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缺电缺煤为哪般，到何时？

宏观芝道 · 公众号 · · 2021-07-22 22:49

正文

要点

● 电力紧缺的三点原因

（一）电力需求层面，去年以来出口高速增长，国内制造业生产强势扩张，对电力的消耗大幅增加。

（二）电力供给层面，高耗能产业不断转移到传统电力输出省份（云南、四川、陕西等西部地区），加大这些省份耗电。与此同时，电力输出省份遇上干旱、双控等情况，东部沿海省份的电力资源紧加剧。

（三）近年电力设备投资以风电等可再生能源为主，但是当前发电量依赖火力、水利等传统方式。来自火力和水利发电的扰动仍深刻影响当前电力的供需格局。

● 煤炭紧缺的三点原因

（一）下游电力需求扩张。根源在于去年以来出口驱动制造业生产扩张。

（二）煤炭供给面临双重压力，国内产量不足并且国外进口资源较少。

（三）二季度电厂和港口煤炭库存并未大幅累积。煤炭库存较低，加剧煤炭供给在应对炎热天气时的不确定性。

● 后续煤电产业的紧缺判断及影响

（一）电力资源最紧张时刻可能会在8月出现，预计全国对火电仍有5%左右的新增需求。

（二）电力紧张或将影响下游制造业生产，并可能进一步影响部分企业出口订单。

（三）持续缺煤缺电可能导致利润在上中下游间重新分配，基本金属相关产业链或将受益。

正文

前言

全国气温逐步变热，煤炭及电力进入旺季。与往年不同，今年煤炭及电力资源十分紧张，部分区域被迫降低工业生产负荷。

2007年以后全国层面的拉闸限电现象极少出现，当前煤炭和电力资源如此紧张的症结在哪里，缺煤缺电将持续到什么时候，并最终对经济造成怎样的影响？我们将结合煤炭和电力的微观产业情况对这三个问题一一作出解答。

1 电力紧缺的三点原因

1.1 电力需求因制造业扩张而走阔

电力大致对应企业生产（一二三产业）和居民生活用电需求。去年下半年以来全国用电增速保持在10%以上，今年6月份全社会用电量已接近去年8月份旺季水平。

去年下半年以来用电量高增速，背后原因是出口大幅扩张带动我国制造业生产大幅走强。反映在数据上体现为二产用电占比一改2017年以来的下滑态势，逆势增长。

1.2 电力供给存在地区结构平衡问题

目前国内发电主要由火电和水电贡献，如果部分省份遇到干旱，火电供给压力便增加。这是二季度部分省份缺电的重要原因之一。

我国电力资源供给和用电需求区域分布不平衡。中国用电主要集中在沿海省份，发电主要集中在西北和西南地区。西北煤炭资源丰富，火力发电供给较多；西南水资源丰富，水电供给较为充裕。去年三季度，西南地区水电供给能够足额跟上，缓解了南方电力紧张，最终没有产生较明显的电力供需缺口。

然而近年来西部地区电力供给状况有所变化。近年高耗能产业不断转移至西部地区，例如大量电解铝项目在云南投产，煤化工项目在西北省份投产，西南和西北作为传统电力的供给输出省份，它们自身的用电量也开始扩张，向外界输送的电量增速较前几年有所下降。最终传统耗电大省，尤其是沿海省份电力资源开始紧张。

1.3 电力供给存在能源行业结构问题

过去几年国家积极布局的未来电力能源投资，主要集中在光伏、风电等可再生能源。光伏、风电是未来能源主要发展方向，但对解决当前电力缺口帮助有限。就目前而言，当期发电主要还是依靠火电和水电。

火电非常重要，除了提供70%的全国发电量，火电还承担着调峰功能。目前储能技术尚未成熟，电力负荷峰谷差逐步拉大，火电投资下滑会带来电力平衡问题。

水电季节性较明显，且对降雨量有要求。如果西南地区出现干旱，可能引发华南地区电力资源紧张。反之，上游来水较多，电力缺口也能得到相当程度改善。

2 煤炭紧缺的三点原因

2.1 下游电力需求异常扩张

煤炭下游需求基本可划分为四类，分别是电厂、建材、冶金、化工。电厂需求占煤炭总需求的一半左右。可以说发电需求深刻影响煤炭价格，尤其影响动力煤价格。

六大电厂日耗数据显示，电厂日耗最旺时候在每年8月，但是今年7月初的日耗就已接近往年最高水平。随着全国气温的不断变暖，电厂日耗还有进一步上升的空间。可见当前煤炭对应的下游发电需求非常旺盛。

