01引言

在新冠疫情笼罩下，2020年伊始，我国经济经历了短暂的低迷，随后在海外疫情不断扩散、对民生及经济持续产生不利影响的状况下，我国政府采取了一系列“抗疫情”和“保民生”的措施，我国迅速、稳健及有效地恢复了有序的生产和生活，整体经济向好发展。但自2020年四季度起，我国部分南方省市相继出现一定程度的限电问题。

从电力行业发展情况看，“十三五”期间，我国全口径发电装机容量年均增长7.6%，截至2020年底，全国全口径发电装机容量达22亿千瓦，而全国发电设备利用小时数由2010年的4650小时下降至2020年的3758小时，发电设备利用程度仍处理历史较低水平；且近年来我国电网建设投资规模快速增长，自2014年起，电网投资规模持续超过电源投资，并在2018年超过电源投资近一倍，达到历史峰值。

在电源供给充足、特高压输电通道大面积建设、跨区域供需有所改善的情形下，是何原因导致我国局部地区仍存在电力短缺的情况，本报告就此问题展开讨论，并从评级的角度给出建议。

02限电问题的成因

从需求端看，2020年上半年，我国电力行业下游工业企业受新冠疫情影响较大，下半年开始复工复产，经济快速恢复，下游工业企业加快生产进度以完成全年计划，因此部分省份工业企业出现了用电高峰；但从供给端看，一方面受现有电网输送能力的限制，外省电力无法即时调配至缺电省份，另一方面，部分省份发电企业受9月份以来的煤炭价格高企、煤炭供应紧张等因素影响，电力负荷无法大幅上调，且南方部分省份电源结构中，水电装机占比较高，叠加冬季枯水因素，水电发电量同比下降，以致部分省份电力供给紧张，短期的电力供需失衡导致了部分省份出现电荒现象。

综上，造成此次电荒现象的因素主要归于以下三方面：

供给端相对于需求端暂时性紧缺——燃料供给紧张与后疫情时期电力需求大幅增长；

供给端的结构性紧缺——新能源装机快速增长与火电调峰电厂规模不足；

电力供需匹配的即时性——电网调度的能力和灵活性有待进一步提升。

1、供给端相对于需求端暂时性紧缺——燃料供给紧张与后疫情时期电力需求大幅增长

在下游需求旺盛，上游供应紧张、运力不足、进口受限等多方面因素共同影响下，2020年末电厂煤炭库存告急，煤炭价格高企。火电企业发电经济效益降低，甚至发生成本倒挂现象，开工意愿不强、动力不足，我国南方部分区域电力供给紧张。

1）煤炭供应紧张

上游煤炭供应紧张是此次南方限电的重要原因之一。随着煤炭行业供给侧改革，2016年以来，我国原煤产量同比增速下滑明显，且增速一直低于火电发电量增速，2019年以来，随着煤矿优质产能的逐步释放，以及下游经济增速放缓，我国原煤产量增速一直高于火电发电量增速。2020年11月份以后，我国原煤产量累计增速开始低于火电发电量增速，从图2可以看出，该期间我国火电发电量同比增速上行显著，而原煤产量同比增速较低。

造成近期我国煤炭供应紧张的因素主要有以下几个方面：

煤炭供给侧改革。我国“十三五”规划中，供给侧改革任务提前顺利完成。劣质煤矿关停在一定程度上减少了全国煤炭总供给。在供给侧改革的大背景下，虽然优质产能会逐步释放，但我国煤炭供给目前以及未来一段时期将整体处于紧平衡状态。

新批复煤矿少。2020年，新批复的煤矿项目明显减少，且大部分在新疆地区。2019年，我国累计新批复的煤矿有44座，截至2020年11月底，仅累计批复了17个煤矿项目，其中有14个项目在新疆落地。虽然目前新疆外运通道在持续拓展中，但无论是运距、成本还是时间，相比晋、陕、蒙等地仍不够经济，因此新疆煤炭多以就地消化（发电、煤化工）为主，区域特性较强，对全国煤炭市场，尤其沿海地区影响有限。

煤矿事故频发、安全生产管理加强。2020年4月，国务院安委会印发了《全国安全生产专项整治三年行动计划》，其中5月至12月为排查整治期。在煤矿事故方面，截至2020年12月5日，全国煤矿发生死亡事故122起，死亡和被困224人。其中，较大事故10起，死亡49人。尤其在年末，陕西铜川、山西朔州、重庆永川、湖南耒阳等煤矿发生生产事故。

