近20年罕见大面积限电：火电运营承受巨大运营压力
这几天，“东北限电”话题冲上微博热搜，东北地区近日遭遇的供电紧张问题引起广泛关注。实际上，在全国范围内，此前广东、江苏等多个省份已相继采取“有序用电”等措施以应对供电紧张局面。而东北地区此番则是出现将限电措施由工业用电扩展到生活用电领域的情况，才导致引起全民关注。
新一轮电荒从何而来？“能耗双控”（控制能源消费总量、控制能源消耗强度）、电力供应紧张、电煤供给紧俏等因素被外界视为主要原因。有媒体分析认为，自9月中旬以来，全国多个省份出现限电，这在近20年来罕见，尤其是在东北三省，限电范围甚至扩大到了居民用电。
根据目前公开的官方信息看，各地限电限产的原因呈现出差异化特点。
能耗双控：陕西、云南、宁夏、浙江、江苏等地的限产限电，受到“能耗双控”政策要求影响。
煤电供需形势压力：东北三省、广东、河北、青海、安徽、湖南等多地限产限电，则主要因电煤供应紧张，出现了供电缺口。
水资源偏低：青海等省还受到今年上游来水偏低，水电发力不足等因素影响，
新能源发电下降：沈阳等地则叠加了当地风电骤减等原因，电力供应缺口进一步增加至严重级别。
全国多地限电！一图带你看清：中国部分地区的“能耗双控”
大宗原材料涨价/电力需求急剧增加：电煤供应紧张导致火电亏损电企运营压力巨大
撇除个别地方因“能耗双控”考核采取的限产限电因素，市场电力需求增幅大，煤炭资源紧缺，煤价高企、煤电企业亏损，是导致全国限电的关键共因。
很显然，2021年是不同寻常的一年。电力需求增长超预期，增幅突然增长，使整个电力系统措手不及。尤其是大宗商品供需形势紧张导致大幅涨价，随着各国疫情好转，消费需求释放，以及各政府实行货币宽松政策，导致国内高耗能行业扩大生产，导致用电量大增。
由于疫情控制较好，中国经济恢复超预期，今年出口形势向好，国际订单方面的用电需求也更为旺盛，国外市场仍受疫情影响，使得中国的外贸订单增多，出口增加，海关总署发布数据显示，8月中国外贸进出口总值3.43万亿元，同比增长18.9%，连续15个月实现同比正增长，进一步呈现稳中加固态势。1-8月，中国外贸进出口总值24.78万亿元，同比增长23.7%，比2019年同期增长22.8%。
反观新能源为例，最近硅料的价格已经上升到260元/kg，此前一直徘徊在210元/kg左右，光伏组件的单价突破2元/w已经是指日可待。风电塔筒的钢材价格，在过去上半年的较长时间内，塔筒厂的盈利空间就在100-300元/吨，对于销售价格也就是1-3%的盈利水平，如果规模不够，基本就是亏损。
煤价持续上涨：火电企业发电动力不足
煤电在今天一直是能源主力电源，稳定可靠，但今年因电煤价格高企，电厂购买动力不足，火电的保障能力出现下降。高昂的燃料价格又导致煤电企业全面亏损，电厂无力买煤。据中央电视台介绍，陕西某火电厂发一度电亏一毛多钱，电厂没有动力发电。
根据中电联数据显示，今年6月，大型发电集团标煤单价同比上涨50.5%，但电价基本保持不变，煤电企业亏损面明显扩大，煤电板块整体亏损。一方面电厂的存煤量不足，一方面煤炭价格持续走高，电厂亏损严重，很多机组申请检修。天津市发布的限电通知也显示，近期华北地区发电机组检修，电煤紧张等因素，导致京津唐电网存在电力缺口。
今年3月以来，动力煤价格持续高位，在9月初冲破1000元大关，此后连续创下历史新高，动力煤期货主力合约价格屡刷新高，近一个季度涨幅超过60%。秦皇岛5500大卡动力煤综合交易价格也由去年同期的563元/吨，涨至如今的超1000元/吨，主流报价上涨至1500元/吨左右，价格翻番。据界面新闻了解，若采购的煤价高于600元/吨，电厂即开始亏损了。
双碳目标及能耗双控实施：煤炭产能和进口受限导致煤价上涨
