2021年全国“电力短缺”的背后，不是“大棋”，而是煤电博弈和能源结构的调整 | 深度盘点

　　2021年，各地拉闸限电冲上热搜，继而发展成全国范围的限电。

　　2003年和2021年，商道童言（Innovationcases）梳理相关信息之后，发觉无论是疫情还是停电都有很多似曾相识的感觉。虽然性质不同，但都被视为影响全国的公共事件。

　　2003年后埋下了许多伏笔：中国重化工业起步，经济进一步腾飞；两大电网和五大发电集团完成重组，电力投资暴涨；也开启了煤炭行业的黄金十年...

　　中国电力基础设施发生了翻天覆地的变化，但目前全球还有超8亿人没用上电，就算能用上电的发达国家也是勒紧裤腰带过日子。

　　中国发电量从03年的1.91万亿度飙升到去年的7.42万亿度。英国的电价在过去一年涨了7倍，能用得上，但快用不起了；美国的电网随时处在崩溃边缘，2020年有44%的美国公司经历了每月停电一次或更频繁的停电频率，比2019年翻了一倍还多。

　　所以实际上，这仍然是个缺电的时代，只是我们生活在一个不缺电的国家。

　　电力短缺的历史重演

　　电力短缺在中国并不罕见，2000年后中国也出现了“电力短缺”，这次也是如此。

　　第一次“缺电”发生在2002年到2004年，根源可以追溯到1998年的亚洲金融危机。

　　当时由于金融危机，中国出口大幅下降，电力需求增速下降，但90年代各省份建了大量火电厂， 我国出现严重的电力供应过剩，以至于政府开始鼓励全民用电。此后中国重化工业出现爆发式加速增长，这让决策层多少有些意外。一方面，供应在萎缩，另一方面，需求在飙升。结果20个省市相继停电。

　　第二次“缺电”发生在2011年，很多地区都出现了缺电。

　　“十一五”期间，我国首次实施“双控”目标，对能源消费强度和能源消费总量进行硬约束，产能被打压的制造业开始“用电报复”，最终在2011年，发改委两度上调电价，火电企业总算是守住了亏损底线。第二次限电宣告终结。

　　不能看出两次的关键区别：2011年的电荒第一次出现了政策因素，十一五末期的能耗压力造成了罕见的“淡季电荒”，同时煤炭价格也是导致电荒关键因素。

　　近期这次大规模限电，原因与2011年的电力短缺有一些相似之处：一方面，今年是双碳目标的开局之年，能耗双控目标的落实有了很大提升。有些地方以前的指标已经用完了，只能对用电量一刀切。

　　另一方面，煤炭价格随着全球通货膨胀继续上涨，火电企业再次陷入工作更多、损失更大的局面。在能耗双控背景下，煤炭产能利用率一直处于高 位，煤炭库存降至历史低位，地方煤炭项目审批趋严，再次加大了煤炭供应压力。

　　还有一个原因，虽然过去几年，以火电、水电、核电为代表的传统能源投资持续下降，但从数据来看，目前我国对火电的依赖依然严重：虽然火电装机容量已降至56.6%，但却贡献了71.8%的电力供应；而风电和光伏装机容量占24%，发电量仅占总量的10%左右。

　　综上所述，商道童言（Innovationcases）认为是全球的叠加因素推动，促成了煤炭库存下跌、价格的大涨，以及气候逆转带来的水电产能受限的助力，共同造成了目前的大规模停电。

　　最可能的出路

　　对于电力这个“老”行业的巨头，如果单纯从商业角度来看，中国电力企业在面对上游资源循环和下游价格管制时，是无法与“躺平赚钱”的西方公用事业相比的。这种“夹心层”的地位反过来会大大疏远其商业行为。

　　贯穿中国火电行业发展的两个因素，用两个词概括，是市场煤和计划电。

　　作为一种工业能源和商品，煤炭定价早就市场化了。作为公用事业，电价受制于“看得见的手”的指挥，但电力也是一个商业组织，自身的利润受到“看不见的手”的影响。所以火电企业赚钱与否有三个关键因素：利用小时数、电价、煤价。

