剖析四川省本轮限电的前因后果-光大证券.pdf-solarbe文库

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敬请参阅最后一页特别声明 -1- 证券研究报告 2022 年 9 月 4 日行业研究剖析四川省本轮限电的前因后果公用事业行业动态公用事业事件四川省从 8 月 15 日起在全省除攀枝花、凉山的 19 个市州对四川电网有序用电方案中的所有工业电力用户（除保安负荷外），实施生产全停、让电于民。从供给侧来看首先，上游来水异常减少导致四川水电捉襟见肘。21 年四川水电发电量达 3531.4亿千瓦时，占全省发电量的 81.6，是四川主要用电来源。今夏四川遭遇大范围极端高温，7 月以来，四川省平均降水量 135.9 毫米，较常年同期偏少 48，导致水电运行装机容量有所降低。其次，四川基荷电源火电装机容量比例较小，无法弥补水电发电缺口。截至 2021 年末，四川火电装机容量为 1825 万千瓦，占比 16.0；2021 年火电发电量 663 亿千瓦时，占比 15.32，远低于全国平均水平，无法大幅弥补水电发电缺口。最后，外送电量“照付不议”挤压本省用电需求。近年来，四川外送电力连年攀升；由于外送电力采用“照付不议”的电力外送原则，进一步挤压本省用电需求空间。根据我们对于四川省电力供需的测算，1）供给端若以今夏 6500 万千瓦的最高负荷（出现于 20220821）为基准，当 8 月省内平均降水量小于 690mm 时，将导致水电运行装机容量下降至 6389 万千瓦平衡点以下，此时将出现电力缺口；2）需求端持续高温下空调等降温负荷猛增，我们预计今夏（截至 2022.08.26）四川最高空调负荷达 2604 万千瓦，占总电力负荷比重超过 40，对应省平均日内最高气温38.29℃（出现在 8 月 16 日与8 月 21 日）。近期四川迎大范围降温降雨天气，8 月 28 日全省空调负荷比最高值减少 1200 万千瓦，下降约 52；随着未来降温降雨的进一步推进，本轮电力紧缺过程有望得到进一步缓解。前事不忘，历次电荒过程的借鉴意义深远。1）2003 年电荒装机容量缺口导致全国大范围高峰时段硬缺电，煤电联动登陆历史舞台；2）2011 年电荒煤价电价机制不顺导致全国大范围缺电，上调电价缓解缺电情况；3）2021 年电荒煤价高企与成本传导困难诱发全国性电荒，回归电价市场化属性提升火电发电意愿。随着新能源上网占比逐渐提升，火电及储能此类保障性可调节能源作用逐渐凸显；另外加强特高压工程建设，也将提升电力在省间的调配能力。投资观点从供给侧看四川省限电主要源于1）水电发电超预期下降；2）火电机组比例较低，调节能力有限；3）四川省水电外送压力。四川未来用电缺口预计将以1）降用电负荷，2）增水电发电节奏展开，短期用电缺口预计将有所缓解。从全国来看，我们认为今年遭遇极端天气，Q3 全社会用电量预期高增，火电起到调节作用并充分受益。建议关注传统电力运营商华能国际、华电国际、长江电力、申能股份、国电电力；新能源运营商粤电力 A、中国核电、节能风电、龙源电力（H）。风险分析权益市场系统性风险；上网电价超预期下行，煤价超预期上涨，用电需求下滑，水电来水不及预期，行业改革进度低于预期等。增持（维持）作者分析师王威执业证书编号S0930517030001 021-52523818 wangwei2016ebscn.com 行业与沪深 300 指数对比图资料来源Wind 相关研报 7月全社会用电量延续高增速，继续看好Q3火电量利双增逻辑公用事业行业周报（20220813）（2022-08-14）成本压力逐渐释放，火电 Q3盈利能力边际改善公用事业行业周报（20220808）（2022-08-08） Q3 延续采购电价上升趋势，利好电力运营商公用事业行业周报（20220731）（ 2022-08-01）要点敬请参阅最后一页特别声明 -2- 证券研究报告公用事业 1、本周专题四川省本轮限电的前因后果 1.1、回顾本轮限电时间长、范围广、程度深四川本轮限电持续时间长，限电期限一再延后。2022 年 8 月 14 日，四川省经信厅和国网四川省电力公司发布关于扩大工业企业让电于民实施范围的紧急通知下称通知。