拉闸限电正席卷全国多地，这在近20年来罕见。在东北三省，限电范围甚至扩大到了居民用电。

据界面新闻统计，自8月下旬以来，已有云南、浙江、江苏、广东、辽宁、重庆、内蒙古、河南等20个省、自治区、直辖市出台了限产限电措施。

传统的“迎峰度夏”用电高峰已经过去，为何多省出现了集中限电的情况?目前正是“金九银十”订单高峰期，二产、三产用电需求持续旺盛，企业该如何面对?

根据目前公开的官方信息看，各地限电限产的原因呈现出差异化特点。

其中，陕西、云南、宁夏、浙江、江苏等地的限产限电，受到“能耗双控”政策要求影响。

东北三省、广东、河北、青海、安徽、湖南等多地限产限电，则主要因电煤供应紧张，出现了供电缺口。

青海等省还受到今年上游来水偏低，水电发力不足等因素影响，沈阳等地则叠加了当地风电骤减等原因，电力供应缺口进一步增加至严重级别。

撇除个别地方因“能耗双控”考核采取的限产限电因素，市场电力需求增幅大，煤炭资源紧缺，煤价高企、煤电企业亏损，是导致全国限电的关键共因。

电力需求增长超预期

厦门大学管理学院特聘教授、中国能源政策研究院院长林伯强告诉界面新闻，导致限电的最首要因素是电力需求增长。

“今年电力需求增速大幅超过往年。增幅突然增长，使整个电力系统措手不及。”林伯强表示。

中电联统计数据显示，1-8月，全国全社会用电量54704亿千瓦时，同比增长13.8%。其中，8月全国全社会用电量7607亿千瓦时，同比增长3.6%。

1-8月，三产用电增速均呈两位数增长。其中，第一产业用电量660亿千瓦时，同比增长19.3%;第二产业用电量36529亿千瓦时，同比增长13.1%;第三产业用电量9533亿千瓦时，同比增长21.9%;城乡居民生活用电量7981亿千瓦时，同比增长7.5%。

用电增速大增，与大宗商品涨价有关。随着各国疫情好转，消费需求释放，以及各政府实行货币宽松政策，大宗商品价格大涨。这促使国内高耗能行业扩大生产，导致用电量大增。

“今年国际上的铜、铁、铝价格翻倍上涨，基本均达到历史高位。相关厂家迎来高价利好，大力生产。”林伯强称。

林伯强表示，因为高耗能产业用电占比达六成以上，其电力需求增长，对电力系统的冲击很大。

中电联统计数据显示，高载能行业方面，1-8月，化工行业用电量为3338亿千瓦时，同比增长9.9%，增速比上年同期提高11.2个百分点;建材行业用电量2721亿千瓦时，同比增长14.5%，增速比上年同期提高14.9个百分点。

此外，黑色金属冶炼行业用电量4302亿千瓦时，同比增长12.6%，增速比上年同期提高11.3个百分点;有色金属冶炼行业用电量4446亿千瓦时，同比增长8.2%，增速比上年同期提高5.4个百分点。

由于疫情控制较好，中国经济恢复超预期，今年出口形势向好，国际订单方面的用电需求也更为旺盛。

华北电力大学教授，能源互联网研究中心主任曾鸣对界面新闻表示，国外市场仍受疫情影响，使得中国的外贸订单增多，出口增加，发电需求旺盛。

海关总署发布数据显示，8月中国外贸进出口总值3.43万亿元，同比增长18.9%，连续15个月实现同比正增长，进一步呈现稳中加固态势。

1-8月，中国外贸进出口总值24.78万亿元，同比增长23.7%，比2019年同期增长22.8%。

曾鸣告诉界面新闻，外贸订单导致的电力需求大增，在广东、浙江、福建这些外贸及化工大省上较为典型。

2020年12月，广东和浙江因电力缺口，出现拉闸限电情况。今年，两个省份的拉闸限电提前至9月。

“广东、浙江的外贸出口需求，较往年更旺盛，生产任务加重增加了电量需求。用电指标提前用完，碳排放指标也用完了，所以要进行限电。”曾鸣表示。

海关进出口数据，今年前8个月，浙江省出口1.9万亿元，同比增长20.4%;广东出口3.18万亿元，同比增长19.1%。

广东省发改委官方信息显示，今年1-8月，广东全省全社会用电量5252.73亿千瓦时，同比增长17.33%。预计9月广东最高统调负荷需求超过1.41亿千瓦，同比增长11%。

