近日，國內多地能耗雙控亮起“紅燈”，被工信部“點名”的地區陸續采取措施，力求盡快解決能耗問題。江蘇、廣東、浙江等化工大省更是重拳出擊，對數千家企業采取了停產、限電等措施，讓當地企業頓感措手不及。為何會限電停產？它將會給行業帶來哪些影響？

近期，云南、江蘇、青海、寧夏、廣西、廣東、四川、河南、重慶、內蒙古等多地開始對能耗雙控目標實施限電控能耗舉措。限電限產已從中西部地區逐漸向東部長三角、珠三角等地蔓延。

受雙控政策影響，多家企業紛紛發布停產減產公告。

供需偏緊價格走高

煤炭供需持續偏緊價格走高導致限電

據專家分析，造成多地限電的主要原因有兩點。一是沿海省市疫情后經濟復蘇強勁，電力需求快速增長；二是煤炭價格大漲，煤炭供應緊張，火電企業虧損，發電出力不足。

我國今年的外貿增長極快。海關總署最近發布數據顯示，8月，我國外貿進出口總值3.43萬億元，同比增長18.9%，連續15個月實現同比正增長，進一步呈現穩中加固態勢。前8個月，我國外貿進出口總值24.78萬億元，同比增長23.7%，比2019年同期增長22.8%。

出口增加，需要的原材料也會相應增加。制造業主要生產資料一個是原材料，另一個就是電力。因此，生產任務加重的同時，我國的電力需求持續增加。

事實上，2021年的發電總量并不低。國家能源局數據顯示，1~8月，全社會用電量累計達到5.47萬億千瓦時，同比增長13.8%，其中，第二產業用電達到3.65萬億千瓦時，占總用電量的66%，同比增速達到13.1%。

我國70%的電力來自于煤電，電“缺”或“不缺”，和煤炭的供應量有很大關系。電力需求快速增長，但國內電力生產和煤炭供應增速卻不及需求增速。

今年以來，我國煤炭消費超預期增長，供需持續偏緊，動力煤價格淡季不淡，煤價大幅上揚并維持高位運行。

據行業人士介紹，煤炭價格走高的主要原因有二。一是前期煤炭供給側改革，關閉了一批有安全問題的小煤礦和露天煤礦，卻沒有上大型煤礦。因此，在今年煤炭需求向好背景下，煤炭供應吃緊。二是今年進口煤價大幅提高。

煤炭價格高企難跌，煤電企業產銷成本嚴重倒掛，經營壓力凸顯。據中電聯數據顯示，大型發電集團標準煤單價同比上漲50.5%，而電價基本保持不變，煤電企業虧損面明顯擴大，煤電板塊整體虧損。據測算，電廠每發電1千瓦時，就會虧損0.1元以上，對于那些大型煤電企業來說，這意味著每月虧損將超過1億元。一邊是煤炭價格高企，一邊是電價浮動價格受控，煤電企業很難通過提高上網電價平衡成本，因此有的電廠寧可少發，甚至不發電。

考核加劇行業震蕩

能耗雙控考核加劇限產將引起石化行業震蕩

“能耗雙控”政策，是指能源消費強度和總量雙控的相關政策。“兩高”項目，即高耗能、高排放項目，按照生態環境部分類，包括煤電、石化、化工、鋼鐵、有色金屬冶煉、建材等6個行業類別。

今年以來，為實現“雙碳”目標，國家對能耗雙控、“兩高”管控的考核一直比較嚴格，考核結果會作為當地領導班子的工作考評依據。

8月12日，國家發改委印發的《2021年上半年各地區能耗雙控目標完成情況晴雨表》顯示，在能耗強度降低方面，青海、寧夏、廣西、廣東、福建、新疆、云南、陜西、江蘇9個省、自治區上半年能耗強度不降反升，被列為紅色一級預警；在能源消費總量控制方面，青海、寧夏、廣西、廣東、福建、云南、江蘇、湖北8個省、自治區被列為紅色一級預警。部分地區仍存在“兩高”項目盲目擴張、能耗總量不降反升等問題，在前三個季度，過度使用耗能指標。受2020年新冠疫情影響，各地政府爭取了不少高能耗項目，如化纖、數據中心等，到今年下半年，很多項目投產，導致能耗總量急劇上升，有9個省、自治區竟然雙控指標都掛紅燈。限產則成為目前各地管控能耗最直接有效的方式。

