最近，“限电”再次成为社会关注点。江苏省部分企业开始轮流停产，但不拉闸；而四川省则为最严重，工业企业“让电于民”，像富士康等企业也要停产一周。
这些状况，很容易让大家联想到2021年那一轮多省市的“限电”。也会让大家产生一个疑惑：为什么这么多年了，电力还是不够用？尤其去年已经“走一遭”了，今年怎么还会发生？
如果思考继续延续的话，可能还会有两个问题：风力、光伏等新能源出力了吗？限电的问题如何解决、以及会带来怎样的变革和机遇？
今年、去年不一样
你的童年、我的童年似乎都一样，但今年限电、去年限电，原因却不一样。2021年限电，一个主要原因是“缺煤”。
2021年初，疫情在全球蔓延，生产放缓、物流延滞，导致大宗商品价格不断上涨。而虽然我国是“富煤”，但在环保因素、供给侧改革、以及企业对重资产扩张意愿等因素影响下，煤炭供给依然出现了紧缺。
供不应求，价格自然就会上涨。2021年电煤价格持续飙升，比如秦皇岛5500大卡动力煤，7月价格为1000元/吨，3个月后就飙升了一倍多，到了2600元/吨左右。
煤价格大幅上涨，但电力价格却不可能这样涨的。
电力是我国经济、民生的重要保障，供给平稳非常关键，所以价格制定也是行政、市场双轨制。因此，2021年火电企业成本大幅增加，收入上涨较小，于是就出现了“发电就亏损”的状况。长江证券统计数据来看，2021年全年，电力行业整体亏损总额达到了3122亿元，历史高位。
但到了2022年，这些情况都发生了改善：
煤炭价格回落，长单协议等方式也为电力企业降低成本波动；同时，电力价格也有了优化，此前燃煤发电市场交易价格上浮不超过10%、下浮15%，现在扩大为不超过20%。
2022年限电的主要原因是“缺电”。煤炭是够的，全国25省电厂库存绝对值在1亿吨以上，库存煤可以用天数也维持在15天以上。但是，高温干旱来了。
今年全国多个地方都出现了持续高温天气，新闻里不断升级着描述词汇“历史第三热、历史第二热、历史第一热”。就连上海也一度几天保持在40度以上。甚至出现了“到深圳来避暑”的状况。高温，会增加民生用电需求，空调开开开。而对于四川而言，高温的影响更严重。
四川也是水电大省，装机量全国首位，而且水力发电量占全省总发电量的81.6%。但高温干旱大幅削弱了水电能力，7月水电来水偏枯4成，8月达到5成。国网四川电力公司数据显示，天然来水电量从同期的9亿度，下降到了4.5亿度，下降幅度达到50%。
发电能力“腰斩”，用电需求激增，同时，四川还要对外省输送电力，显然电就不够用了。因此，也就不得不出现“让电于民”、保障生活的困难选择了。
风光电出力了吗？
风电、光伏依然在建设，并没有停止，但总量占比依然很低。比如四川，2021年风电装机量和2016年相比增长了3倍，发电量增长了4.9倍，但占全省总发电装机量不到5%。而2021年全年，全国光伏发电量增长25%。占全国总发电量比例为4%。
所以风光的增速很快，但远水难解近渴、远电难补近火。不过这次限电也让“分布式光伏”的性价比得到体现。
光伏和风电、核电、水电等清洁能源相比，最大的优势就是“贴近用户”，通过分布式走进户用，从而产生更多可能性。在屋顶可以安装光伏、把幕墙更换为光伏板，但不可能在楼顶安装风机。
2021年，我国工商业分布式光伏初始投资成本为3.74元/W，今年预计能继续下降至3.5元/W。而考虑到全生命周期，也就是用到组件系统彻底坏掉（大概是20年）来看，全年发电在1000小时，平准发电成本是0.33元/度电。
当然，在这个系统中储能也是必要的，就像今年上半年欧洲电价飙升之后，储能需求大增。而即使考虑到储能会增加20%左右的成本，结合工商业用电价格，尤其高峰时价格甚至达到1元/度来看，工商业分布式光伏在全国大部分地区都具有较好的经济性。
