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纪要｜电荒专家交流电话会纪要

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2021-09-05 01:04:39

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双碳排放的目标，主动拉闸限电。

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，北方煤价格高企。

总结来看，电荒主要分为三种：（1）硬电荒：湖南、云南；（2）结构性电荒：新能源装机上网增速过快，而稳定能源不足（如江浙地区，煤炭很多是海外或三北地区进口需要一定周期，叠加煤炭价格过高燃煤机组发电热情低落）；（3）为完成地区双碳目标，限制性拉闸限电。近年随着风电光伏装机的高增，很多地区出现总发电量每年增速3-4%，但波峰用电6-7%增长，比波谷用电高3pct左右，使得波峰波谷调峰的压力加大。

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。
展望今年冬天，预计拉闸限电现象会加剧，预计会比去年更严重。华北（京津冀、蒙西、河北廊坊、山东）用电紧张；东北三省用电年初我们预计今年电力供需基本平衡的，但是1-7月全社会用电量数据出来了，预计今年下半年也会偏紧。西北最大负荷同比增长6%左右，预计陕西、甘肃、内蒙、新疆基本平衡，宁夏稍微宽松。十四五开局之年，青海、宁夏、广西、广东、新疆、云南、陕西、江苏排碳程度不降反升；华东地区，浙江供应高度紧张，江苏、安徽紧张；最紧张的是湖北湖南四川；南方地区，如果今年下半年来水偏枯的话，广东、广西、云南也是特别紧张。以云南省为例，云南7月发电360亿度，同比+5%，1-7月发电1400亿度，同比+12.7%；7月份后来水偏多，如果来水偏多了，三季度会好转些，但一般冬季尤其11-12月，来水是偏枯的，因此冬季用电预计还是会紧张。
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。经过我们测算，到2023年，以下省没有核电水电机组投产，用电会非常紧张：河北非常紧张、蒙西山东偏紧，辽宁非常紧张，甘肃、陕西非常紧张，江苏非常紧张，湖南、江西、重庆非常紧张，广东、广西电力紧张。

短期解决供应紧张的措施
（1）重新开启一些停产的煤矿项目；（2）明后年或在供应非常紧张的地区（如湖南湖北等）投产一批煤电机组；（3）电价的市场化和补贴措施（即使煤炭价格下去了，火电厂有盈利了有发电意愿，但是火电的利用小时数也不是由自己决定的，是由风电光伏发电决定的，我国亟待建立利好火电企业的机制，保证火电企业不亏本。海外即便有在极端天气风电光伏不能上网时，市场化决定此时火电的1小时价格或为平时100小时的价格的市场化机制）。关于电价展望：虽然大概率不会有统一的全国性涨电价的政策出，但是局部区域的、分行业的、分波峰波谷、现货市场等区域性的涨电价情况会高发。

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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