8月下旬以來已有浙江、江蘇及河南等20省份、自治區及直轄市出台限電限產措施，就連台商大本營昆山及蘇州亦難倖免；本次拉閘限電遍及全國，限電停產衝撃來的又急又快，不免引起市場諸多揣測。分析目前已公布的官方訊息，真可謂家家有本難唸的經，各地限電限產原因或有其共通性，但卻呈現不少差異化特點。

本文彙整官方已公布之訊息，從「對美輸出通膨、能源雙控政策、疫後出口強勁及煤價高漲」等四視角，疏理本次限電危機關鍵影響因素及未來可能發展方向。

大陸不會為了對美輸出通膨而停電限產
一般認為，美國會藉由美元外溢效果將通膨壓力輸往全球，首當其衝的，當然是擔綱扮演世界工廠角色的中國大陸；因此認為，大陸也一定會藉由停電限產與抬高出口價格等方式反向對美輸出通膨。

受全球原物料上漲、美元貶值及汽車芯片缺貨影響，Mannheim二手汽車價格資料顯示，美國9月上半月二手汽車價格延續去年6月以來持續上漲走勢同比增長24.9％；連帶使得美國8月CPI年增率高逾5％，PPI年增率高達8.3％、再創11年以來最大升幅；顯見，大陸並不需再為了對美輸出通膨，祭出傷人三分自傷七分的停電限產措施。

另受油價及天然氣價格居高不下影響（占歐洲發電量38％的天然氣自年初以來足足上漲了四倍），迫使法國和德國9月份電價分別調漲36％及48％；高度依賴風力發電的英國亦受北海風力驟減影響，批發電價短短幾週内從147英鎊上調到395英鎊、創1999年有紀錄以來歷史新高；顯示，全球甚至大陸近來各省市相繼出台的限電停產措施，實肇因於電力供需失衡，無關貿易對抗，更遑論是為了對美輸出通膨。

位於江蘇省南京市的某發電廠。

能源雙控影響也許只是短期現象
今年8月大陸發改委發布2021上半年各地區能耗雙控目標完成情況晴雨表，雙紅預警省份由第一季的四省增加到七省，廣東及江蘇等七省份在能耗降低進度及能源消費總量控制兩目標上同時觸及紅色一級警戒，能耗強度達十分嚴峻的紅色預警省份合占大陸工業增加值近四成。

大陸能耗強度約束制度實施已逾十年，能源雙控政策出台無非就是為了倒逼產業結構改革、汰除高耗能低附加值產業；十三五規畫已按既定計劃完成單位GDP能耗比2015年下降15％目標、2025較2020再降13.5％目標亦早於十四五規劃報告提出時即已明訂，按季發表的晴雨表亦已實施近十個年頭；市場因此認為，各省近期急踩剎車、相繼出台有序用電與限產政策，無非只是為了應對季底考核壓力所作出的倉促行政決定。

電力供需失衡：製造大省出口強勁用電需求大增
作為全球唯一不畏疫情衝擊，最早復產、復工，更且迄今依然持續正常開工生產的經濟體，大陸前8月出口同比增長33.7％，較疫情爆發前的2019同比增長30.3％，無怪乎，本輪停電大多集中江蘇、浙江及廣東等幾個製造大省；加上，大陸向有金九銀十出口旺季說法，因此，就需求面而言，大陸這波全面性拉閘限電實歸因於疫後經濟復甦及出口強勁所引爆的用電需求大增。

國家電網監測資料顯示，今年1至8月全社會用電量年增13.8％，17個省份全社會用電量同比增長超過全國平均水平；依產業别分析，第一產業用電量年增19.3％、第二產業年增13.1％，第三產業用電量年增率更高達21.9％。

電力供需失衡：煤比電貴愈發電愈賠錢電力供給相對不足
大陸2021年1至8月火力發電占總發電量近72％，數據顯示，煤炭供給側改革迄今全國退出煤炭產能10億噸、今年1至8月進口動力煤同比下跌9.4％、沿海八省煤炭庫存創近五年來最低，導致9月16至23日沿海電煤採購價格指數較年初大漲56.26％；受煤價與基準電價長期倒掛（電價凍漲、煤炭價格持續飆漲）影響，火力電廠每發一度電至少虧損一毛人民幣，以致今年8月火力發電僅較去年同期微幅增長0.3％。

煤價與基準電價長期倒掛，圖為山東日照市港口待運輸的煤炭。

大陸電力市場一直呈現煤炭價格由市場供需決定、火力發電價格卻必須由各地政府嚴格控管的長期不合理倒掛現象；2005年首次執行煤電聯動機制，2020年進一步將煤電聯動機制改為基準價＋上下浮動，惟顧及疫情所帶來之衝撃，當時政策規定2020年暫不上浮以確保一般工商企業電價只降不升；因此，才會出現今天煤比電貴、火力發電廠愈發電愈賠錢及電力供給長期不足現象。

解鈴還需繫鈴人
中電聯日前發布數據顯示，今年上半年大陸全社會用電量同比增長16.2％，發電占比逾70％規模以上火電發電量同比增長15％；顯見，此次大規模拉閘限電的最根本原因還是在於用電需求與用電供給增長間的不相匹配。

解鈴還需繫鈴人，除需求端必須持續嚴控高耗能產業的無序用電增長（高耗能產業用電占比達六成以上）外，最重要的還是要回到市場機制、由市場供需來決定電價；發改委9月29日已就今冬明春能源保供工作回答記者提問時指出，將嚴格落實燃煤發電基準價＋上下浮動機制；目前已有湖南、內蒙古、雲南及廣東、上海等多個省市允許電價上浮，應可稍加緩解當前燃煤發電的供需緊張困境。