（报告出品方/作者：中信建投证券，陈果）
本轮限电原因为极端高温与干旱
今年的有序用电和去年的限电原因有本质区别。去年限电主要是受“能耗双控”和煤炭价格暴涨、煤炭发电企 业亏损影响，今年则主要是因为极端高温导致的电力需求，尤其是空调用电量激增，同时部分地区干旱天气致 使水力发电量出现下滑。尽管 7 月开始华东西北、西南、华北电网负荷持续创新高，但用电缺口多采用需求侧 响应、高耗能企业轮检修等对经济影响微乎其微的措施弥补，有序用电都已是无奈之举，强制要求工业全部停 产停电的目前只有四川一个省份，这和去年全国大规模限电有着区别。
以水力为主的能源结构特征是四川省限电限产的重要因素。四川省是中国水力资源最为丰富的地区之一，资源 禀赋决定了四川省电源结构以水力发电为主。截至 2022 年 6 月，水力发电量、火力发电量、风力发电量、太阳 能发电量分别占四川省整体发电量的 89.28%、8.79%、1.47%、0.46%。四川的特殊性则在于，其高度依赖于水 电，水电占比达到 80%。以今年上半年数据为例，水电、火电、风电占比分别为 80%、16%、3%。在“能耗双 控”政策的要求下，水电产量占比甚至还有提高，今年 6 月水电占比为 89.3%，同比上升 1.65 个百分点；而在 用电量高峰的 7、8、9 月份，2021 年水电占比分别为 87.2%、88.6%、91.6%，水力发电对四川省的重要性不言 而喻。
极端的高温天气和少雨成为直接催化，加大了四川的用电缺口。今年夏天以来，浙江、安徽、江苏、湖北等省 份多个地市曾因电力高峰供需紧张，按照有序用电相关方案，对工业企业提出限电要求或节约倡议。1）持续晴 热高温天气造成居民端用电量和电力负荷的增加。据四川省气候中心发布的消息，7 月 1 日-8 月 10 日，全省高 温范围超过 70 县站的天数有 21 天，共有 68 县站日最高气温位居历史同期最高，30 县站突破历史最高气温记 录。全省平均气温 26.0℃，较常年同期显著偏高 2.1℃，排历史同期第 1 高位。
2）干旱天气使得水电出力不足。 全省平均降水量 135.9 毫米，较常年同期偏少 48%，位列历史同期第 1 少位。全省大部地区偏少 2～6 成，38 县 站降水量为历史同期最少。受持续高温少雨天气影响，长江中下游干流水位较历史同期大幅偏低，6 月中旬开 始，长江流域降水由偏多转为偏少，其中，6 月下旬偏少二成，7 月偏少三成多，长江流域水库群也受到旱情极 大影响。截至 8 月 10 日 8 时，长江上游水库群距正常高水位库容约 517.18 亿立方米，金沙江梯级水库群合计 待蓄库容 223.56 亿立方米。三峡水库 7、8 月平均入库流量 15475 立方米每秒，同比下降 34%，较前三年同期 均值下降 46%。
此外，2019-2021 年年内入库流量高峰均在 7 月中旬到 8 月中旬，高的入库流量带来充足的水电， 正好可以解决迎峰度夏保电工作。但今年 7 月入库流量相较 6 月不升反降，环比下降 14%，前三年 7 月平均入 库流量环比上升 74%。偏枯的降水对水电出力能力产生较大的限制，四川省水电装机规模约 8900 万千瓦，其中 存在大量无调节能力的径流式小水电，河流来水的减少使得这些小水电的发电量大幅下降，处于长江上游且水 系丰富、对水电依赖很高的四川省也就难以负荷高温天气下的用电高峰。
