概要

• 到底谁是今年用电大户？三季度以来，我国多个省市出现了“拉闸限电”的现象，特别是部分地区甚至居民用电也受到了影响，而今年全国主要电网最高用电负荷明显高于过去五年同期平均水平。不过，一方面，从电力供应上来看，发电设备似乎并未开足马力。而另一方面，从电力需求情况上来看，经济增长和发电量之间的关系依然稳定，并未出现较大程度变化，用电增长也并未对发电系统提出超出以往水平的过高要求。发电量的高增速和经济增长状况类似，都是受到去年同期低基数的影响。从发电结构上来看，今年水电表现明显不及去年，而对于火电的依赖显著上升。今年前7个月火电对于发电量增长的贡献率由去年的43%一举提升至超过75%。从用电端来看，今年以来第二产业对于用电量的增长贡献最为突出，但相比于去年，第三产业的改善幅度更大。从制造业行业来看，其实今年高耗能行业的用电量增长相对而言并不算快，在政策严控下得到了一定程度的约束。

  
  

• 煤价前所未见，内蒙拖累供给。从直观感受上来说，“拉闸限电”和完成全年“能耗双控”目标之间存在着较为直接的联系，为了目标完成而主动限电就成为不少地市的无奈之举。不过，能耗双控并非电力限供的唯一原因，“电荒”的根源还是出在煤炭供应上，在供需格局紧张的作用下，煤炭价格今年以来持续攀升。偏紧的供给和高企的价格，导致电厂煤炭库存严重不足，存煤可用天数只有去年同期一半左右。从供给结构上来看，我国动力煤供应超过96%均来自国内，进口部分的占比只有4%左右。因此，今年以来的煤炭供应偏紧还是和国内产出增长相对迟缓有关。而从地区煤炭产量上来说，今年煤炭供给的拖累主要是来自内蒙古，今年前8个月，内蒙古原煤产量占比较去年底下滑超过1个百分点，在全国各省市中排名垫底。对于愈演愈烈的“电荒”现象，政策层面对此高度重视，应对措施主要围绕两个方面展开：一是推动煤炭产量的加快释放，缓解供应瓶颈。不过，近期由于山西、陕西等煤炭大省遭遇强降雨，后续供给恢复存在不确定性；二是推动煤电价格形成机制更加市场化，提高电力企业发电意愿。

  
  

• 影响究竟多大：拖累增长超1%，加速价格传导。事实上，不同行业受到限电限产的影响存在显著差异，高耗能行业所受影响相对更大。我们通过对行业分组并根据实际生产冲击所做的测算表明，在基准假设下，若政策持续两个月，将拖累工业增加值增速约3.2个百分点，对GDP的影响约在1.2-1.3个百分点。考虑到后续限制程度或有缓和，拖累程度可能小于我们的估计。不过，限产限电事实上对于经济结构调整存在着倒逼作用，日本等发达国家的发展经验表明，能源价格提升有助于产业结构向高级化迈进。另外，不容忽视的是，缓解“电荒”问题所采取的电价调整也会带来国内物价水平的波动，并且，电力价格上调可能会加快价格上涨由PPI向CPI的传导。测算结果表明，如果按照调价措施电价上涨10%，将会带动PPI增速上行1.2个百分点左右，而对CPI增速的影响约在0.2-0.3个百分点。

到底谁是今年用电大户？

设备利用程度不高，马力似乎并未开足。不过，一方面，从电力供应上来看，暂且不论是客观因素制约还是主观意愿的影响，发电设备似乎并未开足马力。在电力紧张的情况下，今年前八个月发电设备平均利用小时约为2500小时左右，虽然明显高过2020年同期，但不及2018年水平，和2019年的水平也是基本接近。

发电和经济增长关系稳定。而另一方面，从电力需求情况上来看，经济增长和发电量之间的关系依然稳定，并未出现较大程度变化。2016年以来，1单位的发电量（千瓦时）大约对应着12个单位的实际GDP规模（元），今年前8个月，这一比值虽微幅回落，也基本稳定在11.9元/千瓦时，因而，发电量的高增速和经济增长状况类似，都是受到去年同期低基数的影响。

发电用电基本对应，没有提出过高要求。从发电量和用电量之间的关系上来看，2016年以来两者之间的比值稳定在1.0左右，而今年前七个月，发电量与全社会用电量之比略低于1.0的水平，这意味着在用电量相同的情况下，所需的发电量略有减少。由此可见，用电增长也并未对发电系统提出超出以往水平的过高要求。

火电依赖上升，水电表现不佳。不过，从发电结构上来看，今年水电表现明显不及去年，而对于火电的依赖显著上升。2020年全年水电对于发电量增长的贡献率接近18%，而今年前7个月几乎归零，与之形成鲜明对比的是，火电对于发电量增长的贡献率由去年的43%一举提升至超过75%。