目前正是“金九银十”订单高峰期，广东省二产、三产用电需求持续旺盛，工业用电量3077亿千瓦时，同比增长18.3%。

此外，今年高温天气也加剧了广东电力需求。广东近期气温最高达34℃-38℃，较往年同期偏高3℃-4℃，气温每升高1℃，电力负荷便将提高200万-300万千瓦。

煤价高企，电厂发电不足

目前，煤炭在中国能源体系中仍处于主体地位，发挥着压舱石作用。但今年因电煤价格高企，电厂购买动力不足，火电的保障能力出现下降。

曾鸣表示，火电需求增长过快，叠加煤炭供应受限，煤炭供需关系错配，导致煤价居高不下。高昂的燃料价格又导致煤电企业全面亏损，电厂无力买煤。

“火电厂发一度电亏一毛多钱，电厂没有动力发电。”一位不愿具名的义务纺织业外贸人士告诉界面新闻。

根据中电联数据显示，今年6月，大型发电集团标煤单价同比上涨50.5%，但电价基本保持不变，煤电企业亏损面明显扩大，煤电板块整体亏损。

“无论是电厂的存煤量，还是机组的出力，很多火电机组有能力调高负荷运行。但由于煤价高企，电厂亏损严重，很多机组申请检修。”曾鸣表示。

华北电力大学经济管理学院教授袁家海也对界面新闻表示，燃煤电厂亏损，非正常停机增多。

天津市发布的限电通知也显示，近期华北地区发电机组检修，电煤紧张等因素，导致京津唐电网存在电力缺口。

据广东当地媒体报道，广东省能源副局长刘文胜也表示，天然气、煤炭价格高涨，资源供应紧张，火电企业发电积极性不高，叠加机组长期顶峰发电设备存在缺陷等因素，导致了本轮电力供应不足。

今年3月以来，动力煤价格持续高位，在9月初冲破1000元大关，此后连续创下历史新高，动力煤期货主力合约价格屡刷新高，近一个季度涨幅超过60%。

秦皇岛5500大卡动力煤综合交易价格也由去年同期的563元/吨，涨至如今的超1000元/吨，主流报价上涨至1500元/吨左右，价格翻番。

据界面新闻了解，若采购的煤价高于600元/吨，电厂即开始亏损了。

曾鸣表示，导致煤价高的因素很多，主要原因之一是为了实现“双碳”目标，煤炭生产门槛变高，新增煤炭产量严重受限，导致供需关系紧张。

根据煤炭工业规划设计研究院撰写的《中国煤炭行业"十三五”煤控中期评估及后期展望》，煤炭行业在2016-2018年间共退出产能8.1亿吨，提前完成“十三五”的阶段性目标。

袁家海告诉界面新闻，有数据显示，自2015年煤炭供给侧改革至今，全国共约退出煤炭产能10亿吨，今年还有内蒙古煤矿整治和部分省份关停煤矿，煤炭进口也在下降。

东北地区的煤炭资源形势也更加严峻。一位不愿具名的券商煤炭分析师告诉界面新闻，东三省的煤炭资源，主要靠蒙东地，由中国神华、露天煤业等企业供煤。

国内煤炭供给紧张，煤炭进口则出现下降。

1-8月，中国累计进口动力煤8529.6万吨，较上年同期的9419.5万吨下降9.45%。

界面新闻获悉，今年国内煤炭进口由澳大利亚改为向其他国家进口，煤炭进口总量下降，外贸煤价则大幅提高。国外煤炭价格也居高不下，同时刺激国内煤价持续上涨。

目前，电厂煤炭库存处于历史低位，一煤难求。

从当前情况看，煤价还未见下降趋势。

国盛证券分析称，短期来看，“能耗双控”下，水泥、化工、建材等行业限产以及部分地区限电影响，煤炭需求增速趋缓，且下游对高位煤价抵触情绪升温，或压制煤价上涨。但煤炭产地增产不及预期，供不应求局面持续，煤价易涨难跌。

