热点在线丨最热夏季来临 “限电行情”能否再起

时间：2023-06-27 08:21:05 来源: 期货日报

过去两年的夏季，国内多地出现极端高温、干旱等情况，并由此引发了“限电”风波，对大宗商品价格产生一定影响。在全球变暖的背景下，极端天气不断增多，今年夏季是否会再度出现“限电行情”呢？

近两年夏季“限电风波”回顾

(资料图片仅供参考)

2021年夏季限电主要是受“能耗双控”政策和煤炭的影响。具体来看，2021年8月份，国家发展改革委印发了《2021年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》，表中显示不及半数省（区）能耗强度降低进展总体顺利。在能源消费总量控制方面，仍有8个省（区）为一级预警（形势十分严峻），5个省（区）为二级预警（形势比较严峻）。9月份，国家发展改革委印发了《完善能源消费强度和总量双控制度方案》，提出严格制定各省能源双控指标。为积极响应能耗双控政策，全国各省份纷纷出台了一系列举措促进能耗减排。例如，江西、江苏等地调整用电价格机制，内蒙古、青海等地推行限电政策，陕西、新疆等地提出工业品产量上限，浙江等地安排集中检修等。

我国能源结构以火电为主，而火力发电的主要原料就是动力煤，因此动力煤市场的变化会对电力供应产生较大影响。统计数据显示，2017年至2020年上半年，动力煤价格基本维持在500—600元/吨的价格区间波动；2021年，动力煤价格却呈现出一路上涨的态势，最高甚至一度突破2500元/吨。另外，2021年夏季，受持续高温天气及中国工业经济向好发展带动，全国用电需求激增，也带动火力发电和燃煤消费量的大幅增长，煤炭供应紧张及价格的大幅上涨一定程度上也造成了电力供应短缺。最终，在国家多部门的调控下，煤炭价格开始平稳回落，限电风波逐步缓和。

图1：动力煤价格走势（元/吨）

2022年夏季限电的主要影响因素为极端天气干扰。一方面，2022年极端高温天气持续时间长、范围广、强度大、极端性强，造成了全国用电增速快速推升，高峰电力负荷过大的情况。数据显示，截至2022年8月下旬，我国高温热浪事件的综合强度已达1961年有完整气象记录以来最强，不少城市创下了高温纪录。另一方面，极端高温干旱天气造成降雨量减少，尤其是水电大省川渝地区，8月中旬三峡水电站水位和流量均处于历史同期低位。例如，水电大省四川省7月水电来水偏枯4成，8月以来水电来水偏枯达到5成，这也导致水库水电站蓄水严重不足，全省水力发电能力下降5成以上。

综合来看，2021年发生电荒的主要原因是高煤价以及各地能耗双控下的“运动式减碳”，主要影响火力发电，影响范围更大，持续时间更长。2022年，限电的主要因素是高温极端天气，主要影响水力发电，影响范围相对较小，影响时间相对较短。另外，从商品市场的表现来看，2021年的“限电”伴随着煤炭价格的大幅波动，能源价格的剧烈波动带动了工业品价格同样出现大幅波动；而2022年的“限电”过程中，能源价格并没有出现大幅波动，因此对工业品价格的影响也相对有限。

夏季用电高峰将至，电力面临压力考验

2023年，随着夏季用电高峰降至，电力或再次面临压力考验。首先，随着国内经济持续复苏，电力需求不断攀升。1—5月份，全国全社会用电量35325亿千瓦时，同比增长5.2%；其中5月份全国全社会用电量7222亿千瓦时，同比增长7.4%；分产业看，1—5月份，第一产业、第二产业、第三产业和居民生活用电量分别增长11.6%、4.9%、9.8%和1.1%。对比发电数据来看，1—5月份，全国规模以上电厂发电量为34216亿千瓦时，同比增长3.9%；其中5月份发电6886亿千瓦时，增长5.6%。中电联最新电力供需形势分析预测报告指出，预计迎峰度夏期间，华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧，华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。据国家能源局和中国电力企业联合会预计，2023年夏季全国最高用电负荷约为13.7亿千瓦左右，比2022年增加8000万千瓦；若出现长时段大范围极端高温天气，则全国最高用电负荷可能比2022年增加近1亿千瓦，电力供需依旧呈现偏紧格局，电力保供仍是重要主题。

