【行业研究】拉闸限电背后的多层次矛盾与差异化因素简析

2021年以来，由于新冠疫情得到有效控制，国内经济快速复苏，电力供需形势逐步紧张。供电缺口主要由于目前国内电力供应仍以火电为主，但煤炭价格上涨以及“市场煤计划电”的价格政策导致成本传导受阻，煤电企业亏损严重，主动发电积极性减弱；而可再生能源发电自身存在不稳定性，在电网及储能设备无法匹配的情况下，可再生能源发电贡献程度有限。另一方面，部分地区未实现能耗双控目标，为控制能耗快速增长而强行停电限产。为了解决当前电力供需矛盾，政府通过取消工商业目录电价、电价上浮比例提升、扩增煤炭产能及煤炭长协保量等措施缓解煤、电价格矛盾，但从目前情况看，煤电企业仍无法实现扭亏，煤电行业未来经营业绩更大程度上取决于煤炭成本控制情况。未来，在解决高比例新能源接入带来的系统强不确定性与脆弱性问题的基础上，煤电调峰作用将逐步凸显。但现阶段仍要发挥好煤电在能源转型中的兜底保障作用，多举措并行防止出现新的“限电停产”现象。

（来源：微信公众号“联合资信”ID：lianheratings 作者：工商评级四部）

一、限电原因分析

2021年8月，广东、江苏、云南、四川、内蒙古、吉林等多省实施有序用电、临时停电、拉闸限电等限电措施。而限电政策引发最大关注的还是东北地区，主要因为该地区拉闸限电对居民生活造成了影响，究其原因，官方解释为由于风电供应骤减，电力供应缺口已至严重级别，不得己启动“电网事故拉闸限电”。

历史上也曾出现过限电，其中，2000年，广东省限电主要由于当时经济蓬勃发展，电力需求旺盛，但电力投资不足，导致在全国煤炭供给充足的情况下缺电；2010－2011年，国内部分地区在不同时段采取了限电措施，主要由于当时经济增长导致电力需求增加，高耗能用电大，而枯水天气导致水电出力下降，部分地区电力缺口扩大。本轮限电受多重因素影响，具体分析如下。

1.直接原因——电力供需不平衡

需求方面：

2020年受疫情影响，全球经济陷入深度衰退。中国的疫情防控工作较为严格，并率先从疫情影响中得以恢复，在“新基建”热潮及贸易出口增长带动下，电力需求快速增长。2021年1－8月，全国全社会用电量54704亿千瓦时，同比增长13.8%，较2019年同期增长15.36%。

分区域看，东、中、西部和东北地区全社会用电量分别为26227亿千瓦时、10250亿千瓦时、15245亿千瓦时和2982亿千瓦时，增速分别为14.5%、14.4%、13.2%和8.7%，全国共17个省份全社会用电增速超过全国平均水平。

分行业看，工业和制造业用电量保持较快增长，1－8月，全国工业用电量35852亿千瓦时，同比增长13.1%，占全社会用电量的比重为65.5%，较2019年同期增长13.79%；全国制造业用电量27360亿千瓦时，同比增长14.9%，较2019年同期增长15.96%。其中，四大高载能行业用电14807亿千瓦时，同比增长11.0%，较2019年同期增长13.79%。

供给方面：

截至2021年8月底，全国发电装机容量22.8亿千瓦，同比增长9.5%。2021年1－8月，全国发电设备累计利用小时2560小时，同比增加112小时，较2019年同期增长18小时[1]；同期，全国规模以上电厂发电量53894亿千瓦时，同比增长11.3%，较2019年同期增长14.60%，增幅均低于用电需求增幅。

分电源结构看，截至2021年8月底，全国6000千瓦以上电厂中常规水电、并网风电和并网太能发电装机容量合计8.0亿千瓦，较2020年8月底增长19.40%，较2019年8月底增长29.03%；2021年1－8月，全国规模以上水电、风电和太阳能发电发电量合计12472亿千瓦时，同比增长10.61%，较2019年同期增长14.10%，发电量增幅低于装机容量增幅，即主要清洁能源建成并未对电力供应形成有效支撑，清洁能源发电目前“靠天吃饭”的特性加剧了电力供应的不稳定性。

