迎峰度夏期间，电荒可能会加剧并向更多地区蔓延

煤电企业采购现货煤发电并采用市场化电价上网已经接近其盈亏平衡线，火电抢增量市场电的意愿明显受抑制，预计电力供需矛盾短期难以缓解，5月份开始的电荒后续或加剧。广东电力现货市场价格开始明显突破标杆电价给出明确指引信号，即只有高电价才能保障迎峰度夏期间电力供应稳定性。成本稳定且边际成本较低的水电及核电成为电力供需紧张的受益者，推荐长江电力、华能水电、川投能源、国投电力、中国广核（A&H）、中国核电、福能股份等。

较早即限电冲击历史记录，缓解紧张局面依赖供给

用电形势紧张现象近期已经在广东、云南等省份出现，从历史经验看，在迎峰度夏用电高峰尚未到来的5月份局部地区即限电属于罕见现象。国内用电需求或持续高企，预计2021Q2国内用电需求增速或在10.5%水平，有望录得2014年以来历史最高的季度用电增速，高需求环境使得缓解国内用电紧张态势只能依靠发电侧增加电力供给。

燃料涨价影响火电增发意愿，电力紧张局势或加剧

结合代表性龙头电企Q1入炉动力煤价格以及近期动力煤价格趋势，我们预计龙头火电企业的Q2综合入炉标煤单价普遍将接近900元/吨，折算度电燃料成本约0.30元/千瓦时。按现货煤价测算的度电燃料成本已经接近上网电价，现货煤价格高企使得火电企业已经不能通过采购现货煤炭以赚取边际利润，火电企业抢增量电量意愿受到明显抑制。除煤电外，气电机制不畅料导致增发调峰能力受到制约，风光电量规模尚小。综合考虑供需形势，我们认为迎峰度夏期间，电荒可能会加剧并向更多地区蔓延。

现货上涨发出信号，长期电价面临结构性上涨压力

电力现货市场可以视为对供需最为敏感、价格发现极为有效的细分市场，5月中旬广东电力现货价格已经明显突破燃煤基准电价，表明在当前的高煤价和强需求环境下，市场需要接受高上网电价水平以保障迎峰度夏期间电力供应稳定性。即使我们在度过本轮煤价上涨带来的电价压力后，从美国加州地区及德国在新能源装机大幅提升后的电价趋势看，国内中长期电价仍将面临电源结构调整后系统成本上升导致的电价上涨压力。 

优质水电迎价值重估，核电利用小时回升有望

旺盛需求推动云南水电省内市场化电价持续走高，水电铝等模式不断提升需求。度电成本较低的核电企业有充足的电量增发意愿和增发能力，以填补部分用电需求。我们的敏感性分析显示，云南市场交易电价上升0.005元/千瓦时，华能水电2021年归母净利上升2.0%。中广核电力利用小时数每上升100小时，其2021年归母净利润提升2.7%。

风险因素

煤价持续高涨；市场化电价折扣上升；利用小时低迷。

投资策略：寻找供需新形势下的受益者

预计稳定且边际成本较低的水电及核电将受益于供需紧张。我们预计云南等水电大省将出现长周期的市场化交易电价持续上涨，参与市场化交易电量规模较大的水电龙头企业将相应受益于电价回升；核电方面，预计核电公司利用小时将因填补部分需求缺口而不断改善。推荐长江电力、华能水电、川投能源、国投电力等水电龙头，中国广核（A&H）、中国核电等龙头核电，以及福能股份等优质风光运营商。