步入四季度，被工信部“點名”的地區陸續采取措施，力求盡快解決能耗問題，避免超出耗能配額。江蘇、廣東、浙江等化工大省更是重拳出擊，對數千家企業采取了停產、停電等措施，讓當地企業頓感措手不及。

今年以來，經濟形勢的變化、海外疫情的反復及大宗商品錯綜復雜的走勢，已讓各行業面臨多樣的難題，而能耗雙控帶來的限產再度引起震蕩。

對于石化企業來說，盡管往年用電高峰也出現過限電的情況，但“開二停五”“限產90%”“幾千家企業停限產”的情況都是前所未有的。如果長期限電，產能肯定是跟不上需求，企業只能進一步減少訂單，這樣也使得需求端供應量更為緊縮。

對于能耗較高的化工行業而言，在“金九銀十”的傳統旺季，貨源本就十分緊缺，疊加能耗雙控大力出擊，將導致高能耗化工品供應減量。同時，受原材料煤炭、天然氣價格持續上漲推動，預計四季度整體化工品價格繼續上漲并沖擊高點，企業也將面臨漲價和缺貨的雙重壓力，嚴峻態勢仍將持續。

管控保供電價調整

國家采取管控措施保供多省電價陸續調整

限電對于產業鏈的影響，無疑將持續傳導到更多環節、更多地區，也將倒逼企業進一步提效減排，這有利于促進我國綠色經濟的發展，但對于化工行業而言，如果突然停電停爐，低負荷運行存在著很大的安全風險。面對不可避免的新一輪原料震蕩、用電缺口，以及可能存在的“跑偏”現象，相關部門按照黨中央、國務院部署，采取了一系列措施加強能源供應保障。

國家發改委、國家能源局聯合派出督導組，赴相關重點省份和企業、港口開展能源保供穩價工作督導，并建立電煤保供工作專班，將實行淡旺季差別化存煤制度的電廠納入重點保障范圍，確保牢牢守住電廠7天安全存煤底線。電廠運行過程中電煤庫存可用天數低于7天時，立即啟動重點保供機制，相關部門和重點企業將在煤源、運力等方面予以重點協調保障。9月29日，國家發改委、國家鐵路集團發布《關于做好發電供熱企業直保煤炭中長期合同全覆蓋鐵路運力保障有關工作的通知》，進一步加大對發電供熱煤炭運輸的傾斜力度。

10月8日召開的國務院常務會議，進一步部署做好今冬明春電力和煤炭等供應，保障群眾基本生活和經濟平穩運行。會議明確，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范圍由分別不超過10%、15%，調整為原則上均不超過20%，并做好分類調節，對高耗能行業可由市場交易形成價格，不受上浮20%的限制；推動具備增產潛力的煤礦盡快釋放產能，加快已核準且基本建成的露天煤礦投產達產，促進停產整改的煤礦依法依規整改，盡早恢復生產。同時，各地要嚴格落實屬地管理責任，做好有序用電管理，糾正有的地方“一刀切”停產限產或“運動式”減碳行為，反對不作為、亂作為。

10月11日，國家發改委印發《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，提出四大改革舉措：有序放開全部燃煤發電電量上網電價；擴大市場交易電價上下浮動范圍；推動工商業用戶都進入市場；保持居民、農業、公益性事業用電價格穩定。

隨著保供穩價一系列舉措的實施，多個省份也紛紛開始進行電價調整。在此之前，內蒙古、寧夏、上海等地就已陸續開啟“漲電價”的調整，允許煤電市場交易電價在標桿電價基礎上向上浮動。據不完全統計，自7月底以來，已有8個省、自治區、直轄市允許上網電價上浮，浮動范圍均不超過此前國務院要求的10%上線；6個省、自治區、直轄市通過拉大峰谷電差，引導用戶錯峰用電。目前，各地的電價調整政策暫不涉及居民用電。