作为西电东送大省，四川省有大量刚性的合同内外送电量需要在汛期执行。然而，今年四川省自身因极端气候 都出现缺电情况，因此跨省外送电执行情况难以保障，缺电问题还可能会蔓延到沿海省份。考虑到此次四川限 电主要是因为历史罕见的高温少雨天气导致，因此限电持续时间应该不会太长。外送电量协议履行具有刚性。 四川作为全国水电基地是“西电东送”的重要送出端，外送电量连续五年超过 1300 亿千瓦时，占自身水力发电 量的约 1/3，居全国第一。截止到 2022 年 6 月，四川电网已累计向华东、西北、华北、华中、重庆和西藏等输 送电量 1.35 万亿千瓦时。从西南地区跨区域外送电量的月度数据来看，外送电量规模具有相对稳定性，并且随丰水期、枯水期、平水期的划分呈周期性变动。
综合来看，川电外送在全国范围内统筹分配，一般在每年年底 确定次年输送电总量，省内、省外有固定的分配比例，外送通道都有着相应的电力落地省份，遵循“照付不议” 外送原则，并特别要优先保障年度外送交易中的政府间协议约定电量的执行，但月度外送交易具备一定调节空 间。外送电量需求端预计随 10 月份丰水期结束，进入 11 月份平水期会有较大缓解。
限电政策：四川已启动三级保供电调控措施，全力保障民生用电。 针对此轮高温天气电力保供新形势，经济和信息化厅、国网四川省电力公司等部门（单位）已启动三级保供电 调控措施，保障民生用电。 第一步，启动主动错避峰措施，针对主动参与并有效执行主动错避峰负荷响应的电力用户，国网四川电力将在 结算电费时予以返还其响应费用。三级调控中的第一步为自今年 7 月 7 日起启动的主动错避峰措施，这是四川 首次实施主动错避峰用电响应，旨在鼓励和引导工业用户主动错避峰用电。国网川电打算拿出 1.7 亿元对主动 错避峰生产的企业进行补贴，每度电 4 毛钱，引导企业让电于民。
第二步，针对当前情况，制定《四川省 2022 年迎峰度夏部分高载能行业停产让电于民实施方案》，从 8 月 14 日 至 20 日对部分高载能企业实施停产让电于民的调控，让出用电负荷约 700 万千瓦，全力缓解供电压力。要精准 施策做好重点企业用电保障工作，严格落实迎峰度夏电力保障重点企业“白名单”制度，全力确保 50 强工业企 业和 100 户“贡嘎培优”企业等重点企业用电需求。
第三步，8 月 14 日晚，全省电力保供紧急会议决定，执行《关于扩大工业企业让电于民实施范围的紧急通知》， 要求各地立即通知企业做好生产调整，保障保安负荷用电。由于当前电力供需紧张形势，为确保四川电网安全， 确保民生用电及不出现拉闸限电，从 8 月 15 日起取消主动错避峰需求响应，在全省（除攀枝花、凉山）的 19 个市（州）扩大工业企业让电于民实施范围，对四川电网有序用电方案中所有工业电力用户（含白名单重点保 障企业）实施生产全停（保安负荷除外），放高温假，让电于民，这一措施从 2022 年 8 月 15 日 00:00 持续至 20 日 24:00。 接下来，针对可能出现的极端情况，相关部门还将进一步制定应急预案，守住保安全、保民生、保重点的底线。
本轮缺电或影响时间较短，但未来局部性缺电现象仍会持续发生
此次限电更多是因为高温少雨的天气，去年拉闸限电则主要是因为强劲的经济恢复动能带来用电量的提升，叠 加煤价上涨，火电公司存在亏损，两者有着本质区别。尽管今年限电范围较小，且随着高温的消退预计不会持 续太久，对全社会的冲击显著小于去年，但水电大省和沿海省份仍有可能采取需求侧响应和高耗能企业轮检修 来保障高峰时段用电。据四川省气候中心，8 月 19-22 日，四川省自西向东将有一次较为明显的降水天气过程， 届时，盆地高温天气将趋于结束。从四川省气温未来十天预测情况来看，最高温将从 20 日的 34.6℃下降至 28 日的 27.6℃；从降雨情况俩看，21-22、27-28 日将分别会有总计 31.5mm 和 27mm 的降雨缓和干旱情况。
