四川省从8月15日起在全省(除攀枝花、凉山)的19个市(州)对四川电网有序用电方案中的所有工业电力用户（除保安负荷外），实施生产全停、让电于民。
21年四川水电发电量达3531。4亿千瓦时，占全省发电量的81。6%，是四川主要用电来源。今夏四川遭遇大范围极端高温，7月以来，四川省平均降水量135。9毫米，较常年同期偏少48%，导致水电运行装机容量有所降低。其次，四川基荷电源火电装机容量比例较小，无法弥补水电发电缺口。截至2021年末，四川火电装机容量为1825万千瓦，占比16。0%；2021年火电发电量663亿千瓦时，占比15。32%，远低于全国平均水平，无法大幅弥补水电发电缺口。最后，外送电量“照付不议”挤压本省用电需求。近年来，四川外送电力连年攀升；由于外送电力采用“照付不议”的电力外送原则，进一步挤压本省用电需求空间。
1）供给端：若以今夏6500万千瓦的最高负荷（出现于20220821）为基准，当8月省内平均降水量小于690mm时，将导致水电运行装机容量下降至6389万千瓦平衡点以下，此时将出现电力缺口；2）需求端：持续高温下空调等降温负荷猛增，我们预计今夏（截至2022。08。26）四川最高空调负荷达2604万千瓦，占总电力负荷比重超过40%，对应省平均日内最高气温38。29℃（出现在8月16日与8月21日）。近期四川迎大范围降温降雨天气，8月28日全省空调负荷比最高值减少1200万千瓦，下降约52%；随着未来降温降雨的进一步推进，本轮电力紧缺过程有望得到进一步缓解。
1）2003年电荒：装机容量缺口导致全国大范围高峰时段硬缺电，煤电联动登陆历史舞台；2）2011年电荒：煤价—电价机制不顺导致全国大范围缺电，上调电价缓解缺电情况；3）2021年电荒：煤价高企与成本传导困难诱发全国性电荒，回归电价市场化属性提升火电发电意愿。随着新能源上网占比逐渐提升，火电及储能此类保障性可调节能源作用逐渐凸显；另外加强特高压工程建设，也将提升电力在省间的调配能力。
风险分析：权益市场系统性风险；上网电价超预期下行，煤价超预期上涨，用电需求下滑，水电来水不及预期，行业改革进度低于预期等。
