中金：煤電短缺影響幾何？

摘要

煤炭：四季度全力挖掘安全產(chǎn)能，適度增加進口

今年以來煤炭供給持續(xù)偏緊，庫存已降至歷史低位。供需缺口擴大有幾方面原因，其中，自有產(chǎn)量拖累可能是首要因素，同時進口成本高企，其次是全球氣候變化帶來的需求新增長。今年全球范圍內(nèi)與發(fā)電相關的品種，如中國的煤炭與歐美的天然氣，普遍有所短缺，因而領漲大宗商品。低庫存疊加可能的冷冬預期則加劇了市場對今冬能源短缺的擔憂。

中金認為四季度煤炭供給將有所改善，供需矛盾將得到一定緩解。適度增加進口對煤炭供應將是有力補充，在邊際上可能緩解當前的偏緊格局，但進口成本可能仍比較高昂。我們認為在當前形勢下，在確保安全的前提下挖掘現(xiàn)有產(chǎn)能，并推進發(fā)電供熱端中長協(xié)全覆蓋，是煤炭保供的核心，同時亦有助于穩(wěn)定市場預期，防止煤炭價格超漲。

電力：煤炭供應緊張催生電廠漲價訴求，電價機制向市場化更進一步

由于煤炭供應短缺疊加能耗雙控，近期全國范圍內(nèi)20個省份出現(xiàn)不同程度的限電。我們認為核心原因在于煤炭短缺、煤價飆升導致電廠存煤不足、電力供應能力下降。煤炭供需緊張催生電廠漲價訴求，電價向市場化邁進一步，國常會明確煤電市場價格上浮幅度由此前的10%進一步放開至20%，緩解煤電企業(yè)經(jīng)營壓力。在用戶側(cè)，多省陸續(xù)出臺市場交易用戶懲罰性保底電價機制，防止用戶因市場漲價而退市。

我們認為四季度電力供應量主要取決于煤炭供給量?；诖笞诮M煤炭供給量判斷的三種情形，我們預測四季度火電發(fā)電量增速-5.9%/+3.3%/+4.8%，同時結(jié)合水電、核電、風電、光伏的電量預測（基于8月底裝機及利用小時預測），得到三種情形下四季度總發(fā)電量增速-2.6%/+3.9%/+5.0%（vs 4Q20發(fā)電量同比增速7.1%）。

宏觀：電力緊缺，繼續(xù)推升通脹、壓制增長

煤電供給少，而疫后強外需提振高耗能行業(yè)、5G加速、服務消費不振但用電剛性，電力消費彈性均上升，用電需求大增，加劇短缺。缺電對經(jīng)濟影響有兩條渠道，一是電量短缺，限電限產(chǎn)影響總產(chǎn)出，考慮直接和間接影響，電力投入對總產(chǎn)出的貢獻在5%。分行業(yè)看，根據(jù)完全消耗系數(shù)，電力產(chǎn)出每下降1pct，有色、黑色、非金屬礦、化工、通用和專用設備、電氣機械行業(yè)產(chǎn)出將被拖累0.5-2pct。二是電價上漲，推升成本，抑制生產(chǎn)，根據(jù)CGE模型，電價上漲5%，GDP會下降0.13%。根據(jù)發(fā)電量的三種情形，并假設電價上漲5%，缺電對GDP的拖累或在0.1-0.4pct。

我們預計缺電還將推高通脹，亦是兩個渠道，一是電價上漲直接推升其他行業(yè)成本；二是缺電限產(chǎn)導致原材料供應減少、價格上漲，進一步推升其他行業(yè)價格。盡管電力只占中下游行業(yè)成本的不足3%，但考慮到原材料行業(yè)在下游行業(yè)總投入的占比高達15-50%。缺煤缺電下，我們預計10月PPI同比或突破10%，4Q或持續(xù)在9%以上，CPI或?qū)⑸仙两?%。分行業(yè)看，非金屬礦物、金屬冶煉、金屬制品、煤炭開采、石油加工、機械制造、食品價格受電價影響較大。