图2：国内电力供需增速（%）

其次，从发电结构来看，目前国内发电方式包括火力、水力、核能、风力和太阳能发电；其中火电作为我国电力生产的支柱，多年来发电占比高居第一，但有逐年降低的趋势，去年更是首次跌破70%；水力发电多年稳居第二，但今年前5个月出现明显下滑；风电、太阳能等新能源发电得到了政策的大力扶持，发电比重快速提高，但整体基数相对较小。综合来看，目前对国内发电影响较大的仍是火电和水电。最新数据显示，2023年1—5月，全国规模以上电厂火电发电量累计为24205.8亿千瓦时，同比增长6.2%；全国规模以上电厂水电发电量累计为3523.4亿千瓦时，同比下降19.2%，二者呈现“一增一减”的趋势。

图3：国内发电结构占比（%）

火电方面来看，煤炭作为火电企业的主要原料，占企业发电成本的70%左右。去年年底至今，煤炭价格持续下跌，截至6月25日，秦皇岛动力煤(Q5500)平仓价为825元/吨，较年初下跌350元/吨，跌幅近30%。供给方面，2023年1—5月，我国原煤产量高达19.1亿吨，同比增长5.3%；进口煤1.8亿吨，同比增长89.6%。全社会库存逐步累积至历史高位，对煤价下行形成巨大压力，并降低了火电及其他行业的成本。目前煤炭市场始终维持高产量、高进口量、高库存的局面，尽管需求端仍相对旺盛，但国内外供应压力不断增加，煤企、港口仍在累库，电厂可用天数高位，煤炭市场仍显供过于求。煤价面临较大下行压力，对于火电企业来说，煤炭原料成本有望持续降低，企业盈利持续改善，对国内电力保供和系统安全稳定运行奠定一定基础。

图4：内陆十七省动力煤库存（万吨）

水电方面来看，受气候影响，今年西南地区水位偏低，来水偏枯导致水电出力明显下滑。今年1—5月份，作为水电大省的湖北、云南、广西等地水电发电量分别下降38.4%、20.8%和42.1%，年内降幅持续扩大。根据国家气候中心预测，今年6月至8月，我国降水呈南北两条多雨带，黑龙江东部、浙江南部、福建、江西南部、广东、广西东部、海南、云南中西部等地降水偏多2成至5成，局地发生极端性强降水的可能性较大；长江中游降水偏少2成至5成。西南地区东部及华中中部可能出现区域性气象干旱。相对火电来说，受极端天气因素影响，今年夏季的水电供应仍旧是较大的风险因素。

限电对工业品影响路径分析探讨

对大部分工业品来说，生产过程中都需要用电，因此，限电将会对供给端的生产造成直接影响。一般来说，耗电越高的商品，限电影响就越大。例如，按照0.45元/度的电价来算，生产1吨硅铁需要耗电约9000度，电力成本约占52%；生产1吨工业硅需要耗电约13000度，电力成本约占46%；生产1吨电解铝需要耗电约13500度，电力成本占比36%左右。因此，多数省份地区在出台限电政策时，也会是重点限制这些高耗能行业。另外，限电也会对工业品的下游需求产生影响，不过这种影响不容易直接像供给端一样准确衡量，更多的是包含在整个经济数据里面，和当下社会经济运行情况密不可分。因此，对限电的影响重点还是会在供给端。下面我们分别以硅铁、工业硅和电解铝为例，探讨限电对其影响的情况：

硅铁方面，西北地区凭借当地低廉充足的电力和硅石资源，一直是国内铁合金产能最集中的区域。西北地区电力结构通常以火电为主，风电等可再生能源发电增长迅速。以宁夏为例，火电和风电发电量占比分别为80%和11%左右。今年前5个月，宁夏地区发电量同比下降2.2%，其中火电发电量下降6.6%，可再生能源发电量增加12.1%。今年以来，硅铁供需双弱格局延续，硅铁现货价格累计跌幅14%，需求低迷拖累厂家利润和开工积极性。西北地区企业从3月开始陆续避峰检修生产，5—6月份进一步扩大减停产范围，截至6月下旬，硅铁产区开工率跌至30%，处于近3年历史同期低值，基本与2021年能耗双控时期持平。但在熊市行情下，硅铁价格对继续限电和供应端收紧的敏感度大幅下降，类似2021年的极端行情或难再现。

