东三省大电荒！制造业、电力、地方政府，都走到了关口（组图）

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一场史无前例的”停电潮“，正在全国蔓延。

影响最大的，是位于中国最北方的，也是最寒冷的东三省。

近几日，东北多地没有通知突然停电，有些地方一天停几次电，有些地方停电超过12小时。停电区域多集中在地市级城市和农村地区。

有网友调侃道，为什么东北限电上不了热搜，因为他们都上不了网。

虽然是个笑话，但是在已经步入现代化社会里，大规模停电的影响会有多大？

最明显的照明问题就不用多说了，玩不了手机上不了网，用不了电饭锅和热水器。往严重了说，更有交通混乱与供暖的生存问题。

沈阳就因为限电导致红绿灯停电，引发了拥堵。

有当地的朋友说，“昨天刚爬完19楼到家，给家里老人打电话也没打通，往后东北越来越冷，东北老人本来就多，实在不知道该怎么办。”

今天下午，“东三省用电高峰拉闸限电”登上微博热搜第二。国家电网也作出了回应，称东北地区已经首先对非居民执行了有序用电，但是在执行后仍存在电力缺口，目前整个电网有崩溃的危险，才采取了对居民限电的措施。

但什么时候恢复居民用电，回应是，目前时间未知。

这只是全国“电荒”的缩影。

在中国东南部，广东省无数企业迎来前所未有的长时间限电，部部部部部部分地区高耗能企业的开工市场从“开六停一”到“开一停六”，徘徊在就地停工边缘。

同样的景象，也出现在江苏、浙江甚至云南，在限电的铁令下，无论中小企业，还是上市公司，都一视同仁。

无论工业或生活用电，都在面临着强硬的拉闸限电。

在这背后，一场早已持续近10个月的电荒，疫情后国际订单的报复性反弹，煤炭供给与进口紧缩带来的提价，地方政府害怕被约谈疯狂补作业，各种因素交织在一起，形成如此严峻，却又略显魔幻的场景。

与此同时，能源改革的阵痛也在汹涌而来，更多矛盾还在不断显露。

制造业、电力、地方政府，都走到了变革的关口。

拉闸停电下 飓风里的制造业

电荒，一直都离我们不远。

还记得去年年底那一轮拉闸限电，只是当下这一轮电荒的开端。

2020年12月14日，湖南电网最大负荷3150万千瓦、日电量6.132亿千瓦时，较上一年同期分别增长35.43%、36.22%，由于发电能力有限，电力供应形势紧张。

那时候，湖南的限电力度，可谓强硬。

飘雪的冬天，长沙市发改委发布有序用电倡议，要求全市所有空调一律控制在20℃以下，不使用电炉、电烤炉等高耗能电器。如果在有序用电时段（10：30-12：00、16：30-20：30）使用高耗能电器，导致超负荷跳闸断电，电力部门会根据电表数据智能排查，对超负荷用电的住户实施限制供电。

你以为这只是一些平淡无奇的公文表述？落到现实里的操作是，作为用电大户，写字楼首当其冲——电梯只开一半，空调全部关闭，热水停止供应。为了及时打上卡，湖南的打工人们唯有靠楼梯爬二三十层楼。

同时，无论居民或办公大楼，不断制造暖气的空调悉数被要求关闭。

湖南关空调，浙江停工厂，江西和陕西也先后因为电力短缺开始限电。

拉闸断电，不过是片刻的无常，电荒早从去年12月断断续续蔓延到现在。

由于气候原因和工业生产高峰期，以往每年的用电旺季，都是从6月份开始的。除了气候因素，还有工业逐步进入生产高峰期。但今年旺季来得特别快，5月份，广东预计最高电力负荷需求就达1.33亿千瓦，存在800万千瓦—1100万千瓦的电力缺口，缺口比3月预期扩大至6.02%至8.3%。

按照经验，9月天气转凉后，电网负荷便会下降，南方的电力供应短缺就会得到缓解。

但这次没有。

据广东省能源局官方网站的工作动态显示，9月上旬以来广东省用电需求不断攀升，截至9月23日，广东统调最高负荷需求达1.41亿千瓦，比去年最高负荷增长11%，负荷已创历史新高。

与广东遭遇一样状况的，还有浙江、江苏、山东等地。用电需求激增，与工业用电密切相关。

2020年后半年来，中国率先从疫情中恢复生产，国际订单纷至沓来，旺盛的增长持续至今。今年以来国内规模以上工业增加值，同比增速明显高于历史同期水平，二季度单月增速均保持在8%以上。另外，国内进出口同比增速均保持在20%以上，达到近20年的最高水平。

为了完成这些订单，企业不得不加大产能。以广东为例，正式开始限电之前，广东1～4月用电量同比分别增长32.2%和40.2%，需求大幅上涨，但供应却跟不上。

受枯水期影响，“十三五”期间占广东全社会用电量1/3的“西电东送”，今年来送电能力不足，而占据7成以上工业用电比例的火电，又受原料煤炭涨价的影响，度电成本不断上涨。

