国君宏观：供给才是主导本轮“电荒”的原因

导读

本轮电荒是供给逻辑占主导，核心原因是产能周期下行叠加碳中和煤炭供给“缺位”，此外，电力能源结构“断档”可再生能源供给不足，中期来看供需的紧平衡可能不是单季表现，未来几年电力的供需紧平衡可能会成为周期性的现象。

摘要

与历年电荒相比，21年大规模缺电核心动因在哪？

1）本轮电荒供给逻辑占主导。21年的电力需求有韧性，但总体仍然弱于18年，而18年却没有出现大规模的电荒，因此当前供给侧逻辑是主因。供给的核心原因是产能周期下行叠加“碳中和”，煤炭供应明显乏力。

2）此外，电力能源结构出现“断档”，某种程度处于“未立先破”阶段，电力供给续航能力遭受挑战。过去十年传统电源投资逐步下行，光伏和风电装机占比显著提升，但目前电力供应对于火电的依赖依然较为严重，新能源的发电能力受自然环境等因素制约，其占比的提升增加了电力短期供给风险。

3）电力供应除了冷冬之外，未来五年供需可能都处于相对紧平衡之中。在电源结构转换的过程中，我国电力供应增速将持续低于电力需求增速，节奏方面目前还未到缺电最严重的年份，按照目前可再生能源装机进程，可能2024年之后才会逐渐缓解。

供需矛盾激化背景下，电价将走向何方？

1）电力市场化加速发展，“电荒”导致多地开始上浮电价。首先，最广泛的限电措施是采用峰谷电价，本质上是上调电价中枢实现限电的目的，如：广东、广西等；其次，市场电价的上浮限制也逐步被打开，目前，已有多省份允许电力交易价格可以上浮，如：上海、内蒙古、云南、宁夏等。

2）供需矛盾激化叠加碳价成本传导，电价上涨大势所趋：

第一，未来供需矛盾持续存在的背景下，需要通过涨电价来传导煤炭成本、调整高耗能行业用电需求。美国在实施《清洁能源法案》之后的3年，电价从8.1美分/千瓦时上升至9.8美分/千瓦时，年均上涨6.5%。

第二，长期来看，在碳交易市场不断深化的过程中，电力系统需要通过涨价将碳价信号传递给下游高耗能行业。在欧盟碳市场深化的7年间，多数欧盟国家的电价出现了大幅上行的趋势，法国、英国、德国的电价年均上涨6.1%、5.0%和4.4%。

3）电价上涨，短期大概率主要采用峰谷电价和市场电价上浮两种方式：首先是采用峰谷电价的方式来缓解阶段性的电力短缺和电源结构导致的供需错配问题；其次是加快电力市场化的步伐，在碳市场产生碳排成本前打开电价上浮的闸门（预计1~2年内逐步打开）。当前上调基准电价的可能性存在，但不大。核心制约在于可再生能源上网电价对标参考基准电价，对于新能源电力终端需求会产生连带影响。若能进一步对风光核电等上网电价定价体系设立新标准，则火电上网电价基准将打开上调通道。

1.  与历年电荒相比，21年大规模缺电核心动因在哪？

回溯过去十年，我国一共出台过三次大规模的限电政策：

1）2010年的“拉闸限电”主因“十一五”期间的电耗指标考核，该举措后续被政府叫停。“十一五”期间，我国首次实行“双控”目标，对于我国能源消耗强度和能源消耗总量进行硬性约束，要求能耗强度在五年间大幅下降20%。2010年是“十一五”的收官之年，在能耗强度目标的硬性约束下，很多省份在5月开始实施“拉闸限电”。到了10月末，由于限电对于我国经济秩序产生了严重的冲击，政府正式叫停“拉闸限电”，并要求未来不允许通过限电的方式来实现能耗目标。

2）2020年的冬季限电主因电力需求短期高增，形成阶段性的供电不足。20年年底再次出现了大规模的限电，最早在12月13日，浙江省提议合理使用灯光照明，三楼以下停开电梯等措施，随后，湖南、江西、内蒙古等多个地区先后出台多项限电举措，要求工商业错峰用电，早晚高峰时段可中断负荷，关闭不必要的景观亮化设施。本次大规模限电主要是由于需求端的动能过于强势，由于疫后复苏动能强势、叠加冷冬天气导致12月份的用电需求同比达到了历史性的17.3%，从而形成阶段性的供电不足。

