩個細則等機制自優(yōu)先消納機組收取調峰補償收益，從而在不發(fā)電、少發(fā)電的情況下仍然保證基礎的投資回報率。在尖峰時刻，煤電備用機組可以發(fā)揮及時響應的特性， 完成保供任務，并且賺取增量發(fā)電收益。

 

  本輪限電或將加速調峰機制的優(yōu)化推廣。展望后續(xù)年度，隨著新能源裝機與發(fā)電量占比的持續(xù)提升，預計電網(wǎng)的調峰壓力與緊急響應難度將進一步加大，本輪限電即為電力緊平衡的初步體現(xiàn)。為了保障供電安全，預計調峰電價機制有望加強優(yōu)化推廣。對于煤電發(fā)電企業(yè)而言，其機組的后續(xù)回報率預期有望提升。

 

 

  遠期展望：期待儲能與智能電網(wǎng)根本性解決限電問題

 

  智能電網(wǎng)建設與輸電通道互保，有望強化電力系統(tǒng)韌性

 

  由于風能、太陽能等電源的發(fā)電能力由自然資源條件決定，呈現(xiàn)隨機、波動的不可控特點，難以為系統(tǒng)提供穩(wěn)定的電力供應，更無法隨負荷需求大小變化而調節(jié)出力。隨著大規(guī)模清潔能源基地和分布式能源的持續(xù)開發(fā)，高比例清潔能源電力系統(tǒng)逐步形成，系統(tǒng)的凈負荷波動不斷增加，電力系統(tǒng)對調節(jié)能力的需求也隨之增強。引入智能電網(wǎng)及儲能等技術作為新的調節(jié)能力來源至關重要。

 

  國家電網(wǎng)公司已提出智能電網(wǎng)建設規(guī)劃：國家電網(wǎng)提出建設以特高壓電網(wǎng)為骨干網(wǎng)架， 各級電網(wǎng)協(xié)調發(fā)展的堅強網(wǎng)架為基礎，以通信信息平臺為支撐，包含電力系統(tǒng)的發(fā)電、輸電、變電、配電、用電和調度 6 大環(huán)節(jié)，涵蓋所有電壓等級，實現(xiàn)“電力流、信息流、業(yè)務流”的高度一體化融合，具有堅強可靠、經(jīng)濟高效、清潔環(huán)保、透明開放和友好互動內涵的現(xiàn)代電網(wǎng)。目前我國已開展了數(shù)百項 SG 試點項目建設，試點范圍涵蓋了發(fā)電、輸電、 配電、用電、調度 6 大環(huán)節(jié)和通信信息平臺，并根據(jù)技術成熟度和應用情況，陸續(xù)選擇了 SG 調度系統(tǒng)、配電自動化、用電信息采集等 14 類項目進行推廣建設。一大批智能輸配電技術，調度技術已經(jīng)得到廣泛運用。隨著持續(xù)的技術投入，未來我國電網(wǎng)的智能性， 可靠性有望得到不斷提升。

 

  期待儲能技術成熟，將風光機組升格為可調峰電源

 

  儲能同樣在提升電力系統(tǒng)靈活性、經(jīng)濟性和安全性方面發(fā)揮著重要的作用。隨著儲能技術性能和經(jīng)濟性的提高，將廣泛應用于電力系統(tǒng)的各個環(huán)節(jié)，促進能源電力系統(tǒng)清潔化順利轉型。在電力系統(tǒng)電源側、電網(wǎng)側、用戶側的不同場景均可廣泛應用儲能提供調節(jié)能力。電源側，儲能可以平滑新能源出力波動、調頻，提高新能源基地送出、季節(jié)性調峰能力；電網(wǎng)側，儲能可以提高系統(tǒng)穩(wěn)定、提供無功支撐，提供系統(tǒng)備用；用戶側，儲能可以提高電能質量，參與需求側響應。

 

  目前制約儲能技術大規(guī)模推廣的成本問題預計隨著技術發(fā)展將得到逐步解決。根據(jù) BNEF 測算，全球儲能 LCOE(平準化度電成本)已經(jīng)從約 600 美元/MWh 降低至 150 美元/MWh，后續(xù)仍有較大下降空間。目前我國風光+儲能 LCOE 仍略高于火電，預計2021年將實現(xiàn)與火電基本平價，未來隨著水系電池/液流電池等新技術的大規(guī)模推廣，經(jīng)濟性仍將持續(xù)提升。隨著儲能設施的大規(guī)模建設，未來光伏/風電等可再生能源的發(fā)電的穩(wěn)定性將得到有效提升。

 

 

  風險因素

 

  限電階段性影響區(qū)域經(jīng)濟運行，用電需求不達預期；電價超預期下行；電煤價格超預期上行

 

  投資策略：持續(xù)看好龍頭發(fā)電企業(yè)

 

  我們認為本輪限電現(xiàn)象意味著煤電的重要性有望得到重估，煤電不僅僅是碳排強度相對較高的化石電源，也是在儲能技術成熟之前，中期內唯一經(jīng)濟、可靠、響應及時的主力保供電源。電力緊平衡的狀態(tài)始于煤電供給側改革，在后續(xù)解決問題的過程中，煤電的展望將迎來改善。

 

  具體而言，預計中期內存量煤電的利用小時數(shù)持續(xù)提升、電價企穩(wěn)向好、調峰電價機制有望加速優(yōu)化。長期來看，龍頭發(fā)電企業(yè)逐步轉型加碼風光裝機，待儲能技術成熟后有望幫助根本性解決軟缺電問題。

 

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  內容來源：中信證券研究