二产贡献突出，三产改善更大。而从用电端来看，今年以来第二产业对于用电量的增长贡献最为突出，但相比于去年，第三产业的改善幅度更大。今年前8个月，第二产业对于用电量增长的贡献率由去年的55%进一步提高到超过65%，而第三产业则由去年的不足10%攀升到接近25%。城乡居民用电对于用电量增长的贡献事实上相比于去年有所下降。

高技术行业增速领跑，高耗能用电存在约束。从制造业中各类行业的表现上来看，其实今年高耗能行业的用电量增长相对而言并不算快，在政策严控下得到了一定程度的约束，今年前八个月高耗能制造业用电量两年年均增速不足6%，较去年提高不足2个百分点，而高技术制造业用电量两年年均增速超过10%，消费品制造业的两年年均增速也要超过高耗能行业。

煤价前所未见，内蒙拖累供给

达成能耗双控，限电无奈之举。从直观感受上来说，“拉闸限电”和完成全年“能耗双控”目标之间存在着较为直接的联系。根据二季度发改委发布的各地区能耗目标完成情况，还有八九个省份处在一级预警区间，能耗强度降低进度和能源消费总量并未达到预期的控制效果，因此，为了目标完成而主动限电就成为不少地市的无奈之举。

不过，能耗双控并非电力限供的唯一原因，甚至并非是最具决定性的因素。一方面，东北等地能耗双控压力并不算大，而电力紧张问题却在三季度末愈演愈烈；另一方面，正如前文所述，高耗能行业事实上今年用电已受约束，仅为目标完成不至于导致大范围的“电荒”。

供需偏紧，缺口较高。结合前文分析，今年发电对于火电的依赖度明显上升，因此，我们认为，“电荒”的根源还是出在煤炭供应上。根据我们的估算，今年以来煤炭供需就相对偏紧，并未出现往年在个别月份能够看到的供给超出需求的现象。3月以来动力煤的供需缺口一直维持在1000万吨以上。

价格飙升，前所未见。在供需格局紧张的作用下，煤炭价格今年以来也是持续攀升。截止今年9月底，秦皇岛动力煤市场价较去年底上涨幅度已超过113%，价格绝对水平也已突破1500元/吨，而从2007年至2020年这十几年间，动力煤的最高价格也就在1000元/吨左右。

库存创下新低，去年同期减半。偏紧的供给和高企的价格，导致电厂煤炭库存严重不足。今年9月以来，沿海七省电厂存煤可用天数只有13天左右，创下2016年以来的同期新低，与之相对应的是，2019年和2020年同期存煤可用天数水平要超过25天，大约是今年的2倍左右。

对于愈演愈烈的“电荒”现象，政策层面对此高度重视，国庆节后的第一场国常会就专门部署做好电力和煤炭等能源供应保障，而应对措施主要围绕两个方面展开。

影响究竟多大：拖累增长超1%，加速价格传导

我们综合考量了行业数量和电力消费情况，对行业进行如下分组：将消费量在850亿千瓦时以上的归为高能耗组，限产限电政策影响最为显著，假设和钢铁行业的程度相当；将消费量在200亿千瓦时以下的归为低能耗组，假设限产限电政策影响微弱；将消费量在200亿千瓦时至850亿千瓦时之间的归为中能耗组，假设限产限电政策影响适中，约为高能耗组的一半。

中性假设条件下，拖累经济增长超1个百分点。据此我们估算本次限产限电对于经济增长的影响，测算结果表明，在基准假设下（当前限产限电强度），若政策持续两个月，对于工业增加值增速的拖累约为3.2个百分点，再根据工业增加值与GDP之间的关系，此种情形下，限产限电或将拖累经济增长1.2-1.3个百分点左右。不过，随着后续保供措施的落地见效，限制程度或将比9月下旬以来有所缓和，对经济的拖累可能要小于我们估计的中性情况。

能源约束有助转型。不过，限产限电事实上对于经济结构调整存在着倒逼作用，发达国家的发展经验表明，高耗能行业在能源约束下将通过技术或流程创新改造等方式，着力提高资源的利用效率，而其在整体经济结构中的占比也会趋于下降，让位给能源利用效率更高、技术创新水平更强的行业。当前我国研发投入强度仅相当于美国和日本在20世纪70-80年代的水平，创新能力的提升仍任重道远，能源约束适当收紧有助于加快转型，诚然，我们并不认为这是当前政策的实有意图，而仅是其带来的可能结果之一。

风险提示：政策变动，经济恢复不及预期

文章来源：李迅雷金融与投资