3）21年5月份广东吹响限电的号角，7月达到顶峰，本轮限电力度较大、持续性强。21年的限电最早开始于5月份，广东广州、佛山、东莞、惠州等十几个城市启动了有序用电，各类OEM/ODM工厂和大部分制造企业被要求错峰用电，限时生产；7月份达到了限电的高峰，江苏实施季节性尖峰电价；云南的锌和锡冶炼厂收到要求降低25%用电量的通知，河南限制电煤外销，部分工厂限电停产。

本轮限电我们认为供给逻辑占主导。首先，从需求侧来看，在系列第一篇报告中我们测算，排除疫情的基数效应，21年的用电需求增速中枢在7%~8%之间，虽处于历史上的相对高位，但是2018年的全年用电增速达到了8.5%，却没有出现大规模限电的现象。实际上，2021年和2018年最大的区别在于供给侧的煤炭产能周期下行，碳中和去产能。此外，也与我国电力能源供给结构上出现“未立先破”的局面，风光电供给“断档”，叠加21年部分水电发力弱的原因有关。

1.1  产能周期下行叠加“碳中和”，煤炭供应乏力

我国目前正处于煤炭产能周期下行的过程中，未来煤炭供给将持续承压。从历史数据来看，煤炭的产能周期大概在4~6年，由于新建煤矿一般2~3年，所以总体周期是4~6年（前一半由于新建煤矿产能上升，后一半由于开采煤矿产能下降）。2007~2013年就是一轮标准的煤炭产能周期，历时6年；而随后的一轮产能周期仅持续了3年多，主要是由于供给侧改革对于产能投放的限制，从而缩短了这一轮产能周期；目前这一轮产能周期开始于2017年，按照以往的规律，2020年应当是产能周期的拐点，但是由于疫情的冲击，本轮产能周期也产生了一定程度的异化，在2020年煤炭产能一直处于低位震荡，而真正的拐点出现在2021年初，我们可以看到目前的煤炭产能已经处于下行的趋势中，产能周期下行的背景下，煤炭供给将持续承压。

碳中和背景下，能耗“双控”目标对我国传统能源新增产能的强力约束进一步加剧了煤炭供应的压力。2021年是我国提出“双碳”（碳达峰&碳中和）目标的元年，也是“十四五”的开局之年，政府对于能耗“双控”目标（能源消耗强度&能源消耗总量）的执行力度较往年大幅提升。在能耗双控的目标任务下，地方煤炭项目的审批也更加严格，3月1日，内蒙古自治区印发《关于确保完成“十四五”能耗双控目标任务若干保障措施（征求意见稿）》，要求从2021年起，不再审批焦炭（兰炭）等新增产能项目，确有必要建设的，须在区内实施产能和能耗减量置换；此外，其他多个省市也出台了相应的新增产能压降举措。

能耗“双控”背景下，煤炭库存降至历史低点，产能利用率升至历史高位。从数据上来看更加直观，年初以来的煤炭产能利用率一直处于高位，目前已达到73.1%的近五年最高点；与之相应的是，煤炭库存不断走低，目前库存同比已来到了近五年的最低点-42.6%。这两个指标的走势充分说明，在“双控”的强力约束下，煤炭产能不断走低、产能利用率维持高位、库存逐步去化，煤炭供应压力较大。

往后看，多省上半年的能耗状况尚未达标，“双控”政策对我国煤炭产能的压降具有持续性。根据我国目前各省的“双控”指标进度来看，情况不容乐观。5月13日，国家发改委对一季度能耗强度不降反升的浙江、广东、广西、云南、青海、宁夏、新疆等省区节能主管部门负责同志进行谈话提醒，确保各省完成本地区年度能耗双控目标任务；8月12日，国家发改委要求对上半年能耗强度不降反升的地区（青海、宁夏、广西、广东、福建、新疆、云南、陕西、江苏），2021年暂停“两高”项目节能审查（国家规划布局的重大项目除外）。目前亮起红灯的省份中，宁夏、新疆、云南、陕西是我国的产煤大省，预计接下来“双控”政策对于煤炭产能的压降具有持续性。

