近十年来， 电力供求矛盾首次在全国范围内爆发， 自9月中旬以来，全国多个省份出现限电。有的省份如江苏、云南、 浙江有能耗双控（能源消费总量+强度） 因素，政府要求企业停工限产，如江苏对高耗能、生产率不高的企业进行了限电，有超过 1000 家企业是“开二停二” 。而有的省份如广东、湖南、 安徽等地，则主要是由于电力供应紧张，企业被迫错峰限电， 如广东省内多地工业企业，被要求“开三停四”甚至“开二停 五”“开一停六”的错峰用电。出现限电的省份中，也有的同时受到能耗双控和电力供应紧张的双重影响。拉闸限电与网上到处散布的“阴谋论” 、 “贸易战” 、 “金融战”等“多盘大棋”无关。

 

一、原因分析

     用电需求处于高位、火电企业“越发越亏”所产生的电力供需矛盾，是集中限电的直接原因。

     从电力需求端看，电力需求旺盛，同比增速较高。1-8 月份， 我国全社会用电量累计54704亿千瓦时，同比增长13.8%，其中工业用电贡献了2/3 的增量。而2016-2020 年，我国全社会用电量从59198 亿千瓦时上升至75110 亿千瓦时，增长15912亿千瓦时，增长26.9%。前5年我国全社会用电量增长了26.9%， 但2021年前8个月同比竟增长了13.8%，这样的增速主要原因是我们的经济复苏速度超过预期，尤其是外贸增长太快和服务业快速复苏给用电带来了巨大压力。各国还在新冠疫情肆虐中， 供应链尚未完全恢复。我国作为全球制造大国，不得不应对全球激增的制造业订单，用电需求有所增长。

     从电力供给端看，发电出力不足、无法满足需求直接导致减产限电。煤价高企、煤炭价格和电价倒挂、煤炭供应紧张是导致当前作为电力系统压舱石的煤电出力不足的根本原因，也直接导致多个省份的电力供应紧张，并有扩大之势，燃煤之急迫 在眉睫。作为主力电源的火电持续遭遇难以承受的高煤价和高气价。煤炭目前是市场化定价，但电价仍控制在有关部门手里，没有完全市场化。煤炭价格暴涨情况下，煤炭发电已经出现了亏损。据测算，在动力煤达到 1000 元/吨的情况下， 电厂发电每度亏损已经达到0.12 元。与年内最低值相比，9 月下旬的煤炭和天然气价格已超过100%和80%，达到1522元/吨和6086元/吨。由于燃料价格无法通过电价传导，8月以来，火电企业普遍出现 “越发越亏”的运行亏损现象，每度电亏损约0.2元，行业亏损面超过90%。这种情况下，电厂是缺乏全力发电的内生性动力， 缺乏采购高价煤的动力，导致发电机组非计划检修、降出力容量大幅增加。如某些省份，7-8 月份非计划检修最大规模约为去年同期的2-4 倍；9 月份以来非计划检修、降出力情况进一步加剧。电煤资源供应持续紧张，制约煤电发电能力。

     从国内煤炭情况看，同比产量有所下降。目前我国煤炭有效产能规模在41亿吨左右，1-7月份动力煤累计销量同比增长13.4%，但原煤产量同比仅增长6.5%，6、7 月的同比产量甚至出现负增长。上半年， 内蒙古、陕西等煤炭主产区因安全生产检查、环保督查等因素出台了多重限产政策，叠加春季煤价不高的市场环境，煤炭企业生产意愿普遍不高，导致后续供应减少，加剧了供需紧张局面。此外， 自去年开始，受内蒙古涉煤反腐“倒查20 年” ，安监、环保力度增大以及超能力生产入刑等因素影响，大量表外煤炭产能被压缩，对煤炭行业的风险偏好有一定抑制。

      从进口煤炭情况看，进口较去年没有明显增加。由于人流、物流和货船短缺等限制，1-8 月份，我国从蒙古进口动力煤仅110万吨， 比去年同期下降20%。中澳关系恶化下，中国自澳大利亚进口的煤炭和动力煤从每年的8000万吨和4000万吨，下降至0。这个数虽然只占全年消费量的1%-2%，但在供需格局接近平衡的情况下，放大了供给弹性。同期可再生能源发电占比较低，丰水期水不丰，风电光伏不给力。如5月以来四川用电负荷高速增长，但来水偏少，较多年偏枯三成。云南等地丰水期延迟了半个多月，电力供不应求。又如东北三省风电总装机达到约3500万千瓦，但在9月21日冷空气过后，风电出力出现明显下降，近日限电期间，风电出力远不足装机容量的10%。山东省风电、光伏装机已达全网电源装机的三分之一，但“大装机、小电量”特征明显，进入9 月份单日风光发电最低出力不足1%。此外，能源“双控”对此次限电也有潜在影响。除上述原因导致的“被动限电”外，也存在部分省份为完成年底能源“双控”目标，主动采取停电、 限电措施的现象。有些为确保第3季度能顺利通过考核，不亮“红灯” ，采取了限电停产等措施。有些电力外送省份， 因外送电量的厂用电煤耗计入本省能源消费，存在减少煤电外送电量的方式降低本省能源消费量的倾向， 加剧了电力受入省份的供电紧张。

二、下一步走势预判

      煤炭供应紧张问题短期内难以有效缓解，国内增加煤炭供给需要时间，现有产能挖潜有限，新增产能“远水难解近渴” ， 且部分产煤省份提出当地电煤不出省，临近冬季疫情反复给煤炭运力带来诸多不确定性，进口量或能有所增加，但增量有限。煤电机组非计划检修、降出力容量可能维持高位， 电厂煤炭库存严重不足，加剧电力保供压力。进入供暖季后煤炭消耗量将大幅增加，煤炭产区安全、环保等监管力度可能进一步加大， 如再叠加极端天气等因素影响，煤炭供需矛盾可能更加突出， 企业限电减产问题可能更加严重。

三、相关政策建议

     一是加快释放煤炭产能。重点督导有关省区、企业煤炭增产增供。对赋存条件好、安全有保障、智能化水平高的煤矿，在确保安全生产前提下，加快释放先进产能，统筹煤矿生产，没有特殊情况不停产。

     二是突出抓好电力保供。强化源头管控， 对计划检修、临故修和降出力的机组进行严格审查，未经批准一律不得停机。推动煤电机组能开尽开、稳发满供。

     三是加大对发电企业储煤力度支持。发电公司和统调公用电厂落实企业主体责任，全力抓好电煤采购调运，提高电煤库存，确保电煤储备。根据煤电企业资金缺口，积极协调金融机构提供贷款支持，专项用于支持煤电企业储煤。

      四是理顺煤电价格。针对现行煤电企业电价倒挂问题，采取阶段性电价涨价或财政补贴政策，提升煤电企业发电意愿，理顺目录电价和保底电价相关政策，做好电价疏导工作。

     五是抓好运力保障。积极协调铁路部门统筹安排好运输资源，将发电企业纳入冬季供暖煤炭运力保障名单，对电煤运输重点倾斜、优先发运，增加火车煤发运量。协调生态环境部门在重污染天气状况下对电煤运输车辆优先通行。

       六是统筹协调好保供与压煤之间的关系。国家层面统筹对经济部门和生态部门政策的协调，兼顾能耗双控、大气污染防治压煤要求与经济发展相协调。

     七是加强电力供需形势预研预判和提前应对。及早研判后续用电增长趋势，研究如何增加相关地区电力供应能力，是否需要建设必要的煤电机组，避免明后年大量出现装机不足导致的电力短缺问题。

来源：创业行

编 辑：徐悉