截至目前，火电在行业中仍起到压舱石的作用，虽然规模以上的火电装机容量占比由2019年8月底的62.70%下降至2021年8月底的59.35%，但2019－2021年三年同期发电量占比始终保持71.99%、71.38%和71.85%的高水平，即全国电力供应状况受火电发电量的影响很大。但2021年由于煤炭供给不足、煤炭价格持续上涨等因素，煤电行业成本传导不畅导致亏损且亏损程度逐步加大，严重抑制了煤电企业发电积极性，导致电力整体供应不足。

2.根本原因

电网布局及储能设备布局无法与电源结构清洁化调整相匹配，导致可再生能源机组规模快速扩张的同时，并未实现高效利用。

伴随设备生产技术水平的提升、单位建造成本的压降以及国家政策补贴压力的提高，近年来，国家不断更新完善风电及光伏上网电价的政策，以强制性推进补贴退坡，实现平价上网。此外，为实现“碳达峰”“碳中和”目标，国家不断出台政策引导可再生能源装机规模扩张，并限定了各省级行政区域可再生能源电力消纳责任权重以确保新增机组效用。尽管政策取消了对可再生能源直接的资金补贴支持，但仍通过明确新增机组效用的方式对可再生能源提供业绩支撑。受上述因素综合影响，近年来，风电及太阳能发电抢装明显，装机容量实现快速增长。

但风电及太阳能发电依赖于自然资源，我国风能及太阳能主要分布在西部及北部地区，而高用电区域主要集中在中东部及南部地区，区域电力供需不平衡加之电网外送能力有限，导致西部及北部地区弃风弃光问题仍未完全解决。

此外，风电及太阳能发电具有随机性、波动性及间歇性的特点，无法实现常规电源的实时稳定运行，其装机规模快速扩张的同时对电网调峰、运行控制等带来巨大挑战。配备充足的储能设备成为可再生能源高占比运营情况下维护电网安全稳定的必要条件之一。然而目前储能技术较为成熟的只有抽水蓄能，且受地理条件限制，也无法广泛应用。

以“零碳电”为核心的新型电力系统的核心特征就在于新能源占据主导地位，但新型电力系统必须解决高比例新能源接入带来的系统强不确定性与脆弱性问题。本轮限电反映出从煤到电的能源基本盘出现了较为突出的供需失衡问题，也凸显了目前煤电在电力保供中仍作为“压舱石”的重要作用。

整体看，政策上鼓励大力发展可再生能源发电，带动风电和光伏电站装机容量快速增长，但全国看，区域及时间上均存在电力供需的不平衡问题，且输配电及储能技术无法与之匹配，导致尽管风电及太阳能发电机组快速发展，但并未实现高效利用，或将拉长项目投资回收周期。

“市场煤计划电”机制导致煤电成本传导受阻，煤电企业主动发电积极性减弱。

电力与居民生活及社会经济活动息息相关，是现代社会最基本的能源，所以电力作为公用事业，其价格具有极强的政府管控属性。随着电力供求关系、市场结构的变化，电价形成机制不断调整，从政府指导电价到“煤电联动”机制再到目前的“基准价+上下浮动”的适度限制性市场化价格机制。电力市场化改革持续深化，但由于电力在民生及经济中的重要作用，电价尚未实现完全市场化。

作为工业能源和大宗商品的煤炭却早已实现市场化定价，煤炭价格主要受供需波动影响。根据Wind数据，2021年1－8月，我国原煤产量26亿吨，同比增长4.40%，增幅主要由于2020年初疫情爆发导致当期煤炭产量基数偏低；进口煤量1.22亿吨，同比下降19.54%，一方面由于国际关系影响，国家发展改革委决定无限期暂停中澳战略经济对话机制下的一切活动，导致澳煤零通关；另一方面受疫情和特殊天气等因素影响，蒙古国、印尼、菲律宾、哥伦比亚、俄罗斯等国的进口煤量也有所下降。整体看，2021年1－8月，我国原煤产量及进口煤量合计同比增长约3%。同期，我国火电发电量3.87万亿千瓦时，同比增长12.60%，增幅明显高于煤炭供应增幅，导致重点电厂煤炭库存量处于偏低水平。截至2021年8月底，我国重点电厂煤炭库存量4584万吨，同比下降37.21%。电煤供需缺口成为煤炭价格上涨的支撑因素之一，同时煤电占比较高的电源结构特性以及电力供应稳定性要求进一步加剧了煤炭价格上涨。