通知指出，从 8 月 15 日起取消主动错避峰需求响应，在全省除攀枝花、凉山的 19 个市州扩大工业企业让电于民实施范围，对四川电网有序用电方案中所有工业电力用户含白名单重点保障企业实施生产全停保安负荷除外，放高温假，让电于民，持续时间为 2022 年 8 月 15 日 0000 至 20 日 2400。8 月 20 日，四川经信厅、国网四川电力公司发布的关于扩大工业企业让电于民实施范围的紧急通知显示，将限电期限延长至 25 日。截至 9 月 1 日，四川本轮限电总时长已达 11 天。表 1 2022.08 四川省限电具体措施措施内容错避峰负荷电价响应供电电压等级在 10 千伏及以上，且单个户号主动错避峰响应能力不低于 200 千瓦的工业用户，在与国网四川电力签订主动错避峰负荷响应协议后，可参与主动错避峰负荷电价响应，并纳入全省主动错避峰负荷资源库管理。尖峰电价增收资金作为资金来源四川电网尖峰电价增收资金作为主动错避峰负荷电价政策的资金来源。而当尖峰电价增收资金使用完后，当年内不再实施主动错避峰负荷电价政策。而若当年资金存在盈余则滚动纳入次年资金来源规模。电价优惠对主动参与的电力用户，四川电网将予以电价优惠。即，用户通过主动错避峰负荷电价响应临时减少的电量执行主动错避峰负荷电价，电价标准为 0.4元/千瓦时。资料来源四川省经信厅，国网四川省电力公司，光大证券研究所本轮限电波及范围广、影响程度深，影响众多企业与相关行业。从地域来看，本轮限电波及全川 19 个市（州），除攀枝花、凉山外的工业企业均进行限电。从受影响企业数量及影响程度来看，截至 9 月 1 日，四川省至少有 18 家上市公司发布相关公告，对本轮限电造成的生产停摆及利润减少情况进行说明。从行业来看，限电令对于工业生产电力消耗较大的行业影响较大，如金属冶炼、化学产品制作、非金属矿物制造、交通运输设备制造、通信计算机等电子设备制造等行业。以受影响较严重的光伏产业为例，四川省作为晶硅光伏产业“重镇”，据 SMM 数据，四川 2021 年工业硅产能占全国的 16.4；而由于四川工业硅生产季节性较强，此次限电影响将降低产能占比。从 2022 年 7 月生产情况来看，全国工业硅产量 31.89万吨，四川工业硅产量 6.56 万吨，7 月四川工业硅产量占比为 20.57。截至 2022 年 8 月，四川工业硅有效产能 79.8 万吨，除凉山与攀枝花外有效工业硅产能 66 万吨，按照 7 月四川工业硅 79.76的开工率计算，停工 11 天将直接减少工业硅产量 16086 吨。表 2 部分公司针对四川省本轮限电发布公告公司行业影响润尔科技农药生产受电力供应紧张影响，农药生产企业国光股份全资子公司润尔科技将于 8 月 15日0 时至 8 月20日24时临时停产。中孚实业铝业子公司广元林丰和参股子公司广元中孚部分产能需于8 月14日起停产一周。预计将影响上述两家子公司电解铝产量合计减少 1.29 万吨，对应减少净利润约 0.78 亿元。泸天化新农化其泸州纳溪区生产装置将于8月 15 日-20 日停产，预计减少尿素产量 3.5 万吨、甲醇1万吨。预计归属于上市公司股东的净利润减少约0.3 亿元。浩物股份整车销售全资子公司内江金鸿曲轴有限公司受酷暑极端天气导致的电力紧张影响，自 8月 15 日 0000至 20 日 2400 生产线全线临时停产。四川美丰化肥分子公司受供电影响临时停产，本次临时停产预计将影响尿素产量约1.5万吨、复合肥产量约0.6 万吨。川恒股份磷矿位于四川省什邡市的全资子公司川恒生态科技有限公司接到有关部门让电于民政策要求，于8月 15 日至 8月 20 日期间将临时停产。天原股份氯碱四川境内子公司部分产能按照要求于2022年8月15日至 8月20日24时临时停产一周。宏达股份有色、磷化工公司本部有色生产基地和磷化工生产基地位于四川省德阳市什邡市、控股子公司四川绵竹川润化工有限公司位于四川省德阳市绵竹市于 8 月 15 日起临时停仅供内部参考，请勿外传敬请参阅最后一页特别声明 -3- 证券研究报告公用事业产，预计停产时间至 8 月 20 日 2400以相关部门通知为准。本次临时停产预计将减少锌合金产量约 0.1 万吨、磷化工产品产量约 0.4 万吨、合成氨产量 0.2 万吨。