今年8月，国家发改委印发《2021年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》，其中广东、福建、青海等9个省份因为上半年能耗强度不降反升被点名批评，预警级别升至一级。在这份文件里，全国能耗排放未达标的城市，占4成以上。

高用电需求、电荒，在双控压力之下，催生了史上最大规模，甚至可能是持续时间最长，波及范围最广的拉闸限电，国际订单则从美梦变成噩梦。

中小型企业开工，被罚；不开工，工人流失，订单无法如期完成。大型上市企业陆续出现停产，股价纷纷下跌。

影响不止在眼下，实际上，制造业们已经站到了不变不行的风口浪尖。

拿化工业来说，限电限产导致产能下降，不仅导致交货延迟客户流失和利润下滑，还引发化工原料涨价，这直接影响下游产业，如印染企业。

9月17日，江苏省常熟市印染商会发布《印染费调整通知函》，要求会员企业从10月1日起，统一上调印染费不低于1000元/吨。9月15日浙江省桐乡市毛衫染整商会发布《关于调整绞纱染色加工费的函》，要求印染加工费统一上调500元/吨。

业内人士表示，染料、助剂和大化工等各类化工轮番涨价，染印企业面临巨大的运营压力，叠加本身生产受限，染印企业费用涨价成趋势。

此外，江浙地区是中国聚酯主产区，浙江、江苏两个省份的的的的聚酯的产能约占全国聚酯总产能的77%。而江浙两省的能耗双控完成目标也未达标，双控政策中处于二级预警，在近期也推出严格的限电限产措施，聚酯行业的高度集中化意味这一地的产能受到限制，影响就会蔓延至全产业链和全国。

而当上游的布料和染印价格上涨，下游成衣产业也会卷入其中。

一环扣一环，冒进的政策如同一只扇动翅膀的蝴蝶，在各个行业中引起飓风。

电企危局 发一度电，亏一毛钱

一直以来，煤价涨跌具有很强的周期性，随着季节性用电需求的变化，价格出现上涨或回落。

中国的能源结构是“多煤少油缺气”，煤炭在国内的应用非常广泛，也就是“下家”众多，需求量也很大，目前国内每年的煤炭开采量占世界总量的50%。在2012年，经历行业黄金时期的十年开采以后，煤炭市场严重供过于求，造成煤炭交易价格大幅度下滑，煤价一直没能站上1000元关口。

但现在，一切都变了。

这两个月，环渤海5500大卡动力煤现货价格报价已经突破1500元/吨，与去年同期相比每吨上涨近900元，涨幅高达180%，与去年低点相比上涨超过120%。而作为煤中贵族的焦煤，价格更是一度突破3500元/吨，涨幅超过200%。

煤炭价格屡屡破千，这轮超级周期仿佛看不到头。

要知道，电是工业的命脉，而煤是电的命脉。

尽管近年来，国内推行风电与光电等新能源发电，燃煤发电的比例有所下降。但燃煤的火力发电，始终占总发电量的一半以上，几乎是全球平均水平的两倍，是美国的三倍。

所以关键的钥匙，是煤炭价格。

北京大学能源研究院特聘研究员杨富强指出，今年以来，受到全球工业行业需求回暖、全球煤炭供给能力受限、与其他能源价格联动效应及通货膨胀四大因素，国际动力煤价格上涨。

而去年澳大利亚与中国外交关系恶化，中国暂停对澳大利亚的煤炭进口转而增加对印尼和俄罗斯的煤炭进口量，也一定程度抬高了国际煤价。

在国内，除了受电力产业链整体供应的影响，去年，国内最大的煤炭产地内蒙古倒查20年涉煤腐败，又导致2020年内蒙古煤炭减产近10%。

2020年9月，第75届联合国大会上，中国宣布了一个重要决定：“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，并争取2060年前实现碳中和。”

这个承诺，几乎确定了未来五年甚至未来几十年的能源转型方向。2021年是这一战略的起始年，各省份的“能耗双控”政策也纷纷出台，每个省、自治区和直辖市都有碳排放的额度。假如各地区碳排放额度达到了警戒线，那么所在的地区就必须开始限制碳的排放。

这就在一定程度上，通过煤炭供给等限制了火力发电的供应。

几重因素叠加，煤炭“疯势”渐长。

原料的高涨，也导致火电度电成本走高。根据华夏时报报道，2020年全国平均燃料成本达到0.3456元/千瓦时，现在的基准电价在0.35—0.36元/千瓦时左右，电力已经从过去的高利润行业变成了几乎无偿的慈善。

在一些地区的电厂，甚至出现“发一度电，赔一毛钱”的状况,一些中小型电厂的资金链直接被高涨的煤价拖垮。

上游原料涨价，下游需求激增，夹在中间的电企生存空间一再被挤压，已然叫苦连天。

8月份，大唐国际、北京国电电力、京能电力、华能集团华北分公司等11家燃煤发电企业联名向北京市城市管理委员会上书，请求重新签订北京地区电力直接交易2021年10—12月的年度长协合同。