结合 2020 年底和 2021 年 5-7 月，三轮电荒均存在一定程度由极端反常天气影响所导致的电力负荷加剧。另外 延长时间线对比发现，本轮限电虽然与去年大范围电荒有着本质不同，但是与 2020 年底和 2021 年 5-7 月电荒存在一定相似之处。这三轮电荒均存在一定程度由极端反常天气影响所导致的电力负荷加剧，其中 2020 年底湖 南、江西等地遭遇反常低温雨雪天气，居民取暖用电创新高；2021 年 5-7 月在云南、广东等地的限电同样也存 在有由高温天气导致的居民用电激增，以及干旱导致云南水电大省发电严重不及预期的因素。
未来是否会发生 21 年大范围限电难以预见，但未来几年类似的区域性、季节性电荒可能会随天气状况存在有一 定概率再次发生。 一方面，双碳目标下煤电装机增长有限，新能源稳定性较差，难以满足持续增加的电力负荷。 另一方面，例如云南、四川等水电发电占比较高的省份，一旦遇上高温干旱天气，极易产生电力供需错配情况， 水电供给大幅下降，居民端空调用电负荷激增，从而导致电荒。
新旧能源的特征对比，决定缺电中长期内仍是无法避免问题。新能源发电的局限性：波动性和没有惯性；火电 有惯性，且稳定。风电日波动最大幅度可达装机容量的 80%，且呈现一定的反调峰特性；光伏发电则受昼夜、 天气影响同样存在间歇性和波动性，这种不匹配性会增大调峰压力，进而影响新能源消纳水平。分钟级的扰动， 导致频率经常变化，甚至输出骤降，直接导致脱网，导致大范围停电。日级别扰动，白天多了，晚上不够。
短期火电核电，长期风光并解决清洁能源消纳问题
极端天气频发，对清洁能源装机量提出更高要求。尽管截至 2020 年，我国风电、光伏发电容量双双突破 2.5 亿 千瓦，装机规模均居世界首位，但发电量占比仍只有 9.5%。2015～2020 年，清洁能源发电装机占比由 34.7%提 高至 43.4%，发电量占比由 27.2%提高至 33.7%，分别提高 8.7 和 6.5 个百分点，风电装机年均增长 13%，太阳 能发电装机年均增速 41%。“十四五”是推动中国能源清洁低碳绿色转型的关键窗口期，提出 2030 年，风电、 太阳能发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上的战略目标。此外，近年来能源消费环节积极推进“以电代煤、以 电代油”的清洁电能替代技术，到 2030 年电能占能源终端消费比重需达 40%左右，到 2060 年则至少需占 70%， 这对清洁能源发电量提出了更高要求。
但另一方面，在负荷侧，我国全社会用电量的波动性（峰谷差率）逐年加大；在电源侧，低碳转型的大背景下 不可控的新能源占比越来越高，可控的火电占比越来越低、水电占比保持平稳。负荷侧波动加大,而电源侧可控 性降低，导致电力供需的实时平衡越来越难。近年来出现的限电情况也说明我国高峰时段电力供需紧张问题一 直存在。解决用电荒问题可从以下 5 方面入手：
一，提高火电发电积极性，增加核电支持，仍是当下调峰调频的关键。在双碳目标下，十四五煤电装机将不会 有太大提升，因此重点是出台容量电价，提高现有煤电厂发电积极性。成本方面，在去年的拉闸限电事件后， 国家发改委在 2021 年 10 月召开会议研究依法对煤炭价格实施干预措施，并在此后密集研究出台具体措施并派 督查组现场执法。尽管煤炭价格形成及监管机制日益完善，但动力煤价格仍处高位，火电企业成本压力依旧存 在。电价方面，市场交易电价上下浮动范围同样在去年 10 月由分别不超过 10%、15%，调整为原则上均不超过 20%，对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮 20%的限制。