天奥电子工业除在天奥产业园的生产线临时停产外，公司处于正常生产状态。万讯自控电子除位于成都市的全资子公司成都安可信电子股份有限公司、全资孙公司成都特恩达燃气设备有限公司的部分产线外，公司其他生产基地西斯特控制设备天津有限公司、深圳万讯自控股份有限公司江阴分公司处于正常生产状态。四川双马建材近期临时限电停产短期内不会对公司的生产经营造成重大不利影响。公司将通过调整检修计划的方式，积极做好复产准备，减少对公司的影响。国电南自特高压企业在用电方面受到一定的额度限制，但只是暂时性的安排，并且目前可以保证正常生产所需。通威股份硅料于 14 日接到生产限电通知，限电对其的硅料和电池片产量会造成一定影响。目前完全恢复的时间尚不能确定，由有关部门根据用电实际情况作出安排。晶科能源硅片面临高温限电，行业整体产能都受到短期影响，预期降温后将有所缓解。目前晶科能源正积极协调其他基地的产能并积极申请用电保障，以最小化影响。协鑫科技光伏硅片旗下乐山颗粒硅项目近日接到生产限电的通知，企业将积极配合地方政府相关政策指令，已于8月 15 日开启保安负荷运行。雅化集团锂电产业已经收到通知，但生产经营暂时没有受到重大影响。四川电炉钢厂电炉钢 11 家电炉钢铁企业已经开始全部停产，川内短流程钢厂基本停产，长流程钢厂亦错峰生产，停产比例达 71。此次用电安排方案预计对川内钢厂生产影响时间为一周左右，预计影响总产量 21万吨。富士康电子成都富士康从 15 日至 20 日限电，仅保留 20保安负载，全厂生产停止。富士康方面称，目前对其运营影响不大。资料来源各公司公告，财联社，富宝废钢网，光大证券研究所 1.2、供给侧上游来水偏少叠加外送压力，水电大省陷电力缺口 1.2.1、水电捉襟见肘，火电装机有限首先，上游来水异常减少导致四川水电捉襟见肘。2021 年四川水电发电量达 3531.4 亿千瓦时，占全省发电量的 81.6，是四川主要用电来源。今夏四川遭遇大范围极端高温，7 月以来，四川省平均降水量 135.9 毫米，较常年同期偏少 48，导致主要江河来水量较常年同期偏少 20-50，因而省内水电发电能力不断降低。图 1 四川省水电发电量及其同比增速（亿千瓦时，）2021.08-2022.07 资料来源国家统计局，光大证券研究所备注202201-202202 数据未披露其次，四川基荷电源火电装机容量比例较小，满发状态下仍无法弥补水电发电缺口。截至 2021 年末，四川火电装机容量为 1825 万千瓦，占总电力装机比重为 16.0； 2021 年火电发电量 663 亿千瓦时，占比 15.32，远低于全国平均水平；四川省高度依赖水电发电，今年面临降水大幅降低情况，整体电力调整能力较弱。今年7-8 月，省内火电发电量分别为 42、74 亿千瓦时，同比分别增加 20.0、47.3，但在总发电量中的占比仅分别为 8.8、13.3，无法大幅弥补水电发电缺口。国网四川省电力公司表示，8 月 22日，川内 67 座火力发电厂出力 1275 万千瓦，仅占当日全川电网最大负荷的约 25，火电弥补的用电负荷有限。仅供内部参考，请勿外传敬请参阅最后一页特别声明 -4- 证券研究报告公用事业图 22021 年四川装机容量及其构成（万千瓦，）图 3 2021 年四川发电量及其构成（亿千瓦时，）资料来源国家统计局，光大证券研究所资料来源国家统计局，光大证券研究所图 4 四川省火电发电量占比及其同比增速（）202108-202207 资料来源国家统计局，光大证券研究所备注202201-202202 数据未披露我们通过线性回归模型与敏感性分析测算发现，当水电运行装机容量下降超 30时，将出现电力缺口。首先，我们选取 2002 年至 2021 年近20 年的四川部分气象站降水量与全省水电发电量逐月数据，在进行回归分析并加以检验之后，得到四川省水电发电量与平均降水量的线性关系。其次，我们针对四川省 8 月降水量，分别在 100-700mm 的范围内展开敏感性分析，通过线性模型得到水电发电量预测值，在假设 15的备用条件下，得到 8 月四川省水电最高运行装机容量 7565 万千瓦。此外，我们假设火电、风电、光伏等非水装机容量在 15的备用条件外均为满运行状态，对应可用非水装机容量规模 2111.40 万千瓦。