本文來自格隆匯專欄：國君宏觀董琦，作者：董琦 韓朝輝

導讀

本輪電荒是供給邏輯佔主導，核心原因是產能週期下行疊加碳中和煤炭供給“缺位”，此外，電力能源結構“斷檔”可再生能源供給不足，中期來看供需的緊平衡可能不是單季表現，未來幾年電力的供需緊平衡可能會成爲週期性的現象。

摘要

與歷年電荒相比，21年大規模缺電核心動因在哪？

1）本輪電荒供給邏輯佔主導。21年的電力需求有韌性，但總體仍然弱於18年，而18年卻沒有出現大規模的電荒，因此當前供給側邏輯是主因。供給的核心原因是產能週期下行疊加“碳中和”，煤炭供應明顯乏力。

2）此外，電力能源結構出現“斷檔”，某種程度處於“未立先破”階段，電力供給續航能力遭受挑戰。過去十年傳統電源投資逐步下行，光伏和風電裝機佔比顯著提升，但目前電力供應對於火電的依賴依然較爲嚴重，新能源的發電能力受自然環境等因素制約，其佔比的提升增加了電力短期供給風險。

3）電力供應除了冷冬之外，未來五年供需可能都處於相對緊平衡之中。在電源結構轉換的過程中，我國電力供應增速將持續低於電力需求增速，節奏方面目前還未到缺電最嚴重的年份，按照目前可再生能源裝機進程，可能2024年之後纔會逐漸緩解。

供需矛盾激化背景下，電價將走向何方？

1）電力市場化加速發展，“電荒”導致多地開始上浮電價。首先，最廣泛的限電措施是採用峯谷電價，本質上是上調電價中樞實現限電的目的，如：廣東、廣西等；其次，市場電價的上浮限制也逐步被打開，目前，已有多省份允許電力交易價格可以上浮，如：上海、內蒙古、雲南、寧夏等。

2）供需矛盾激化疊加碳價成本傳導，電價上漲大勢所趨：

第一，未來供需矛盾持續存在的背景下，需要通過漲電價來傳導煤炭成本、調整高耗能行業用電需求。美國在實施《清潔能源法案》之後的3年，電價從8.1美分/千瓦時上升至9.8美分/千瓦時，年均上漲6.5%。

第二，長期來看，在碳交易市場不斷深化的過程中，電力系統需要通過漲價將碳價信號傳遞給下遊高耗能行業。在歐盟碳市場深化的7年間，多數歐盟國家的電價出現了大幅上行的趨勢，法國、英國、德國的電價年均上漲6.1%、5.0%和4.4%。

3）電價上漲，短期大概率主要採用峯谷電價和市場電價上浮兩種方式：首先是採用峯谷電價的方式來緩解階段性的電力短缺和電源結構導致的供需錯配問題；其次是加快電力市場化的步伐，在碳市場產生碳排成本前打開電價上浮的閘門（預計1~2年內逐步打開）。當前上調基準電價的可能性存在，但不大。核心制約在於可再生能源上網電價對標參考基準電價，對於新能源電力終端需求會產生連帶影響。若能進一步對風光核電等上網電價定價體系設立新標準，則火電上網電價基準將打開上調通道。

1.  與歷年電荒相比，21年大規模缺電核心動因在哪？

回溯過去十年，我國一共出臺過三次大規模的限電政策：

1）2010年的“拉閘限電”主因“十一五”期間的電耗指標考覈，該舉措後續被政府叫停。“十一五”期間，我國首次實行“雙控”目標，對於我國能源消耗強度和能源消耗總量進行硬性約束，要求能耗強度在五年間大幅下降20%。2010年是“十一五”的收官之年，在能耗強度目標的硬性約束下，很多省份在5月開始實施“拉閘限電”。到了10月末，由於限電對於我國經濟秩序產生了嚴重的衝擊，政府正式叫停“拉閘限電”，並要求未來不允許通過限電的方式來實現能耗目標。

2）2020年的冬季限電主因電力需求短期高增，形成階段性的供電不足。20年年底再次出現了大規模的限電，最早在12月13日，浙江省提議合理使用燈光照明，三樓以下停開電梯等措施，隨後，湖南、江西、內蒙古等多個地區先後出臺多項限電舉措，要求工商業錯峯用電，早晚高峯時段可中斷負荷，關閉不必要的景觀亮化設施。本次大規模限電主要是由於需求端的動能過於強勢，由於疫後復甦動能強勢、疊加冷冬天氣導致12月份的用電需求同比達到了歷史性的17.3%，從而形成階段性的供電不足。