然而，在今年 5 月，江西、上海、浙江、 天津、安徽等地代理购电价格上涨幅度就已超过 20%，现行政策下电价进一步上涨的空间十分有限。出台容量 电价机制则可以很好地保障电力系统容量充裕性及燃煤机组的合理收益。容量电价代表电力工业企业成本中的 容量成本，即固定资产投资费用，使机组能够获得能量市场和辅助服务市场以外的稳定收入，从而鼓励机组建 设，保障系统的容量充裕性与灵活性。目前山东和广东省已有容量补偿政策，山东省发改委今年 3 月下发文件， 通知山东容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，并参考现货电能量市场 分时电价信号，研究探索基于峰荷责任法的容量补偿电价收取方式，引导电力用户削峰填谷、错峰用电。
在今 年 1 月下发的《山东省电力现货市场交易规则（2022 年试行版 V1.0）》中明确规定在以容量补偿方式补偿发电 机组固定成本时，要综合考虑发电机组类型、投产年限、可用状态等因素；今年 6 月下发的《关于 2022 年山东 省电力现货市场结算试运行工作有关工作事项的补充通知（征求意见稿）》中创新性的提出可调节负荷分时零售 套餐。即在新能源大发、发电能力充裕的时段，容量补偿电价按照基准价（99.1 元/兆瓦时，下同）乘以谷系数 K1（K1 取值 0-50%）收取；在发电能力紧张的时段，容量补偿电价按照基准价乘以峰系数 K2（K2 取值 100%-160%） 收取；广东省按照容量度电分摊标准按月向售电公司收取容量电费，并根据市场机组有效容量占市场机组总有 效容量比例补偿给各机组，补偿对象集中在燃煤、燃气机组。
二是火电灵活性改造。新能源发电占比快速提升、大规模并网带来了消纳难题，由于风光发电受地域环境限制 较大，在电力装机中火电占比最大，火电是开展深度调峰最重要的电源之一，同时煤电机组灵活性改造具有效 果好、性价比高、周期短等优点，是解决新能源消纳的重要方式。火电灵活性通常指的是火电机组的运行灵活 性，即适应出力大幅波动、快速响应各类变化的能力，主要指标包括调峰幅度、爬坡速率及启停时间等。
火电 机组的灵活性改造可以分为三个阶段：（1）集中于运行与管理的优化，资产性投入相对较少，燃煤机组从基荷 机组逐步向负荷跟随机组转变；（2）加大在灵活性改造中的投入，核心是进一步挖掘各设备灵活性潜力和优化 机组控制，对于热电联产机组，多种蓄热装置逐步投入使用，以实现供热和发电收益的最大化；（3）多样化的 灵活性提升手段纷纷被采用，其中针对热电联产机组，蓄热装置成为基本配置，利用蓄热装置及供热系统储热 特性，实现热电联产运行方式的改善和灵活性的提升，电锅炉、热泵等电制热、制冷方式也被逐渐应用。
目前， 国内火电灵活性改造的核心目标是充分响应电力系统的波动性变化，实现降低最小出力、快速启停、快速升降 负荷三大目标，其中降低最小出力，即增加调峰能力是目前最为广泛和主要的改造目标。然而，我国火电机组 在降低最小出力上的进展与国外还有一定差距。我国在运煤电机组一般最小出力为 50%-60%，冬季供热期仅能低至 75%-85%，国内试点示范项目通过 灵活性改造，最小技术出力可低至 30%-35%额定容量，部分机组可以低至 20%-25%，热电联产机组最小技术出 力达到 40%-50%额定容量，对比国外，丹麦和德国煤电机组改造后最小出力分别低至 15%-20%、25%-30%。此 外，当前我国煤电灵活性改造还面临改造滞后（截至 2019 年年底，“三北”地区灵活性改造仅完成 5775 万千瓦， 不到规划目标的 27%）、煤电机组到期退役关停存在能源资源浪费等问题。