对比2020年全年煤价和上网电价的平均水平和2021年8月煤价和上网电价的平均水平[2]，2020年煤电度电毛利约0.046元，伴随煤炭成本的快速上涨，2021年8月，煤电度电亏损0.004元，盈利性明显减弱。

根据Wind统计数据，2021年，从事电力、热力的生产和供应的企业中亏损家数明显多于2019年和2020年，亏损企业数量占比保持30%左右的水平。截至2021年8月底，从事电力、热力的生产和供应的企业中亏损企业为2852家，2021年1－8月，相关企业亏损总额达1157亿元。整体看，受煤价快速上涨影响，煤电经营成本大幅提高，亏损幅度明显拉大，导致煤电企业发电积极性下降。

能耗双控目标完成情况不佳，加剧“两高”[3]行业限制。

我国十八届五中全会首次提出能耗双控的概念，“十四五”规划中进一步提出完善能源消费总量和能耗强度降低的双控制度，重点控制化石能源消费，为实现“碳达峰”奠定坚实基础。2021年作为强推“双碳”目标的开局之年，政府对于能耗双控的执行力度较往年更加严格。2021年8月17日，国家发展改革委发布《上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》（详见图3），其中9个省区能耗强度不降反升，为一级预警；10个省区能耗强度降低率未达到进度要求，为二级预警。2021年上半年，超过半数的省份未完成能耗双控目标，因此实现短期双控目标的压力就集中于第三季度。在此行政压力背景下，多省市陆续出台相关政策集中限制“两高”行业，或鼓励有序用电、错峰生产、限产，或直接“一刀切”限电停产。但经济基础薄弱的地区GDP增长空间有限，且存在部分生产设备老旧导致单位能耗偏高的问题，因此，此类地区完成能耗强度降低目标的压力更大。

此外，海关总署数据显示，2021年8月，我国外贸进出口总值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。2021年1－8月，我国外贸进出口总值24.78万亿元，同比增长23.7%，较2019年同期增长22.8%。由于国外疫情较为严重，无法有序开展大规模生产，海外订单增量加剧我国的生产压力，也将大宗商品价格压力转嫁到国内。但海外疫情的增量出口订单是不可持续的，国内因为解决增量订单而增加的产能或将闲置，将明显加大中小企业的经营压力。因此通过限产来限制企业盲目扩张产能也成为保护企业可持续发展的方式之一。

综上所述，引发限电的主要原因为电力供应短缺和能耗双控目标压力。但从各限电区域来看，引发限电的因素有所不同。其中：（1）浙江、广东、江苏、陕西、新疆、福建、广西等省份主要因能耗双控目标压力而限电。2021年上半年，上述省份能耗强度降低进度目标完成情况被国家给予一级预警，而9月发电量同比增速明显加快，一定程度上反映了其在能够保障电力供应的情况下，为保证于年末完成能耗双控目标任务，面向特定行业企业，以停限电为手段采取限产措施。（2）黑龙江、辽宁、吉林、内蒙古、山东等省份主要因电力供应短缺而限电。2021年上半年，上述省区能耗双控工作进展总体顺利，但9月发电量累计增速明显小于工业增加值，一定程度上说明这些省份电力供应形势紧张，不得不采取有序用电或拉闸限电措施。（3）青海、宁夏、云南、安徽、江西、河南、四川、山西、贵州等省份因双重原因影响而限电。一方面，上述省份2021年上半年能耗双控目标完成情况均被国家给予一级或二级预警；另一方面，受工业增加值同比增速加快、“两高”行业用电需求较大、可再生能源发电量同比下降等因素影响，电力供应形势紧张，特别是供电缺口扩大。

二、限电政策对电力平衡调节的有效性及能耗控制的有效性

限电限产、停产政策出台后，四大高载能行业等制造业用电量有所下降，电力供需趋于平衡，突发性拉闸限定问题得以缓解。但由于煤炭价格持续上涨，煤电成本压力不断提高，叠加即将面临的冬季供暖压力，电力供应稳定性仍面临较大挑战。