3）21年5月份廣東吹響限電的號角，7月達到頂峯，本輪限電力度較大、持續性強。21年的限電最早開始於5月份，廣東廣州、佛山、東莞、惠州等十幾個城市啓動了有序用電，各類OEM/ODM工廠和大部分製造企業被要求錯峯用電，限時生產；7月份達到了限電的高峯，江蘇實施季節性尖峯電價；雲南的鋅和錫冶煉廠收到要求降低25%用電量的通知，河南限制電煤外銷，部分工廠限電停產。

本輪限電我們認爲供給邏輯佔主導。首先，從需求側來看，在系列第一篇報告中我們測算，排除疫情的基數效應，21年的用電需求增速中樞在7%~8%之間，雖處於歷史上的相對高位，但是2018年的全年用電增速達到了8.5%，卻沒有出現大規模限電的現象。實際上，2021年和2018年最大的區別在於供給側的煤炭產能週期下行，碳中和去產能。此外，也與我國電力能源供給結構上出現“未立先破”的局面，風光電供給“斷檔”，疊加21年部分水電發力弱的原因有關。

1.1  產能週期下行疊加“碳中和”，煤炭供應乏力

我國目前正處於煤炭產能週期下行的過程中，未來煤炭供給將持續承壓。從歷史數據來看，煤炭的產能週期大概在4~6年，由於新建煤礦一般2~3年，所以總體週期是4~6年（前一半由於新建煤礦產能上升，後一半由於開採煤礦產能下降）。2007~2013年就是一輪標準的煤炭產能週期，歷時6年；而隨後的一輪產能週期僅持續了3年多，主要是由於供給側改革對於產能投放的限制，從而縮短了這一輪產能週期；目前這一輪產能週期開始於2017年，按照以往的規律，2020年應當是產能週期的拐點，但是由於疫情的衝擊，本輪產能週期也產生了一定程度的異化，在2020年煤炭產能一直處於低位震盪，而真正的拐點出現在2021年初，我們可以看到目前的煤炭產能已經處於下行的趨勢中，產能週期下行的背景下，煤炭供給將持續承壓。

碳中和背景下，能耗“雙控”目標對我國傳統能源新增產能的強力約束進一步加劇了煤炭供應的壓力。2021年是我國提出“雙碳”（碳達峯&碳中和）目標的元年，也是“十四五”的開局之年，政府對於能耗“雙控”目標（能源消耗強度&能源消耗總量）的執行力度較往年大幅提升。在能耗雙控的目標任務下，地方煤炭項目的審批也更加嚴格，3月1日，內蒙古自治區印發《關於確保完成“十四五”能耗雙控目標任務若幹保障措施（徵求意見稿）》，要求從2021年起，不再審批焦炭（蘭炭）等新增產能項目，確有必要建設的，須在區內實施產能和能耗減量置換；此外，其他多個省市也出臺了相應的新增產能壓降舉措。

能耗“雙控”背景下，煤炭庫存降至歷史低點，產能利用率升至歷史高位。從數據上來看更加直觀，年初以來的煤炭產能利用率一直處於高位，目前已達到73.1%的近五年最高點；與之相應的是，煤炭庫存不斷走低，目前庫存同比已來到了近五年的最低點-42.6%。這兩個指標的走勢充分說明，在“雙控”的強力約束下，煤炭產能不斷走低、產能利用率維持高位、庫存逐步去化，煤炭供應壓力較大。

往後看，多省上半年的能耗狀況尚未達標，“雙控”政策對我國煤炭產能的壓降具有持續性。根據我國目前各省的“雙控”指標進度來看，情況不容樂觀。5月13日，國家發改委對一季度能耗強度不降反升的浙江、廣東、廣西、雲南、青海、寧夏、新疆等省區節能主管部門負責同志進行談話提醒，確保各省完成本地區年度能耗雙控目標任務；8月12日，國家發改委要求對上半年能耗強度不降反升的地區（青海、寧夏、廣西、廣東、福建、新疆、雲南、陝西、江蘇），2021年暫停“兩高”項目節能審查（國家規劃佈局的重大項目除外）。目前亮起紅燈的省份中，寧夏、新疆、雲南、陝西是我國的產煤大省，預計接下來“雙控”政策對於煤炭產能的壓降具有持續性。