2.2 煤炭供应面临国内外双重约束

国内供给端方面，西北主产地的原煤供给依旧存在供给约束。国内原煤产量3-6月同比增速分别为-0.2%、-1.8%、-0.6%、-5.0%，此前市场预计主产地的原煤供给将在7月1日后放量，但高频数据显示主产地的产量并未大幅扩张。当前煤矿库存也保持在极低水平，预计未来原煤供给或依然存在约束。

煤炭进口方面，进口煤可作为煤炭供给补充，但今年进口量弱于近年同期水平。今年1-6月份原煤进口量仅为1.39亿吨，相较2018年-2020年同期进口量分别少了663万吨、1493万吨、3443万吨。保供政策下，近期港口加快煤炭通关，6月煤炭日均进口量增加了10万吨，但是年化供给增量仅占全年需求的1%左右。

历史上中国煤炭进口主要来自印尼、蒙古国和澳洲。正常情况下，蒙古运往国内的煤炭车数在800车左右。受制于疫情因素，今年蒙古国通过车辆长期保持在200车以下。来自澳洲方面的进口受到一定政策方面的影响。为了应对进口煤的不足，国内加大了对印尼等国的煤炭采购力度，但是尚不足以弥补澳煤和蒙煤的缺口。

2.3 二季度煤炭库存并未累积

库存端，今年主流港口库存在二季度并未累积，加剧煤炭在应对炎热天气时的不确定性。

电厂煤炭库存的绝对值看似和2016、2017年相当，但是考虑到日耗增长，电厂煤炭库存可用天数处在历史同期极低水平。

3 本轮煤电紧缺判断及后续影响

3.1 煤电紧缺将演绎到什么时候？

我们可以根据制作大宗商品供需平衡表思路大致测算出电力资源供需缺口。

电力需求方面，我们用历史同期的环比均值来代理今年7至12月电力需求环比变化。根据历史经验，7、8月全社会用电量将达到最高峰。

电力供给方面，近两年可再生能源并网量较大，我们假定风电、太阳能发电量的同比增速达到30%，水利发电遵循季节性特征，核电增速相对保持高速增长，以此推算未来火电应发量。

2020年11月和2021年6月，当时既不需要拉闸限电，发电设备利用小时数也没有过于宽松，季节性角度看这两个处于电力需求淡旺季的切换点，因此我们将这两段时间的火电供给情况判定为电力资源平衡点。我们发现日均火电发电量超过160亿度时，可能出现电力供应的结构性紧张，部分区域或部分企业将有可能被迫减少用电。

根据电力资源供需平衡表，今年7-8月以及11-12月这两段时间的火电应发量较高。考虑到8月水利发电量的季节性下滑，8月火电应发电量要高于7月份。入秋之后，电力资源紧张大概率会得到明显缓解。若下半年出口维持韧性，尤其11-12月还有超20%出口增速，这种情况下今年11-12月还将迎来第二轮用电高峰。

当前部分工业企业已经有序限电，预计8月全社会对火电还有5%需求尚未得到满足。应对这5%的新增需求，未来火电厂的应对操作是推高发电设备利用小时数，同时加大对煤炭的采购。

3.2 影响中下游制造业生产和出口发货

电力短缺可能压低工业产出。回顾2010年，当时拉闸限电之后，工业增加值，尤其是重工业工增同比大幅走低。当时PPI高位维持，显然工业生产收缩并非由于需求和利润下滑所致。

根据我们的电力供需平衡表测算，今年7-8月电力仍维持相对紧缺，工业生产可能会受到一定影响。

另一方面，本轮电力需求主要受出口推动。按此线索理解，电力不足还可能进一步导致出口订单延期。我们认为5月份出口增速放缓，其中一个很重要的原因就是沿海地区工厂有序用电。

3.3 影响利润在上中下游行业间分配

电力短缺还可能会导致部分高耗能产业的开工负荷下滑。2021年5月后电解铝产业链已经初步显现类似迹象。若未来缺电进一步加剧，短流程炼钢、电石及下游合金产业链、锌冶炼等行业供给可能都会受到一定冲击。

下游方面，缺电对能化行业下游的影响可能会大于基本金属的下游，例如塑料、PVC 等可能受缺电的影响较大，这点我们可以参考2020年四季度时各商品下游的表现。

综合来看，煤炭和电力紧缺可能导致钢铁、铁合金、电解铝、电石、煤化工等产业链的产能利用率被抑制，利润或将维持高位。

风险提示

风险提示：经济增长超预期，货币调控超预期，商品涨价超预期。

外发报告：本文来自方正证券研究所于2021年7月22日发布的报告《缺煤缺电为哪般，到何时？》，欲了解具体内容，请阅读报告原文。周君芝 S1220520100004

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