正文

煤炭：四季度全力挖掘安全產(chǎn)能，適度增加進口

低庫存疊加冷冬預期，全球發(fā)電能源普漲

今年以來煤炭供給持續(xù)偏緊，庫存已降至歷史低位，供需缺口擴大，煤炭價格大漲。其中，自有產(chǎn)量拖累或是首要因素，同時進口成本高企，其次是全球氣候變化帶來的需求新增長。今年全球范圍內(nèi)與發(fā)電相關的品種，如中國的煤炭與歐美的天然氣，普遍有所短缺，因而領漲大宗商品。我們看到今夏發(fā)電需求在全球范圍內(nèi)均有超季節(jié)性增長，6月中國動力(18.320, 0.11, 0.60%)煤日耗與美國天然氣消費較過去五年均值分別高約9%和12%，我們在2021年9月6日發(fā)布的《北美天然氣：補庫或不足，冬季再趨緊》中提出，發(fā)電能源緊張或與超預期的炎熱天氣密切相關，而低庫存疊加可能的冷冬預期則加劇了市場對今冬能源短缺的擔憂。

圖表：大宗商品期貨過去一年漲跌幅（截至2021年9月24日）

圖表：中國動力煤與美國天然氣消費增速（同比于過去五年均值）

在煤炭供給端，國內(nèi)產(chǎn)量增長緩慢。前8個月原煤產(chǎn)量同比增長約6%，剔除春節(jié)及去年低基數(shù)影響，今年3-8月份國內(nèi)原煤產(chǎn)量同比增長0.3%，遠低于過去幾年2%-3%的年均復合增速。晉陜蒙三大主產(chǎn)區(qū)中，山西增幅居前，內(nèi)蒙古對產(chǎn)量拖累依然較大。今年以來環(huán)保和安監(jiān)趨嚴的背景下，煤炭增產(chǎn)相對較慢。進口補充方面，全球范圍內(nèi)煤炭短缺推動海外價格也出現(xiàn)大幅上漲。

圖表：2021年中國主要城市氣溫情況

圖表：主要省份原煤產(chǎn)量同比增幅

產(chǎn)能釋放與適度進口，四季度煤炭供或?qū)⒂兴纳?/span>

采暖季在即，國家發(fā)改委提出要“通過進一步增加產(chǎn)量、增加進口、動用儲備資源和社會庫存”等措施保障今冬煤炭供應。我們預計在確保安全的前提下將全力推進增產(chǎn)增供，核增并投產(chǎn)優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能，同時適度放開進口。我們認為四季度煤炭供給將有所改善，供需矛盾將得到一定緩解。為此我們給出高中低三種假設情形，第一種情形我們假設四季度動力煤產(chǎn)量環(huán)比與三季度持平，進口量全年同比不增，那么四季度總供給可能同比下降約6%；在第二種情形下，若今年四季度山西維持4%的同比增量、陜西和內(nèi)蒙古提升至與去年同比持平的水平，其余地區(qū)則維持2%的增幅，四季度動力煤月均產(chǎn)量可能將接近歷史最高單月水平，同時進口全年同比不增，那么四季度總供給可能同比增長約3%。第三種情形下，我們假設在第二種情形的基礎上進口量保持今年三季度的水平甚至略增，那么四季度動力煤總供給同比增幅可能達5%。

就這三種情形而言，第一種情形可能難以解決當前煤炭供應短缺的問題，而鑒于當前海外煤價亦處在高位，若大幅增加進口可能對平抑高價幫助有限。因此我們傾向于第二種情形，即國內(nèi)增產(chǎn)的同時適度增加進口。適度增加進口對煤炭供應將是有力補充，在邊際上可能緩解當前的偏緊格局，但進口成本可能仍比較高昂。我們認為在當前形勢下，在確保安全的前提下挖掘現(xiàn)有產(chǎn)能，并推進發(fā)電供熱端中長協(xié)全覆蓋，是煤炭保供的核心，同時亦有助于穩(wěn)定市場預期，防止煤炭價格超漲。

電力：煤炭供應緊張催生電廠漲價訴求，電價機制向市場化更進一步

煤價高位疊加能耗雙控的限電局面

近期，全國范圍內(nèi)20個省份出現(xiàn)不同程度的限電。除部分省份由于能耗雙控預警限制高耗能企業(yè)用電生產(chǎn)外，我們認為這一輪限電的核心原因在于煤炭短缺、煤價飆升導致電廠存煤不足、電力供應能力下降。在煤炭價格持續(xù)高位的情況下，火電企業(yè)一方面面臨燃料成本大幅上漲，另一方面上網(wǎng)電價長期以來處于低于標桿電價水平，呈現(xiàn)“發(fā)一度虧一度”局面，發(fā)電意愿大幅下降。各電廠存煤告急，部分電廠庫存已不足2天，導致機組停運或僅按最小運行方式發(fā)電，難以滿足電力供應，造成局部地區(qū)用電缺口擴大進而限電。