1.2  電源結構出現“未立先破”，電力供給續航能力遭受挑戰

除了煤炭供給因素，我國能源結構目前“斷檔”也有一定影響。從我國電源結構來看，過去十年傳統電源投資逐步下行，光伏和風電裝機佔比顯著提升。從2012年的“十二五”規劃開始，我國開始將減排納入考覈體系，此後也開始出臺一系列新能源補貼政策，如：《關於發揮價格槓桿作用促進光伏產業健康發展的通知》、《關於加強風電併網和消納工作有關要求的通知》等，光伏和風電的發展開始進入快車道，與此同時，我國傳統電源電投資相應的逐漸下降。從數據來看，我國傳統的火電、水電、核電投資額度從2012年的3026億元降至2018年的1888億元，隨後小幅提升，但目前依然位於歷史低點，其中高碳排的火電投資降幅最顯著；與之相對應的，風電和光伏裝機自2012年後大幅提升，電源裝機佔比從6%提升至目前的24%。在低碳化的驅動下，我國的電源結構在潛移默化中已經發生轉變。

從我國目前的發電結構來看，對於火電的依賴依然較爲嚴重，風電和光伏未能貢獻出應有的產出。我國目前的火電裝機佔比目前已降至56.6%，但年初至今的電力供給有71.8%來自於火電；相應的，雖然我國目前的風電和光伏裝機佔比已達到24%，但是目前產出僅佔發電量的10%左右，說明我國對於火電的依賴較爲嚴重，風電和光伏的裝機量和其發電量不成比例，未能貢獻出應有的產出。從發電增速來看，風電產出大幅提升，累計同比達到44.7%，而光伏發電的增速依然相對較低，僅9.7%，相反，裝機佔比不斷下降的火電增速反而達到了16.1%，這表明發電結構的不成比例也存在趨勢性特徵，對於整體的電力供給造成了較大的挑戰。此外，需要重點注意的是，上半年由於來水不足，水電的產能受限，累計同比相對最低，僅1.2%，導致的電力供應雪上加霜。

新能源的發電能力受自然環境的制約，其佔比的提升增加了電力供給的風險，儲能、特高壓技術亟需提升。風電的出力具有隨機性，一般受天氣的影響較大，而光電的出力具有明顯的峯谷性，白天尤其是中午在太陽照射充足的時候出力較高，而在夜晚則幾乎沒有產出。隨着近幾年風光裝機佔比的提升，風光發電的這種隨機性和峯谷性對於我國電力供給造成了較大的挑戰。相應的，儲能技術能有效調節新能源發電引起的電網電壓、頻率及相位的變化，在很大程度上解決了新能源發電的隨機性、波動性問題，可以實現新能源發電的平滑輸出；此外，特高壓技術可以將富集區資源運送到負荷中心，解決資源與負荷的區域錯位問題。因此，目前我國電源結構的主要矛盾是新能源的快速發展和配套基建不匹配的矛盾，未來我國應加速發展儲能和特高壓技術，保證新能源的出力具備及時性和平穩性。

1.3  年底電力供應形勢嚴峻，未來五年供需缺口難以彌合

我們參考全球能源互聯網發展合作組織2021年3月出版的《中國2030年能源電力發展規劃研究及2060年展望》，對未來五年各類電源的新增裝機量和平均利用小時數進行假設，從而測算出每年的總發電量。未來隨着碳中和對於煤炭產能的限制，以及火電新增裝機增速的下降，火力發電量增速將從2021年的5.6%降至2025年的1.3%；風電和光伏的新增裝機不斷提升，其每年的發電增速將維持在10%以上。在電源結構轉換的過程中，我國電力供應增速將持續低於電力需求增速，因此未來五年我國電力供需缺口將持續存在。節奏方面，2022年隨着經濟回落缺口有所彌合，但2024年附近可能纔是缺電最嚴重的階段，後面，隨着新型電力系統的完善，儲能等配套設施的滲透率提升，缺電將逐漸緩解。

