6月15日，国家能源局在华东区域举办跨省区大面积停电事件应急演练，是迄今为止针对电力突发公共事件开展的规模最大、范围最广、针对性最强的一次联合应急演练。
　　高温气浪来袭，用电负荷再创新高。6月份以来，我国多地开启持续高温天气，多省用电负荷再创新高。6月份以来江苏电网日均用电负荷持续保持在1亿千瓦左右，同比同时段高近1000万千瓦。近期国网最大用电负荷已达8.6亿千瓦，同比增加7.77%，5月31日，南方最高用电负荷已经接近历史新高，同比去年5月最高用电负荷增加18%。根据中电联表示，近年来气温对用电的影响越来越突出，夏季降温及冬季取暖负荷占比越来越大，部分省份夏季降温负荷占最高用电负荷比重达40%~50%，甚至超过50%。然而据中国气象局官网发布的中国气象局首席专家专访表示，厄尔尼诺现象已经出现，对气温的影响可能在2023年最为明显，2023年或2024年极有可能创造全球新的最暖纪录。更暖的气候记录或也意味着夏季的更高气温及更高的用电负荷，根据国家能源局预测，2023年仅华东电网最高用电负荷预计将达到39725万千瓦，同比将增长8.87%，全国最大电力负荷可能超过13.6亿千瓦，同比去年增长超7000万千瓦，中电联预测若出现长时段大范围极端气候，全国最高用电负荷可能比2022年增加1亿千瓦左右。正如我们在《从AI受限能源讲起，电力弹性系数何来？》中测算，在仅考虑6%的用电负荷增速的情况下，我国新增装机已经大概率无法满足负荷的增长，那么在厄尔尼诺现象的催化下，若全国用电负荷如华东电网一样维持高速增长甚至更高增长，那么我国电力供需缺口将继续扩大。
　　电煤库存充裕，市场化或成紧张供需应对关键。我们早在《限电洞察：缺煤还是缺电？》中已经明确阐述，电力供需的紧缺并非电煤的紧张，煤炭供给的充裕并不能扭转电力供需紧张的局面，电力系统中稳定电源结构性短缺系2020年末以来持续“缺电”的核心所在。实际上国家发改委6月16日披露，当前我国统调电厂存煤已经达到1.87亿吨，再创历史新高，电煤供给的充裕赋予了在迎峰度夏期间电企在燃料采购中更强的话语权。而且再创新高的用电需求也将会对电价以及火电出力形成有利的支撑，火电业绩改善的逻辑将会得到更加充分的演绎。此外，紧张的电力供需关系或将是新一轮市场化推进的重要催化剂，近期频繁颁布的电力行业的变革文件已经表明政策层面意识到市场化将是应对趋紧的电力供需治本举措：电能量市场的精细化交易或将是未来中长期及现货市场改革的重要方向，现货市场作为最为有效反映及调节实时供需关系的市场，有望在全国范围内快速扩容；此外长期以来被忽视但对电力系统稳定起着重要作用的充裕性及灵活性价值有望在新一轮市场化推进中得到重视，充裕性的承载主体容量市场及灵活性承载主体辅助服务市场均有望迎来破局。火电作为市场核心参与方有望在市场化推进的过程中深度受益。
　　投资建议：“碳中和”时代号召和电力市场化改革将贯穿整个“十四五”期间，我们认为电力运营商的内在价值将全面重估。电力价格形成机制的改革和完善，有望催化火电经营边际改善，推荐关注优质转型火电华能国际、华电国际、华润电力、中国电力、宝新能源、粤电力A和福能股份；水电板块推荐拥有明确成长空间的长江电力和供需改善的华能水电；新能源装机快速成长，同时绿电价值日益凸显之下，推荐中国核电、三峡能源和龙源电力；电网板块推荐三峡集团入主后有望开拓综合能源服务的配售电先锋三峡水利。
　　风险提示
　　1、电力供需及政策存在恶化风险；
　　2、煤炭价格出现非季节性风险。