今年8月份以来，在“能耗双控”约束以及煤价高企等多种因素影响下，多地陆续实施限电限产相关举措。例如广东从9月16日开始，部分企业一周只能保证两天供电，其他五天只保留保安用电负荷。东北地区生活用电供应出现的问题引起了全国关注。

根据国家电网、国家能源局的相关材料，各地2002年以来多次实施拉闸限电措施，其中限电范围较大、时间较长的共有7次，分别开始于2002年3月、2008年1月、2008年7月、2010年5月、2011年1月、2020年12月以及2021年8月。从历次限电的触发因素来看，恶劣天气、煤价上行以及能耗控制相关政策是造成拉闸限电的主要原因。

▲ 图一：2002年的7次大规模限电

（来源：国家电网，国家能源局，中金公司研究部）

在最近“限电停工潮”中，所谓“大棋论”遮蔽了电煤供给短缺的基本事实，营造了“为了限产而限电”的感觉和“用电紧张纯属人为设限”的错位认知，不啻为用反智论调去刺激社会情绪，在乱带节奏中产生了不小的“低级红”“高级黑”的效果。对此，我们应在尊崇常识驱动下对此类“大棋论”直接果断地说“不”。

本轮限电的主要原因有三个：一是煤炭供给不足，煤价上涨，而火电价格缺少弹性，价格倒挂，影响火电供应，这是最重要的直接原因；二是能耗双控的指标考核下，人为干预的停电限产；三是产业结构调整与能耗结构调整不匹配，中低端产能抢占能源资源，激化了电力不足矛盾。

今年的缺煤问题来源于内外因素的共振，外因是澳煤进口持续收紧和蒙煤通关时间被动延长，内因是国内部分煤矿因环保要求和矿山事故等问题停产检修。

今年上半年，中国沿海电煤采购价格指数(CECI)曹妃甸指数5500大卡现货成交价已超过1000元/吨。2016年实施煤炭供给侧结构性改革以来，煤炭供需形势扭转，电煤价格一路攀升。在政策性降电价、燃料价格上涨、电力市场交易规模扩大等多重因素影响下，煤电企业生存空间一压再压。华北电网电力调度处原处长梁明亮表示，按照当前秦皇岛港5500大卡燃煤价格约885元/吨计算，折算到7000大卡标煤，价格为1126元/吨；2020年全国平均供电煤耗为307克/千瓦时，依此测算，仅燃料成本就达到0.3456元/千瓦时。“现在的基准电价在0.35至0.36元/千瓦时左右。这还没考虑电煤运输到电厂的费用，肯定是发一度赔一度。”

▲ 图二：电煤价格持续上行

（来源：wind，天风证券研究所）

▲ 图三：我国发电主力仍是火电

（来源：wind，天风证券研究所）

▲ 图四：电力业利润增速持续下滑（%）

（2021 年起为两年复合增速）

来源：wind，华西证券研究所

火电企业赚钱与否，主要有三个关键因素：利用小时数、上网电价和煤价。煤炭作为工业能源和大宗商品，定价早早完成了市场化；电力作为公共事业，电价多少要服从“看得见的手”指挥，但电力同时又是商业机构，自身盈利又被“看不见的手”影响。煤价多少、电价几何、机组开多久，都不是火电厂自身能决定的。而相比煤炭价格的频繁波动，电价虽然也会调整，但总体比较稳定，这就造就了火电行业最大的特征：逆周期（依赖于煤炭价格的涨跌周期，且为负相关）。

▲ 图五：影响火电盈利的“三要素”

（来源：远川研究所）

▲ 图六：电力与煤炭公司历年净利润（亿元）

（来源：公司年报，远川研究所）

能耗双控主要指能耗总量和强度双控，早在2015年的十八届五中全会就被提出，今年上半年“双控”完成进度不及预期是本轮限电控能耗的重要原因。本轮限电中如江苏、云南、浙江有能耗双控（能源消费总量+强度）因素，政府要求企业停工限产；有的省份如广东、湖南、安徽等地，则主要是由于电力供应紧张，企业被迫错峰限电；也有的同时受到能耗双控和电力供应紧张的双重影响。

根据国家统计局的数据，初步计算上半年全国层面能耗强度（单位国内生产总值能耗）同比下降2%，距离“降低3%左右”的目标有差距。同时，根据国家发改委8月12日印发的《2021年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》，上半年能耗强度和能源消费总量上均有大量省份进入预警范围，特别是“能耗强度降低进度”这一项，只有11个省份的进展总体顺利。