临近年末，大部分煤矿将安全生产作为首要重点，以完成生产目标为主，各地加强安全管理，并未有进一步超产的动作。

内蒙古产量受限。2020年2月28日，中央纪委国家监委网站发布《内蒙古部署开展煤炭资源领域违规违法问题专项整治》的消息，对2000年以来全区所有煤矿的规划立项、投资审核、资源配置、环境审核等各个环节进行全要素清查。2020年初以来，内蒙古推行煤炭资源领域腐败倒查20年，较多露天煤矿陆续停产，煤炭产量受到影响。根据鄂尔多斯能源局公开数据显示，2020年1－10月，鄂尔多斯全市销售煤炭53607万吨，同比减少4404万吨，减幅7.6%。此外，较多未录入统计口径的小煤矿也在内蒙古去产能进程中关停，内蒙古实际产量的降幅可能超过统计数据。

2020年，内蒙古煤管票发放也十分严格。2020年6月上旬，内蒙较多煤矿煤管票透支，导致年末无煤管票可用，被迫停产；11月以来，煤矿缺票停产的现象再次出现。

煤炭进口受限。2020年煤炭进口呈先松后紧态势。澳洲煤炭煤质好、价格低，到我国东南沿海的海运价格低。疫情初期，国内煤矿开工率低，煤炭进口规模较大，直接冲击了我国煤炭市场，煤价跌至469元/吨的水平。

为了调控国内煤炭价格、保障煤炭供需平衡，自2020年4月起我国局部地区海关对煤炭进口政策进一步收紧。澳大利亚作为我国主要煤炭进口国之一，目前被无限期禁止煤炭出口至中国。2016－2019年，我国煤炭进口量持续增加，但2020年1－11月，我国累计进口煤炭2.6亿吨，同比下降10.8%。

煤炭运力受限。电厂的煤炭储备量较为有限，通常储备一个月左右的用量，随着居民取暖和工业用电量突增，煤炭运力短时紧张，易出现煤炭库存不足的情况。2020年三季度以来，我国北方重要港口煤炭库存持续处于较低水平，且明显低于上年同期水平。我国煤炭资源集中在中西部地区，煤炭消费集中在东部沿海地区，生产基地和消费中心呈逆向分布。

新冠肺炎疫情及我国经济增速放缓背景下，2020年上半年运输需求低迷，车辆增量不及预期；加之疫情零星散发，部分地区防疫管控导致运力受限。其中，我国最长重载煤运专线——浩吉铁路[1]于2019年10月全线通车。后因集疏运系统建设滞后等原因，浩吉铁路出现铁路系统建设滞后情况，浩吉铁路当前运输增量与运量都不及预期，制约了浩吉铁路运能释放。

2）电力下游需求旺盛

2020年下半年以来，我国煤炭需求旺盛。一方面，新冠肺炎疫情影响世界经济，我国通过对疫情的有效控制，率先推进复工复产。随着经济复苏、内循环加强，电力、钢铁、建材等顺周期行业用煤、用电需求旺盛。此外，受疫情影响境外产能受限，我国外贸订单大幅增加，设备产能利用率上升，用电需求激增。另一方面，2020年冬季气温偏低，对于无集中供暖的南方城市，主要通过空调等耗电设备取暖，导致电力需求增长，电煤需求较以往明显增加。以长沙市为例，其2020年10－12月平均气温明显低于2019年同期，详见下表。

在下游需求旺盛、上游供应紧张、运力不足、进口受限等多方面因素共同影响下，2020年末电厂库存告急，煤炭价格高企。火电企业发电经济效益较降低，甚至发生成本倒挂现象，导致火电企业开工意愿不强、动力不足，使得我国南部电力紧缺情况雪上加霜。

2、供给端的结构性紧缺——新能源装机快速增长与火电调峰电厂规模不足

近年来，我国新能源装机快速增长，但新能源发电存在不稳定性，需要火电机组作为支撑点进行电量调配，由于目前火电峰谷价差不高以及政策对于火电限制等因素影响，火电调峰能力不足，导致供给端的结构性紧缺。

