來源：中金點睛

摘要

• 煤炭：四季度全力挖掘安全產能，適度增加進口

今年以來煤炭供給持續偏緊，庫存已降至歷史低位。供需缺口擴大有幾方面原因，其中，自有產量拖累可能是首要因素，同時進口成本高企，其次是全球氣候變化帶來的需求新增長。

今年全球範圍內與發電相關的品種，如中國的煤炭與歐美的天然氣，普遍有所短缺，因而領漲大宗商品。低庫存疊加可能的冷冬預期則加劇了市場對今冬能源短缺的擔憂。

我們認爲四季度煤炭供給將有所改善，供需矛盾將得到一定緩解。適度增加進口對煤炭供應將是有力補充，在邊際上可能緩解當前的偏緊格局，但進口成本可能仍比較高昂。

我們認爲在當前形勢下，在確保安全的前提下挖掘現有產能，並推進發電供熱端中長協全覆蓋，是煤炭保供的核心，同時亦有助於穩定市場預期，防止煤炭價格超漲。

• 電力：煤炭供應緊張催生電廠漲價訴求，電價機制向市場化更進一步

由於煤炭供應短缺疊加能耗雙控，近期全國範圍內20個省份出現不同程度的限電。我們認爲核心原因在於煤炭短缺、煤價飆升導致電廠存煤不足、電力供應能力下降。煤炭供需緊張催生電廠漲價訴求，電價向市場化邁進一步，國常會明確煤電市場價格上浮幅度由此前的10%進一步放開至20%，緩解煤電企業經營壓力。

在用戶側，多省陸續出臺市場交易用戶懲罰性保底電價機制，防止用戶因市場漲價而退市。

我們認爲四季度電力供應量主要取決於煤炭供給量。基於大宗組煤炭供給量判斷的三種情形，我們預測四季度火電發電量增速-5.9%/+3.3%/+4.8%，同時結合水電、核電、風電、光伏的電量預測（基於8月底裝機及利用小時預測），得到三種情形下四季度總發電量增速-2.6%/+3.9%/+5.0%（vs 4Q20發電量同比增速7.1%）。

• 宏觀：電力緊缺，繼續推升通脹、壓制增長

煤電供給少，而疫後強外需提振高耗能行業、5G加速、服務消費不振但用電剛性，電力消費彈性均上升，用電需求大增，加劇短缺。缺電對經濟影響有兩條渠道，一是電量短缺，限電限產影響總產出，考慮直接和間接影響，電力投入對總產出的貢獻在5%。

分行業看，根據完全消耗係數，電力產出每下降1pct，有色、黑色、非金屬礦、化工、通用和專用設備、電氣機械行業產出將被拖累0.5-2pct。二是電價上漲，推升成本，抑制生產，根據CGE模型，電價上漲5%，GDP會下降0.13%。根據發電量的三種情形，並假設電價上漲5%，缺電對GDP的拖累或在0.1-0.4pct。

我們預計缺電還將推高通脹，亦是兩個渠道，一是電價上漲直接推升其他行業成本；二是缺電限產導致原材料供應減少、價格上漲，進一步推升其他行業價格。

儘管電力只佔中下遊行業成本的不足3%，但考慮到原材料行業在下遊行業總投入的佔比高達15-50%。缺煤缺電下，我們預計10月PPI同比或突破10%，4Q或持續在9%以上，CPI或將上升至近2%。

分行業看，非金屬礦物、金屬冶煉、金屬製品、煤炭開採、石油加工、機械製造、食品價格受電價影響較大。

正文

• 煤炭：四季度全力挖掘安全產能，適度增加進口

低庫存疊加冷冬預期，全球發電能源普漲

今年以來煤炭供給持續偏緊，庫存已降至歷史低位，供需缺口擴大，煤炭價格大漲。其中，自有產量拖累或是首要因素，同時進口成本高企，其次是全球氣候變化帶來的需求新增長。

今年全球範圍內與發電相關的品種，如中國的煤炭與歐美的天然氣，普遍有所短缺，因而領漲大宗商品。我們看到今夏發電需求在全球範圍內均有超季節性增長，6月中國動力煤日耗與美國天然氣消費較過去五年均值分別高約9%和12%，我們曾提出，發電能源緊張或與超預期的炎熱天氣密切相關，而低庫存疊加可能的冷冬預期則加劇了市場對今冬能源短缺的擔憂。