根据我们的测算，若以今夏 6500 万千瓦的最高负荷（出现于 2022.08.21）为基准，并考虑 2000 万千瓦的外送水电装机，则当8 月省内平均降水量小于 690mm 时，将导致水电运行装机容量下降至 6389 万千瓦平衡点以下，此时出现电力缺口。当降水量分别为 100mm、200mm、300mm、 400mm、500mm、600mm时，电力缺口将分别为 4,366、3,627、2,888、2,149 、 1,410、678 万千瓦，缺口与最高负荷比值分别为 67.2、55.8、44.4、33.1、 21.7、10.4。降水量达 690mm 时不出现电力缺口，此时对应水电运行装机容量 6389 万千万，对应总水电装机容量 70左右；因此当水电运行装机容量下降超 30 时，将出现电力缺口。仅供内部参考，请勿外传敬请参阅最后一页特别声明 -5- 证券研究报告公用事业图 5四川省水电发电量与平均降水量的拟合过程（亿千瓦时，毫米）资料来源国家统计局，光大证券研究所测算备注1）数据选取时段 200204-202104，为月度数据；2）省平均降水量由 10 个气象站（马尔、甘孜、马尔、松潘、理塘、九龙、宜宾、西昌、万源、高坪）20-20 时监测数据平均而得。表 3关于降水量与水电出力装机容量的敏感性分析平均月降水量（毫米） 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 拟合水电发电量（亿千瓦时） 119.0 145.6 172.2 198.8 225.4 252.0 278.6 305.3 331.9 358.5 385.1 411.7 438.3 464.9 对应水电出力装机容量（万千瓦） 1,652.4 2,022.0 2,391.6 2,761.2 3,130.8 3,500.4 3,870.0 4,239.6 4,609.2 4,978.8 5,348.4 5,710.1 6,070.8 6,430.4 要求外送负荷（万千瓦） 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 实际外送负荷（万千瓦） 1,652.4 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 水电机组省内出力装机容量（万千瓦） 0.0 22.0 391.6 761.2 1,130.8 1,500.4 1,870.0 2,239.6 2,609.2 2,978.8 3,348.4 3,710.1 4,070.8 4,430.4 非水出力装机容量（万千瓦） 2111.4 2111.4 2111.4 2111.4 2111.4 2111.4 2111.4 2111.4 2111.4 2111.4 2111.4 2111.4 2111.4 2111.4 省内出力总装机容量（万千瓦） 2,111.4 2,133.4 2,503.0 2,872.6 3,242.2 3,611.8 3,981.4 4,351.0 4,720.6 5,090.2 5,459.8 5,821.5 6,182.2 6,541.8 水电出力装机占比 0.0 1.0 15.6 26.5 34.9 41.5 47.0 51.5 55.3 58.5 61.3 63.7 65.8 67.7 截至 220901最高电力负荷（万千瓦） 6,500 6,500 6,500 6,500 6,500 6,500 6,500 6,500 6,500 6,500 6,500 6,500 6,500 6,500 电力缺口（万千瓦） 4,388.6 4,366.6 3,997.0 3,627.4 3,257.8 2,888.2 2,518.6 2,149.0 1,779.4 1,409.8 1,040.2 678.5 317.8 0.0 电力缺口占最高电力负荷比重（） 67.5 67.2 61.5 55.8 50.1 44.4 38.7 33.1 27.4 21.7 16.0 10.4 4.9 0.0 资料来源四川省人民政府，光大证券研究所测算备注电力缺口6500-（水电机组省内出力装机容量非水出力装机容量），水电机组省内出力装机容量对应水电出力装机容量-2000（当水电机组省内出力装机容量小于 0 时，取值为 0） 1.2.2、外送电力连年增长，挤压本省用电空间四川外送电量连年增长，已连续五年超 1300 亿千瓦时。