近年来，为加快提高清洁能源和非化石能源消费比重，降低二氧化碳排放强度和污染物排放水平，我国积极推动风力发电、光伏发电等清洁能源的发展。2009－2019年，以风电、光伏和水电为主的可再生能源装机增长迅速，每年增长5000万千瓦左右，装机总量从逾2亿千瓦增长至近8亿千瓦，增加近4倍。其中，风电增长超过10倍，光伏发电从2009年的2万千瓦增长到2019年的逾2亿千瓦，增长约1万倍。截至2019年底，我国可再生能源发电总装机容量为7.9亿千瓦，约占全球可再生能源发电总装机的30%，其中风电、光伏发电装机规模分别为2.1亿千瓦和2.04亿千瓦，均位居世界首位。

虽然风、光发电发展迅速，但电力消纳问题仍有待解决。一方面，风、光发电稳定性较差，不适合远距离传输，可能形成弃电现象；另一方面，风力发电依赖风能，光伏发电则依赖太阳能，风电场所处位置的风资源情况，以及光电场的日照条件均会影响供电稳定性。2019年，我国弃风、弃光进一步缓解，全国弃光率降至2%，同比下降1个百分点；弃风率为4%，同比下降3个百分点。尽管弃风弃光现象好转，但部分区域仍存在较为严重的风电、光伏发电的消纳问题。

从重点区域看，光伏发电消纳问题主要出现在西北地区，其弃光电量占全国的87%，整体弃光率为5.9%。其中，西藏、新疆、青海、甘肃弃光率分别为24.1%、7.4%、7.2%和4.0%。弃风主要集中在新疆、甘肃和内蒙古，弃风率分别为14%、7.6%和7.1%，上述三省（区）弃风电量合计136亿千瓦时，占全国弃风电量的81%。

目前新能源发电的上网优先级高于火电，近期，国家能源局还发布了《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》。但由于风、光电源存在不稳定性，部分地区在用电高峰期仍需火电进行调峰。但目前，由于目前火电峰谷价差不高以及政策对于火电限制等因素影响，火电调峰能力不足。上述因素亦成为部分区域拉闸限电的重要因素之一。

3、电力供需匹配的即时性——电网调度的能力和灵活性有待进一步提升。

国家能源政策导向或将导致火电装机增速继续下降，清洁能源装机占比将进一步提高。但由于清洁能源供电的不稳定性，仍需要一定的火电装机占比。此外，各省之间火电装机分布不平衡，对跨区域送电能力的要求会提高，未来特高压输电线路有望进一步增加，带动电网投资的增长。

2015以来，随着火电行业压缩产能、“上大压小”等政策的推进，我国电力总装机及火电装机增速出现大幅下滑。近年来，我国出台一系列政策鼓励新能源的发展，新能源装机规模保持了较高的增速，我国电力总装机增速也始终高于火电装机增速。中国国家主席习近平在9月22日召开的联合国大会上表示：“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，争取在2060年前实现碳中和”，预计未来国内火电装机增速将持续下降。

虽然由于新能源的清洁属性，我国政府近年来始终给予较大的政策支持，但由于新能源相对于火电来说具有不稳定性，火电长期以来在电力系统中承担着电力安全稳定供应、应急调峰、集中供热等重要的基础性作用。截至2020年底，火电装机容量占比仍达到56.58%。

从各省的电力净输入情况看，本次“限电”涉及到的湖南、江西两省均为制造业大省，均属于电力净输入省份。2020年1－11月，湖南省全省全社会用电量1723亿千瓦时，同比增长2%，其中工业用电量同比增长3%，比全国高1个百分点，工业用电需求旺盛；江西省工业制造业用电量857.7亿千瓦时，同比增长6.7%，其中制造业用电548亿千瓦时，同比增长6%，高出全国3个百分点。

湖南的能源结构中，缺煤、外来电不足，且清洁能源占比高，增加了电网应对冬季用电高峰的压力。湖南属于水火互济大省，根据湖南省发改委2020年2月的数据，湖南省39台统调机组满发供电能力为15000万千瓦，来水情况较好时，水电发电能力可达到1000万千瓦以上，风电、光伏及省外来电能力达到500万千瓦，占比分别为50%、33%和7%。

各省之间电力装机分布不平衡，加之未来“碳中和”等政策要求清洁能源装机占比将进一步大幅提高，导致对跨区域送电能力的要求进一步提高，未来特高压输电线路有望进一步增加，带动电网投资的进一步增长。

