2003年下半年，刚刚战胜疫情的中国，迎来了一场全国范围内的拉闸限电。

在武汉，8月1号这天的气温突破百年记录，汉口一所变电站因为负荷太高而跳闸起火，20万居民受影响；在上海，近1000家企业限电，而市区的景观灯光从7月30日后晚上十点前便不再点亮。

在南京，北河口水厂发生电路意外事故，造成城区大面积停水10小时，市长亲自出面道歉；而即使工业欠发达的广西，也从10月份开始出现供电紧张，到10月中旬已经拉闸限电2146次。

在2003年6月份，据统计有16个省市采取过限电措施；8月份，这一数字变成了19个；到年底，总共已有22个省市拉过闸；而到2004年1季度结束的时候，这个数字进一步上升到了24个。

2003年下半年的拉闸限电，跟2003年上半年的疫情爆发一样，虽然性质不同，但都算波及全国的公共事件。

很多伏笔从那时已被埋下：2003年中国重化工业进程启动，经济进一步起飞；两大电网和五大发电集团刚刚完成重组，电力投资即将狂飙猛进；而煤老板们的黄金十年，就是从这时拉开了帷幕……

时间兜兜转转到了2021年，无论是疫情，还是限电，都有了很多似曾相识的感觉。

从2003年到2021年，中国电力基础设施发生了翻天覆地的变化，全国发电量从03年的1.91万亿度飙升到去年的7.42万亿度。但同时，一些让历史出现轮回和重复的机制也延续了下来：煤电博弈。

而回归到发电这个“古老”行业，里面的玩家虽然都是老百姓眼里的巨无霸，但如果用纯商业角度审视：中国的发电企面对上游的资源品周期和下游的价格管制，其地位完全无法跟“躺平赚钱”的西方公用事业相提并论。这种“夹心层”的地位反过来又会大幅异化其商业行为。

因此，拉闸限电的幕后真相显然不在“大棋党”的臆测里，也不能简单地用“双碳”和外需来解释。其真正答案可能并不像网友想象的那么复杂，反而可以用很简单的商业或投资术语来解释：资源周期、价格管制、煤电博弈，以及火电的商业模式。

所以火力发电到底是一个什么样的行业？这一次拉闸限电背后的原因是什么？这是本篇文章试图回答的问题。

01、电荒往事：三次限电的三种逻辑

电荒在中国其实并非稀缺事物。进入到2000年之后，中国加上这次一共发生过三次影响比较大的“电荒”。

第一次“电荒”发生在2002年到2004年，也即是文章开头提到的电荒。这次电荒的根源，还要追溯到亚洲金融危机的1998年。

当时由于金融危机，中国对外出口大幅度下滑，电力需求增速从90年代初的11%下降到了1998年的2.1%。但整个90年代，国内发电装机的增速始终维持在7-10%之间，各省份都在狂建火电厂。

因此，到了世纪之交的2000年左右，中国会出现了严重的电力供应过剩，发电机组利用率大幅下降，以至于政府开始鼓励全民用电，更让不少地方电力局以及媒体高呼“拉闸限电有望成为历史”。

同一时期，钢铁、石化等重化工耗电大户成为国企改制重灾区，为了解决发电机组利用率下降的压力，加之电力系统改革来临，当时还催生了一个不成文的规定——三年不建电厂。

话说得有多满，翻车时就有多尴尬：2003年开始，中国重化工业出现爆发式加速增长，四大高能耗行业占据了全社会用电量25%以上，电力需求增速飙到15%以上，让决策层都多少有些始料未及。

一边是供给萎缩，一边是需求暴涨，导致的结果就是20个省市先后拉闸限电，缺电地区覆盖了除东北电网外几乎所有大区电网，在许多地区甚至出现了全年”持续性缺电“和”随机性缺电“。

2004年的媒体报道

当然，证券交易所并没有被拉闸限电，2003年A股市场上钢铁、石化、汽车这些高能耗行业板块反而出现了一轮激情四射的上升行情，成为股民嘴里津津乐道的“五朵金花”。

第二次“电荒”发生在2011年：当年4-5月以及9-10月，多个地区出现缺电状况。华东在一季度出现明显电力供应缺口，华中在二季度干旱气候影响水电供给的情况下，也进入电力供应紧张状态。

“十一五”期间，我国首次实行“双控”目标，对能源消耗强度和能源消耗总量进行硬性约束，要求能耗强度在五年间大幅下降20%。2010年恰好是“十一五”收官，在能耗强度目标的硬性约束下，很多省份在5月开始拉闸限电狂冲KPI。

考试前一天才通宵复习，后果往往是灾难性的：2011年，“十一五”考核结束，产能被压制的制造业开始“报复性用电”，本就位居高位的煤价连续经历了两轮上涨，火电企业成本激增，越努力越亏损的火电企业决定冷静一下，通过减少供应以换取市场话语权。

最终在2011年，发改委两度上调电价，火电企业总算是守住了亏损底线。随着此后煤炭价格下行，第二次限电宣告终结。

和2002年纯粹的供需关系错配导致的限电不同，2011年的电荒第一次出现了政策因素：十一五末期的能耗压力造成了罕见的“淡季电荒”。另一个影响电力供应的核心因素——煤炭价格，也在这一轮的电荒中刷足了存在感。