四川是全国重要的优质清洁能源富集地，实施西电东送以来已累计外送水电逾 10000 亿千瓦时。截至 2021 年底，四川水电外送电量连续五年超过 1300 亿千瓦时，占本省水电发电量的约 1/3 。 2022 年上半年，四川外送电量为 700 亿千瓦时，同比大幅增加 66，占当年发电量比重达 33.81；2022 年 7 月，国网四川电力售电量为 290.87 亿千瓦时，同比增长 19.79。仅供内部参考，请勿外传敬请参阅最后一页特别声明 -6- 证券研究报告公用事业图 62015-2022H1 四川省外送电量情况（亿千瓦时，）资料来源四川省人民政府，光大证券研究所四川拥有五大直流外送通道，外送能力全国第一。常年来看，四川电力供应较为充裕，是“西电东送”的重要送出端。截至 2022 年 8 月，四川省已形成“五直八交”外送通道；其中，五大直流工程分别为向家坝上海±800 千伏特高压直流、溪洛渡浙江±800 千伏特高压直流、锦屏苏南±800 千伏特高压直流、白鹤滩浙江±800 千伏特高压直流、雅中江西±800 千伏特高压直流，累计线网长度达 9429 千米，可向重庆、湖南、江西、江苏、浙江、上海等地区送电。四川省外送能力达到 3760 万千瓦，规模居全国第一。图 7截至 2021 年川电外送特高压直流工程分布示意资料来源北极星售电网，光大证券研究所整理表 4截至 2021 年川电外送特高压直流工程情况特高压工程起经止路线核准时间开工时间投运时间投资总额（亿元）长度（千米）额定输送容量（万千瓦）向家坝上海±800 千伏特高压直流起于四川宜宾复龙换流站,止于上海奉贤换流站。途经四川、重庆、湖北、湖南、安徽、浙江、江苏、上海 2007.04 2008.12 2010.07 232.74 1907 640 溪洛渡浙江±800 千伏特高压直流起于宜宾双龙换流站,止于浙江金华换流站。途经四川、贵州、江西、湖南、浙江 2012.07 2014.07 238.55 1680 800 锦屏苏南±800千伏特高压直流起于四川西昌市裕隆乡锦屏换流站、止于江苏省苏州市苏州换流站。途经四川、云南、重庆、湖南、湖北、安徽、浙江、江苏 2008.11 2009.01 2012.12 220 2059 720 白鹤滩浙江±800 千伏特高压直流起于四川省宁南县,止于江苏省常熟市,新建白鹤滩、虞城 2 座换流站，途经四川、重庆、湖北、安徽、江苏 2020.11 2020.12 2022.07 307 2087 800 雅中江西±800千伏特高压直流起于四川省凉山州雅著江换流站,止于江西省抚州市的鄱阳湖换流站途经四川、云南、贵州、湖南和江西 2019.09 2021.06 244 1696 800 资料来源北极星售电网，光大证券研究所整理仅供内部参考，请勿外传敬请参阅最后一页特别声明 -7- 证券研究报告公用事业外送电量由国家统筹调配，外送电量“照付不议”挤压本省用电需求空间。一方面，四川省内向家坝、洛溪渡、锦屏等梯级大型水电站，均由国家统筹安排开发和消纳，其电量需要在全国范围内统筹分配，省内省外有固定的分配比例；另一方面，外送电力以年度长协为主，且采用“照付不议”的电力外送原则,进一步挤压本省用电需求空间。电力入川通道满载运行，外省支援四川用电能力有限。在面临巨大电力缺口的情况下，四川除可与外送电力接收方商议大幅削减电力外送计划、增大水电留川规模之外，还可以争取省外电力紧急支援。限电开启后，国家电网通过德宝直流（500 千伏德阳宝鸡直流输电工程）、川渝联网等 8 条输电通道持续向四川送电，日送电量达到 1.32 亿千瓦时；与此同时，从北京、江苏、浙江等 13 个省市调集的 50台应急中压发电车也已全部抵达成都，可在用电高峰期发挥临时电源保障作用，共计能提供 55400 千瓦用电容量。按照普通空调 1.5 匹，制冷功率 1.18 千瓦计算，可供近 47000 台空调同时运转。