▼ 表一：

“十二五”至“十四五”规划纲要中能耗和碳排放强度目标

来源：人民网、华西证券研究所整理

▼ 表二：

《2021年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》

来源：国家发改委

高层对缺煤限电问题高度重视，政策出现了三个变化和一个不变，未来我们或将看到一些应对措施：国内煤矿保供工作的政策细节将进一步落地，海外煤矿的进口也将适度增加；市场交易电价上限由10%调整为20%后，煤电的市场化机制将进一步完善，地方对电价规定范围内上浮的限制将加速放开；不对居民拉闸限电，继续推行错峰生产，更多地区将拉大电价的峰谷价差；能耗双控的政策宽容度较低，对高耗能行业的限制不会放松。

9月29日发改委回应能源保供问题，对内因和外因都做出了针对性回应，指出对内将在确保安全的前提下全力增产增供、进一步核增和投产优质产能，对外将适度增加煤炭进口。10月8日国常会指出，要在保障安全生产的前提下，推动具备增产潜力的煤矿尽快释放产能，加快已核准且基本建成的露天煤矿投产达产，促进停产整改的煤矿依法依规整改、尽早恢复生产。

具体而言，针对国内煤矿的问题，9月29日山西举行了山西省保供十四省区市四季度煤炭中长期合同对接签订会，各煤炭企业按照地区划分了保供任务。9月30日中国煤炭工业协会和中国煤炭运销协会发布了《关于进一步做好电煤保供工作的通知》，要求各煤炭企业要优先确保发电供热用户的长协合同资源，原则上四季度要按照不少于全年合同量的1/4进行兑现，已签订的电煤长协合同履约率四季度要达到或超过100%；并要求各企业全力增加电煤供应量，对非重点、非长协、高耗能等用户企业适时适度调整销售策略，这可能意味着部分炼焦煤将作为动力煤使用。10月7日，内蒙古能源局发布加快释放部分煤矿产能的紧急通知，要求72处煤矿可临时按照拟核增后的产能组织生产，共计核增产能9835万吨。

针对运输环节，9月29日发改委和铁路集团印发通知，要求做好对补签电煤中长期合同的运力保障，进一步加大对发电供热煤炭运输的倾斜力度，运力紧张时适当压缩其他物资的发运计划。这将弱化10月大秦线集中检修对运力的负面影响。

2020年起我国燃煤发电上网电价由标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。但出于支持实体经济发展的目的，市场化价格机制形成以来，上网电价形成了只能下浮、不能上浮的定价惯例。计划电和市场煤的机制设计使得近期煤电价格出现明显倒挂，发电企业生产积极性不高强，博弈动机较强。

针对煤电价格倒挂问题，9月29日发改委强调将按价格政策合理疏导发电成本，严格落实燃煤发电“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，让更多电量进入市场交易，不得对市场价格在合理范围内的正常浮动进行不正当干预，让价格合理反映电力供需和成本变化。地方取消电价上浮限制的进程已经加速。7月以来内蒙古、宁夏和上海先后发文允许上网电价上浮；9月下旬以来，广西省、广东省、湖南省、安徽省和山东省陆续调整了电价政策，其中湖南省出台了与煤炭价格联动的燃煤火电市场交易价格上限浮动机制，并提出可以通过延长交易价格上浮时间以在上浮幅度最高10%的前提下疏导火电燃料成本。

10月8日国常会指出，在稳定居民、农业、公益性事业电价前提下，将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过10%、15%，调整为原则上均不超过20%；对高耗能行业由市场交易形成价格，不受上浮20%限制。这将进一步打开电价上浮的空间。

针对东北地区居民用电的拉闸限电问题，9月28日国家电网召开保障紧急会议，指出要加大电网跨区跨省资源调配力度。据《证券日报》报道，现在其他多个省市电网网点已开始驰援东北供电，通过减少自身购电量以让渡给东北地区电网。9月29日，发改委指出要做到“三个必须坚持”，即必须坚持“压非保民”，严格保障民生和重要用户用电；必须坚持“用户知情、合同约定”，确保企业对可中断负荷规模、执行条件等充分了解，组织供电企业、用户、政府主管部门签订合同或协议；必须坚持“限电不拉闸”，科学安排有序用电，严格落实有序用电，严禁拉闸限电。