在实现火电灵活性改造的过程中，还面临如下难题：（1）技术要素：在锅炉侧，锅炉侧灵活性改造须重点解决 燃烧稳定性、制粉系统稳定性、换热水动力稳定性、受热面高温腐蚀与疲劳损伤、空预器低温腐蚀及泄漏、脱 硝运行安全等问题。以上问题主要采用锅炉低负荷稳燃技术和宽负荷脱硝技术解决。在汽轮机侧，汽轮机侧须 重点关注汽轮机设备适应性以及供热机组以热定电等问题，主要通过汽轮机通流设计与末级叶片性能优化技术、 供热机组热电解耦技术解决。在控制和监测侧，主要通过提高负荷响应速率协调优化控制技术、水冷壁安全防 护技术来优化。
（2）经济要素：火电灵活性改造的成本，涉及各类改造的投资，对于不同类型的机组，改造投 资差异明显，往往只能以“一厂一策”的方式单独进行测算，难以实现标准化的造价限额控制。其次，深度调 峰成本是潜在的可变成本，随着调峰深度的增加，火电机组的供电耗煤将明显增加。最后，由于深度调峰而损 失的潜在发电收益也应纳入火电灵活性改造额成本中。上述成本可通过减少的调峰分摊费用和获得的调峰补偿 费用两部分来弥补。（3）机制要素，目前，国内火电灵活性改造的核心经济驱动力在于调峰辅助服务费用的影 响，各地调峰服务标准差异明显，导致改造积极性也各异。这一问题可通过调峰辅助市场和现货市场解决。
三，储能系统能够实现能量搬移，是解决新能源消纳问题的重要手段。想要解决新能源消纳问题，迫切需要在 大规模新能源基地源侧，构建高惯性大功率储能功率支撑体系，提高电网动态稳定支撑和调压能力。我国在大 规模储能用锂离子电池、液流电池、电化学超级电容器方面取得了重要进展。储能系统能将电力系统多余的电 能通过其他形式储存并在需要的时候释放，实现了电能时间与空间上的平移（储能系统可以视为一个大型充电 宝，在需要电能的时候释放电能，在不需要的时候存储电能）。电化学储性价比高，装机便捷，使用灵活，是储 能技术中最具前景的技术路线。储能技术根据原理不同，可以分成热储能、电化学储能、机械储能以及氢储能 三类。
因成本低、寿命长、技术成熟，物理机械储能，尤其是抽水蓄能应用广泛，但受地理环境制约、投资髙、 建设周期长等影响发展渐缓；电化学储能随成本的逐渐降低以及电力市场逐渐成熟，现阶段电化学储能进入商 业化阶段。相较于其他储能手段电化学储能性价比高，不受自然环境影响，装机便捷，使用灵活的优点，是储 能技术中最具前景的技术路线。储能布置灵活可以应用在电力系统各个环节，就本质是利润在各个环节的再分 配。在发电侧，储能可以促进新能源消纳，减小弃风弃光率；在电网侧，储能可以参与电力服务市场，用于调 峰调频；在用户侧，储能以可帮助用户改善用电结构，减少电费。
目前来看，用电侧：海外电价较高，自发自 用具备经济性，国内工商业分布式具有经济性；发电侧：现阶段国内弃风弃光率较低，且配置储能不具备用经 济性，随着未来储能成本逐步降低以及新能源弃风弃电率逐步提高，国内发电侧逐步发展；电网侧：储能参与 调频初备经济性，调峰在少数地区具备经济性。
四，智能电网建设解决需求侧时空分布与量的问题。随着新能源发电占比的提高，现有电力系统结构形态难以 支撑更高比例的新能源并网消纳。同时，电动汽车、屋顶光伏等分布式能源的即插即用使得能源消费随机性显著加剧。随着大规模新能源电力接入电网以及负荷侧的角色转变，电力系统需要在随机的负荷与波动的电源之 间实现能量的供需平衡，其能量的时空分布特性、生产消费方式与传统电网存在诸多不同甚至本质差异，这些 都需要依靠智能电网的发展来解决。经过多年发展，在电源侧，系统性地开展了大规模可再生能源发电并网系 列技术研究；在柔性直流输电技术打破国外垄断，构建并成功运营了世界上运行电压等级最高、规模最大、技 术水平最高的交直流混联特大电网；在用户侧，安装智能电表超过 4 亿只。