而从今年初夏开始到近期大规模爆发的限电，原因和2011年的电荒有一些相似之处：

一方面，今年是双碳目标的开局之年，对于能耗双控目标的执行力度大幅提升。今年5月和8月，发改委都以报身份证的方式点名批评了能耗不降反升的省份。一些地方前期指标用完，只能假期前一天赶作业。

另一方面，煤炭价格伴随全球通胀持续上行，火电企业再度陷入越努力越亏损的境地。而在能耗双控背景下，煤炭产能利用率一直处于高位、煤炭库存降至历史低点，地方煤炭项目的审批也更加严格，再度加大了煤炭供应压力。在发改委通报名单里，宁夏、新疆、云南、陕西都是产煤大省。

曾被寄予厚望的新能源去哪儿了？要知道在过去几年，以火电、水电、核电为代表的传统能源投资额持续走低，高碳排的火电下降最明显，而风电和光伏的装机自2012年后大幅提升，电源装机占比从6%提升到了目前的24%。它们顶不上吗？

的确顶不上。从数据上看，我国目前对火电的依赖依然比较严重：火电装机占比虽然降到了56.6%，却贡献了71.8%的电力供给；而风电和光伏装机虽然有24%的占比，但发电量仅占总体的10%左右。

总结下来，全球大放水叠加碳中和的政策推动，促成煤炭库存锐减价格上天，加上气候反向助攻导致水电产能受限，共同促成了当下的大规模限电。

相比火电，其他的电力来源都有或多或少的缺陷，比如光伏只能白天开动；风电受风力大小影响，功率波动很大；水电则受气候影响；抛开碳排放因素，只有火电能够保证稳定性与可控性。

今年3月，丁仲礼院士接受媒体采访时，就谈到我国目前对火电的依赖：“非碳能源占比的提升不是一个线性过程，根本上还是要由技术进步所驱动。煤炭作为主力能源，还将在我国能源结构中主导较长的一段时期。”

那么，为什么电荒还会周而复始的出现？一切的答案，就藏在“周期”里。

02、行业密码：逃不开的逆周期

贯穿中国火电行业发展的最大命题，可以用六个字概括：市场煤、计划电。

煤炭作为工业能源和大宗商品，定价早早完成了市场化；电力作为公共事业，电价多少要服从“看得见的手”指挥，但电力同时又是商业机构，自身盈利又被“看不见的手”影响。过去近20年里，煤电双方无数次明争暗斗，大多归因于此。

火电企业赚钱与否，主要有三个关键因素：利用小时数、上网电价和煤价。

利用小时数可以简单理解为发电机组的运转时长：因为电力只能即发即用，无法大规模储存，但用电需求却有峰谷效应，所以电厂既要准备好产能应对高负荷，又不能时刻把产能开满造成浪费。因此，火电厂闲置的产能越少，对应的收入就越高。

有人可能会有疑问，既然装机量已经考虑了高负荷，为什么还会出现供应紧张？这是因为如果备用容量过多，对火电厂的收入冲击会过大。所以相关行业规章规定，“总备用容量不宜低于最高负荷的15-20%”。

煤价则是决定火电厂成本的核心要素，煤炭往往占发电成本70%左右。上网电价则可以简单理解为电厂发电的出售”单价“，对火电厂来说，自然是煤价越低、电价越高、产能开的越满越好。

但问题在于，煤价多少、电价几何、机组开多久，都不是火电厂自身能决定的。而相比煤炭价格的频繁波动，电价虽然也会调整，但总体比较稳定，这就造就了火电行业最大的特征：逆周期。

即火电厂的盈利状况，几乎完全依赖于煤炭价格的涨跌周期。换句话说就是：火电厂发财的时候，往往也是煤炭企业哀鸿遍野的时候；而煤炭企业吃肉的时候，就轮到火电厂吃翔了。

从下面这张图可以看出，代表火电厂的橙色阵营和代表煤炭企业的黑色阵营，双方的盈利能力呈现明显的负相关关系，公用事业行业8%-10%的收益率，在火电行业完全失效。

历史上看，煤炭的产能周期大概在4-6年，从下游需求拉动煤价上涨，到大量新煤矿建设投产，煤炭供给增加，煤价随之步入下滑阶段。2007年到2013年就是一轮标准的煤炭周期，火电企业伴随煤价涨跌，走完了一轮从吃屎到吃肉的轮回。

很多行业都有周期性的特征，其中的企业也难免今年吃肉明年吃屎，但由于电力自身公共事业的属性，一旦企业经营不稳定，可能会出现系统性风险，这显然不是决策层希望看到的。

2016年后，煤价开始新一轮上涨周期，改委牵头发文，将动力煤价格划分为绿色、蓝色、红色三种情况，一旦煤炭价格波动达到6%以上，看得见的手就会出马。

当时，发改委将政策期限限定在在2016-2020年之间，因为按照以往的规律，2020年应当是产能周期的拐点，轮到火电厂端起碗来把肉吃，结果没想到2020年遭遇疫情黑天鹅，2021年又赶上双碳目标开年，煤价不但没降，反倒坐上火箭。

