智通财经APP获悉，国泰君安发布研究报告称，当前缺电的底层逻辑是电力系统的脆弱性，体现在能源端(煤炭)、发电侧(煤电机组)、输配电(特高压)三个环节，去年是能耗双控导致的缺煤，今年则是局部地区煤电机组满负荷运行且跨区域调配困难导致的缺电。往后看，电力系统脆弱性的隐患在未来将经受多重挑战，老能源(煤炭、煤电)的景气度在长期将受到持续催化，新能源体系(风光设备、特高压、储能)建设是缓解能耗周期的关键，看好下半年新老能源景气共振。
国泰君安主要观点如下：
高温少雨只是表象，电力系统脆弱性是根源
1)水电退坡、火电高增，但尚未达到去年高点。发电侧来看，受气候影响，新能源出力整体偏弱，其中，水电和风电同比分别2.4%(前值29.0%)和5.7%，带动火电高增，达到5.3%(前值-6.0%)。虽然火电再次承担起发电重任，但相较往年，目前增速尚在合理范围。考虑到8月以来水电的进一步退坡，火电压力进一步加剧是导致部分地区限电的主要原因。
2)本次电力紧平衡是发生在工业用电负增速的背景下。用电侧来看，不同于21年，当下是极端高温天气下的居民用电占主导，同比达到26.8%;在新能源车和数据中心的带动下，三产维持韧性(11.5%);二产用电仍有较大提升空间(-0.1%)。也就是说，在用电大头二产维持负增速的背景下，依然出现了局部缺电的情况，未来即使极端天气褪去，经济回升还会带来电力紧平衡的延续。
电力系统脆弱性体现在多个环节：去年缺煤、今年缺电
1)能源端来看，煤炭的高产量是建立在高产能利用率的基础上，这种强度难以持续且没有大幅改善的空间。2021年的电荒是因为“能耗双控”背景下，煤炭产量不足导致缺煤，但随后政策予以纠偏，保供稳价充分释放闲置产能。但实际上，煤炭产能偏弱的格局依然没有改变，该行看到，年初以来虽然煤炭产量维持高位，但这是基于历史最高的产能利用率，考虑到当前尚处于需求的低点，未来若需求回暖，煤炭供给侧的弹性几乎没有，能源端的供给脆弱性依然存在。
2)发电侧来看，煤电装机的持续退坡导致火电在高峰时段满负荷运行，这是导致本次局部缺电的主要原因之一，未来煤电机组的战略地位凸显。从2016年以来，火电机组投资呈现逐年递减的态势，考虑到新能源出力的不稳定性，这进一步加剧了尖峰时刻电力供给的紧张程度，因此，该行看到近几年每到酷暑和严寒的用电旺季，几乎都出现了局部地区的限电，煤电重要性开始提升，2022年来火电投资增速达到了70.2%，这对未来煤炭需求带来进一步支撑。
3)输配电来看，局部地区的缺电本质上是由于远距离输电体系的不完善，在未来新能源为主的新型电力体系下，特高压建设亟需加码。四川的缺电实际上凸显了新能源的不稳定性，区域过于依赖出力不稳定的新能源，一旦出现气候问题，容错空间就非常低，考虑到当地火电负荷已经开满，因此亟需其他地区的电力输送。但我国的远距离输配电体系还处于建设初期，且当下的输配电能力正处于上一轮特高压建设周期的下行阶段，也就意味着1~2年内，我国远距离输电能力将持续位于低位。
能源“不可能三角“下，电力闯关远未结束。
往后看，极端天气虽不可持续，但电力系统脆弱性的隐患在未来将经受多重挑战：其一，下半年俄罗斯对欧盟天然气断供风险将成为主导全球煤价的关键变量，若下半年全球煤价继续冲高，我国煤炭进口压力将加剧，再次冲击我国脆弱的煤炭供应体系;其二，限于就业，经济不可能永远处于低增速状态，经济修复需要大量的传统能源作为支撑，“能耗周期”将在经济复苏的过程中逐渐回归。因此，老能源(煤炭、煤电)的景气度在长期将受到持续催化，新能源体系(风光设备、特高压、储能)建设是缓解能耗周期的关键，看好下半年新老能源景气共振。
