(报告制片人/作者:民生证券，严家源)
1.1 2021 年市场回顾
截至 11 月 26 日，电力(申万)指数上涨 21.4%，跑赢沪深 300 指数 28.1 个百分点。各 所有子板块都跑赢了沪深 300，其中新能源发电板块大幅领先。各 子板块全部跑赢沪深 300，其中新能源发电板块大幅领先。
1.2 需求侧:疫后复苏与极端天气共振，增速超出预期
2021 年前三季度，中国 GDP 为 82.31 万亿元，按不变价格计算，同比增长 9.8%，高于 超过6%的预期目标。其中，第一产业增加值 5.14 万亿元，增长 7.4%；第二产业增加值； 32.09 万亿元，增长 10.6%；第三产业增加值； 45.08 万亿元，增长 9.5%。分季度看，Q1 同比增长 18.3%， Q2 增长 7.9%，Q3 增长 4.9%。
2021年初，1月份三次全国冷空气工艺对冬季供暖用电需求产生了强烈的刺激作用， 当地春节政策带来了节后快速复工复产的效果，进一步增加了各行业的用电需求。全球 持续肆虐，对国内产品的需求促使相关企业加快生产，促进用电增长超出预期。三季 全国大部分地区都经历过高温天气的考验，其中 7 月亮是历史同期的第二高，9 月为 1961 年以 历史同期最高。1-10 月份，全社会用电量 6.83 万亿千瓦时同比增长 与去年同期相比，12.2% 提高 10.4 百分点，和 2019 年 1-10 与月相比，两年复合增长率达到 7.3%。
对比 2021 年与 2020 年前 10 可以发现，一产业的用电量略有增加，三产业 占比提高 1.0 个百分点，二产和居民的生活比例分别下降 0.2、0.8 考虑 2020 年疫 情绪扰动因素，对比 2021 和 2019 年同期值，一产三产分别提高 0.1、0.7 二产、居民生活分别下降一个百分点 0.7、0.2 个百分点。
1.3 供给侧:来水不足，火电有限，电荒重现
2021 近年来，水持续疲软，导致水电出力短缺；与去年同期相比，核电只增加了两台机组，在 在机组维护等因素的限制下，利用小时进一步改善空间有限；需求持续强劲，供给侧仅依靠煤电 支撑。但能耗双控，煤价飙升，都制约了煤电的出力，电荒再次上演。但能耗双控、煤价飙升，均对煤电的出力形成制约，“电荒”再度上演。民生保供要求 下，限电愈演愈烈，二产三产都让位于民生需求。与去年同期相比，水电发电在总发电中的比例有所下降 2.1 火、核、风、光的百分点 别上升了 0.6、0.1、1.2、0.3 个百分点。
1.4 繁荣:利润快速恶化
前三季度，电力行业 84 在上市公司中，归属于母亲的净利润同比增长 36 家，另有 2 家公 司扭亏为盈；是的 30 归属于母公司的净利润同比下降，其他公司 8 家庭亏损，8 家庭继续亏损。其中第 三季度有 24 其他公司实现归母净利润同比增长 3 家庭扭亏为盈；归属于母亲的净利润同比下降 28 另一家公司 20 家庭亏损，9 家庭继续亏损。
前三季度火电(含热电、生物质发电等)板块 43 在家公司，有 12 家实现 归母净利润同比增长，有 1 家扭亏为盈，同比下降 18 家，另有 8 家庭亏损，4 家持续 损失；水电(含地电等)板块 21 家公司中有 9 归母净利润同比增长，有 1 家扭亏为 盈，同比下降 11 家；新能源(核电、风电、光伏发电)板块 20 在家公司，有 15 家实现 归母净利润同比增长，同比下降 1 家，另有 4 家庭继续亏损。其中，火电板块在第三季度实现 净利润同比增长 4 家，人扭亏为盈 1 家；同比下降 12 家，出现亏损的 19 家、持续 亏损的 7 家；水电板块实现净利润同比增长 7 家，人扭亏为盈 1 家，同比下降 13 家；新能源板块实现净利润同比增长 13 家，人扭亏为盈 1 家，同比下降 3 家，出 现亏损的 1 家，持续亏损 2 家。