多重因素影响下，2021年8月以来，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，为保障整体电网电力系统安全运营，不得不采取直接拉闸限电的方式。针对电力供需不平衡的问题，2021年8月下旬以来，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，在电力供应能力相对稳定的基础上，通过行政手段调降电力需求，特别是高耗能企业的用电需求。

根据Wind数据，2021年9月我国单月用电量环比下降8.68%。分行业看，制造业及四大高载能行业9月单月用电量分别环比下降7.08%和5.83%，而上述行业2020年9月单月用电量较同年8月分别下降4.89%和3.31%，降幅低于2021年同期水平。从电量减量绝对值看，在保持2021年电量供需高增速的情况下，2021年9月单月发电量和全社会用电量环比减量规模均较2020年同期水平小，但制造业及四大高在能行业用电减量占比明显提高。此外，相同口径统计下，2021年9月单月用电缺口119.73亿千瓦时，较8月的163.32亿千瓦时缩减明显。可见有序用电政策的确有助于调节电力供需平衡。

用电紧张的局面得以缓和后，部分地区放宽了原有的限电限产要求，但电力供应不足时仍会优先保障民生用电。2021年10月我国单月用电量环比下降4.95%，降幅有所缩减。其中制造业用电量环比下降2.09%，而四大高载能行业用电量环比小幅提高0.94%。

能耗双控目标方面，本轮限电措施仅一定程度上减少短期内能源消费总量，但对节能减污降碳等能耗强度降低要求的效果或将不如预期。

实际上，能耗双控政策更多的强调能耗强度降低，在有效控制单位能耗的基数上辅以能源消费总量控制。本轮限电限产、停产一定程度上直接限制了能源消费总量的高增长，但对能耗强度降低要求的效果或不如预期。如停限电措施在一定程度上影响企业正常生产工艺，导致生产效率降低、单位产品能耗和污染物排放上升；企业可能采用低效率发电替代工具，而这类电源往往能耗较高且污染治理水平低下。

三、煤、电价格矛盾分析

取消工商业目录电价、电价上浮比例提升、扩增煤炭产能及煤炭长协保量等措施有利于缓解煤、电价格矛盾，但由于2021年煤炭长协价格及市场价格大幅攀升，尽管在政策干预下煤价回调，但目前煤电企业仍无法实现扭亏。

2021年以来，在安全检查、大秦铁路检修、疫情防控导致的交通管制、进口煤限制等多重因素影响下，我国煤炭产量增速放缓，进口煤量同比下降。煤炭供不应求导致其价格快速大幅拉升，进而严重激化煤、电价格矛盾。对此，我国政府采取一系列措施增强煤炭保供、加强成本传导。

2021年9月29日，中国煤炭工业协会、中国煤炭运销协会发布《关于进一步做好电煤保供工作的通知》，要求各企业深挖电煤增产潜力，全力增加电煤供应量，并优先确保发电供热用户的长协合同资源，原则上四季度要按照不少于全年合同量的1/4进行兑现，已签订的电煤长协合同履约率四季度要达到或超过100%。电煤长协合同的履约情况得到保障将有助于控制电厂发电成本。

2021年7月30日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司、国家矿山安全监察局综合司联合印发通知，鼓励符合条件的煤矿核增生产能力，对煤矿产能核增实行产能置换承诺制。《通知》明确，2022年3月31日前提出核增申请的煤矿，不需要提前落实产能置换指标，可采用承诺的方式进行产能置换，取得产能核增批复后，在3个月内完成产能置换方案。国家发展改革委10月中旬公布信息称9月以来国家允许153座煤矿核增产能2.2亿吨/年，相关煤矿已陆续按核定产能生产，预计四季度可增产5000万吨以上。政府出台相关政策加强保障煤炭供给，一定程度缓解煤炭价格上行压力。

优质矿区产能释放以及进口煤量的回升，缓和了国内煤炭供需紧张的情况，推动动力煤价格回落，但煤价水平较往年仍位于较高水平。以秦皇岛动力煤价格为例，秦皇岛动力煤(Q5500，山西产)市场价格自2021年以来快速上行，并在10月20日冲高至2593元/吨的历史最高水平，随后价格快速下行，11月16日降至1090元/吨，但较上年同期仍有较大的增幅（同比增长74.54%）；秦皇岛长协煤价格也一路冲高，CCTD秦皇岛动力煤(Q5500)年度长协价格在10月达到了历史最高水平（754元/吨），11月价格维持不变。