圖表：大宗商品期貨過去一年漲跌幅（截至2021年9月24日）

圖表：中國動力煤與美國天然氣消費增速（同比於過去五年均值）

在煤炭供給端，國內產量增長緩慢。前8個月原煤產量同比增長約6%，剔除春節及去年低基數影響，今年3-8月份國內原煤產量同比增長0.3%，遠低於過去幾年2%-3%的年均複合增速。

晉陝蒙三大主產區中，山西增幅居前，內蒙古對產量拖累依然較大。今年以來環保和安監趨嚴的背景下，煤炭增產相對較慢。進口補充方面，全球範圍內煤炭短缺推動海外價格也出現大幅上漲。

圖表：2021年中國主要城市氣溫情況

圖表：主要省份原煤產量同比增幅

產能釋放與適度進口，四季度煤炭供或將有所改善

採暖季在即，國家發改委提出要「通過進一步增加產量、增加進口、動用儲備資源和社會庫存」等措施保障今冬煤炭供應。我們預計在確保安全的前提下將全力推進增產增供，核增並投產優質產能，同時適度放開進口。

我們認爲四季度煤炭供給將有所改善，供需矛盾將得到一定緩解。爲此我們給出高中低三種假設情形，第一種情形我們假設四季度動力煤產量環比與三季度持平，進口量全年同比不增，那麼四季度總供給可能同比下降約6%；

在第二種情形下，若今年四季度山西維持4%的同比增量、陝西和內蒙古提升至與去年同比持平的水平，其餘地區則維持2%的增幅，四季度動力煤月均產量可能將接近歷史最高單月水平，同時進口全年同比不增，那麼四季度總供給可能同比增長約3%。

第三種情形下，我們假設在第二種情形的基礎上進口量保持今年三季度的水平甚至略增，那麼四季度動力煤總供給同比增幅可能達5%。

就這三種情形而言，第一種情形可能難以解決當前煤炭供應短缺的問題，而鑑於當前海外煤價亦處在高位，若大幅增加進口可能對平抑高價幫助有限。因此我們傾向於第二種情形，即國內增產的同時適度增加進口。

適度增加進口對煤炭供應將是有力補充，在邊際上可能緩解當前的偏緊格局，但進口成本可能仍比較高昂。

我們認爲在當前形勢下，在確保安全的前提下挖掘現有產能，並推進發電供熱端中長協全覆蓋，是煤炭保供的核心，同時亦有助於穩定市場預期，防止煤炭價格超漲。

• 電力：煤炭供應緊張催生電廠漲價訴求，電價機制向市場化更進一步

煤價高位疊加能耗雙控的限電局面

近期，全國範圍內20個省份出現不同程度的限電。除部分省份由於能耗雙控預警限制高耗能企業用電生產外，我們認爲這一輪限電的核心原因在於煤炭短缺、煤價飆升導致電廠存煤不足、電力供應能力下降。

在煤炭價格持續高位的情況下，火電企業一方面面臨燃料成本大幅上漲，另一方面上網電價長期以來處於低於標杆電價水平，呈現「發一度虧一度」局面，發電意願大幅下降。

各電廠存煤告急，部分電廠庫存已不足2天，導致機組停運或僅按最小運行方式發電，難以滿足電力供應，造成局部地區用電缺口擴大進而限電。

火電虧損至現金流，電價機制向市場化更進一步

發電側：放開煤電交易電價上浮，開展綠色電力交易

從「煤電聯動」到「基準價+上下浮動」，煤電價格逐步走向市場化。

中國從2004年底出臺「煤電聯動」電價政策，即根據煤炭價格波動相應調整電價，解決「市場煤」與「計劃電」的矛盾。2015年起，電力改革深化，市場交易比重逐漸提升。

2019年上半年，我國完成電力市場化交易電量達1.1萬億千瓦時，同比增長29.3%，電力直接交易電量平均降價幅度3.4分/千瓦時。

燃煤發電市場化電量已佔約50%。從2020年1月1日起，國家發改委將燃煤發電標杆上網電價機制改爲「基準價+上下浮動」的市場化價格機制。

基準價按當地現行煤電標杆電價確定，在此基礎上，電價可以允許浮動（上浮不超過10%、下浮不超過15%）基準價格設定權已下放至地方政府，浮動幅度由發電企業、售電公司、電力用戶等市場主體協商決定，2020年暫不上浮。