2.  供需矛盾激化背景下，電價上漲大勢所趨

2.1  電力市場化加速發展，電荒導致多地開始上浮電價

我國電力市場化改革仍在不斷推進，電價管制逐步放開。根據2002年2月的《國務院關於印發電力體制改革方案的通知（5號文）》，我國提出“十五”期間電力體制改革的主要任務是：實行競價上網，建立電力市場運行規則和政府監管體系，初步建立競爭、開放的區域電力市場，這是我國電力市場化改革的開端。在經歷了較長時間的摸索和嘗試過程後，我國於2015年出臺了新的重要文件《關於進一步深化電力體制改革的若幹意見（9號文）》，確立了“管住中間，放開兩頭”的市場化原則，至此拉開了新一輪電改帷幕，電力市場化改革進入快車道。電力市場化改革以後，全社會用電量市場化率逐年提高，目前已達到近40%。

對於市場化定價的部分，我國目前採用的是“基準電價+浮動機制”的市場化電價政策，保證電價信號順利發出的同時，避免電價大幅波動，但目前暫不上浮。我國逐漸摸索出一種市場化的穩電價方式：基準電價+浮動機制，並於2020年1月1日開始正式實行，基準價按現行煤電標杆確定，上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，這樣，既能夠保證電價信號的順利發出，又可以避免電價的大幅波動。這種市場化的電價政策是還原電力商品屬性的重要基礎，但目前暫不上浮，確保工商業平均電價只降不升。從歷史電價數據可以看出，我國在2015年以後電力PPI增速中樞基本維持在負值區間，未來要想還原電力的商品屬性，電價上浮的關口亟需打開。

由於多個省份出現大規模的電荒，因而多地開始出臺相應的限電措施，在供需矛盾逐漸激化的背景下，電價上浮的閘門開始鬆動：

1）首先，最廣泛的限電措施是採用峯谷電價，本質上是上調電價中樞實現限電的目的。7月29日，國家發改委發佈《關於進一步完善分時電價機制的通知》，要求科學劃分峯谷時段，合理確定峯谷電價價差，建立尖峯電價機制，充分發揮分時電價信號作用。隨後，多個省份開始積極響應，8月31日，廣東省發改委發佈《關於進一步完善我省峯谷分時電價政策有關問題的通知》，明確10月起執行分時電價政策，峯平谷比價從1.65︰1︰0.5調整爲1.7︰1︰0.38。尖峯電價在峯谷分時電價的峯段電價基礎上上浮25%；9月7日，廣西發改委發佈《關於完善廣西峯谷分時電價機制方案公開徵求意見的公告》顯示，在平段電價基礎上，上、下浮50%形成高峯電價和低谷電價，並將高峯電價上浮20%形成尖峯電價；

2）其次，市場電價的上浮限制也逐步被打開，目前，已有多省份允許電力交易價格可以上浮。7月，內蒙古工信廳、發改委發佈了《關於明確蒙西地區電力交易市場價格浮動上限並調整部分行業市場交易政策相關事宜的通知》，允許蒙西地區電力交易市場價格在基準價的基礎上可以上浮不超過10%。隨後，雲南、寧夏、上海等地也出臺了相應的政策，9月1日，上海市發改委發佈關於印發《進一步規範本市非電網直供電價格行爲工作指引》的通知提出，取消燃煤標杆上網電價“暫不上浮”的規定，非電網直供電終端用戶用電價格按照“基準電價+上浮幅度”確定，最大上浮幅度不得超過10%。目前電力供需緊張疊加高煤價的形勢，有望推動電價機制改革提速，還原電力商品屬性。市場化交易價格有望成爲改革的抓手，允許市場電價上浮的政策有望在其他省份陸續推出。

2.2  供需矛盾激化疊加碳價成本傳導，電價上漲方爲破局之道

往後看，我們認爲有兩條邏輯線支撐未來電價中樞的上移：

邏輯一：未來供需矛盾持續存在的背景下，一方面電價需要上漲來向下傳導煤炭漲價的壓力，另一方面峯谷電價的漲價方式能夠優化需求結構，調整高耗能行業的用電需求以及電力使用取向。

1）由於碳中和政策對於煤炭產能的持續限制，火力發電的比重逐漸下降，與此同時，新能源發電由於受天氣條件等因素的限制，在配套技術尚未完善的背景下，未來五年電力供需缺口將持續存在。在此情況下，煤炭價格將不斷走高，侵蝕火電廠的利潤，影響其正常發電，因而火電廠需要通過漲電價向下傳導煤炭漲價的壓力；此外，通過峯谷電價的漲電價方式則“一石二鳥”，一方面可以優化用電的需求結構，使電力供給和電力需求的峯谷期有效匹配，從而避免因峯谷問題導致的供需缺口；另一方面，峯谷電價本質上通過提高電價可以有效控制高耗能行業電力需求，進而緩解長期性的供需矛盾。

