摘要

高温干旱天气导致川渝地区，以及安徽、江苏等长江流域省份出现限电停产。川渝地区电力供给缺口达到两位数水平。四川水电发电能力下降超五成，实行“让电于民”、暂停部分工业用电。据华泰研究估算（参见《限电频发，电力系统变革刻不容缓》2022/8/21），四川电力供给缺口达到两位数水平。本文分析本轮电力紧张成因、与去年“双限”的异同，及其宏观影响。

1. 短期挑战叠加结构性因素，夏季高峰用电紧张再现

虽然全国、尤其是长江流域持续高温触发本轮电力紧张局面，但是，一些中长期结构性因素导致电力供需平衡趋紧，叠加民用电占比结构性增长大幅推升尖峰负荷需求（7月居民用电增长27%），频频触发尖峰用电紧张局面。

中国电力基础设施投资持续落后于用电增长，电力转型期间，结构性错配矛盾尤为突出。

近年出口对经济的拉动明显上升，工业用电、尤其高耗能行业的产值增长快于服务业，中国单位GDP耗能下降速度趋缓。

居民用电占比结构性上升，推升总体用电量、尤其是尖峰负荷需求。虽然民用电只占总用电量14-15%，但占尖峰负荷需求4成以上。

结构性因素，如今年电能替代（电代油、电代煤）持续贡献用电量增长。此外，一些高耗电的结构性成长行业持续推升单位GDP用电量，包括一些新能源转型初期的投资——例如近年来数据中心、电动车/充电桩等对用电量增长的贡献明显上升。

2. 本次电力紧张持续时间可能短于去年，影响程度较浅、且辐射范围较小

由于本次电力紧张的短期触发因素是极端天气，而非政策对排放指标的严格管理，所以，随着气温下降，短期用电紧张有望缓解。对比去年，“双限”对工业生产的冲击十分显著，且延续时间长达2-3个月。从影响范围看，本次电力紧主要影响长江流域的川渝、湖北、江苏等省市，明显小于2021年“双限”期间电力消费受限区域。

3. 短期宏观影响：部分行业“量缩价升”

电力短缺导致部分行业产能受限，本质上是供给侧冲击，在受影响较大的地区和行业、可能造成部分商品“量缩价升”的短期现象——分析本次电力短期影响的区域和相关行业，并对比2021年产量受影响较大的行业，本轮可能出现供给紧张行业包括部分化工品、金属冶炼等高耗能行业，医药制造等。

4. 中长期启示：应对能源转型“成长的烦恼”

虽然天气为短期触发因素，但近5年电力紧张“频发”，仍然凸显了一些中长期的结构性矛盾——

首先，电价调整有助于理顺国内电力总供给、及电力资源在不同板块间的配置。随着民用电占比上升，有必要拉开峰谷电价价差，推动总体电力资源更为有效、合理配置。同时，全球能源价格底部抬升，中国与国际电价的差距加大（如中国居民电价水平约为美国的一半，德国的20%），变相推升高耗能行业出口。

民用电占比结构性上升，凸显增加峰值供电能力的紧迫性。合理扩张火电产能，大力推进储能扩产、降本，方能更好应对电力需求结构的变化。

风险提示：全国高温持续，原材料价格上行。

正文

一．短期挑战叠加结构性因素，夏季高峰用电紧张再现

虽然全国、尤其是长江流域持续高温出发本轮电力紧张局势，但是，一些中长期结构性因素导致电力供需平衡趋紧， 叠加民用电占比结构性增长大幅推升尖峰负荷需求（7月居民用电增长同比上升27%），频频触发尖峰用电紧张局面。

首先，过去10年，中国电力基础设施投资落后于用电增长，且电力转型期间，结构性错配矛盾突出。

电力投资增速长期落后于用电量增长。2011-2021年中国电力基础设施投资的CAGR为3.0%，而同期中国用电量的同比增速达到5.9%，尤其是2018年以来，中国电力基础设施的投资复合增速同比下降2.7%，与此同时用电量复合增速实现同比6.7%的高速增长。电力投资的增速与用电需求的高速增长之间形成缺口（图表1）。

此外，光伏和风电等新能源发电占比上升导致高峰负荷调整的矛盾加剧。2008年以来的电源基础设施投资中火电的比重逐步下降，近两年来光伏的占比更是大幅提升。然而，风电和光伏等可再生电源具有较大波动性，难以对居民用电端高峰负荷的变动进行及时调整。在现有电力体系中仍然是火电、核电等更易调节的电源能够发挥负荷调整的作用，在电力转型的过程中这一结构性的错配带来的矛盾在此次供需压力带来的限电中凸显出来（图表2）。