但是，电力入川通道已达满载运行，而截至 8 月 6 日四川最大日用电量达10.9 亿千瓦时，跨区跨省电力支援杯水车薪，无法较大规模缓解四川本轮缺电、限电情况。 1.3、需求侧今夏异常高温持续，用电需求负荷创新高 1.3.1、环球同此凉热，气候变暖致极端高温聚焦四川，今夏川内多地密集出现大范围、长时间的极端高温干旱天气，助推省内用电负荷攀高。2022 年 6 月以来，四川省先后出现 2 段区域强高温过程，分别为 7 月 4 日-16 日和 7 月 28 日-8 月 22 日。据四川省气候中心监测评估，今年从 7 月 28日至今高温事件综合强度为 1961 年有完整气象观测记录以来最强；7 月 4 日-16 日高温事件综合强度也位列历史第三。具体来看，平均气温方面，6 月以来（截至 8 月 24 日），全省平均气温较常年同期显著偏高2.3℃，为1961 年以来历史同期最高；降水方面，全省平均降水较常年同期显著偏少 43，纵向来看为 1961 年以来历史同期最少，横向而言也是全国范围内旱情最为严重的省份之一。受持续高温及干旱影响，降温、增湿等用电负荷需求急速上升，截至 9 月 1 日，省用电需求最高负荷已跃升至 6500 万千瓦（出现于 8 月 21 日），同比增长 25。图 8四川全省平均日最高气温（℃），2021.08.26-2022.08.26 图 92022 年 8月 18 日四川地区气象干旱监测图资料来源四川省气象局，光大证券研究所资料来源中央气象台，光大证券研究所仅供内部参考，请勿外传敬请参阅最后一页特别声明 -8- 证券研究报告公用事业图 10截至 2022 年8 月四川装机容量及最高用电负荷（万千瓦）资料来源国家统计局，光大证券研究所备注截至 2022 年 9 月 1 日，四川电网最高用电负荷达 6500 万千瓦放眼全国，本轮高温过程波及多省，助推多地用电负荷创历史新高。根据国家气候中心近日监测评估，从今年6 月13日开始至今的区域性高温事件综合强度已达到 1961 年有完整气象观测记录以来最强。夏季以来（6 月 1 日至8 月 15 日），全国平均高温日数 12.0 天，较常年同期偏多 5.1 天，为 1961 年有完整气象观测记录以来历史同期最多；全国共 914 个国家气象站日最高气温达到极端高温事件标准，占全国总站数 37.7；全国范围内有 262 个国家气象站日最高气温持平或突破历史极值，占全国总站数的 10.81。由于全国范围的极端高温干旱，多地最高用电负荷创历史新高，电网承压情况显著。浙江、广东、江苏等省份情况尤为突出，三地最高用电负荷均超 10000 万千瓦，分别为 10190、10896、12040 万千瓦，同比分别增长 1.6、4.9、 4.6。图 11全国高温日数（35℃）分布（天），2022.06.01-2022.08.15 图 12全国近 30 天降水距平百分率（），2022.07.28-2022.08.27 资料来源中央气象台，光大证券研究所资料来源中央气象台，光大证券研究所穷源溯流，三大因素导致本轮高温，全球变暖持续加速。首先是大气环流异常的影响。今年夏天，受北极圈附近陆海海面异常、青藏高原异常超速融雪等一系列极端气候因子影响，大气环流系统表现出一致性的暖性高压环流系统控制，西太平洋副热带高压带、大西洋副热带高压带和伊朗高压均阶段性增强，形成罕见的大范围、整体性的环球暖高压带；由于高压带盛行下沉气流，降水时间少，日照时间长，因而环球高压带导致各地气温大幅攀升。其次是跨越 3 年的拉尼娜气候事件对大气环流异常“推波仅供内部参考，请勿外传敬请参阅最后一页特别声明 -9- 证券研究报告公用事业助澜”。今年春季以来，赤道东太平洋拉尼娜事件非但没有减弱，反而在加强，海洋尼诺指数连续 3 个月打破历史同期记录；2022 年 08 月 11 日 00 时厄尔尼诺指数为 -0.626，进入峰值。同时，叠加印度洋海温异常，共同推动副热带高压持续增强。最后是全球气候变暖的增暖放大与调制作用。根据中国气象局分析，全球气温每上升 1 摄氏度，大气水汽会增加约 7，使得极端降水概率增加。过去 50年一遇的高温热浪会成为 10年一遇的事件，发生频率更为频繁。