允許煤電價格上浮，合理傳導部分燃料成本壓力。

隨着電力供應形勢逐步趨緊，今年7月份以來，內蒙古、寧夏、上海、山東、廣東、安徽、湖南等地區陸續發文，宣佈今年四季度煤電市場交易價格上限允許最高上浮10%。

根據廣東電力市場最新成交結果，在允許價格上限上浮10%後，10月份月度競價成交價格已達到+4.53分/kWh，即10%上漲空間全部用滿。

我們認爲在電力供應緊張的形勢下，煤電市場價上浮或將進一步蔓延至全國範圍，利好年底長協電價商談。

9月29日下午，國家發改委答記者問時表示「嚴格落實燃煤發電‘基準價+上下浮動’的市場化價格機制，讓更多電量進入市場交易，不得對市場價格在合理範圍內的正常浮動進行不當幹預，讓價格合理反映電力供需和成本變化。」

若市場電價進一步放開上浮、市場電量進一步擴大，我們認爲其他參與交易的部分，如風光補貼項目（佔比~30%）、核電項目（佔比~40%）、水電（雲南、四川市場交易）也將受益。

放開煤電價格上浮20%，合理傳導部分燃料成本壓力。

隨着電力供應形勢逐步趨緊，今年7月份以來，內蒙古、寧夏、上海、山東、廣東、安徽、湖南等地區陸續發文，宣佈今年四季度煤電市場交易價格上限允許最高上浮10%。根據廣東電力市場最新成交結果，在允許價格上限上浮10%後，10月份月度競價成交價格已達到+4.53分/kWh，即10%上漲空間全部用滿。

在煤價高企、供應緊張的整體形勢下，各地「漲電價」呼聲愈加強烈，在10月8日召開的國務院常務會議上，明確提出「有序推動燃煤發電電量全部進入電力市場，在保持居民、農業、公益性事業用電價格穩定的前提下，將市場交易電價上下浮動範圍由分別不超過10%、15%，調整爲原則上均不超過20%」，符合我們預期。

我們認爲，進一步放開市場電價上浮、讓更多煤電電量進入市場交易，有利於更充分還原電力商品屬性，合理疏解火電企業燃料成本壓力。同時，國常會還明確「高耗能行業由市場交易形成價格、不受上浮20%的限制」，「推動新增可再生能源消費在一定時間內不納入能源消費總量」。

考慮到此前綠電交易溢價幅度在10%左右，我們認爲該政策將鼓勵高耗能企業通過消費可再生能源滿足用電需求，綠電交易市場規模有望進一步擴大，利好新能源運營商。

圖表：各地放開煤電價格上浮政策（截至9月30日）

圖表：廣東月度競價折價情況

圖表：江蘇集中競價成交電價

圖表：雲南月度省內直接交易電價

圖表：蒙西電力多邊交易成交價

綠色電力交易溢價體現環境屬性，規模有望擴大至更多用戶。

近日，國家發改委批覆《綠色電力交易試點工作方案》，提出綠色電力交易要全面反映綠色電力的環境價值，優先安排完全市場化綠色電力參與交易，如規模有限也可組織用戶購買享有政府補貼和電網保障收購的綠色電力。

9月7日，方案批覆後的首批次綠色電力交易成交結果宣佈，共計17個省份259家市場主體參與，達成交易電量79.35億kWh，其中國家電網區域成交68.98億kWh、南方電網區域成交10.37億kWh。

據瞭解，首批綠色電力交易成交價格在當地電力交易均價基礎上溢價3~5分/kWh。長期來看，隨着能耗指標收緊，社會各方對綠電需求有望進一步擴大，加速高耗能企業參與綠電交易。