其次，2020年以来，出口对经济的拉动明显上升，工业用电、尤其高耗能行业的产值上行导致单位GDP能耗水平降幅放缓。疫后多重因素推动中国出口增速以及占全球出口份额上升——1）经历全球疫情和俄乌冲突的冲击后，中国制造业在劳工、能源、房租等方面的累积成本优势更为突出；2）近年中国 ODI 上升拉动出口，尤其是对东盟地区——东盟从 2020 年已成为中国第一大贸易伙伴。中国出口竞争力上升一方面表现为中国商品对其他国家的出口替代，同时，真实购买力下降压力下，海外消费者对中国“高性价比”产品的偏好上升（有关中国出口的具体分析，请见《中国贸易顺差逆势上升的成因与启示》2022/8/7）。2021年中国全年出口额同比增速达29.9%、2022年7月出口金额同比增长18%、仍处高位，其中汽车、轻工纺服、机械等行业出口维持强势。外需订单走强之下，高耗能行业增速亦随之上升，如化工、黑色、有色、水泥等，并推升用电量增速。2021年全国发电量同比增长8.1%，为2011年以来最高。实际上，2020年以来，受出口拉动较大的高耗能行业产业增加值同比增速明显高于第三产业的GDP增速。由此，单位GDP能耗降幅放缓：2022年1季度，单位GDP能耗同比下降2.3%，相比疫情前（2019年）的-2.6%的降幅有所收窄，也比2021年1季度的-3.1%明显收窄（图表4）

第三，居民用电占比结构性上升，推升总体用电量、尤其是尖峰负荷需求。

近二十年来民用电占比持续上升。2004年-2022年，我国城乡居民用电量总体上行速度快过工业用电，占全社会用电量比例从2004年末的11.2%一路走高至2022年7月的14.8%。此外，2022年1-7月，居民用电量贡献拉动率从2021年的1.1个百分点上行至1.8个百分点。如图表5和6显示，居民用电量增速持续上升。尽管我国民用电占比总体仍较其他发达国家偏低（美国2021年民用电占比39%，欧盟为29%），但其占比持续上升仍不断推升总体用电需求。尤其值得提醒的是，民用电与工业用电相比，具有明显的冬夏“双高峰”、夜间负荷更低等“高峰波谷”特征，民用电需求上升对电网的尖峰负荷能力提出更高要求——虽然万得数据显示民用电只占总用电量14-15%，但占尖峰负荷需求4成以上。例如，受今年暑期气温偏高推动，居民用电量占比在2022年7月跳升至2007年3月以来的最高点27%。具体到一天中的各个时段看，在夏季日尖峰负荷时段（一般为上午11-12时及下午15-17时），居民用电需求可能大幅上行至用电量的50%~60%左右。

第四，一些高耗电的结构性成长行业持续推升单位GDP用电量，包括新能源转型初期的投资——例如近年来数据中心、电动车/充电桩等对用电量的贡献明显上升。

电能替代比重继续上升。 “十三五”期间的电量增长主要是通过发展煤电的方式实现，面对清洁化、低碳化的能源转型新目标，清洁能源或将逐步取代煤电继续推动增量电能替代。根据国家能源局，2022年新增电能替代电量将达到1800亿千瓦时，其中风电、光伏发电量占全社会用电量的比重提升1.2个百分点至12.2%左右。发改委和能源局的《“十四五”现代能源体系规划》中明确提出“十四五”期间要推动构建新型电力系统，促进新能源占比逐渐提高，推动煤炭和新能源优化组合，到2025 年电能占终端用能比重达到 30%左右，非化石能源发电量比重提升到 39%左右。据国家电网测算，“十四五”时期电能替代潜力预计超6000亿千瓦时。

近年来高速发展的一些新兴成长性行业，比如数据中心、电动车等，虽然不属于传统制造业中的高耗能产业，但是这些行业带来的间接能耗仍不可忽视。以电动车为例，中国电动车保有量从2014年的22万辆增长46倍、至2022Q2的1001万辆， 2020至今的年化增长率为 60.6%，2021至2022Q2进一步加速，增速达到为63.0%。即便如此，电动车保有量还有大量的上升空间（图表7）。此外，随着电动车的普及率提升，充电桩保有量也随之保持高速增长，2020至2022Q2年化增速为53.0%，2021至2022Q2年化高达77.5%（图表8）。2020年至今，国际油价大幅上涨了46.5%，而中国的居民电价几乎保持不变，油电价格比的“倒挂”带来实际意义上的“套利”空间，也在一定程度上助推了电力需求的增长。

二．本次电力紧张持续时间可能短于去年，影响程度较浅、且辐射范围较小

由于本次电力紧张的短期触发因素是极端天气，而非政策对排放指标的严格管理，所以，随着气温下降，短期用电紧张有望缓解。对比去年，“双限”对工业生产影响十分显著，且延续时间长达2-3个月。