我国智能电网建设的总体战略目标： （1）完成智能配电网一次网架改造和完善，建成柔性互联互济的智能配电网新结构与新形态；（2）实现适应高 比例新能源接入的配电网智能态势感知，提高智能配电网自愈和灾变预防能力；（3）发展新能源高比例接入交 直流配电网协调优化控制；（4）实现适应高比例新能源接入的配电网灵活调度技术，提高智能配电网的可控性 和兼容性。
为实现上述目标，我国开发了（1）北斗电力专用技术，来为配电网业务提供高精度的导航定位服务、 高精准的时频同步服务，结合人工智能、云计算、大数据、5G 等新技术全面提高配电网的智能化程度；（2）柔 性交直流配电网技术，在传统交流配电网基础上，将电力电子技术与现代控制技术结合，从而实现对交流配电 网灵活快速控制；（3）配电网数字孪生技术，通过打造智能配电网数字孪生的软件定义服务描述语言及统一计 算模型基础理论，实现数据知识融合驱动的人工智能在电力系统智能调控中的推广应用。
五，特高压加强输配网建设，加快推进跨区输电能力。随着特高压及其控制技术的不断进步，2016～2020 年成 为特高压建设高峰期，大气污染防治行动“四交五直”和酒泉-湖南、准东-皖南、扎鲁特-青州直流建成投运， 全国特高压骨干网架已实现“十交十四直”布局。全球能源互联网发展合作组织发布的《中国“十四五”电力 发展规划研究》显示 2019 年底全国跨区跨省电力流总规模约 2.2 亿千瓦，随着蒙西-晋中、张北-雄安特高压交 流和乌东德-广西广东、青海-河南特高压直流等输电工程陆续投产，预计 2020 年全国跨区跨省电力流将达到 2.5 亿千瓦。
复盘2021年限电对行业的影响
2021 年 8 月，部分地区出现电力供应不足的问题，其中东北地区较为严重，甚至采取限制居民用电的方式。2021 年 8 月下旬，部分地区陆续采取错峰用电引导、对高耗能企业限产、停产等措施。用电紧张的局面在 10 月底逐 步得到缓解。2021 年 10 月我国单月用电量环比下降 4.95%，降幅有所缩减。我们统计了申万一级行业在 2021 年 8 -11 月的涨跌幅，可以看到公用事业，煤炭，电力设备涨幅居前，分别为 24.55%，17.70%和 15.69%。具体 细分到二级行业，我们能直观地看出以天然气，煤炭为代表的能源行业，电力行业，新能源行业（风、光、储） 以及化工行业涨幅居前。
总结来看，需求拉动角度，利好能源、电力、新能源；供给收缩角度，化工、有色板块短期带来了积极的影响。 2021 年限电主要原因是能耗双控与煤炭供给紧张叠加，对于上半年能耗强度降低进度未达到目标的省份，地方 政府采取限电限产措施更多是为了完成三季度及全年能耗考核目标的“赶进度”行为。本次限电持续时间长， 影响范围广，对市场的影响深远。
（1）煤炭与电力
煤炭价格快速上涨是电力紧缺的重要因素。煤炭，天然气等化石能源行业 2021 年受疫情冲击下采矿类企业资本 支出意愿低下叠加极端天气下绿色能源发电减少导致的能源危机影响，全球能源品价格快速上涨。煤炭价格飞 涨，这也是造成 2021 年限电政策的重要原因。煤炭价格飞涨导致了火电企业普遍亏损，产能下降，进而导致电 力供应不足。随着国家对煤炭保供，控价的逐步推进动力煤紧供给缓解，煤炭价格去年年底大幅走低，限电也 逐渐缓解。
