有序用电、四川工业用电全停等事件反映出全国电力供需格局日趋紧张，局部地区硬缺口出现恶化倾向。当前是我国未来10年电力供需偏紧格局的起点，从历史维度来看，我国电力供需整体呈现以10年为周期的钟摆走势（90-00年宽松、01-10年紧张、11-20年宽松，21-30年预计偏紧），除正常的投资周期和经济周期外，新一轮供需偏紧受一个黑天鹅（2019年之前电力行业未预料到碳中和带来全社会用电需求增速上修）、两个灰犀牛（2022年起我国水电资源开发殆尽，2016-2018年底核电审批停滞后果开始显现）影响，缺电强度和广度或超过以往，新能源短期内远远无法应对电力缺口。而且，在低碳转型过程中，电源供给端（新能源占比提升带来系统不稳定性增加）与需求端（三产及居民用电占比提升导致波峰波谷加大）共振，未来调峰压力指数型上升，在电量整体紧缺背景下，负荷紧缺将成为常态，工业用电强制错峰成为必然。
至于电力紧缺更根本的原因，我们认为在于2015年新一轮电改以来，发电全产业链利润受政策影响持续压缩，电源、电网、储能投资严重不足，尤其是煤电全行业亏损背景下电力行业已经缺乏内生造血能力，新一轮改革实在必行，供需格局持续恶化将成为倒逼改革的契机。在传统电源结构下，电力供需匹配的本质是供给满足需求，因此自2002年以来我国电价机制始终呈计划或半计划管制状态，电力行业持续对外让利；但是在新能源占比持续提升的电源结构下，电力供需匹配一定是需求适应供给，新一轮改革势必从需求端入手，还原电力的商品属性（方向包括全国性电力市场、辅助服务市场以及容量电价改革），由对外补贴制造业变成吸引投资、引领全社会减碳的核心赛道，长期被压制的电价乃至电力版块股价将得到逐步修正。由此，在电力供需趋紧判断得到逐步印证、利多信息逐步积累的背景下，我们坚定看好新旧能源价值重估，在大方向确定的情况下，一切暴露出来的不利政策都将得到迅速修正（如山西现货市场规则持续修订到第12版、福建低价海风已经弃标），当前位置重点关注火电转型绿电板块。此外，特高压是解决部分省区局部电力短缺的核心手段之一，同时也是构建全国统一电力市场的前提条件。我们预判随着缺电问题日益凸显，特高压建设需求和紧迫性将进一步提高，其建设将贯穿碳中和始终，是新型电力系统需求最大、也是确定性最高的赛道之一，并将带动电网配套设施大规模建设。储能则可以解决局部时间问题，抽水蓄能仍是最主要的储能手段，其核准开工有望超预期。