1.2  电源结构出现“未立先破”，电力供给续航能力遭受挑战

除了煤炭供给因素，我国能源结构目前“断档”也有一定影响。从我国电源结构来看，过去十年传统电源投资逐步下行，光伏和风电装机占比显著提升。从2012年的“十二五”规划开始，我国开始将减排纳入考核体系，此后也开始出台一系列新能源补贴政策，如：《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》、《关于加强风电并网和消纳工作有关要求的通知》等，光伏和风电的发展开始进入快车道，与此同时，我国传统电源电投资相应的逐渐下降。从数据来看，我国传统的火电、水电、核电投资额度从2012年的3026亿元降至2018年的1888亿元，随后小幅提升，但目前依然位于历史低点，其中高碳排的火电投资降幅最显著；与之相对应的，风电和光伏装机自2012年后大幅提升，电源装机占比从6%提升至目前的24%。在低碳化的驱动下，我国的电源结构在潜移默化中已经发生转变。

从我国目前的发电结构来看，对于火电的依赖依然较为严重，风电和光伏未能贡献出应有的产出。我国目前的火电装机占比目前已降至56.6%，但年初至今的电力供给有71.8%来自于火电；相应的，虽然我国目前的风电和光伏装机占比已达到24%，但是目前产出仅占发电量的10%左右，说明我国对于火电的依赖较为严重，风电和光伏的装机量和其发电量不成比例，未能贡献出应有的产出。从发电增速来看，风电产出大幅提升，累计同比达到44.7%，而光伏发电的增速依然相对较低，仅9.7%，相反，装机占比不断下降的火电增速反而达到了16.1%，这表明发电结构的不成比例也存在趋势性特征，对于整体的电力供给造成了较大的挑战。此外，需要重点注意的是，上半年由于来水不足，水电的产能受限，累计同比相对最低，仅1.2%，导致的电力供应雪上加霜。

新能源的发电能力受自然环境的制约，其占比的提升增加了电力供给的风险，储能、特高压技术亟需提升。风电的出力具有随机性，一般受天气的影响较大，而光电的出力具有明显的峰谷性，白天尤其是中午在太阳照射充足的时候出力较高，而在夜晚则几乎没有产出。随着近几年风光装机占比的提升，风光发电的这种随机性和峰谷性对于我国电力供给造成了较大的挑战。相应的，储能技术能有效调节新能源发电引起的电网电压、频率及相位的变化，在很大程度上解决了新能源发电的随机性、波动性问题，可以实现新能源发电的平滑输出；此外，特高压技术可以将富集区资源运送到负荷中心，解决资源与负荷的区域错位问题。因此，目前我国电源结构的主要矛盾是新能源的快速发展和配套基建不匹配的矛盾，未来我国应加速发展储能和特高压技术，保证新能源的出力具备及时性和平稳性。

1.3  年底电力供应形势严峻，未来五年供需缺口难以弥合

我们参考全球能源互联网发展合作组织2021年3月出版的《中国2030年能源电力发展规划研究及2060年展望》，对未来五年各类电源的新增装机量和平均利用小时数进行假设，从而测算出每年的总发电量。未来随着碳中和对于煤炭产能的限制，以及火电新增装机增速的下降，火力发电量增速将从2021年的5.6%降至2025年的1.3%；风电和光伏的新增装机不断提升，其每年的发电增速将维持在10%以上。在电源结构转换的过程中，我国电力供应增速将持续低于电力需求增速，因此未来五年我国电力供需缺口将持续存在。节奏方面，2022年随着经济回落缺口有所弥合，但2024年附近可能才是缺电最严重的阶段，后面，随着新型电力系统的完善，储能等配套设施的渗透率提升，缺电将逐渐缓解。