从特高压的建设情况来看，我国特高压电网已经历三个阶段：实验探索阶段（2006－2008）、第一轮（2011－2013）和第二轮（2014－2016）发展高峰阶段，前三阶段累计投资规模达到5012亿元，目前处于第四阶段（2018年至今，预计投资规模超过1500亿元）。在实验探索阶段，我国用电量增速维持高位，电网大力推进基础建设；第一轮发展高峰阶段为坚强智能电网建设周期开启阶段；第二轮发展高峰阶段为国家能源局围绕《大气污染防治行动计划》出台了配套的12条输电通道，包含9条特高压工程。

2020年1月国家电网发布的2020年重点工作任务计划显示，2020年内计划完成7条特高压线路核准工作，计划开工线路3条，剩余4条线路将在2021－2022年陆续开工。从项目周期看，特高压线路建设周期为2~3年，随着新核准线路建设的陆续推进，2020－2025年我国特高压线路长度将保持稳定增长，预计到2025年有望突破4万公里。

《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》（以下简称“《纲要》”）指出，提高特高压输电通道利用率。加快电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，提高电力系统互补互济和智能调节能力，加强源网荷储衔接，提升清洁能源消纳和存储能力，提升向边远地区输配电能力。未来电网调配能力和灵活性有望进一步提高。

03展望及启示

1、拥有一定的煤炭资源可对电力企业燃料供应形成保障，未来煤炭和电力资源的整合是大势所趋。

我国煤炭资源分布较为不均衡，呈现西多东少，北多南少的状况，与我国区域经济的发达程度呈现明显的逆向分布；且由于煤炭的运输成本在总成本的占比中相对较高，在煤炭供应紧张的情况下，煤炭资源、运输条件均可能成为短期制约电力生产的因素，拥有煤炭资源一方面在燃料供应紧张时，有利于保障电厂燃料供应的稳定性，另一方面，在煤炭价格波动时有利于保障企业整体盈利的稳定性。因此在进行电力行业评级时，需考虑发电企业是否拥有一定规模的煤炭资源，且煤炭资源与所属电站所需燃煤煤质的匹配性等。

2、国家能源政策导向将导致未来我国清洁能源装机占比进一步提升，电力行业集中度有望进一步提升，但中小民营企业经营将承压。

从中长期来看，我国将进一步鼓励新能源的发展，优先发展可再生能源，加快提升非化石能源在能源供应中的比重。

2020年9月22日，习近平总书记在在第75届联合国大会上宣布，中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。2020年12月16日，中央经济会议确定，在2021年要做好碳达峰、碳中和工作，抓紧制定2030年以前碳排放达峰行动方案，并支持有条件的地区率先达峰。

《纲要》指出，要构建现代能源体系，推进能源革命，建设清洁低碳、安全高效的能源体系，提高能源供给保障能力。加快发展非化石能源，坚持集中式和分布式并举，大力提升风电、光伏发电规模，加快发展东中部分布式能源，有序发展海上风电，加快西南水电基地建设，安全稳妥推动沿海核电建设，建设一批多能互补的清洁能源基地，非化石能源占能源消费总量比重提高到20%左右。

尽管目前仍无关于2030年碳达峰、2060年碳中和的具体执行方案，但作为完成目标的重要手段，风电、光伏的发展势必更加迅速。根据相关预测，若在2030年实现碳达峰，风电、光伏装机均需在2030年至少达到8.5亿千瓦，以2020年全年风电、光伏装机分别达到2.4亿千瓦来估算，未来十年风、光装机均需较2020年增加约3.5倍。“十四五”期间风、光装机增速需达到年均15.8%，“十五五”期间增速需达11.2%。火电方面，截至2030年底，火电装机规模预计仅为15亿千瓦，仅较2020年底增长约3亿千瓦。其中“十四五”期间火电装机增速预计仅为2.8%，“十五五”期间增速进一步下降至1.8%。届时，风、光发电占我国各类电源装机总量的比重将超过45%，较2020年底的23%大幅上升，占比几乎翻倍。

五大发电集团目前已经公布了未来关于新能源装机的规划，具体见下表。

未来，随着大型央企及地方国企新能源装机规模的增长，未来电力行业集中度将进一步提升，而一些中小电力企业，尤其是电源结构较为单一的民企，“碳中和”所带来的成本增加将对其经营产生一定影响，其未来经营将承压。