在本次大规模限电前，就有11家火电企业联名给北称北京城管委上书，称京津唐电网燃煤厂成本已超过盈亏平衡点，与基准电价严重倒挂，部分企业已出现资金链断裂[3]。

类似的事件在历史上并不是第一次出现，而每一次煤价上涨，火电企业联名上书，都会掀起一轮涨电价的呼声。但电价怎么涨、涨多少、谁说了算，背后是一场长达20年的电力市场化改革。

03、煤电博弈：下不完的大棋

2004年，发改委发文开启了电价市场化改革的大幕。改革的核心是“煤电联动”——即根据电煤综合出矿价格为基础，通过公式划定上网电价，同时规定电力企业要自行消化30%的煤价上涨因素。

在这之前，中国电力行业已经完成了”政企分开“和”厂网分离“两轮改革。和中国的很多改革一样，电力行业在2004年正式摸完了所有石头，开始进入“深水区”。

2004年6月，发改委首次核定标杆电价，在2020年煤电联动被浮动电价替换前，全国性的电价调整一共出现了12次，其中8次明确与煤电联动制度挂钩。

煤电联动的初衷，是通过行政手段响应煤价波动，在一定程度上解决电价与煤价“一个计划一个市场”的症结。但问题是，煤电联动本身就是一个“事后调节”的机制，加上政策规定了不少于6个月的“联动周期”，相比快速波动的煤价，电价的调整频率还是太低。

这也导致了一个非常有趣的行业现象：煤价进入上涨周期，火电企业便开始集体哭穷，上书中央“呼吁煤电联动”。煤价步入下跌周期，舆论又开始对电价发难。

2008年煤炭价格上涨，恰逢煤炭市场化推进，价格基本放开，加之2003年电荒后大量电力项目开始运转，火电企业亏损严重，随即呼唤联动。随后发改委在7月和8月联动两次，但相比全年50%的煤价涨幅，联动幅度杯水车薪。

金融危机后，煤价持续高企，火电企业普遍连亏4年。2011年，发改委卡准周期连续三次联动，依然难解火电亏损。结果2013年后煤价下行，火电又迎来大丰收，呼吁电价过高的声音此起彼伏。2014年后，发改委再度掏出联动大法砍电价，2016年后，煤价又一次上行，煤电博弈重新上演。

彼时煤炭行业经过一轮供给侧改革，议价权随着行业集中度上升而加大，又撞上2015年煤电联动制度修订，火电企业期望中的“涨电价”落空。

2016年12月，华能、华电、大唐以及国电在内的4大电力央企，就曾以电煤价格超出企业成本为由，联合向陕西省政府提交报告，希望政府上调电价。2017年3月，包括四大电力央企在内的七家火电企业又联名上书宁夏经信委。

煤企大都是地方企业，而发电集团大多数是央企，这又给煤电对狙笼罩上了一层央地关系的隐喻。

煤电联动诞生之后的十多年里，两个行业的博弈伴随着煤炭价格周期周而复始的上演，自始至终没能解决火电“逆周期”的问题。所以说要想明白一些道理，还是要看合订本。

而在2015年后，中央层面开始推动清洁能源上马，火电被打成过剩产能；同时期，降低工商业用电成本被写进政府工作报告，煤电联动机制自然也要顾大局识大体。2018年和2019年连续两年，电价在煤价上涨的背景下连续下调，煤电联动机制名存实亡。

2019年，煤电联动机制被正式改为“基准价+上下浮动”机制，浮动范围为上浮不超过10%、下浮不超过15%，赋予了火电企业更高的定价自主权。

但人算不如天算，疫情之后大宗商品涨价，加之能耗“双控”背景下，煤炭库存降至历史低点，导致的结果就是煤价涨上天，终端电价没调整，火电厂发一度亏一度。

从数据上看，今年的用电需求增速中枢在7%~8%之间，虽然处于相对高位，但2018年的全年用电增速同样达到了8.5%，并没有出现大规模限电的情况。

两年的区别，就在于煤炭价格的上行和中央层面的能耗“双控”，由于前期指标过早用完，临近新的能耗双控指标考核，导致地方采取见效快、一刀切的停电停产措施。

其实，这一次的限电在去年冬天就展露端倪：去年12月，浙江省提议合理使用灯光照明，三楼以下停开电梯，随后，湖南、江西、内蒙等多个地区先后出台限电举措；今年5月，广东十几个城市启动了有序用电，大部分制造企业被要求错峰用电；7月，河南限制电煤外销，部分工厂限电停产。

站在民生的角度，电力是拱卫工业生产和居民生活的“压舱石”，大规模的供应紧张很容引起连锁反应；站在商业的角度，自带周期属性的生意多半是苦活累活；但如果站在投资的角度，每一次煤电的周期错配，似乎都蕴藏着投资的机会。

遗憾的是，从公开披露的信息来看，即便是翻云覆雨的顶级大佬，在火电行业的投资也是全身而退的少，阴沟翻船的多。