前三季度，全行业营业收入、营业成本和归母净利润同比增长 21.8%、增长 36.4%、 下降 25.3%。第三季度，全行业收入、成本和归母净利润同比增长 19.8%、增长 45.6%、下 降 66.8%，对比 3Q19 同期 CAGR 分别为 12.1%、20.9%、-32.0%；毛利率和净利率分别为 12.3%、 4.0%，比 3Q20 分别回落 15.6、12.7 个百分点。
2.1 现行政策最终被完全接受，电价突破上行关口
电力短缺必然会反映在市场化交易制度下的电价变化中。8 月 17 日，水电大省广 西部电力交易中心发布了《广西电力市场风险提示》，称由于省内电力负荷激增，高温、电力 煤炭短缺，电厂发电能力不足，广西进入电力双缺状态，率先宣布缺电 期的到来。8 月 17 日，水电大省广 西部电力交易中心发布了《广西电力市场风险提示》，称由于省内电力负荷激增，高温、电力 煤炭短缺，电厂发电能力不足，广西进入电力双缺状态，率先宣布缺电 期限的到来。全国各地区供需差异较大，部分地区出现了电荒现象 明显。2021 年 1-9 月，全国 31 省(区、市)中
用电量同比增速排名前 5 西藏(22.8%)、湖北(19.2%)、浙江(18.1%)、 江西(17.9%)，青海(17.2%)，排名后 5 内蒙古(2.7%)、吉林(5.2%)、 山东(8.1%)、辽宁(8.8%)、黑龙江(8.9%)。
发电量同比增速排名前 5 广东(22.9%)、重庆(22.7%)、浙江(22.4%)、 排名后，上海(18.3%)、江苏(16.1%) 5 吉林(0.3%)、河南(1.3%)、 青海(1.6%)、四川(1.8%)、河北(1.8%)。
外来电短缺导致广东、浙江、上海、江苏等对外依赖性高、本地用电增长快的国家 沿海发达省份必须挖掘当地机组的潜力，而这些地区的装机结构基本上以火电为绝对主力， 火电也是电力市场化交易的主体。8 月 30 日，广东省 9 月度竞价交易平均价格回归 0 c/千瓦时结束了自我 2016 自年启动以来，一成不变的下浮利润；9 月 26 日，全国电力市场化交 江苏省规模最大大，10 由于发电侧申报价格大于或等于月份竞价交易 428 元/兆瓦时(比较 江苏煤电基准价格/标杆电价上涨 10%），最终没有交易(交易电量为) 0）。
9 月 10 日，山东省发布《关于进一步做好全省 2021 年度电力中长期交易工作通知， 明确参与市场的燃煤发电量，具体上网电价由发电企业、销售公司、电力用户等市场主体通过 基准价格 在上下浮动范围内形成，最高不超过现行燃煤发电基准价格 110% （434.4 元/兆瓦时)，最低不低于现行燃煤发电基准价格 85%（335.7 元/兆瓦时)。
面对夏季的高峰，尤其是 9 月份拉闸限电现象迅速蔓延，愈演愈烈。2021 年 10 月 11 日，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格 〔2021〕1439 号)，规定自己 2021 年 10 月 15 日起，
所有燃煤发电上网电价有序放开：燃煤发电原则上全部进入电力市场，通 市场交易基准价 上网电价在上下浮动范围内形成；现行燃煤发电基准价格继续作为新能源发电等价格形成的挂钩基准。
扩大市场交易电价的浮动范围：燃煤发电市场交易价格的浮动范围从当前浮动 不超过 原则上，下浮不超过10% 原则上，扩大到上下浮动的15%不超过 20%，高耗 企业市场交易电价不会上涨 20%的限制，电力现货价格不受上述限制。
推动工商用户进入市场：取消工商目录销售电价，10 千伏及以上用户应全部使用 部门进入；电网企业代理尚未直接从电力市场购电的用户购电，代理购电价格为主 通过现场集中竞价或竞争性招标形成；参与市场交易，改为电网企业代理 购电用户，根据电网企业代理其他用户的购电价格 1.5 倍执行。