限电客观上推动了电力市场化改革。一直以来，我国电力行业公用属性突出，电力价格不能较好的反映供电成 本。限电现象发生后开始有所转变，部分省份开始对电力市场化交易 规则进行调整，允许交易电价在基准价格基础上进行上浮；10 月 8 日国常会强调，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%，并做好分类调节，对高耗能行业可由市场交易形成价 格，不受上浮 20%的限制。上述措施给电力企业带来了深远的影响，打破了交易电价“只跌 不涨”的局面，市场交易电价将根据成本和供需关系等因素真正得到反应。受此影响电力行业，火电龙头华能 国际在 21 年 8-11 月内涨幅近乎翻倍。
（2）新能源行业
限电影响下，我国清洁能源发展加速。目前我国发电端仍是以火电为主，但火电发电占比逐渐下降。可再生能 源发电成为未来发展的趋势。政策方面，国家能源局强调到“十四五”末可再生能源的发电装机占我国电力总 装机的比例将超过 50%。且到“十四五”末，预计可再生能源在全社会用电量增量中的比重将达到三分之二左 右，在一次能源消费增量中的比重将超过 50%，变为能源电力消费增量的主体。限电下，国家大力出台政策促 进可再生能源发展。2021 年 9 月 11 日发改委印发《完善能源消费强度和总量双控制度方案》，《方案》明确了 能耗强度下降达到激励目标，可免除能耗总量考核这一点，同时对超额完成激励性消纳责任权重的地区，超出 最低消纳部分不纳入能源消费总量考核。政策上鼓励地方增加可再生能源消费，加快了清洁能源发展。
储能行业需求扩大。2021 年 10 月 12 日，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通 知》，通知提出“加强与分时电价政策衔接。各地要加快落实分时电价政策，建立尖峰电价机制，引导用户错峰 用电、削峰填谷。”峰谷价差的扩大，储能行业将得到明显受益。一方面，储能在电源侧可大幅提升新能源的并 网友好性，减轻电源侧对电网的负担；另一方面，储能可通过调峰调频等应用，保持系统频率稳定，为电网系 统提供关键的灵活调节能力，储能行业需求扩大。
（3）化工、有色行业
限电限产给化工和大宗商品的短期供需关系造成了直接的影响。我们回顾了历史上近三次限电限产对其的影响。在限电限产矛盾较为突出时段，往往化工和有色金属板块出现了明显的上涨，但在限电缓解 后，拉长看，化工和有色金属板块均会出现不同程度上的下跌。
本轮限电措施可能对行业有哪些影响？
相比于去年限电的范围之广，目前只有四川发布限电令，从 8 月 15 日-8 月 20 日在全省(除攀枝花、凉山)的 19 个市（州）对四川电网有序用电方案中所有工业电力用户（含白名单重点保障企业）实施生产全停。 结合四川、重庆产业结构与全国产出占比，限电可能产生以下影响：
（1）锂盐
供需矛盾进一步加剧，价格已开始小幅上涨。据 SMM 统计，本轮限电预计会导致行业 8 月碳酸锂减产 1120 吨， 氢氧化锂 1690 吨，三元材料 500 吨，磷酸铁锂 5200 万元/吨，石墨化产量 300 吨左右，占行业比重分别为 3%， 8%，1%和 5%。当前锂盐供需紧张格局将进一步加剧。并且需求端逐渐进入旺季，多种因素助推锂盐价格进一 步上涨。碳酸锂近日已开始小幅上涨，8 月 19 日报价 47.9 万/吨，较 8 月 15 日上涨 3000 元/吨。
（2）光伏