但此事一直没有得到回应——不同于西方国家的市场决定价格，我国电价实行长协价制度，电价一口价锁死，涨价不是易事。

顶层不断降低火电在能源结构中的占比，产业链又出现两头堵，煤炭这个古老的能源行业，正面临着前所未有的挑战。

中国金融学会绿色金融专业委员会主任马骏表示，在碳中和目标背景下，我国煤电企业贷款的违约率可能在10年内会上升到20%以上。其他高碳行业的贷款违约率也可能大幅上升。气候转型所带来的金融风险可能成为系统性金融风险的来源。

换句话说，煤企和传统电企会在挣扎中倒塌。

运动式降能耗 光伏、风电为什么顶不上？

但是，即便是煤价上涨导致电企压力极大，但电网供应还在继续。即使是用电需求极为庞大，但高能耗产业已经着手停产了。为什么还会出现居民用电、甚至是红绿灯用电都给停了？

因为这些地方在狂补作业。

这波运动式拉闸限电降能耗，来自于8月中旬国家发改委发布那份文件，文件里，对2021年上半年各地区“能耗双控”目标完成情况做了测评“晴雨表”。最关键是，9省区被列为一级预警地区。还有地方因为能耗不降反升，被上级约谈了。

被约谈，比什么事都大。

一些地区连忙开始“命令式”停产，要求高耗能产业停限产甚至拉闸限电。

根据人民日报旗下“侠客岛”评论是：

有人就把停产限电归罪于“能耗双控”，认为政策突然加码导致地方突击式停产限电。能耗强度约束制度已实施10多年，“能耗双控”执行近6年，按季度发表的“晴雨表”也做了八、九个年头。“能耗双控”目标要求一直稳定、明确，不存在临时加码。

除了各地复工复产订单量剧增，带来了用电高需求。还有部分地区在2030年碳达峰预期下，将“碳达峰”前的近10年理解为“攀高峰”的时间窗口，抢着上高耗能、高排放的“两高”项目，违规给“两高”项目开绿灯，想提早把住能耗增量“地盘”。一些地方未批先建项目屡现。

某些地方政府为了完成能耗要求的考核，只能是一刀切地断电，把全年总体能耗值降下来。接下来，别说红绿灯停了，就是一栋栋大楼停了电梯，都会不断发生。

然后呢？你能这么停个五年吗？

一个很残酷的问题摆在眼前：中国单位GDP耗能，是世界平均水平的1.5倍，经济增长模式一直被认为是粗放而低效的。

《“十三五”节能减排综合性工作方案》曾提出要求2020年单位GDP耗能比2015年下降15%的目标，但最后仅降低13.2%，未达成目标。

在新的“十四五”规划下，GDP能耗比被要求在2025年，比2020年降低13.5%，这意味着中国需要以年均2%左右的能源消费增长，支撑约5%左右的GDP增速。所以，在能源消耗方面，中国会有更多制度性要求。地方得随时按着指标约束自己。

为什么？光伏与风电也发展十年了，真的顶不上来吗？事实上，以风电和光伏为主的清洁能源，在能源供给侧改革中，将会享受更多政策红利。

最近，国家发改委就印发了《完善能源消费强度和总量双控制度方案》，其中提出，根据各省可再生能源电力消纳和交易等情况，对超额的电力能耗等，不纳入五年规划的总量考核。同时，使用清洁能源的的企业，其排放的情况，也将给予一定的政策灵活度。

换句话说，清洁能源在双控中具有一定豁免权。

政策层面的调控是为了推动能源结构的改革，本质上是给清洁能源创造更大的发展空间。但燃煤发电在我国的占比和清洁能源的技术边界，决定了其在能源转型中无法像其他国家那样平稳度过。

一方面，风电和光伏比起火电有一定劣势，比如并网输送使用，一直是风电和光伏的老大难问题。

风电和光伏发电不稳定且发电设备处于偏远地带。为实现风电和光伏的平滑上网，需要建设特高线路及对现有的电网进行大面积的改造。但就目前的情况看，虽然眼下国内光伏和风电的制造成本大幅下降，但电网改造和特高压线路建设存在严重滞后性。

比如湖南的祁韶特高压，作为全国第一条大规模输送新能源电力的特高压直流输电通道，实际送电能力一直不及预期——目前这条线路的全年输电能力只得450万千瓦，只是设计能力800万千万的一半多一点。

另一方面，2018年，光伏补贴退坡之后市场信心受到重创，一些光伏企业不得不减产，今年开始风电补贴正式退坡前迎来一波建设潮，但未来局面更加不明朗。

一切只是刚刚开始。

中国社会科学院财经战略研究院副研究员冯永晟认为，由于可再生能源发电具有随机性、波动性和间歇性的特点，“碳达峰”“碳中和”目标背景下，伴随高比例新能源接入电力系统，以及需求侧电气化程度的提高，电力负荷峰谷差势必逐年增大，“尖峰负荷”现象将更加显著。

用白话说就是，在“十四五”期间，更大范围、更深程度的缺电现象，将会频现。

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