本轮限电辐射范围较小——本次电力紧张主要影响长江流域的川渝、湖北、江苏等省市，明显小于2021年“双限”期间受限区域。本轮限电主要是由于极端高温天气及随之而来的旱情，对部分地区的居民用电需求端和水电供给端带来挤压。受影响地区集中在四川、重庆、湖北、江苏等地，影响范围较为有限。

直接催化剂一：极端高温推高用电峰值。截至8月22日，中央气象台已连续11天发布最高级别的高温红色预警，极端高温天气导致用电高峰负荷大幅增加，国网四川7月售电量同比增长20%，据8月15日四川电力保供电调度会，预计全省最大用电负荷更是比去年同期增加25%。

直接催化剂二：干旱带来的电力供需紧张。干旱少雨天气导致水电供应大幅下跌，四川整体发电结构中水电占比超过八成， 而8月以来各大流域来水偏枯五成以上，水电站蓄水严重不足，带来供需失衡。而四川作为传统电力大省，水电主要输送至华东地区，包括重庆、江苏、浙江、上海等地，也是本次限电措施集中的地区，波及的省份较为有限。

相比较而言，2021年限电的影响范围要大得多——地区覆盖包括广东、浙江、江苏、安徽、山东、云南、湖南等在内的12个省份。在能耗双控、供电量不足和环保限产政策的多重影响叠下，大面积的工厂停产限产对企业生产带来直接冲击。2021年的限电举措主要是由能耗“双控“的限制及高动力煤价格导致，上半年全国多数省份的能耗双控均未达标，其中青海、宁夏、广西、广东、福建、新疆、云南、陕西、江苏等9省能耗强度不降反升（一级预警），因此从2021年三季度以来各省均采取了强制性措施确保达标。

随着气温下降，本轮短期用电紧张有望缓解。本轮限电主要受到极端气候的冲击，川渝、湖北等地 8月的气温峰值创下新高，根据国家气候中心预测，8月29日至9月13日，四川、重庆等地的降水将多于往年同期，而届时全国大部地区气温接近常年同期到偏高。根据往年经验气温正在转入下行区间，目前的极端高温状态或不可持续。随着9月入秋后天气转凉，目前的供需紧张状况能够得到大幅缓解。作为对比，2021年限电更多是人为因素：自8月初起，陆续有省份开始限电限产（如重庆、云南等），9月多数省市开展了工业生产限电措施，影响一直持续到10月，甚至10月以后东北地区的居民用电也受到影响，总体影响持续时间长达2-3个月。

三．短期宏观影响：部分行业“量缩价升”

电力短缺导致部分行业产能受限，本质上是供给侧冲击。在受影响较大的地区和行业、可能造成部分商品“量缩价升”的短期现象。工业限电可能导致部分高能耗企业开工率下调，影响工业企业盈利并减少市场上的工业品供给并推升价格。

以史为鉴：2021年3季度限电限产导致整体工业生产明显承压。2021年2季度，工业生产增速尚有9%，但到3季度快速下滑至4.9%、4季度则进一步下滑至3.9%。我们统计，在2021年8月-10月期间，受能源价格冲高及“能耗双控”政策双重影响，全国有超过65个城市发布工厂停产政策或者是有工厂自发减产，其中水泥、金属等行业首当其冲，医药、汽车等下游制造业也未能幸免。同时，工业品“量缩价升”的现象不断加剧，2021年9月水泥价格上行40.4%，而焦煤价格同样上行超过20%。

我们从两个维度观察上一轮限电期间工业生产的收缩幅度和行业分布：

2021年8-10月，工业增加值环比下行较快的行业主要是黑色/有色金属，工业原材料，以及下游的医药制造业。2021年8-10月，黑色金属制造业生产下行最快，增加值环比下行3.8个百分点（已季调、非年化，下同），有色金属下行0.8%；非金属工业品中，耗电量较高的水泥、化工、橡胶等行业制造业增加值环比分别下行1.3%/0.8%/0.4%。下游行业中，医药行业也受到影响，环比下行0.4%（图表12）。

此外，9月限电限产导致汽车、水泥、钢铁、煤炭等行业开工率普遍下降。9月水泥企业开工率跌幅最深，开工率累计下行18.9个百分点，焦化、高炉企业开工率均下降超过4个百分点。另一方面，尽管“两高”行业本限于煤电、石化、化工、钢铁、有色、建材等六大行业，但限电的实际影响行业要广泛得多。除上文所述的医药外，汽车制造业也不可避免受到影响，9月前三周，半钢胎企业开工率下降2个百分点（图表13-16）。