事实上，全球气候系统的不稳定已经在加剧，极端天气气候事件频发、广发、强发和并发仍将持续，未来夏季高温情况恐将持续，各地用电负荷预再创新高，未来电力紧平衡预计仍将持续。图 13今夏北半球四大高压系统罕见联通，形成环球暖高压带图 14今夏拉尼娜出现史无前例的异常发展资料来源中央气象台，光大证券研究所资料来源吉林大学地球探测科学与技术学院，光大证券研究所备注拉尼娜事件指的是太平洋中东部海水异常变冷的情况，使得热带纬圈环流加强，引发纬圈次级环流的齿轮效应 1.3.2、空调负荷猛增导致总电力负荷持续攀高持续高温下空调等降温负荷猛增，我们预计今夏四川最高空调负荷达 2604 万千瓦，占总电力负荷比重超过 40。2021 年 8 月 6 日，四川电网最高用电负荷达 5192 万千瓦，彼时，四川省内空调负荷近 1800 万千瓦，约占全川用电负荷三分之一。根据科技资讯一文对于气温与空调负荷相关性的研究，夏季气温与空调负荷呈正相关关系，空调负荷随气温的上升而上升，可根据两者特定的数学模型，通过气温情况推算得空调负荷情况。根据 2021 年 8 月 26 日气温及空调负荷数据及四川省今夏气温变化，我们预测四川省今夏（截至 2022.08.26）空调最高负荷约 2604 万千瓦（根据气温与空调负荷关系曲线得），对应省平均日内最高气温 38.29℃（省平均日最高气温由宜宾、自贡、攀枝花、泸州、德阳、绵阳、广元、遂宁、内江、乐山、南充、眉山、广安、达州、雅安、巴中、资阳、阿坝、甘孜、凉山、成都平均而得，出现于 8 月 16 日与 8 月 21 日）。根据中央气象台报道，8 月 26 日起，四川将迎大范围降温，省内日最高气温有望降低至30℃以下；根据国家能源局分析，随着近期气温降低，四川空调负荷明显回落，8 月 28 日空调负荷比今夏最高值减少 1200 万千瓦，下降约 52。根据四川省气象局预测，未来 7 天内（8 月 31日9 月 6 日）省平均最高气温有望下降至 26℃以下，全省将迎大范围降水天气；根据空调负荷与气温的拟合关系，我们认为，随着降温降雨的持续推进，省内空调负荷有望下降至 900 万千瓦以下，相较今夏最高值 2604 万千瓦（出现于 8 月 16 日）下滑 65，相较 8 月 28 日值1404 万千瓦继续下滑约 36；总电力负荷有望下降至 3000 万千瓦以下，电力负荷需求高位情况有望得到缓解,本轮电力紧缺有望缓解。仅供内部参考，请勿外传敬请参阅最后一页特别声明 -10- 证券研究报告公用事业图 15四川省日内最高空调负荷与最高总电力负荷（万千瓦），2022.05.06-2022.08.26 资料来源天气网，四川省发改委，光大证券研究所测算备注1）电力装机容量运维及备用负荷比例为 15；2）仅考虑降温空调负荷，因此仅讨论平均日最高气温26℃时的负荷情况 1.4、前事不忘，历次电荒过程的借鉴意义深远 1.4.1、2003 年电荒装机容量缺口导致全国大范围高峰时段硬缺电 2003-2004 年的电荒主要源于大幅电力缺口导致的硬缺电。世纪之交，1999 年金融危机导致经济承压，虽通过一系列财政货币手段使经济软着陆，但我国电力需求增速亦由 90 年代高点的 11左右（1993、1994 年）下降至 1998 年的 2.1。由于我国上世纪 90 年代发电装机容量增速始终维持在 7-10之间，在电力需求低迷的背景下，机组发电小时数从 1995 年开始下降，直至 1999 年出现历史最低点。这一时期的电力过剩直接导致电厂建设放缓，发电装机容量增速连年下降，由“八五”时期的 12.1％降到“九五”的 10.4％，直至2002 年降至 5。电力不仅不再先行，甚至落后于 GDP 的增长幅度。而建设速度放慢的同时，需求却不断上升。2003 年，随着经济再次提振，我国重化工业迅猛增长，从 2000 年到 2002 年，电力需求增速平均 10％左右，高于同期发电装机容量增长速度约 4.3 个百分点；而到 2003 年，需求增幅高于发电装机容量增幅已经超过 7 个百分点，用电缺口愈拉愈大，由此引发全国大范围的高峰时段拉闸限电。2003 年 7-8 月份，全国各地区累计拉闸限电超过 14 万条次，累计限电量 19 亿千瓦时，电网最大日拉限电负荷之和超过 4000 万千瓦。