2021年10月11日，国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号），将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制，电力现货价格不受上述幅度限制；有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。虽然没有完全放开全体用户的“市场化”，也没有完全放任自有的“市场化”，但此举有利于煤炭成本的传导。

针对上述政策实行后能否有效缓解煤和电之间的价格矛盾问题，我们将通过以下测算进行验证。根据Wind统计数据或行业均值情况，我们设置的基础假设条件包括：

（1）煤电企业燃料采购中，长协煤量占75%[4]，市场煤量占25%

（2）煤电企业燃料成本约占度电成本的65%，以2020年平均煤价测算，度电固定成本约为0.12元

（3）供电标准煤耗为304克/千瓦时，折算5500大卡热值后，供电煤耗约387克/千瓦时

（4）基础电价为0.38元/千瓦时

（5）终端用户中，居民用电占15%，非居民用电占85%

（6）上网电价调整仅涉及非居民用电部分，调整幅度为政策限定的上浮上限

（7）2020年和2021年8－11月煤炭价格参考CCTD秦皇岛动力煤（Q5500）年度长协价格和秦皇岛动力煤（Q5500，山西产）市场价格

（8）2021年12月CCTD秦皇岛动力煤（Q5500）年度长协价格沿用11月长协价格，2021年12月秦皇岛动力煤（Q5500，山西产）市场价格为截至12月22日的12月市场均价

通过数据对比可以看出，上网电价的调节幅度有限，而实际煤炭均价波动幅度远高于上网电价的调节幅度，因此煤价波动对煤电企业度电损益的影响程度更大。对比三类上网电价水平，在煤炭均价整体上涨的行情下，上网电价上浮比例上调仅可一定程度控制亏损规模大幅拉升，但无法有效帮助煤电企业实现度电扭亏。2021年11月以来煤炭均价开始回落，上网电价上浮20%时，度电毛利才基本维持盈亏平衡，而上网电价是否能全额上浮20%仍存在很大不确定性。因此，煤电行业未来经营业绩更大程度上取决于煤炭成本控制情况。

在长协煤量占比75%的水平下，以上网电价推算度电毛利盈亏平衡的煤炭均价看，基准电价上浮20%的电价水平下，煤炭均价需回落至839.99元/吨；基准电价上浮10%的电价水平下，煤炭均价需回落至754.70元/吨；基准电价水平下，煤炭均价需回落至671.99元/吨。

尽管长协保量以及电价上浮政策的落实有助于煤炭成本的传导，但动力煤价格仍位于较高水平。为进一步稳定煤价、加强煤炭保供以确保冬季电力和热力的有效供应，2021年12月3日，国家发展改革委在全国煤炭交易会公布了2022年煤炭长期合同签订履约方案征求意见稿，提出将核定能力在30万吨及以上的煤炭生产企业原则上全部纳入2022年的煤炭长协签订范围，并要求发电供热企业除进口煤以外的用煤100%签订长协；价格方面，“基准价+浮动价”的定价机制不变，5500大卡动力煤调整区间在550~850元/吨之间，其中下水煤长协基准价为700元/吨，较此前的535元上调约31%。如按此政策执行，2022年，长协煤量占比大幅提升，锁定煤价变动幅度，并且新增产能的有效释放可以引导价格进入绿色区间，煤电企业有望实现度电扭亏。在基础假设条件（2）~（8）不变的情况下，若煤电企业煤炭采购中长协煤量占比提升至100%，则上网电价上浮10%即可实现度电毛利的盈亏平衡。

此外，2021年10月29日，国家发展改革委和国家能源局发布《全国煤电机组改造升级实施方案》，提出按特定要求新建的煤电机组，除特定需求外，原则上采用超超临界、且供电煤耗低于270克标准煤/千瓦时的机组；设计工况下供电煤耗高于285克标准煤/千瓦时的湿冷煤电机组和高于300克标准煤/千瓦时的空冷煤电机组不允许新建；到2025年，全国火电平均供电煤耗降至300克标准煤/千瓦时以下。进一步推进煤电机组节能降耗是提高能源利用效率的有效手段，同时也将一定程度上降低煤炭价格波动对火电企业经营业绩的影响。