本轮限电无论是在范围还是规模上都小于2021年，但不排除在受影响较大的地区和行业、部分商品短期出现“量缩价升”的类似现象。根据华泰策略组的测算，川渝地区在化工产品，电子元器件等领域占比较高（图表17，《本轮限电如何影响A股配置》 2022/08/21）。按目前限电范围，去年受影响较大的金属、医药等行业暂时不受太大影响，但若后续限电范围和时间超预期，如河北、江苏、云南、广西等地均升级限电措施，则受影响的行业可能会进一步增多。从高频指标来看，限电限产叠加经济周期走弱，8月第2周部分工业开工率已经有所反映：8月12日-18日水泥企业开工率环比下行8.6个百分点，半钢胎企业开工率环比下行3.1个百分点；此外，8月15-19日，全国物流园区吞吐指数/整车物流指数分别环比下行1.3%/0.9%，也是由于局部地区限电限产的影响。

四．中长期启示：如何应对能源转型“成长的烦恼”

虽然目前来看，本轮电力紧张的影响时间大概率比去年短，但近5年电力紧张“频发”，仍然凸显了一些中长期的结构性矛盾，具体看：

横向国际比较，中国电价明显偏低，尤其是居民用电更甚。按照经济规律，工商业单个用户用电量大、用电时间均匀，高压传输有规模经济效应，因此成本要低于居民用电。所以大部分国家的居民电价都比工商业用电价格要高。但中国的电价仍为双轨制，工业用电比居民用电价格高出60%（图表18）。2021年4季度因煤价高企、煤电企业亏损严重，倒逼市场化电价上浮比例扩大至20%，但整体市场化程度仍然较低。今年俄乌战争爆发后，全球能源价格底部抬升，横向比较中国的居民电价已处于很低水平。例如，德国当前的居民用电价格在0.34美元/千瓦时，是中国的5倍，而美国的居民用电价格也接近中国的一倍（图表19）。另一方面，中国的工业用电价也仅相当于德国工业用电价的67%。

随着全球能源价格底部抬升，中国低电价可能造成一定程度上资源配置的“扭曲”——国内生产、消费、及跨国贸易等领域都有体现。相应调整电价可能对供需结构调整大有裨益。即便在能源危机爆发以前，中国在光伏、电池、5G等产业持续加速布局，对能源和电力的需求已经在快速上升。而欧洲能源危机发生以来，当地化工、有色等高耗能行业生产受影响较为严重，反之，中国的能源结构以煤为主，叠加电价管控措施，高耗能行业生产增速并未受到太多国际能源价格上涨的冲击，出口份额逆势上升。例如，今年1-7月，煤炭和有色行业的增速均在10%以上，中国出口的化工品、有色金属、电力设备与新能源等产品显著增加；7月化学品出口同比增速达到69.5%，铝材出口量同比增长也接近40%（图表20）。尽管当前中国在新能源普及的进程上比其它国家更为迅速，但电价调整滞后导致高耗能产业加速向中国集聚，从资源配置的角度未必是最合理的方案；同时，高耗能行业集聚也意味着中国中长期的节能减排目标可能会受到拖累和限制。电价调整有助于理顺国内电力总供给、及电力资源在不同板块间的配置矛盾。随着民用电占比上升，有必要拉开峰谷电价价差，推动总体电力资源更为有效、合理配置。

民用电占比结构性上升，凸显增加峰值供电能力的紧迫性——合理扩大火电产能，大力推进储能扩产能、降成本，方能更好地适应电力需求结构变化。根据中电联预测，今年除川渝外，贵州/湖南/江西/安徽等地用电紧张，明后年河南/湖北可能也会有较大压力，提升供电能力的需求可能更大。随着风电、光伏等可再生能源的比例越来越高，其波动性和间歇性带来的大量调峰需求仍未得到很好的解决，电力系统需要更多的冗余空间和跨更长周期的调节能力来实现新能源作为我国电力供应主体的目标。然而，在“碳中和”目标下，2021 年煤电新增产能仅 2800 万千瓦，为 15 年来最低水平。根据中电联预测，未来三年新能源可保障容量不到 4000 万千瓦，而 2021 全国最高用电负荷已达 12 亿千瓦（+11%yoy）。在可预见的未来，火电产能仍需合理扩大、但激发火电建设的积极性仍有待探索；此外，大力推进储能扩产能、降成本，也将对提高新能源发电的调峰能力大有裨益。

风险提示

1. 如果全国高温情况持续，本次限电情况可能扩散至其他地区，且持续对我国的工业生产造成影响。目前夏日高温期可能会较快结束，但是仍然有持续的可能。

2. 如果原材料价格继续上行，则电价可能持续走高，也存在部分地方政府可能要求部分工业企业停产的可能性。