保持居民和农业用电价格稳定：电网企业保障居民和农业用电供应，实施当前目标 录制销售电价政策。
保持居民和农业用电价格稳定：电网企业保障居民和农业用电供应，实施当前目标 录制销售电价政策。
全面推进电力市场建设：进一步放开各类电力发电计划；丰富中长期交易品种 建设快速电力现货市场，加强辅助服务市场，探索建立市场化能力补偿机制。
加强与分时电价政策的衔接：各地要加快实施分时电价政策，建立尖峰电价机制 引导用户用错峰用电，切峰填谷。
避免不合理的行政干预：不得组织专项电力交易，市场交易电价在规定范围内 不得干预合理浮动。
10 月 15 日，山东电力交易中心在深化煤电互联网电价市场化改革后进行了首次交易 电量 110.7 1亿千瓦时，平均成交价格高于基准电价 19.8%；江苏电力交易中心同日开展 10 月 中旬月内上市交易，共交电量 19.98 亿千瓦时，成交均价 468.97 元/兆瓦时，成交价格与基准相比 价上浮了 19.94%。10 月 31 日，广东省月度竞价成交电量 1.4 亿千瓦时，统一清价 0.554 元/千瓦时（较基准价上浮 22.3%2.3% 超低排放电价上涨 19.7%）；11 月 1 日启动的现 货物交易，第一天交易电量 9.39 1亿千瓦时，平均成交价格 0.837 元/千瓦时。
交易电价的波动范围从-15%到 10%扩大到-20% 20%，虽然有实际情况的原因， 但这也反映了决策者对电价上涨突破性变化的宽容。
交易电价的波动范围从-15%到 10%扩大到-20% 20%，虽然有实际情况的原因， 但也反映了决策者对电价上涨突破性变化的宽容。从积极影响来看，煤电市场交易电力 理论上，跨省区水电、核电等与市场交易相关的电价水平有所提高 作用。但从负面影响来看，电价的快速上涨将给下游用户带来严峻的考验，尽管不同用户的负担 能力不同，但最终必然会影响下游用户的用电需求。因此，电价上涨的可能性很大 过程漫长但缓慢，短时间内难以实现阶跃式提升。(报告来源:未来智库)
3.1 水电：等待潮起
3.1.1 来水弱，雨露不均
2021 年 Q1 来水转枯，发电量同比增速下降 0.5%，2019-2021 年同期 CAGR 为-4.7%； Q2 来水延续了 Q1 下降，发电量同比增长 2.2%，两年 CAGR 尽管如此 7、8、9 三个 月降雨量高于常年同期，但北多南少的空间分布导致主要水电流域没有显著改善，因此 Q3 发电量同比下降 1.2%，两年 CAGR 为 5.3%。Q3 板块收入、成本、归属于母亲的净利润同比下降 降 18.8%、24.6%、13.1%的毛利率和净利率同比增加 3.8、2.6 个百分点至 50.2%，38.8%， 这主要是由于一些公司非水电主营业务的干扰。
3.1.2 投产期过半，收获季开始
自 2020 年 6 月 29 日乌东德水电站首批两台机组正式投产起，此轮西南水电投产高峰期已 持续了近一年半。乌东德、白鹤滩、雅龙江中游两河口、杨房沟 四大电站中，
乌东德：2021 年 6 月 16 日，12 台 85 最后一台万千瓦机组投产，电站总装机容量 达到 1020 万千瓦。乌东德、白鹤滩、雅龙江中游两河口、杨房沟 四大电站中，
乌东德：2021 年 6 月 16 日，12 台 85 最后一台万千瓦机组投产，电站总装机容量 达到 1020 万千瓦。
白鹤滩： 2021 年 6 月 28 日，16 台 100 万千瓦机组中的首批两台机组投产发电；11 月 19 日，第 6 台机组投产，成为三峡集团在长
鸿道:鸿道投资研究卓易信息，长亮科技
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