火電虧損至現(xiàn)金流，電價機制向市場化更進一步

發(fā)電側(cè)：放開煤電交易電價上浮，開展綠色電力交易

從“煤電聯(lián)動”到“基準價+上下浮動”，煤電價格逐步走向市場化。中國從2004年底出臺“煤電聯(lián)動”電價政策，即根據(jù)煤炭價格波動相應調(diào)整電價，解決“市場煤”與“計劃電”的矛盾。2015年起，電力改革深化，市場交易比重逐漸提升。2019年上半年，我國完成電力市場化交易電量達1.1萬億千瓦時，同比增長29.3%，電力直接交易電量平均降價幅度3.4分/千瓦時。燃煤發(fā)電市場化電量已占約50%。從2020年1月1日起，國家發(fā)改委將燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制?；鶞蕛r按當?shù)噩F(xiàn)行煤電標桿電價確定，在此基礎上，電價可以允許浮動（上浮不超過10%、下浮不超過15%）基準價格設定權(quán)已下放至地方政府，浮動幅度由發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶等市場主體協(xié)商決定，2020年暫不上浮。

允許煤電價格上浮，合理傳導部分燃料成本壓力。隨著電力供應形勢逐步趨緊，今年7月份以來，內(nèi)蒙古、寧夏、上海、山東、廣東、安徽、湖南等地區(qū)陸續(xù)發(fā)文，宣布今年四季度煤電市場交易價格上限允許最高上浮10%。根據(jù)廣東電力市場最新成交結(jié)果，在允許價格上限上浮10%后，10月份月度競價成交價格已達到+4.53分/kWh，即10%上漲空間全部用滿。我們認為在電力供應緊張的形勢下，煤電市場價上浮或?qū)⑦M一步蔓延至全國范圍，利好年底長協(xié)電價商談。9月29日下午，國家發(fā)改委答記者問時表示“嚴格落實燃煤發(fā)電‘基準價+上下浮動’的市場化價格機制，讓更多電量進入市場交易，不得對市場價格在合理范圍內(nèi)的正常浮動進行不當干預，讓價格合理反映電力供需和成本變化?！比羰袌鲭妰r進一步放開上浮、市場電量進一步擴大，我們認為其他參與交易的部分，如風光補貼項目（占比~30%）、核電項目（占比~40%）、水電（云南、四川市場交易）也將受益。

放開煤電價格上浮20%，合理傳導部分燃料成本壓力。隨著電力供應形勢逐步趨緊，今年7月份以來，內(nèi)蒙古、寧夏、上海、山東、廣東、安徽、湖南等地區(qū)陸續(xù)發(fā)文，宣布今年四季度煤電市場交易價格上限允許最高上浮10%。根據(jù)廣東電力市場最新成交結(jié)果，在允許價格上限上浮10%后，10月份月度競價成交價格已達到+4.53分/kWh，即10%上漲空間全部用滿。在煤價高企、供應緊張的整體形勢下，各地“漲電價”呼聲愈加強烈，在10月8日召開的國務院常務會議上，明確提出“有序推動燃煤發(fā)電電量全部進入電力市場，在保持居民、農(nóng)業(yè)、公益性事業(yè)用電價格穩(wěn)定的前提下，將市場交易電價上下浮動范圍由分別不超過10%、15%，調(diào)整為原則上均不超過20%”，符合我們預期。我們認為，進一步放開市場電價上浮、讓更多煤電電量進入市場交易，有利于更充分還原電力商品屬性，合理疏解火電企業(yè)燃料成本壓力。同時，國常會還明確“高耗能行業(yè)由市場交易形成價格、不受上浮20%的限制”，“推動新增可再生能源消費在一定時間內(nèi)不納入能源消費總量”。考慮到此前綠電交易溢價幅度在10%左右，我們認為該政策將鼓勵高耗能企業(yè)通過消費可再生能源滿足用電需求，綠電交易市場規(guī)模有望進一步擴大，利好新能源運營商。