工业硅方面，我国工业硅产能主要分布在电力资源充沛的西北和西南地区，新疆是我国工业硅第一大产区，产能占比为38%，火电资源丰富；其次是云南和四川，产能占比分别为20% 和14%，水电资源丰富。今年2月份，云南再次因水电偏枯传出限电消息，但由于每年12至次年5月为枯水期，工业硅处开工淡季，且最终当地工业硅企业也并未收到限电通知，因此限电政策对工业硅产量影响有限，对价格的影响也较为有限。今年6月份，受行业龙头企业新疆合盛硅业停产停炉以及封盘等消息影响，工业硅期货出现止跌回升，价格出现大幅反弹，反映出限产对当下市场仍具有一定的影响。但考虑到工业硅目前供强需弱格局，库存持续增加，限产的提振更偏向于短期影响。因此，若后续西南地区再度因限电而导致工业硅开工率明显下降，或对其价格产生一定的提振。

电解铝方面，2022年全国电解铝产能排名靠前的省份为山东（17.82%）、新疆（14.70%）、内蒙古（14.19%）、云南（11.97%）、甘肃（6.73%）、青海（6.38%）。其中山东、新疆、内蒙古、甘肃都是以火电为主，而云南、青海则以水电为主。以云南省为例，目前共有11家电解铝企业，电解铝建成总产能达562万吨。2022年8月份，云南电解铝运行规模达到历史高位521万吨附近，但9月份天气干旱，水电发电下降，云南省内工业用电紧张，电解铝企业减产达122万吨。进入2023年初，云南省内降水较少，水力发电承压，云南电解铝企业再次减产78万吨，两次合计减产达200万吨的规模。两次减产期间，电解铝价格均出现一定程度的反弹；作为对比，6月下旬，云南地区开始推动前期电解铝减产产能逐步复产，铝价应声回落。

限电是否会成为季节性影响因素

当前，我国能源结构正由煤炭为主向多元化转变，电力系统的脆弱性在极端情况下容易暴露风险。但是在能源价格没有出现大幅波动的情况下，市场很难再重现类似2021年的特殊情况；极端天气影响下更容易出现局部地区限电炒作，尤其是水电大省，因其水电发电情况和天气因素密不可分。例如，以水电为主的云南省，水电在省内电力结构中占比接近80%。为了充分利用水电的优势，一方面，云南省向华南地区送电，外送电量占总发电量的一半左右；另一方面，从2018年开始，云南省陆续引入了大量的高耗能产业，省内用电快速增长。在此背景下，云南一旦遇到持续干旱天气，水力发电就会不足，就会对高耗能产业进行限电限产，尤其是每年的枯水期（每年10月至次年4月）和高温期（每年7月至8月）是容易出现用电紧张的时期，这两个时期也将会形成季节性的题材。

从时间周期来看，限电政策刚开始出台时，对商品的冲击往往最大。经历了几轮炒作后，季节性限电对商品的影响将会逐步减弱。主要原因在于：第一，市场会从前几轮限电中总结出经验，提前对季节性因素形成一定的预期。第二，政府每年的限电政策也会调整，从开始的“一刀切”逐步转为“因材施教”。例如，近几年中国环保限产政策层出不穷，每年10月至次年3月是京津冀及周边地区环保限产最严格的时期，政府会对钢铁、建材、有色、火电、焦化等行业提出一些硬性要求。但限产政策从直接限产到强调错峰生产，差异化应急管理，再到分阶段目标实施绩效分级差异化管理，对商品的生产影响逐步减弱。限电政策也是政府部门的重要调控手段，也会类似于采暖季的限产一样，根据实际效果进行优化调整，减少“一刀切”。第三，长期来看，季节性限电导致的电力供应不稳定，对产业的布局也会产生一定的影响。比如云南地区目前前期凭借水电优势吸引大量高耗能产业，但随着电力供应多次出现问题，后续该地区的高耗能产业增长将面临瓶颈，甚至是已经转入的企业可能会考虑因用电问题再次转移到其他地区，反过来对云南省内的用电也产生一定影响，限电问题或因需求下降而逐步缓解。（作者单位：中原期货）

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