为减轻高峰用电负荷压力，地方继续推行错峰避峰生产措施。例如9月29日，山东济南部署有序用电，提出对参与有序用电的用户重新梳理摸排，组织限制类、淘汰类、高耗能、高排放企业按照先错峰、后避峰、再限电的顺序安排电力平衡。29日，宁夏发改委通知，为缓解部分时段电力缺口，将避峰生产用户由原来51户增加至126户。据南方财经报道，南方电网也对部分企业制定了有序用电方案，鼓励客户根据生产特点合理有效安排生产，降低用电高峰期生产负荷，做到错峰不减产或错峰少减产。

错峰生产的短期目的是缓解电力供需矛盾，长期目的是提高电力系统运行效率、降低全社会用电成本；对应的短期手段是行政命令，长期的更市场化的手段是完善分时电价机制、拉大峰谷价差。9月以来部分地区进一步完善了分时电价机制，例如广东省宣布10月1日起尖峰电价在峰谷分时电价的峰段电价基础上上浮25%；浙江省宣布10月15日起提高大工业尖峰电价每千瓦时5.6分，高峰电价每千瓦时6分，降低低谷电价每千瓦时6.38分；河南省宣布11月1日起峰段电价以平段电价为基础上浮64%，谷段电价以平段电价为基础下浮59%。

9月29日发改委回应能源保供问题时强调，要有效控制不合理能源需求，坚决遏制“两高”项目不合理用能需求，推动主要耗煤行业节煤限煤。30日浙江能源局指出，在电力保供紧张的情况下启动有序用电，按照“先民生、后生产”的原则，首先压减高能耗高排放企业用电，实施高耗能企业让电于民，腾出的电力空间保障民生，切实发挥电力资源良好的社会效益。10月7日辽宁省发改委表示，严控发电取暖用煤以外的高耗能用煤，指导各市将高耗能企业优先列入煤炭可中断用户清单，供暖季供需紧张时，首先压减高耗能企业使用煤炭。10月8日国常会指出，要坚决遏制“两高”项目盲目发展。

2020年9月22日举行的联合国大会上，领导人承诺中国将在2030年前实现碳排放达峰，并在2060年前实现碳中和，同时进一步宣布风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。这是全球应对气候变化工作的一项重大举措，显示了中国作为负责任大国承担起气候问题的决心。但在碳中和的大背景下，拉闸限电与如火如荼的新能源发展势头呈现出了并不和谐的基调。

达到碳中和，需要三个维度的努力。

一是能源供给端用新能源代替碳基能源：短期会针对火电进行改造，中长期布局清洁能源。

二是在能源使用端去碳：能源使用端的电气化是一个方向，比如推广新能源汽车；工业领域中炼钢等场景用氢气来代替煤的经济方案；交通领域中飞机、轮船的清洁动力解决方案；农业领域中养牛产业甲烷减排的解决方案等（甲烷的温室效应是二氧化碳的25倍，养牛对温室气体的排放占畜牧业的65%）。

三是固碳：以上不可能做到完全不排放碳，需要用固碳的方式来“中和”掉剩余的碳排放，第一个方法是植树造林，第二个方法是用工业化的方式进行碳捕捉。

去碳的过程中，供给端和使用端的同步协调非常重要，电力供给的清洁化才能使能源消费的电力化更有意义，能源的供给端的清洁化和使用端的电气化必须同步协调发展，才能做到有效地控制碳排放。美国阿贡国家实验室一项研究表明，能源供给端的类型对新能源汽车相比燃油车的减排优势影响很大，如果能源供给是纯火电，汽车里程达到12.6万公里以后，Model 3才会比卡罗拉更有碳排放优势；但如果全部使用清洁能源，则行驶超过1.35万公里以后，Model 3就具有了排放优势。

除了技术问题，解决碳排放问题的关键是解决其经济问题。一是降低新能源的成本。比如光伏和风能成本降到现有能源成本以下，不用任何刺激政策，市场也会选择使用新能源。新能源成本的降低来自技术的进步和规模化应用带来的规模效应，早期一般需要政府用补贴的方式，建立初步的规模效应和促进企业对技术的投入，以带动降低成本的正向循环。二是增加碳排放的成本。如果碳排放的成本足够高，即使技术没有发展到完全成熟，企业也会投入到新能源的研究和应用上。