圖表：各地放開煤電價格上浮政策（截至9月30日）

圖表：廣東月度競價折價情況

圖表：江蘇集中競價成交電價

圖表：云南月度省內(nèi)直接交易電價

圖表：蒙西電力多邊交易成交價

綠色電力交易溢價體現(xiàn)環(huán)境屬性，規(guī)模有望擴大至更多用戶。近日，國家發(fā)改委批復《綠色電力交易試點工作方案》，提出綠色電力交易要全面反映綠色電力的環(huán)境價值，優(yōu)先安排完全市場化綠色電力參與交易，如規(guī)模有限也可組織用戶購買享有政府補貼和電網(wǎng)保障收購的綠色電力。9月7日，方案批復后的首批次綠色電力交易成交結(jié)果宣布，共計17個省份259家市場主體參與，達成交易電量79.35億kWh，其中國家電網(wǎng)區(qū)域成交68.98億kWh、南方電網(wǎng)區(qū)域成交10.37億kWh。據(jù)了解，首批綠色電力交易成交價格在當?shù)仉娏灰拙鶅r基礎上溢價3~5分/kWh。長期來看，隨著能耗指標收緊，社會各方對綠電需求有望進一步擴大，加速高耗能企業(yè)參與綠電交易。

用電側(cè)：建立保底電價機制，壓實市場電價漲幅

近期，廣東、山東等省份陸續(xù)出臺交易用戶保底電價機制，退出市場后的電力用戶執(zhí)行懲罰性電價措施，保底電價在目錄電價的1.2~1.8倍不等。一方面，各省的文件是對此前《電力中長期交易基本規(guī)則》“無正當理由退市的電力用戶按照政府核定目錄電價的1.2-2倍執(zhí)行”的落地。另一方面，隨著各省逐步放開允許煤電市場電價上浮10%，懲罰性保底電價機制可以在確保安全供電的前提下，避免用戶因市場價格上漲而投機退市，擾亂市場交易秩序。我們認為，在各地保底電價政策落地后，各省市場化電價上漲空間將逐步壓實。

圖表：各地用戶側(cè)懲罰性電價機制（截至9月30日）

煤炭供給量決定四季度的發(fā)電能力

按照中金大宗組預測的煤炭供應三種情形，我們預測四季度火電發(fā)電量增速-5.9%/ +3.3% /+4.8%，同時結(jié)合水電、核電、風電、光伏的電量預測（基于8月底裝機及利用小時預測），得到三種情形下四季度總發(fā)電量增速-2.6%/+3.9%/+5.0%（vs 4Q20發(fā)電量同比增速7.1%）。

圖表：四季度電力供應預測

宏觀：電力緊缺，推升通脹、壓制增長

煤炭供給較少，而電力消費彈性上升，加劇短缺

疫情后，用電需求大幅高增，加劇電力短缺。盡管GDP相較2019年的復合增速仍未超過疫情前，但用電量同比持續(xù)高于疫情前，這與電力消費彈性系數(shù)（用電量同比/GDP同比）大幅上升有關。從歷史數(shù)據(jù)看，我國電力消費彈性的波動，與經(jīng)濟結(jié)構(gòu)變動和氣候變化等因素對電力消費和GDP增長的不對稱性影響有關。比較能源與電力消費彈性系數(shù)超過1的時期分布在1988-1992、2001-2007、2011-2013以及2017年以來，主要是出于中國1980年代末經(jīng)濟過熱、中國加入WTO、金融危機后經(jīng)濟刺激等原因。電力消費的彈性系數(shù)多數(shù)時期高于能源系數(shù)，尤其是在2008年后兩者之差持續(xù)擴大，也可能與電氣化率逐步提升有關。