四、应对措施

针对本轮拉闸限电问题，我们需要从供需两端控制以维持电力平衡。供给端，首先应坚持“先立后破”原则，现阶段仍需发挥好煤电的兜底保障作用；其次需重点布局、完善电网建设及储能配套设施建设，在解决高比例新能源接入带来的系统强不确定性与脆弱性问题的基础上，加快电源结构转型，提升可再生能源占比；同时加快煤电机组改造，增强其调峰灵活性以配合保障电网系统稳定性。需求端方面，国家层面应出台相关政策限制不合理用能需求；同时电力用户（特别是高耗电用户）应通过技术手段主动实现单位生产的节能降耗。具体如下：

1.保障电煤供应，引导煤价理性回归。一方面要加快产能优化调整，在淘汰煤炭落后产能的同时新增优质产能，并加强煤炭安全生产管理，保障煤炭产量的稳步回升；并建立灵活的煤炭生产及调配机制，缓和煤炭供给的区域性临时性缺口。另一方面，煤炭为不可再生资源，因此在稳定国际合作、合理控制成本的基础上，应适度放宽进口煤限制，通过外部资源缓和国内煤炭供需矛盾。此外，目前正处于冬季保供阶段，国家已出台多项政策加强长协煤履约，助力保障煤电企业燃料供应及成本控制。

2.加快煤电机组改造，降低供电煤耗。根据国家发展改革委和国家能源局发布的《全国煤电机组改造升级实施方案》，按特定要求新建的煤电机组，除特定需求外，原则上采用超超临界、且供电煤耗低于270克标准煤/千瓦时的机组；到2025年，全国火电平均供电煤耗降至300克标准煤/千瓦时以下。在煤炭供应量相对稳定的情况，加快煤电机组技改以降低供电煤耗，可以一定程度上控制煤电行业对煤炭的需求量。

3.促进煤电成本传导，提升煤电主动发电积极性。根据国家发展改革委印发的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，我国目前已取消工商业目录销售电价，正有序推动工商业用户全部进入电力市场，并将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大至上下浮20%。此外，应加快电力现货市场建设以便更快速的对电力市场供需做出反应；同时应完善落实分时电价，合理拉大峰谷电价价差，引导用户错峰用电。

4.加快煤电机组灵活性改造，增强机组调峰能力。“双碳”目标下，可再生能源占比逐步提高已是大势所趋，煤电机组调峰作用将逐步凸显。对此，应不断推进机组改造，增强其低负荷稳定运营能力，既可在可再生能源发电量占比较高时做出退让而不至停机受损，又可在可再生能源发电量供应不足时及时调峰补足，保障电网系统稳定性。国家发展改革委和国家能源局印发的《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》中也明确提出存量煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完成2亿千瓦，增加系统调节能力3000~4000万千瓦，以促进清洁能源消纳。

5.完善电网布局及储能设备布局。可再生能源机组布局存在较大的区域性差异，特高压作为可再生能源远距离输送的重要通道，需重点加速建设，并通过优化电网调度，提升特高压电网的利用水平。此外，可再生能源发电企业应通过自建、合建储能配套设施的方式，助力解决可再生能源发电的波动性和间歇性问题。

6.引导企业节能降耗，减少不合理用能。能耗双控目标重点监测了能耗强度降低指标，未达标的区域中企业生产将受到限制，尤其将遏制“两高”项目上马，因此电力用户（特别是高耗电用户）应通过技术手段主动实现单位生产的节能降耗。此外，在“双碳”目标下，应加速推进及完善碳交易市场，通过变相加大电力用户用能成本，引导电力用户主动降耗。

[1]剔除2020年疫情影响的特殊年份，2021年机组利用小时数较2019年变化不大，但发电量明显提升，说明电量增量主要由机组容量增量带动。综合利用小时数偏低的原因，一方面由于单机机组效率偏低，另一方面由于年度利用小时数较低的风电和光伏等清洁能源装机占比提升。

[2]具体假设条件及数据详见第三部分煤电盈利测算。

[3]“两高”包括煤电、石化、化工、钢铁、有色金属冶炼和建材等6个行业类别。

[4]国家发展改革委办公厅2020年12月7日发布《关于做好2021年煤炭中长期合同签订履行工作的通知》，指出规模以上电力企业签订的中长期合同数量应达到年度煤炭使用量的75%。