导致煤价高的因素很多，主要原因之一是为了实现“双碳”目标，煤炭生产门槛变高，新增煤炭产量严重受限，导致供需关系紧张。
根据《中国煤炭行业＂十三五”煤控中期评估及后期展望》，煤炭行业在2016-2018年间已经共退出产能8.1亿吨，。有数据显示自2015年煤炭供给侧改革至今，全国共约退出煤炭产能10亿吨，今年还有内蒙古煤矿整治和部分省份关停煤矿，煤炭进口也在下降。
为此，给东北地区的煤炭资源供应带来巨大的压力。据了解，东三省的煤炭资源，主要靠蒙东地，由中国神华、露天煤业等企业供煤。反观煤炭进口，1-8月，中国累计进口动力煤8529.6万吨，较上年同期的9419.5万吨下降9.45%。
一煤难求+煤炭高价：火电企业备受煎熬
很显然，“能耗双控”政策的驱动下下，短期内火电厂煤炭在进口和产能受限的情况下，采购难题无法解决，同时煤价居高不下的形势不会得到太大改善。目前电厂方面，日耗出现季节性下滑，但仍高于往年同期，库存仍处于低位，补库任务依旧艰巨。且冬储需求持续释放，“迎峰度冬”耗煤高峰临近
近几年的北半球冬季出现拉尼娜现象的几率较大，今年或迎来寒冬，对于东北等区域，供热问题会更加突出。在全球天然气价格上涨背景下，煤炭将充当供暖主力的作用，冬季的煤炭需求仍压力巨大。
各地限电升级：市场煤价与计划电价的煤电矛盾日益突出
受制于市场煤、计划电，煤电价格倒挂情况严重，想要提高火电出力，难度很大。中央电视台在近期也播出了每天价格倒挂的新闻，单月亏损超过1亿元，而这个还是在纯粹发电的情况下，如果加上供热，亏损面将更大，多年未亏损的京能电力首次上半年出现亏损半年报。据了解，今年京津唐电网燃煤电厂成本已超过盈亏平衡点，与基准电价严重倒挂，燃煤电厂亏损面达到100%。此外，煤炭库存普遍偏低，发电能力受阻，企业经营状况极度困难，部分企业已出现了资金链断裂。
有消息称，就在8月，大唐国际发电、北京国电电力、北京京能电力等11家燃煤发电企业联名请示，希望重新签约北京地区电力直接交易10-12月年度长协合同，提出允许市场主体实行“基准价+上下浮动”中的上浮交易电价。这一问题的根结还在于，目前煤电价格还未实现真正的联动。
长久以来，中国“市场煤”和“计划电”的矛盾，被业内广为诟病，即煤炭价格由市场决定，随着供需等因素发生波动，但电力价格由政府管控。当煤炭价格上涨，电企生产成本增长，但不能及时有效传导到电力用户端，电企面临亏损。
当年设置“煤电联动”机制的初衷，是为了缓解煤电之间的矛盾。但在实际执行过程中，煤电并不能及时联动，存在错位。煤炭市场和电力市场如何接轨，是需要迫切研究的重大问题。
碳减排带来的短时火电企业阵痛如何解决：2021年9000万千瓦保障性并网新能源或是未来的持续出路
今天的火电发电企业因为一煤难求和高煤价带来的企业运营压力，实际上国家在顶层设计层面上已经注意到。从2021年国家能源局公布的2021年9000万千瓦新能源保障性并网计划就看出端倪，碳减排的一个重要措施就是降低煤电的比例，而煤电在当前电源结构中占据绝对的市场份额，如何实现煤电的硬着陆，显然火电企业被迫要承受这个短期亏损的压力。为弥补这个压力，国家能源局从8月开始积极主动督办各省市的新能源建设进度，这在过去十几年是没有过的事情。
从能源结构调整的角度来看，新能源无疑是解决能耗双控的一个重要措施，煤炭的消耗量下降也是实现碳排放重要手段，从中国碳排放的贡献比例来看，煤炭（钢业，冶金及发电）贡献率来看占据主导位置。
煤炭消费比重下降是大势所趋，降低煤炭消耗比重是实现‘碳达峰、碳中和’的必由之路，而风电和光伏为代表的新能源电力则是替补火电电力退出的最佳选择，绿色，无污染，可再生，这一点给中国的风光新能源发展带来了无限市场。