民生证券报告显示，“以我国某个工业园的分布式光伏储能项目为例进行测算：该项目的初始投入约为1.5亿元，而每年的运维成本约30万，但每年可以根据峰谷电价差节省电费约1900万元，因此理想情况下的预期投资回收期约8年，与光伏的投资回收期基本一致”。
当然，风光要想出力，除了总量提升，也还有一些障碍。比如风光发电也不稳定，也要靠天吃饭，因此，不稳定的输出会对电网造成冲击，也就需要配合储能或者改造电网来消纳。
总之，风光肯定想出力，但火电大哥的实力，不是一天练成的，也不能一天就替代掉。多元化的综合能源体系更加重要。
但显而易见的是，我国经济仍在发展，能源需求仍不断增加的情况下，净、火电又输出平稳的情况下，“净能源产出”还是要保持增长，而这个增量大部分是来自于新能源。
限电如何解决？
电力，是一个很硬的话题。只是电力定价机制，这一个话题都能让许多投资人望而却步。但是，越硬的领域，一旦发生变革，就会越持续也越产生机遇。也有越来越多投资人开始关注“新旧能源矛盾”。
如何解决限电问题，粗暴点讲，就是电越多越好。但实际上，问题并没有那么简单，要考虑“供电侧、电网侧、用户侧”的综合应对。
而统一来看，一个核心的路径就是“市场化”。
在双碳目标之下，火电供给很难出现大幅增加了，甚至火电供给逐步达到顶峰。发挥好存量，就非常重要。
发挥存量，一方面要进行灵活性、先进性改造；另一方面，就是“市场化”。让电价逐步市场化、让煤电企业有利润、有积极性。
电价是双轨制，一部分采用政府定价，由电网对火电公司统购统销。另一部分是市场化，工商业用户通过长期合同、现货市场等方式形成市场化电价。市场化就可以解决“煤炭价格波动传导不顺畅”的问题。
而信达证券报告显示，2021年我国整体市场化交易电量占比已经达到了45.5%。现货市场也从之前“单纯降价”走向了“涨跌双向波动”的状况。尤其对于高耗能企业，峰值的调控也会更加市场化。
而随着现货市场进一步发展，在供需引导下，预计电价会出现温和上涨。而在市场化过程中，也会出现“能源套利”，利用波峰、波谷的电力价差，赚取利润。参与方，可以是火电、储能、第三方运营等公司。
整体而言，火电企业的盈利状况，也会得到改善。
2003年的时候，A股出现了五朵金花：煤炭、汽车、电力、银行与钢铁。如今，汽车转化为了嗷嗷涨的新能源汽车，煤炭在高分红率吸引力下也走出了不俗的表现，而火电似乎也可以站起来打一打了。
那么增加的成本谁来承担呢？显然，下游工商业用户是一个重要来源。谁要用谁付钱，也符合市场原则。而与此同时，为了保持电网平稳，就需要增加储能等调节电源，以及调峰等手段，这就会增加系统成本。而随着光伏发电规模提升，风光需要承担更多调节费用。
与此同时，当传导机制理顺之后，智慧电网的改造也会更有可行性。就像常提的虚拟电厂，就是通过软硬技术，使得各个用电端和发电厂组成网络，实现动态的电力调配，比如当商场人少的时候，降低空调使用量，从而将电力转移到更有需要的地方。
一句话总结，就是，电力的好日子还在后头呢。
结尾
能源是一个国家经济、民生的支柱；能源革命一定会带来深远的影响、重大的机遇。而电力能否商品化也是一个核心的命题。
商品化有个前提，就是供应要充沛，这就需要新能源尽可能地成为主力；而另一方面，新能源成为主力，又需要在火电来“扶上马、送一程”，脱离火电急切发展新能源也不现实。
在股票市场上，经常有投资人关于新旧能源吵得脸红脖粗、甚至在股票上“相恨相杀”，但在解决限电的问题，需要的还真得是新旧能源的“相爱相亲”。
参考资料：
[1] 能源转型：共生、对立与时空错配，民生证券，牟一凌等
[2] 限电洞察：缺煤还是缺电？长江证券，张韦华、金宁等
[3] 电价发展趋势研判：风来千帆竞，潮涌逐浪高，信达证券，左前明、李春驰