用電側：建立保底電價機制，壓實市場電價漲幅

近期，廣東、山東等省份陸續出臺交易用戶保底電價機制，退出市場後的電力用戶執行懲罰性電價措施，保底電價在目錄電價的1.2~1.8倍不等。

一方面，各省的文件是對此前《電力中長期交易基本規則》「無正當理由退市的電力用戶按照政府覈定目錄電價的1.2-2倍執行」的落地。

另一方面，隨着各省逐步放開允許煤電市場電價上浮10%，懲罰性保底電價機制可以在確保安全供電的前提下，避免用戶因市場價格上漲而投機退市，擾亂市場交易秩序。

我們認爲，在各地保底電價政策落地後，各省市場化電價上漲空間將逐步壓實。

圖表：各地用戶側懲罰性電價機制（截至9月30日）

煤炭供給量決定四季度的發電能力

按照中金大宗組預測的煤炭供應三種情形，我們預測四季度火電發電量增速-5.9%/ +3.3% /+4.8%，同時結合水電、核電、風電、光伏的電量預測（基於8月底裝機及利用小時預測），得到三種情形下四季度總發電量增速-2.6%/+3.9%/+5.0%（vs 4Q20發電量同比增速7.1%）。

圖表：四季度電力供應預測

• 宏觀：電力緊缺，推升通脹、壓制增長

煤炭供給較少，而電力消費彈性上升，加劇短缺

疫情後，用電需求大幅高增，加劇電力短缺。

儘管GDP相較2019年的複合增速仍未超過疫情前，但用電量同比持續高於疫情前，這與電力消費彈性係數（用電量同比/GDP同比）大幅上升有關。從歷史數據看，我國電力消費彈性的波動，與經濟結構變動和氣候變化等因素對電力消費和GDP增長的不對稱性影響有關。比較能源與電力消費彈性係數超過1的時期分佈在1988-1992、2001-2007、2011-2013以及2017年以來，主要是出於中國1980年代末經濟過熱、中國加入WTO、金融危機後經濟刺激等原因。電力消費的彈性係數多數時期高於能源係數，尤其是在2008年後兩者之差持續擴大，也可能與電氣化率逐步提升有關。

疫情後，電力消費彈性進一步大幅上升，主要是因爲：

1）外需強勁，而出口佔比較高的行業自身消耗電力多，且所需原材料較多，而原材料生產行業同樣高耗能，使得二產用電需求彈性上升；

2）接觸類服務消費仍受疫情擾動，但是其用電有剛性，使得住宿餐飲、批零、租賃商務服務等行業單位產出對應的電力消耗係數擡升（比如，飯店不管客人多少，燈都得開着），而疫後信息化加速和5G加快普及，通信軟件業電力消耗係數上升，帶動三產用電需求彈性上升；

3）農村電網改造繼續、生豬養殖加快，一產用電需求彈性上升；

4）疫後居家增多，居民生活的用電佔比上升較快。從各領域用電量佔比看，第一產業佔比1.1%，第二產業佔比最高在68%左右，第三產業和居民生活用電佔比在持續提升，2020年已經升至近31.0%。

從具體細分行業看，用電量佔比較高的行業還是集中在四大高耗能行業（黑色、化工、有色及非金屬礦物製品業）。

圖表：疫後用電量同比大幅上升

圖表：電力消費彈性係數疫情後大幅上升

圖表：工業用電量快於工業生產，需求彈性提升

圖表：三產用電量快於服務生產，需求彈性提升

圖表：第三產業和居民生活用電佔比持續提升

圖表：用電消費量的主要行業分佈

圖表：各行業用電需求彈性估算（2季度移動平均）

缺電對增長影響的兩個渠道

缺電對經濟增長的影響有兩條渠道，一是電量短缺，限電限產直接影響產出，二是電價上漲，推升成本，間接抑制生產。

煤炭短缺加大了電力供給壓力，近期發電耗煤和庫存可用天數均持續回落。

沿海八省電廠的高頻數據顯示[1]，8月以來發電耗煤量季節性回落的同時，較往年同期的增幅也是在持續收窄。比如7月日均耗煤量較2019年同期增長21.2%，8月的增幅收窄至5.4%，9月中下旬以來進一步收窄至0.4%（截至9月27日）。

同時，電廠庫存趨於緊張，9月以來庫存可用天數不僅沒有出現季節性反彈，反而持續回落，9月中下旬電廠存煤可用天數降至10天以下。

圖表：近期，發電耗煤量較2019年同期的漲幅收窄

圖表：9月中下旬，電廠存煤可用天數降至10天以下

電量短缺壓制增長

根據2018年投入產出表，電力行業總產出佔全國總產出的直接比重約爲2.6%，考慮到電力生產下滑也會影響其他行業的生產，進而對經濟形成間接影響。利用投入產出表計算直接和間接合計影響的產出，約爲全國總產出的5.0%。