从目前的规划看来，未来30年火力发电机组将不会有明显的增量，多半是以调峰用电、或老旧改造、或碳中和化改造为主。水电受制于自然资源的限制也难有大幅增长。核能受制于技术和安全因素，虽然有明显的增量，但整体装机量并不多。所以风电和光电作为匹配中国辽阔国土的最优选择，在规划上就会得到最优先考量。预计未来30年如果没有新的能源技术革命爆发，中国风光电的装机量将分别增长599%和831%。

▲ 图七：2020—2050年中国发电方式装机量结构

来源：专家访谈、艾瑞咨询

▲ 图八：主要国家光伏发电成本持续快速降低

来源：中泰证券研究所

如何增加碳排放的成本，基本的概念是给碳排放“上税”，即碳定价。

一个方法是行政化的碳税，制定政策规定排放一吨需要交多少税，但是这种行政方法往往会带来各种各样的效率低下。

另一个方法是建立碳市场交易，如对中国整体的碳排放数量制定一个限额，一年只能排放一定数量的碳，让企业拥有互相购买碳排放额度的权利，这样碳排放就产生市场的价格，实际上这种价格也是碳税，是社会给碳排放企业上的税。在全球范围内目前碳税每吨约为2美元，但是要想解决气侯变暖的问题（本世纪末升温控制到2度），2美元/吨的碳税还远远不够；而目前中国的碳税非常低。根据IMF测算，要想把升温控制到2度，碳排放的价格需要在2030年达到每吨75美元。据联合国环境署最新数据，2019年全球温室气体排放相当于591亿吨二氧化碳当量，则全球每年的碳税高达4.4万亿美元。这个推算说明全球每年要把GDP大约5%用来加碳税，才有希望解决全球变暖问题。

▲ 图九：碳定价形式

来源：世界银行、经合组织、华西证券研究所

作为碳价的市场化反应手段，碳交易市场是实现碳中和的一大重要政策工具。交易市场可划分为基于配额总量的碳排放权交易市场，以及基于项目制的碳信用市场。两者的主要区别在于基准的设定和是否有上限限制。碳信用市场又进一步包括双边信用机制、国家/地区内的信用机制、自愿碳标准(核证减排标准VCS和黄金标准GS）、以及《京都议定书》下的清洁发展机制(CDM)和联合履行机制(JI)。其中CDM项目由发达国家在发展中国家实施，JI项目是在均有减排承诺但履约成本不同的国家中开展。从碳交易买方的角度来看,碳市场又可划分为强制市场和自愿市场。碳排放权交易市场为强制属性，目前发展最为成熟代表是欧盟碳排放权交易体系(EU ETS)。此外CDM和JI也属于强制性市场。自愿性碳市场主要由无减排承诺的企业出于社会责任和维护公共关系等动机购买碳信用额，同时也是碳排放权交易体系的重要补充机制。

对于有强制减排承诺的企业（以欧盟为例），自下而上地看，在获得了免费配额的碳抵减以及实施了碳减排之后，控排主体可通过从一级市场拍卖或二级市场交易购得不足的配额；具有盈余的配额的主体可在二级市场将过剩的配额出售给高碳排量的企业。在EU ETS的第三阶段内（2021年进入第四阶段），配额上限每年下降1.74%；自2021年，降速提高到2.2%。在EU ETS的第四阶段内，免费配额总量预计为60亿吨。同时，由拍卖获得的配额比例不断提高，该比例从第一阶段的5%上升到57%，预计工业行业的免费配额将在2027年下降至0。

2021年3月，欧洲议会通过欧盟碳边境调节机制(CBAM)的决议，计划征收碳关税。一旦2023年碳关税正式启动实施，欧盟将对进口商品的含碳量进行征税。基于欧洲碳价与他国地区碳价的差值计算碳关税的机理，国际碳市场有望在未来实现逐步连通、各国地区的碳价有望走向趋同，促使我国的碳价上涨。

▲ 图十：碳交易市场的组成逻辑和底层机制

来源：世界银行、经合组织、华西证券研究所

就国内情况而言，目前国内企业可参与的碳排放交易主要包括信用体系下的清洁发展机制项目、CCER（核证自愿减排量）项目和一些自愿减排项目，以及总量控制配额交易市场下的试点碳排放权交易，和亟待上限的全国碳排放权交易。截至2020年11月，中国试点碳排放权交易市场为全球第二大碳交易市场。预计初期阶段碳排放配额以免费发放为主，未来有偿分配比例有望扩大。具有富余CCER和配额的企业可将其在国内碳市场出售，有需求的企业可通过购买配额、CCER、或实施碳减排项目获得CCER以弥补自己的碳排放缺口。2021年7月16日，全国碳排放权交易市场开市，发电行业成为首个纳入全国碳市场的行业，纳入重点排放单位超过2000家。我国碳市场将成为全球覆盖温室气体排放量规模最大的市场。

