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煤价暴涨，各地电荒，电力行业何去何从？

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中线波段的公社达人

2021-07-23 23:56:18

两轮电荒的原因分析（2020年11月到2021年1月的第一波，2021年5-7月的第二波）

两轮电荒的原因有所差异，具体情况如下：
1、2020年年底开始的电荒主要是湖南、江西、浙江出现的局部电荒现象。湖南1月错峰限电195万千瓦时，江西需求侧相应59万千瓦时，错峰用电122万千瓦时，181万千瓦时的电力供应不足，四川江苏浙江也都有错峰用电的举措。
2020年年底电荒的主要原因：
1）需求侧主要是由工业生产拉动的工业用电需求增加，湖南去年11月工业增加值7.4%，高于全国平均水平2pct，江西浙江工业增加值也是高于全国平均水平的；
2）天气影响：极寒天气加剧了电力负荷；
3）送湖南、江西的电网通道受限，外来电输送受限，叠加例如湖南当地的岳阳煤电百万煤电机组停运加剧了阶段性电力供应不足；
4）浙江存在一个特殊情形，浙江是为了完成其十三五期间的节能减排的目标，主动限制电力消费。

2、2021年5-7月的电荒主要集中在南方电网覆盖区域广东、云南、广西、四川等。原因主要有四条：
1）工业生产恢复很快，南网1-5月的用电增速比全国高5.5pct，广东地区同比增长27%，两年平均增速10%；云南同比增长23%，2年平均增速15%；
2）天气影响：高温比以往来得更早；
3）广东的用电很多是云南水电外送的，今年云南水电来水晚；
4）以往广东燃煤很多是采购自澳洲，今年因为限制改为采购北方煤，一定程度上造成煤炭需求更加旺盛。

我国电力供应现状从相对宽松、局部过剩，转向相对平衡、局部偏紧，未来电荒将常态化。
电荒对高耗能企业的影响较大，电力成本上涨一分钱对化工水泥烧碱等企业利润冲击非常大，展望今年全年，预计今年全年全社会用电量增速在8%，达到8万亿千瓦时。很多省份在未来三五年的装机规划中增加了大量的新能源电源，而稳定的水电煤炭核电装机占比减少，新能源电源与我们的用电高峰是存在明显错峰的，因此局部区域的电荒在十四五期间会常态化。
展望今年下半年：我们预计今年我们国家的用电基本平衡，但是局部区域如华北、华中、南方在用电高峰（夏季冬季晚上）还是会存在较大供电缺口。
展望2023年：供需紧张会逐步加剧，愈演愈烈。从负荷侧看，我们国家十四五期间的用电负荷逐年增长，从供应侧来看，在大力发展新能源的过程中，我们国家的稳定电源如核电、煤电、水电都是严重不足的。

对于国家鼓励储能建设会有相关政策落地吗？
理论上储能的成本应该向电价传导，但是我国的国情导致我国大概率不会大规模提高电价，但是或许会传导一部分到居民用电电价，我国居民电价是严重低于国外，而工商业和大工业电价是与海外较为匹配的。我国的电力体制改革较为滞后，就今年来看煤炭等生产要素的价格上涨，而上网电价却没有提高传导，由发电企业承担，未传导到用电企业，理论上看，长期看工商业大工业居民用电电价应该会提高，而我国的国情（重工业制造业），导致短期工商业电价可能也不会大幅提高。可能会有局部时间用电、局部行业的电价上涨的政策落地。

今年火电企业受到煤炭价格高企的影响，会出现火电企业大规模违约的情形吗？
近几年国资委对火电企业资产重组，以区域去划分进行资产重组，这种资产重组主要是为了抱团解决无序竞争。我们不认为火电企业在新能源大幅上网的过程种会出现大幅亏损，我们讲到的用电紧张，很多层面是由于用电负荷大造成的，而我们看用电量的增速可能在4%-5%左右，因此火电企业在装机一定的情形下，保证其用电小时数就行，在十四五期间也是有比较大的空间的。我们看到很多企业在国资委资产重组中，发电小时数还是有上涨的。

几大发电集团大力推进风电光伏，但是他们的资产负债率其实比较高了，其资金来源在哪里？
发电集团为了不让自己在未来国资委的考核中落后，也是要大力发展新能源发电的，资金一部分来源于市场（电力市场+碳市场）；一部分来自于发债（绿色债），绿色债在会计计量上也是纳入权益项，不会增加其资产负债率的负担。

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