　　煤炭价格是决定火电厂成本的核心因素，煤炭往往占发电成本的70%左右。上网电价可以简单理解为电厂的销售“单价”。

　　但问题是煤价、电价几何、机组运行时间不是火电厂本身决定的。与煤炭价格频繁波动相比，虽然电价会有所调整，但总体稳定，这就造就了火电行业会出现逆周期的现象。

　　类似事件在历史上已经不是第一次了，每次煤价上涨，火电公司联合写信，都会掀起涨价的呼声。然而，电价如何上涨、上涨多少、谁说了算，背后是20年的电力市场化改革。

　　与火电相比，其他电源或多或少都有缺陷，比如光伏只能在白天启动；风电受风力大小影响，功率波动很大；水电则受气候影响。

　　我国能源禀赋与用电负荷在地理上存在较大的不平衡性，全国80%的煤炭资源分布在西北，80%的水能分布在西南，但能源需求的75%集中在中东部。

　　想要实现电能的调配，要么运电，要么运煤。前者就是在发电资源就近发电，然后用特高压运输，后者则是把煤炭等资源运到各地，施行电力的“区域自治”和自给自足。

　　此前后者的支持因素是在本地发电，既能带动当地就业，也更有利于调度，以及特高压高昂的投资成本。

　　但国家能源局首次提出风电、光伏发电量占比到2025年要达到16.5%左右的目标。同时由于碳排放主要就来自煤电，双碳目标的制定，水电、光伏、风电等清洁能源的基本不产生二氧化碳，这些资源又主要集中在大西北，因此，特高压几乎是唯一的出路。《》

　　所以未来中国的电力结构转型的路径已经非常清晰：大力发展风电和光伏，降低对煤电的依赖。

　　未来的电力格局

　　从民生角度来看，电力是守护工业生产和居民生活的“压舱石”，大规模供应不足会引发连锁反应。从商业的角度来看，具有周期性属性的商业大多是辛苦的；但从投资角度来看，煤电的每一次周期错配似乎都蕴含着投资机会。

　　煤炭企业多为地方企业，而发电集团多为中央企业，这导致了国内和国外电力行业状况不同的的有趣现象。由于“市场煤、计划电”的机制，煤价随市场走，但电价长期受限。这就导致了行业长期存在利润上限而无亏损下限的特点。

　　由于能源结构的特殊性，碳能源占比的提升无法以线性过程替代，本质还是要由技术进步所驱动，所以煤炭在我国能源结构中还主导较长的一段时期。

　　特高压作为下一阶段的重点，其建设可大致分两部分，电力运营商负责投资，很大程度运营商对整个产业的发展有决定性影响。

　　也就是国家电网做蛋糕，设备商分蛋糕，但由于这部分行业在发展初期，直流特高压的主要设备是换流站和输电线，而换流站中的设备主要是换流变压器、换流阀。而特变电工、中国西电和保变电气三家几乎垄断了变压器市场，这种领先优势并非一日形成的。

　　一个产业现象问题的背后，往往是一个产业结构问题，煤电博弈、资源循环、电价控制、火电逆周期等是导致包括本次在内的历次电力供需周期的核心原因。而不是所谓的开放计划、大棋理论和推背图。所谓“争抢定价权”、“强迫出口企业提价”的论调，实在牵强。

　　此轮拉闸限电透视出当下中国电力系统的主要矛盾，即社会经济发展对于电力需求的日益增长与能源结构转型下清洁能源生产力不足之间的矛盾。中国的每一个重大公共事件往往都会成为改革的契机。

　　目前我国能源结构处于“先破后立”的局面，即传统能源投资下降和新能源投资加速的切换已经完成，但能源供给的相应切换尚未完成。商道童言（Innovationcases）认为未来人们的生活水平会进一步提高，对能源的需求必然会增加。危机能带来反思，也是最好的催化剂。

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