具体细分能源来看，水电因受制于地理条件等因素，提升空间较小；核电亦在地理位置上受限，且安全问题不允许大规模装机；生物质发电目前规模较小，且其对运营模式要求较高，现阶段实现大规模装机增速的可能性不大。因此，光伏和风电显然是可预见的未来新能源最好的选择。此外，由于水电及核电具有前期投入规模大的特性，因此相关资源主要掌握在大型央企及国企集团手中，且优质资源已基本被瓜分，核电及水电行业整体增量不大，未来发展较为稳定。

在政策支持与技术进步的带动下，我国光伏度电成本在过去十年已经下降将近90%，是成本下降最为迅速的可再生能源，经济性优势明显。未来光伏装机规模的增长势必会带动上游各个产业包括电池片、组件等产量的增长。随着光伏发电技术的逐步成熟及技术水平的提升，光伏电站单位造价持续下降，为光伏平价上网的政策性推广创造了有利的实施条件。且在“碳中和”背景之下，光伏发电的利用场景条件将进一步丰富，光伏发电模式的整体利用程度以及发电量规模将得以进一步提升。对于已具备明显规模优势、技术优势的企业，未来发展前景好，同时随着在市场竞争中规模、技术优势的重要性进一步提升，未来规模小、技术弱的企业将面临被市场淘汰风险。

3、电力机组所在区域的消纳能力及输配电条件对电力企业经营效益影响大，未来特高压线路总里程或将进一步增加。

若电力机组所在省份区域发展环境良好，经济体量规模大，对电力需求大，或者公司处于特高压输电通道上，可以直接输送至电力需求区域，有利于保证公司发电利用小时数，进而有利于公司成本控制，提升公司盈利能力。

由于电力的即发即用性，且目前储能技术在能量密度及充放电速度上尚无法实现大规模的电力储存，因此对电力的输送要求将带动未来特高压电路的数量及里程的进一步增长。

2021年2月19日从国网湖北省电力有限公司获悉，2021年湖北省境内将续建及新开工特高压项目5项，包括续建并投产陕北－湖北直流输电工程，开工建设荆门－武汉、荆门－长沙交流、白鹤滩－江苏、白鹤滩－浙江直流工程。建设线路总长2521公里，投资总额263.7亿元，今年预计投资83.32亿元。

国家电网有限公司（下称“国家电网”）于3月1日发布的“碳达峰、碳中和”行动方案中提出，“十四五”期间，国家电网新增的跨区输电通道将以输送清洁能源为主，将规划建成7回特高压直流，新增输电能力5600万千瓦。

4、火电作为基础能源支撑点，其地位短期内不容动摇

电力对于国家经济发展、居民生活的重要性极高，我国政府对电网的安全、稳定状况的重视程度极高，电网企业在运营的过程中，积极调配、稳定电力供需是头等要务，因此进行了大量的特高压输电通道的建设，以实现我国电力资源的互联互通，缓解由于区域因素产生的电力供应与消纳之间的矛盾。未来随着“碳中和”战略的推进，清洁能源的装机将明显提升，未来特高压输电通道的有效利用程度将明显提升。

同时，传统火力电站在燃料得以充分供应及合理操作的情况下，具备极为稳定的电力生产供应能力，且目前我国火电装机总规模居全球首位，配套电源通道状况成熟，且相关火力电站的清洁排放改造已基本完成，且部分电站承担区域供热的责任，因此相当长的一段时间内并不具备完成大规模集中关停的先决条件。

此外，由于“风电”“光伏”在发电过程中易受自然条件因素影响，电量负荷易发生明显波动，此情况与电网的“稳定平衡”的核心要求矛盾，因此在特高压输电通道起点或途经处设定的配套保障火力电站，以及途经过程中的火力电站骨干支撑作用将明显提升。综上，虽然未来新能源的发展势必会对火电机组的利用小时数产生一定的不利影响，但火电机组在我国能源结构中的重要地位以及应急作用将会显得更为重要，未来进入“碳中和”时代后火力发电的调峰电价是否存在明显上涨空间，仍值得思考。

[1]浩吉铁路北起内蒙古自治区浩勒报吉，终点到达江西省吉安市，连接中国煤炭主产区三西（蒙西、山西、陕西）地区和用电大省湖南所在的华中地区。