2004 年全国缺电形势更加严峻，电力缺口进一步增大，夏季拉限电省份增加至 24个；全年国家电网经营区域累计拉闸限电 123.85 万条次, 累计限电量 388.33 亿千瓦时，对我国经济社会发展造成了较大影响。煤电联动登陆历史舞台。第一次煤电联动在 2005 年的 5 月,当时电价上调了 2.52 分/ 千瓦时。而随后 2005 年 11 月份虽然再次满足了联动条件,但却并未有所动作。时隔一年之后，第二轮煤电价格联动终于在 5 月 1 日开始实施。按照国家发改委 5 月 1 日公布的煤电价格联动实施方案，全国销售电价从 5 月 1 日起平均每度提高 2.52 分钱，旨在解决 2004 年 6 月以来煤炭价格上涨、部分电厂经营亏损以及取消超发电价等对电价的影响，这也超出了此前业界预测的每度涨 1 分或者 1.6分的提价幅度。2008 年又连续实施了第 3 次和第 4 次煤电价格联动。仅供内部参考，请勿外传敬请参阅最后一页特别声明 -11- 证券研究报告公用事业 1.4.2、2011 年电荒“煤价电价”机制不顺导致全国大范围缺电本轮电荒集中在华东、华中地区，主要源于“煤价电价”机制未理顺以及电力结构导致的供需错配。2011 年 4-5 月及 9-10 月，我国多个地区出现缺电状况。继华东在一季度出现明显电力供应缺口后，华中在二季度干旱气候影响水电出力的情况下亦进入电力供应紧张状态。整体来看，此轮电荒主要源于煤价高企、电价机制未理顺及电力结构造成的供需错配。从“煤价电价”机制来看，一方面，市场化的煤价持续走高，秦皇岛 5500 大卡煤炭价格由 2008-12-15的 510 元/吨上涨至 2011-7-4 的高值 853 元/吨，涨幅超过 40，使得火电企业的发电成本上升；另一方面，由政府管制的上网电价却不变，火电企业越发电越亏损，生产积极性受到打击；一些地方出现火电企业缺煤停机或以检修为名停机的现象，多数火电大省的生产能力并没有得到充分发挥。2010 年度电力监管报告也透露，从 2008 年开始，全国五大发电集团华能、大唐、华电、国电、中电投火电连续 3 年累计亏损分别都在 85 亿元以上，合计亏损达 600 多亿元。因为火电业务的亏损，部分省区出现一半以上的火电产能因为亏损“停机检修”情况。中电联合数据显示，2011 年 1〜5 月，五大发电集团火电业务亏损 121.6 亿元，同比增亏 78.6 亿元；其中 5 月份五大集团火电仍然亏损 16.9 亿元。从电力结构导致的供需错配来看，我国能源资源集中在西部，而用电需求集中在东部，呈现逆向分布的特点，结构性矛盾尤其突出表现在1）新增发电装机容量的区域分布不平衡，用电需求大的东中部地区新增发电装机容量较少；2）电源和电网建设不同步，尤其是电网建设滞后使得西部的电不能充分送到东中部；3）跨区域输电能力不足，造成“东部缺电，西部窝电”。2011 年夏季，东北、西北电网电力富余 2700 万千瓦，但由于跨区电网建设滞后，输电通道不足，无法送到缺电达 3000 万千瓦的华北、华东和华中地区，造成东部地区大规模缺电。表 52011 年全国各省区市电力供需状况统计地区电力余缺实际最大电力余缺额（万千瓦）最高用电负荷（万千瓦）最大缺口/最高负荷（万千瓦）采取的主要措施华北缺外购电量1005.80亿千瓦时北京平衡外购电量594.45 亿千瓦时天津平衡错峰限电26万千瓦河北缺 193 1,990 9.70 错避峰山西缺 440 2,608 16.90 错避峰蒙西余 680 跨省交易山东缺 343 4,311 8.00 错避峰东北余 600-1500 外送辽宁余 200-500 外送吉林余 100-250 外送黑龙江余超 400 外送蒙东余 200-700 外送西北紧平衡负荷控制，限电负荷最大达507 万千瓦陕西甘肃紧平衡跨区跨送电，与青海开展风电、水电互济青海宁夏新疆华东缺接收外来电力上海缺 30 1,811 1.70 错避峰江苏缺 720 5,815 12.40 错避峰浙江缺 535 3,548 15.10 错避峰安徽缺 204 1,903 10.70 错避峰福建余电力外送华中缺江西缺 224 1,207 18.60 错避峰河南缺 399 3,981 10.00 错避峰仅供内部参考，请勿外传敬请参阅最后一页特别声明 -12- 证券研