2.  供需矛盾激化背景下，电价上涨大势所趋

2.1  电力市场化加速发展，电荒导致多地开始上浮电价

我国电力市场化改革仍在不断推进，电价管制逐步放开。根据2002年2月的《国务院关于印发电力体制改革方案的通知（5号文）》，我国提出“十五”期间电力体制改革的主要任务是：实行竞价上网，建立电力市场运行规则和政府监管体系，初步建立竞争、开放的区域电力市场，这是我国电力市场化改革的开端。在经历了较长时间的摸索和尝试过程后，我国于2015年出台了新的重要文件《关于进一步深化电力体制改革的若干意见（9号文）》，确立了“管住中间，放开两头”的市场化原则，至此拉开了新一轮电改帷幕，电力市场化改革进入快车道。电力市场化改革以后，全社会用电量市场化率逐年提高，目前已达到近40%。

对于市场化定价的部分，我国目前采用的是“基准电价+浮动机制”的市场化电价政策，保证电价信号顺利发出的同时，避免电价大幅波动，但目前暂不上浮。我国逐渐摸索出一种市场化的稳电价方式：基准电价+浮动机制，并于2020年1月1日开始正式实行，基准价按现行煤电标杆确定，上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，这样，既能够保证电价信号的顺利发出，又可以避免电价的大幅波动。这种市场化的电价政策是还原电力商品属性的重要基础，但目前暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升。从历史电价数据可以看出，我国在2015年以后电力PPI增速中枢基本维持在负值区间，未来要想还原电力的商品属性，电价上浮的关口亟需打开。

由于多个省份出现大规模的电荒，因而多地开始出台相应的限电措施，在供需矛盾逐渐激化的背景下，电价上浮的闸门开始松动：

1）首先，最广泛的限电措施是采用峰谷电价，本质上是上调电价中枢实现限电的目的。7月29日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求科学划分峰谷时段，合理确定峰谷电价价差，建立尖峰电价机制，充分发挥分时电价信号作用。随后，多个省份开始积极响应，8月31日，广东省发改委发布《关于进一步完善我省峰谷分时电价政策有关问题的通知》，明确10月起执行分时电价政策，峰平谷比价从1.65︰1︰0.5调整为1.7︰1︰0.38。尖峰电价在峰谷分时电价的峰段电价基础上上浮25%；9月7日，广西发改委发布《关于完善广西峰谷分时电价机制方案公开征求意见的公告》显示，在平段电价基础上，上、下浮50%形成高峰电价和低谷电价，并将高峰电价上浮20%形成尖峰电价；

2）其次，市场电价的上浮限制也逐步被打开，目前，已有多省份允许电力交易价格可以上浮。7月，内蒙古工信厅、发改委发布了《关于明确蒙西地区电力交易市场价格浮动上限并调整部分行业市场交易政策相关事宜的通知》，允许蒙西地区电力交易市场价格在基准价的基础上可以上浮不超过10%。随后，云南、宁夏、上海等地也出台了相应的政策，9月1日，上海市发改委发布关于印发《进一步规范本市非电网直供电价格行为工作指引》的通知提出，取消燃煤标杆上网电价“暂不上浮”的规定，非电网直供电终端用户用电价格按照“基准电价+上浮幅度”确定，最大上浮幅度不得超过10%。目前电力供需紧张叠加高煤价的形势，有望推动电价机制改革提速，还原电力商品属性。市场化交易价格有望成为改革的抓手，允许市场电价上浮的政策有望在其他省份陆续推出。

2.2  供需矛盾激化叠加碳价成本传导，电价上涨方为破局之道

往后看，我们认为有两条逻辑线支撑未来电价中枢的上移：

逻辑一：未来供需矛盾持续存在的背景下，一方面电价需要上涨来向下传导煤炭涨价的压力，另一方面峰谷电价的涨价方式能够优化需求结构，调整高耗能行业的用电需求以及电力使用取向。

1）由于碳中和政策对于煤炭产能的持续限制，火力发电的比重逐渐下降，与此同时，新能源发电由于受天气条件等因素的限制，在配套技术尚未完善的背景下，未来五年电力供需缺口将持续存在。在此情况下，煤炭价格将不断走高，侵蚀火电厂的利润，影响其正常发电，因而火电厂需要通过涨电价向下传导煤炭涨价的压力；此外，通过峰谷电价的涨电价方式则“一石二鸟”，一方面可以优化用电的需求结构，使电力供给和电力需求的峰谷期有效匹配，从而避免因峰谷问题导致的供需缺口；另一方面，峰谷电价本质上通过提高电价可以有效控制高耗能行业电力需求，进而缓解长期性的供需矛盾。