疫情后，電力消費彈性進一步大幅上升，主要是因為1）外需強勁，而出口占比較高的行業(yè)自身消耗電力多，且所需原材料較多，而原材料生產(chǎn)行業(yè)同樣高耗能，使得二產(chǎn)用電需求彈性上升；2）接觸類服務消費仍受疫情擾動，但是其用電有剛性，使得住宿餐飲、批零、租賃商務服務等行業(yè)單位產(chǎn)出對應的電力消耗系數(shù)抬升（比如，飯店不管客人多少，燈都得開著），而疫后信息化加速和5G加快普及，通信軟件業(yè)電力消耗系數(shù)上升，帶動三產(chǎn)用電需求彈性上升；3）農(nóng)村電網(wǎng)改造繼續(xù)、生豬養(yǎng)殖加快，一產(chǎn)用電需求彈性上升；4）疫后居家增多，居民生活的用電占比上升較快。從各領域用電量占比看，第一產(chǎn)業(yè)占比1.1%，第二產(chǎn)業(yè)占比最高在68%左右，第三產(chǎn)業(yè)和居民生活用電占比在持續(xù)提升，2020年已經(jīng)升至近31.0%。從具體細分行業(yè)看，用電量占比較高的行業(yè)還是集中在四大高耗能行業(yè)（黑色、化工、有色及非金屬礦物制品業(yè)）。

圖表：疫后用電量同比大幅上升

圖表：電力消費彈性系數(shù)疫情后大幅上升

資料來源：萬得資訊，中金公司(56.150, -1.07, -1.87%)研究部。注：因系數(shù)波動較大，歷史數(shù)據(jù)為三年移動平均，2020與1H21數(shù)據(jù)為自行測算。

圖表：工業(yè)用電量快于工業(yè)生產(chǎn)，需求彈性提升

圖表：三產(chǎn)用電量快于服務生產(chǎn)，需求彈性提升

圖表：第三產(chǎn)業(yè)和居民生活用電占比持續(xù)提升

資料來源：萬得資訊，中金公司研究部。注：電力部門是按分產(chǎn)業(yè)生產(chǎn)端和居民生活端并列統(tǒng)計。

圖表：用電消費量的主要行業(yè)分布

圖表：各行業(yè)用電需求彈性估算（2季度移動平均）

缺電對增長影響的兩個渠道

缺電對經(jīng)濟增長的影響有兩條渠道，一是電量短缺，限電限產(chǎn)直接影響產(chǎn)出，二是電價上漲，推升成本，間接抑制生產(chǎn)。

煤炭短缺加大了電力供給壓力，近期發(fā)電耗煤和庫存可用天數(shù)均持續(xù)回落。沿海八省電廠的高頻數(shù)據(jù)顯示[1]，8月以來發(fā)電耗煤量季節(jié)性回落的同時，較往年同期的增幅也是在持續(xù)收窄。比如7月日均耗煤量較2019年同期增長21.2%，8月的增幅收窄至5.4%，9月中下旬以來進一步收窄至0.4%（截至9月27日）。同時，電廠庫存趨于緊張，9月以來庫存可用天數(shù)不僅沒有出現(xiàn)季節(jié)性反彈，反而持續(xù)回落，9月中下旬電廠存煤可用天數(shù)降至10天以下。

圖表：近期，發(fā)電耗煤量較2019年同期的漲幅收窄

圖表：9月中下旬，電廠存煤可用天數(shù)降至10天以下

電量短缺壓制增長

根據(jù)2018年投入產(chǎn)出表，電力行業(yè)總產(chǎn)出占全國總產(chǎn)出的直接比重約為2.6%，考慮到電力生產(chǎn)下滑也會影響其他行業(yè)的生產(chǎn)，進而對經(jīng)濟形成間接影響。利用投入產(chǎn)出表計算直接和間接合計影響的產(chǎn)出，約為全國總產(chǎn)出的5.0%。因此電力行業(yè)產(chǎn)出每變化1pct，實際影響經(jīng)濟總產(chǎn)出0.05pct。參考公用事業(yè)組計算的發(fā)電量增速的三種情形（4季度發(fā)電量同比分別為-2.6%、3.9%和5.0%），預計影響GDP兩年復合增速約為0.25pct，0.08pct，0.05pct。

當前，限電限產(chǎn)和能耗雙控對經(jīng)濟的影響交織疊加，共同對工業(yè)生產(chǎn)形成制約。影響當前限電限產(chǎn)政策的主要邏輯有兩條：第一，部分省份上半年能耗雙控未能達標，近期為了完成3季度目標而集中限產(chǎn)，對短期生產(chǎn)帶來影響。第二，電力供給不足，各地不得不采取用電指標分解、錯峰用電等限電限產(chǎn)政策。兩個影響邏輯在具體執(zhí)行中疊加交織，共同對工業(yè)生產(chǎn)形成制約。