2）海外的經驗也充分印證了這一點：美國也是煤炭生產大國，在2005年8月美國出臺《國家能源政策法案》之後，開始大力發展清潔能源，在這一過程中也出現了電力系統供需矛盾激化的情況，爲了緩解這一問題，美國電價出現了大幅上行的趨勢，在2005~2008年這三年間電價從8.1美分/千瓦時上升至9.8美分/千瓦時，年均上漲6.5%。

邏輯二：在碳交易市場不斷深化的過程中，電網系統是將碳價格向下分解傳導的最重要的“二傳手”，電價需要通過漲價將碳價信號傳遞給下遊高耗能行業。

1）判斷電力市場化改革和碳市場之間的關係，核心是要理解碳交易政策的目的，即碳交易政策選擇讓誰承擔碳排成本，是火電企業還是用電企業？我們認爲，能源供給側和需求側的雙重作用能夠大幅提升我國的減排效率，因而電網系統是將碳價格向下分解傳導的最重要的“二傳手”，核心原因有兩點：從宏觀角度來看，碳價需要通過漲價傳遞給下遊高耗能行業，從而實現全產業鏈的減排，優化產業結構；從微觀角度來看，火電的碳排成本如果能夠順利傳遞到下遊的用電企業，會驅使這些企業開始使用成本相對較低的清潔能源發電。

2）從海外經驗來看，歐盟碳市場從2008年開始進入深化階段，免費配額比例縮減至90%，自此碳交易開始產生碳排成本。在隨後的7年間，多數歐盟國家的電價出現了大幅上行的趨勢，以2~20GWh的發電機組爲例，法國電價從0.067歐元/千瓦時飆升至0.102歐元/千瓦時，年均上漲6.1%，此外，英國和德國的電價年均漲幅也分別達到了5.0%和4.4%。說明碳價成本對於電價產生了明顯的衝擊，這也是碳交易市場設計的初衷。

2.3  未來電價上漲的路徑推演：峯谷電價+市場電價上浮爲主要方式

結合上述兩條邏輯線，我們認爲未來電價上漲的演繹路徑包括以下三個方面：

1）採用峯谷電價的方式來緩解階段性的電力短缺和電源結構導致的供需錯配問題（已經實施，後續進一步完善）。峯谷電價一方面能夠優化需求結構，控制高耗能行業的用電需求，另一方面有助於合理調控新能源發電的峯谷問題，產生“一石二鳥”的效果。需要注意的是，近幾年電價下行的背景下，我國居民用電增速中樞逐漸提升，發改委在6月份提到，與國際上其他國家相比，我國居民電價偏低，工商業電價偏高，因此居民電價將是下一階段調控的重點對象；

2）加快電力市場化的步伐，在碳市場產生碳排成本前打開電價上浮的閘門（預計1~2年內逐步打開）。電力市場和碳交易市場需有機結合，通過電價將碳價成本傳導至終端高耗能行業。目前我國市場電力佔比僅40%左右，市場化程度還遠遠不夠，隨着碳交易市場的實施，可以預期我國在下一階段將進一步加快電力市場化的步伐，同時在碳市場產生碳排成本（預計在2022或2023年）之前打開電價上浮的閘門，促進碳價信號通過電力部門完全釋放至下遊高耗能企業，從而提升我國碳市場的運行效率。

3）上調基準電價仍存可能，但可能性有限。若考慮未來五年電價逐漸緩步上行成爲常態，那麼在基準電價+浮動比例定價機制下，必然會迎來基準電價的調整。但當前的制約點，並不是對居民、工商業用電成本的高企，而是風光核電上網電價參考基準電價的定價機制，使得上調基準電價對這部分新能源供給帶來終端使用的壓力，不利於能源轉型，因而在短期來看實施的可能性較小。長期來看，建立一套新的市場電價定價體系，使得基準電價調整的影響侷限在火電領域，可能纔會徹底打開基準電價上浮的窗口。

3.  風險提示

冬季氣溫偏高、“雙控”政策執行力度低於預期、碳市場深化進度低於預期