2）海外的经验也充分印证了这一点：美国也是煤炭生产大国，在2005年8月美国出台《国家能源政策法案》之后，开始大力发展清洁能源，在这一过程中也出现了电力系统供需矛盾激化的情况，为了缓解这一问题，美国电价出现了大幅上行的趋势，在2005~2008年这三年间电价从8.1美分/千瓦时上升至9.8美分/千瓦时，年均上涨6.5%。

逻辑二：在碳交易市场不断深化的过程中，电网系统是将碳价格向下分解传导的最重要的“二传手”，电价需要通过涨价将碳价信号传递给下游高耗能行业。

1）判断电力市场化改革和碳市场之间的关系，核心是要理解碳交易政策的目的，即碳交易政策选择让谁承担碳排成本，是火电企业还是用电企业？我们认为，能源供给侧和需求侧的双重作用能够大幅提升我国的减排效率，因而电网系统是将碳价格向下分解传导的最重要的“二传手”，核心原因有两点：从宏观角度来看，碳价需要通过涨价传递给下游高耗能行业，从而实现全产业链的减排，优化产业结构；从微观角度来看，火电的碳排成本如果能够顺利传递到下游的用电企业，会驱使这些企业开始使用成本相对较低的清洁能源发电。

2）从海外经验来看，欧盟碳市场从2008年开始进入深化阶段，免费配额比例缩减至90%，自此碳交易开始产生碳排成本。在随后的7年间，多数欧盟国家的电价出现了大幅上行的趋势，以2~20GWh的发电机组为例，法国电价从0.067欧元/千瓦时飙升至0.102欧元/千瓦时，年均上涨6.1%，此外，英国和德国的电价年均涨幅也分别达到了5.0%和4.4%。说明碳价成本对于电价产生了明显的冲击，这也是碳交易市场设计的初衷。

2.3  未来电价上涨的路径推演：峰谷电价+市场电价上浮为主要方式

结合上述两条逻辑线，我们认为未来电价上涨的演绎路径包括以下三个方面：

1）采用峰谷电价的方式来缓解阶段性的电力短缺和电源结构导致的供需错配问题（已经实施，后续进一步完善）。峰谷电价一方面能够优化需求结构，控制高耗能行业的用电需求，另一方面有助于合理调控新能源发电的峰谷问题，产生“一石二鸟”的效果。需要注意的是，近几年电价下行的背景下，我国居民用电增速中枢逐渐提升，发改委在6月份提到，与国际上其他国家相比，我国居民电价偏低，工商业电价偏高，因此居民电价将是下一阶段调控的重点对象；

2）加快电力市场化的步伐，在碳市场产生碳排成本前打开电价上浮的闸门（预计1~2年内逐步打开）。电力市场和碳交易市场需有机结合，通过电价将碳价成本传导至终端高耗能行业。目前我国市场电力占比仅40%左右，市场化程度还远远不够，随着碳交易市场的实施，可以预期我国在下一阶段将进一步加快电力市场化的步伐，同时在碳市场产生碳排成本（预计在2022或2023年）之前打开电价上浮的闸门，促进碳价信号通过电力部门完全释放至下游高耗能企业，从而提升我国碳市场的运行效率。

3）上调基准电价仍存可能，但可能性有限。若考虑未来五年电价逐渐缓步上行成为常态，那么在基准电价+浮动比例定价机制下，必然会迎来基准电价的调整。但当前的制约点，并不是对居民、工商业用电成本的高企，而是风光核电上网电价参考基准电价的定价机制，使得上调基准电价对这部分新能源供给带来终端使用的压力，不利于能源转型，因而在短期来看实施的可能性较小。长期来看，建立一套新的市场电价定价体系，使得基准电价调整的影响局限在火电领域，可能才会彻底打开基准电价上浮的窗口。

3.  风险提示

冬季气温偏高、“双控”政策执行力度低于预期、碳市场深化进度低于预期