在行業(yè)層面，從直接影響看，公用事業(yè)、有色金屬、黑色金屬、非金屬礦物、金屬制品、化工、造紙等高耗能行業(yè)，電力在其總投入中占比（直接消耗系數(shù)）在3-15%，受電力短缺影響影響較大；從完全影響看，根據(jù)完全消耗系數(shù)測算，電力產(chǎn)出每下降1pct，有色金屬采選、黑色金屬采選、非金屬礦采選及制品、化纖、化學原料、通用設備、專用設備、電氣機械、公用事業(yè)、儀器儀表、食品制造、家具等行業(yè)的總產(chǎn)出將被拖累0.5-2pct。

圖表：總投入中電力直接占比前20大行業(yè)

圖表：電力產(chǎn)出每下降1%對各行業(yè)產(chǎn)出的影響

電價上漲的影響

電力價格的上漲對經(jīng)濟會產(chǎn)生負面影響。何永秀等（2010）運用CGE模型測算了電力價格對中國經(jīng)濟的影響，發(fā)現(xiàn)當電力價格上漲5%時，GDP會下降0.13%；當電力價格上漲10%時，GDP會下降0.24%；當電力價格上漲15%時，GDP會下降0.34%；當電力價格上漲20%時，GDP會下降0.43%[2]。林伯強和牟敦國（2008）運用CGE 方法研究了煤炭價格上漲對中國經(jīng)濟的影響。發(fā)現(xiàn)煤炭價格上漲20%，會導致電熱行業(yè)生產(chǎn)成本上升3.1%，產(chǎn)出下降2.9%；制造業(yè)生產(chǎn)成本上升0.4%，產(chǎn)出下降2.6%；建筑業(yè)生產(chǎn)成本上升0.2%，產(chǎn)出下降1.6%[3]。

電力價格上漲，對不同行業(yè)的產(chǎn)出影響不同。電力價格上漲5%的情形下，產(chǎn)出下降比較大的行業(yè)有非金屬礦產(chǎn)品（-0.41%）、金屬冶煉加工（-0.35%）、化工（-0.35%），而農(nóng)業(yè)（-0.04%）、食品（-0.04）、批發(fā)零售住宿餐飲（-0.05%）等行業(yè)受到的影響比較小。

圖表23：電力價格上漲對不同行業(yè)產(chǎn)出的影響（%）

資料來源：He, Y. X., Zhang, S. L., Yang, L. Y., Wang, Y. J., & Wang, J. (2010). Economic analysis of coal price–electricity price adjustment in China based on the CGE model.中金公司研究部

根據(jù)發(fā)電量的三種情形，并假設電價上漲5%，限電限產(chǎn)對GDP兩年平均同比的拖累或在0.4pct、0.2pct和0.1pct。

圖表：三種情形下，21Q4實際GDP同比預測

缺電對通脹影響的兩個渠道

缺電會進一步推高通脹，同樣是兩個渠道。一是電價上漲直接推升其他行業(yè)的用電成本，進而推升其他行業(yè)的產(chǎn)品價格；二是缺電限產(chǎn)導致其他行業(yè)、特別是原材料行業(yè)的產(chǎn)出和供應減少、價格上漲，進一步推升其他行業(yè)的產(chǎn)品價格。盡管電力只占中下游行業(yè)成本的不足3%，但考慮到所有的原材料行業(yè)，在下游行業(yè)總投入的占比可以高達15-50%。

從CGE模型的測算看，何永秀等（2010）[4]研究結(jié)果顯示，電力價格每上升5%、10%、15%和20%，CPI將分別上升0.4%、0.7%、1%和1.2%。分行業(yè)看，電力價格每上漲10%，受影響較大的非金屬礦物制品、金屬冶煉、金屬制品、煤炭開采、石油天然氣加工、機械制造、食品的價格將上升0.6%-1.2%?？傮w看，缺煤缺電下，10月PPI同比或突破10%，四季度或持續(xù)在9%以上，CPI或?qū)⑸仙两咏?%。

圖表：總體PPI與電力行業(yè)PPI的關系

圖表：中下游行業(yè)原材料占比較高

圖表：電力價格上漲對不同行業(yè)價格的影響（%）

資料來源：He, Y. X., Zhang, S. L., Yang, L. Y., Wang, Y. J., & Wang, J. (2010). Economic analysis of coal price–electricity price adjustment in China based on the CGE model.中金公司研究部

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