目前电厂方面，日耗出现季节性下滑，但仍高于往年同期，库存仍处于低位，补库任务依旧艰巨。且冬储需求持续释放，“迎峰度冬”耗煤高峰临近，近期大型电厂采购开始增加，煤炭需求仍具有刚性。

此外，北半球冬季出现拉尼娜现象的几率较大，今年或迎来寒冬。

在全球天然气价格上涨背景下，煤炭将充当供暖主力的作用，冬季的煤炭需求仍有较强支撑。

后市来看，“金九银十”、冬储补库黄金期来袭，煤价仍是易涨难跌。

煤电联动，电价上浮可破局?

随着各地限电升级，煤电矛盾也愈加突出。

据界面新闻了解，受制于市场煤、计划电，煤电价格倒挂情况严重，想要提高火电出力，难度很大。

据界面新闻获悉，8月，大唐国际发电、北京国电电力(600795.SH)、北京京能电力等11家燃煤发电企业联名请示，希望重新签约北京地区电力直接交易10-12月年度长协合同，提出允许市场主体实行“基准价+上下浮动”中的上浮交易电价。

该请示称，今年京津唐电网燃煤电厂成本已超过盈亏平衡点，与基准电价严重倒挂，燃煤电厂亏损面达到100%。此外，煤炭库存普遍偏低，发电能力受阻，企业经营状况极度困难，部分企业已出现了资金链断裂。

这一问题的根结还在于，目前煤电价格还未实现真正的联动。

长久以来，中国“市场煤”和“计划电”的矛盾，被业内广为诟病，即煤炭价格由市场决定，随着供需等因素发生波动，但电力价格由政府管控。

当煤炭价格上涨，电企生产成本增长，但不能及时有效传导到电力用户端，电企面临亏损。

当年设置“煤电联动”机制的初衷，是为了缓解煤电之间的矛盾。但在实际执行过程中，煤电并不能及时联动，存在错位。

2019年9月，中国提出自2020年1月1日起，取消煤电价格联动机制，将此前的标杆上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化机制，上浮不超10%，下浮原则上不超过15%。

这是为了将电价更多地交予市场决定，政府不再去干预标杆电价。

但按照当时的政策，2020年上网电价暂不上浮，特别要确保一般工商业平均电价只降不升。

2021年以来，全国煤电上网电价的上浮通道并未即时开启。直到随着燃煤价格攀升，煤电企业经营承压，部分地区才对交易电价开启上浮通道。

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》。

该通知表示，火电行业陷入“成本倒挂发电、全线亏损的状态”，已严重影响到了蒙西地区电力市场交易的正常开展，并对电网安全稳定运行及电力平衡带来重大风险，因此，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%。

中金公司研报分析称，蒙西地区率先明确电价上浮空间，将帮助火电实现盈利边际改善，此次调整也是2017年以来“降电价”和浮动电价政策推出后，首次放开电价管控。

8月，云南省电厂平均交易价同比提升9.38%;宁夏发改委发布通知，允许煤电月度交易价格在基准价的基础上，可上浮不超过10%。

随后，上海市经济和信息化委员会发布《关于开展2021年上海市电力用户(含售电公司)与发电企业直接交易工作的补充通知》，明确进一步完善“基准价+上下浮动” 电力市场价格形成机制， 取消燃煤标杆上网电价“暂不上浮”的规定。

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，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%。

国泰君安研报表示，当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。

曾鸣告诉界面新闻，煤炭市场和电力市场如何接轨，是需要迫切研究的重大问题。“过去，煤、电的市场矛盾一直没有解决。随着电力需求旺盛，问题暴露突出。”

“煤、电市场两者间的协调联动机制如何搭建，政策和体制机制、市场和管理模式如何协调，需要深入研究解决。”曾鸣称。