因此電力行業產出每變化1pct，實際影響經濟總產出0.05pct。參考公用事業組計算的發電量增速的三種情形（4季度發電量同比分別爲-2.6%、3.9%和5.0%），預計影響GDP兩年複合增速約爲0.25pct，0.08pct，0.05pct。

當前，限電限產和能耗雙控對經濟的影響交織疊加，共同對工業生產形成制約。

影響當前限電限產政策的主要邏輯有兩條：第一，部分省份上半年能耗雙控未能達標，近期爲了完成3季度目標而集中限產，對短期生產帶來影響。

第二，電力供給不足，各地不得不採取用電指標分解、錯峯用電等限電限產政策。兩個影響邏輯在具體執行中疊加交織，共同對工業生產形成制約。

在行業層面，從直接影響看，公用事業、有色金屬、黑色金屬、非金屬礦物、金屬製品、化工、造紙等高耗能行業，電力在其總投入中佔比（直接消耗係數）在3-15%，受電力短缺影響影響較大；

從完全影響看，根據完全消耗係數測算，電力產出每下降1pct，有色金屬採選、黑色金屬採選、非金屬礦採選及製品、化纖、化學原料、通用設備、專用設備、電氣機械、公用事業、儀器儀表、食品製造、傢俱等行業的總產出將被拖累0.5-2pct。

圖表：總投入中電力直接佔比前20大行業

圖表：電力產出每下降1%對各行業產出的影響

電價上漲的影響

電力價格的上漲對經濟會產生負面影響。

何永秀等（2010）運用CGE模型測算了電力價格對中國經濟的影響，發現當電力價格上漲5%時，GDP會下降0.13%；當電力價格上漲10%時，GDP會下降0.24%；當電力價格上漲15%時，GDP會下降0.34%；當電力價格上漲20%時，GDP會下降0.43%[2]。

林伯強和牟敦國（2008）運用CGE 方法研究了煤炭價格上漲對中國經濟的影響。發現煤炭價格上漲20%，會導致電熱行業生產成本上升3.1%，產出下降2.9%；製造業生產成本上升0.4%，產出下降2.6%；建築業生產成本上升0.2%，產出下降1.6%[3]。

電力價格上漲，對不同行業的產出影響不同。電力價格上漲5%的情形下，產出下降比較大的行業有非金屬礦產品（-0.41%）、金屬冶煉加工（-0.35%）、化工（-0.35%），而農業（-0.04%）、食品（-0.04）、批發零售住宿餐飲（-0.05%）等行業受到的影響比較小。

圖表23：電力價格上漲對不同行業產出的影響（%）

根據發電量的三種情形，並假設電價上漲5%，限電限產對GDP兩年平均同比的拖累或在0.4pct、0.2pct和0.1pct。

圖表：三種情形下，21Q4實際GDP同比預測

缺電對通脹影響的兩個渠道

缺電會進一步推高通脹，同樣是兩個渠道。一是電價上漲直接推升其他行業的用電成本，進而推升其他行業的產品價格；二是缺電限產導致其他行業、特別是原材料行業的產出和供應減少、價格上漲，進一步推升其他行業的產品價格。

儘管電力只佔中下遊行業成本的不足3%，但考慮到所有的原材料行業，在下遊行業總投入的佔比可以高達15-50%。

從CGE模型的測算看，何永秀等（2010）[4]研究結果顯示，電力價格每上升5%、10%、15%和20%，CPI將分別上升0.4%、0.7%、1%和1.2%。分行業看，電力價格每上漲10%，受影響較大的非金屬礦物製品、金屬冶煉、金屬製品、煤炭開採、石油天然氣加工、機械製造、食品的價格將上升0.6%-1.2%。

總體看，缺煤缺電下，10月PPI同比或突破10%，四季度或持續在9%以上，CPI或將上升至接近2%。

圖表：總體PPI與電力行業PPI的關係

圖表：中下遊行業原材料佔比較高

圖表：電力價格上漲對不同行業價格的影響（%）