智通财经APP获悉，6月以来部分地区经历持续高温天气，叠加多地复产复工推进，用电负荷快速提升。
6月西北电网最大用电负荷多次创历史新高;华北电网最大用电负荷创入夏以来新高;其中，甘肃、陕西、河南等地电网最大负荷创历史新高。
国泰证券表示，电网多措并举将一定程度满足负荷需求，但充分发挥火电调峰保供职能，仍是保障电网安全运行和电力可靠供应的兜底选项。
持续高温天气推动全国日发电量快速攀升。
据国家气候中心，今年6月以来(至7月12日)，我国平均高温日数5.3天，较常年同期偏多2.4天，为1961年以来历史同期最多。
全国共有71个国家气象站的最高气温突破历史极值，其中河北灵寿(44.2℃)、藁城(44.1℃)、正定(44.0℃)和云南盐津(44.0℃)日最高气温达44℃以上。
据中国电力企业联合会统计，6月以来，全国电力消费同比增速由负转正，增速还将随着气温升高而进一步提升，预计今年迎峰度夏期间，全国电力供需总体平衡，华东、华中、南方区域部分省份在用电高峰时段电力供需偏紧。
据中电联测算，下半年全社会用电量同比增长有望在7.0%左右，比上半年增速提高4个百分点左右。
考虑到当前我国中东部气温较常年偏高，以及下半年宏观经济加快恢复，预计最终用电量增速可能还会高于上述预测数值。
从我国电力结构来看，火力发电量虽处在下降通道中，但仍然以火电为主。
据国家统计局公布，今年6月份火力发电在全国发电量中的比例降至64.2%。
光大证券认为，由于光伏机组的高出力时段一般在上午10点至下午4点，夏季的出力水平更高;而风电的高出力时段主要在夜间，冬季出力水平更高，二者的出力曲线和电网负载曲线有明显的偏差，所以在夏季、冬季的正午或者傍晚时段等高负载时间对于火电有确定性需求。
火电在峰谷调节上拥有灵活性优势，实施尖峰电价将明显提升高负载时段的电价水平。
根据观研报告网资料显示，目前我国火力发电主要用的是动力煤，且是国产动力煤。
天风证券认为，从供给端方面来看，动力煤供给弹性相对较小，3月动力煤月度供给量达到年内峰值3.37亿吨。
从需求端来看，基于国内疫情复工节奏，测算7月火电发电量预计为4601-5056亿千瓦时，同比下降3.5%-12.2%，对应电煤需求量预计达1.84-2.02亿吨、动力煤需求总量为2.94-3.12亿吨，对比年内供给峰值仍有空间。
火电降幅收窄，长协比例提升促进盈利能力改善。
截至6月底，火电累计装机容量13.05亿千瓦，同比增长2.9%。
从303号文正式执行的两个多月以来，国家及地方不断加大煤炭中长期合同签约履约监管，确保长协稳定供应且价格不超出规定的区间。
有机构认为，二季度火电企业长协覆盖比例将超过一季度，且二季度入炉标煤单价有望较一季度大幅下降。
考虑到煤电电价最高可上浮20%，且高耗能行业涨幅不受此限制，预计火电盈利能力有望持续改善。
火电企业业绩方面，根据Wind统计，今年一季度，31家火电上市公司累计实现归母净利润55.46亿元，而2021年全年，火电企业累计亏损了297.52亿元。
事实上，随着煤炭价格从2021年下半年启动上涨，火电上市公司当年三季度归母净利润已经转盈为亏。
之后冬季能源消耗高峰期到来，火电企业最终交出一份大亏的业绩报告。
2021年，31家公司中仅有13家净利润为正数，到2022年一季度，这个数字上升到了21家。
业内人士表示，进入6月以来，各地电网负荷创快速增长、电力供需形势紧张的新闻逐渐增多，而根据历史数据来看，7月和8月才是我国夏季负荷最高的月份——2021年夏季最高电力负荷达到11.92亿千瓦、同比增长10.8%，今年夏季负荷继续保持高增已经是必然。
民生证券认为，随着高温天气来临叠加工业用电恢复，高日耗将带动库存消耗进程继续加快，板块高景气度有望延续。
相关概念股：国电电力(600795.SH)：公司发布公告，22H1公司完成发电量2155.3亿千瓦时，上网电量2047.6亿千瓦时，按照可比口径较上年同期分别增长2.8%和2.8%;参与市场化交易电量占上网电量的92.4%;平均上网电价0.4400元/千瓦时。
赣能股份(000899.SZ)：主营火力发电、水力发电及新能源发电，公司旗下在运营火电总装机容量为1400MW，在建火电装机容量2000MW;水电总装机容量100MW;已建成投运的光伏发电装机容量为78.4MW，在建光伏发电装机容量为67.08MW。
华能国际(600027.SH)：五大发电集团之一，主营业务为电力、热力生产供应以及煤炭开发。
装机规模方面，集团装机规模稳步增长，截至2021年末，集团装机容量达17872万千瓦，清洁能源装机占比32.58%。