短期供给承压，价格获得支撑。对于光伏行业，工业硅方面，根据 SMM 数据，四川金属硅有效产能共计 81.7 万吨，占全国总产能的 16%左右，7 月四川金属硅产量在 6.56 万吨，占全国供应总量的 21%。按照文件执行， 预计此次限电影响时间为期一周，影响四川 8 月金属硅产量在 1.2 万吨左右。目前金属硅开始上涨但幅度不大。
硅料停工停产，产能爬坡受影响。多晶硅方面，据百川盈孚，2021 年四川地区多晶硅产量在 6.2 万吨左右，约 占全国产量的 13%，是全国第三大产区。据 SMM 数据，目前主要影响的企业分别为通威永祥以及协鑫四川颗粒硅产线，通威永祥乐山两条产线年产能约为 10 万吨。协鑫乐山产线由于正处于产能爬坡期，当前产能影响约为 3 万吨/年左右。由于多晶硅生产企业从停产到复工，从降负荷再到满负荷，影响产出的时间将至少持续 10-15 天，预计硅料供应影响量略大，硅业分会预测 8 月份国内多晶硅产量将比预期下调 8%。再加上部分硅料企业订 单已超签至 9 月，导致 8 月份供不应求程度加剧的同时，9 月份产业链各环节市场供需关系调整的时间也将有 所延后。短期内硅料价格有望小幅上涨。
硅片、电池片供给短期内也会承压。硅片方面，据 SMM 数据显示，影响企业主要为四川乐山晶科、四川乐山 京运通、四川通威，年产能分别为 5GW/年、12GW/年、15GW/年。对电池片企业而言，影响最大的便是龙头企 业通威，目前通威电池片在眉山、双流、金堂等皆有电池片产线，据 SMM 数据，合计年产能约为 65GW/年， 除此之外，英发约 10GW/年的产线亦受到一定影响。
（3）化工
供给偏紧，关注限电时间。四川是磷化工、能源化工等产业链的产能集中地，钛白粉、肥料等化工品的产量在 全国占比较大。从产能占比来看，钛白粉，草甘膦等磷化工产业链受影响可能较大，如钛白粉最近涨势再起。8 月 16 日，四川攀枝花市钛海科技有限责任公司发布调价函称，鉴于当前钛白粉生产成本过高，结合目前国际钛 白粉市场行情，决定对金红石型钛白粉国内客户上调 500 元/吨，国际客户上调 80 美金/吨；对锐钛型钛白粉国 内客户上调 500 元/吨，国际客户上调 80 美金/吨。供给偏紧情况下，价格受到支撑。若限电时间超预期延长， 则可能影响范围会大大增加。
（4）半导体
半导体影响程度有限。四川省是我国科技产业高地，已初步形成了包括 IC 设计、晶圆制造、封装测试等环节的 完善的集成电路产业链。据四川省发展与改革委员会数据，2021 年，四川高技术产业营业收入达到 2.1 万亿元。 公告显示，限电期间，京东方 A 公司将对 TFT-LCD 生产线适时进行例行设备维护。财联社报道，富士康成都工 厂也确认了停电。但由于限电持续时间不长，预计影响程度有限。且部分公司已采取异地支援或库存、恢复后 夜班赶工、调低产量等预备方案，以保证出货。
总结来看，本次限电影响目前集中在四川省范围内，相比去年影响范围较小，后续是否扩散到其他省份还需进 一步观望。目前来看，本次限电对锂盐、光伏、化工、半导体方面可能产生影响。 （1）锂盐方面，供需矛盾会进一步加剧，下游需求不减情况下预计锂盐将小幅上涨； （2）光伏方面，硅料，硅片，电池片的供给都会受到影响，叠加下游需求旺盛，预计价格会小幅上涨； （3）化工方面，重点关注磷化工和钛白粉等受影响比较大的产业，短期内价格可能会出现波动； （4）半导体方面，关注后续限电时间规模上会不会扩大，超预期限电升级的话，预计电子元器件价格会受到影 响。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
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