▲ 图十一：现阶段国内碳排放交易的主要类型

（来源：公开资料、华西证券研究所）

▲ 图十二：企业履约方式

来源：公开资料、华西证券研究所

华北电力大学袁家海、张健针对问题“限电现象是否会延续”表示：今冬“限电”或持续，需坚持以民生为基础保障供应。气象部门预测受拉尼娜现象影响，2021年可能遭遇冷冬，这意味着当前的供电紧张局面在冬季可能会进一步加剧。为此，当务之急是坚持底线思维、以民生为基础全力保障今冬明春电力热力供应。展望“十四五”时期，电力负荷尖峰化和可再生能源渗透率稳步提升，而长时经济储能技术发展尚需时日，短时“限电”（即短时尖峰资源或有效容量不足）或成为未来电力供需常态。充分发掘需求侧资源参与电力平衡成为新时期电力行业健康发展的优先选择。从长期来看，实现“双碳”目标需要统筹行业发展绿色转型、能源低碳清洁利用与经济供能用能保障，一方面要保持低碳转型的长期战略定力，一方面要守住能源供应安全，利用技术进步和体制机制创新实现二者之间的动态平衡。

此外，对于问题“如何做到能源转型进程中政府与市场的协调并进”，他们认为：推动“双碳”目标的实现，从总量、价格、效率、环境、公平五个维度展开评估并做好分工。政府要考虑并评估转型需要投入的基建设施投资成本、转型后的电力供应成本、转型后各类机组的运行效率及环境效益情况，可能带来的搁浅成本及影响群体安置资金投入。再将部分配置资源的权力还给市场，通过合理的市场机制设计来调动社会资本投资“双碳”相关基础设施；合理分摊发电成本，保障合理投资回报来调动能源电力企业供能积极性；疏通完善电价全产业链传导机制来让用户共同分担能源电力低碳转型成本；挖掘存量煤电灵活性改造、延寿、封存备用等多种方式来发挥煤电托底保供作用；高效调用需求响应、电网互济等手段来提升电力系统整体灵活性。高效的电力市场体系和丰富的电力产品设计是经济保障电力安全的底层“制度基础设施”。

中金公司首席经济学家彭文生在回答“如何减少对化石能源的依赖，增加对绿色能源的使用”时表示：根本上讲，这是成本问题，要降低清洁能源相对于化石能源的成本，包含三个基本方式：一个是增加化石能源价格，例如碳税、碳交易形成碳价格；一个是通过技术进步降低清洁能源价格；还有一个是社会治理，中国特色下，社会治理中有一些行政性手段，例如最近一些地方采取了限产措施。这三个方式中，技术进步是最关键的。没有技术进步，单纯靠增加碳价格、靠社会治理，必然对当前经济活动带来很大冲击。因此，未来几十年的绿色转型也要靠科技创新。

永亚太区金融服务可持续发展主管李菁对“建立碳交易市场走出了关键一步，启动之后还有哪些问题需要解决”做出了回答：首先是立法问题，业界期待关于碳排放权管理体系及相关管理条例能尽快正式出台，其二是期待能够有更多的交易主体入场，不仅仅是控排型企业的配额交易，未来包括金融机构，包括个人也可以进入市场成为交易主体。同时，国家核证自愿减排量CCER现在的抵消比例偏低，未来是不是抵消比例上会有一些上升的合理区间，这都是需要去着重关注的。

关于能源问题的重要性。对能源不足问题的调控包括价格调整和数量调整，我国主要是数量调整，最近也多了价格的调整。煤炭产业链上又两个互相作用的机制，产业链上游煤炭的供求关系是市场化的，但政府调控下游的电价，会影响到市场的活力，收缩下游企业的利润空间，这可能会出现系统性的问题，因此我们需要回到原点去解决煤的问题。并且上游的资源行业主要为国企央企，而下游制造业主要由民企带动，资源市场的供求失衡也会在一定程度上造成国进民退的问题。

关于能否通过加息来解决该问题。加息阻挡不了投资，若中国完全用市场化的手段，最终会出现美国市场上赢者通吃的局面，劣势产业会受到更大的冲击，因此并不看好用这种手段来打压需求。