煤炭供給側(cè)改革用力較猛和可再生能源的穩(wěn)定性不足等因素影響，造成電力供需短期矛盾加大，暫時(shí)失去平衡。此外，我國(guó)加強(qiáng)對(duì)能耗強(qiáng)度和碳排放指標(biāo)的考核也引發(fā)地方政府對(duì)“雙高”企業(yè)限電、限產(chǎn)。因此，本輪全國(guó)大限電說明我國(guó)電力系統(tǒng)利益相關(guān)者的復(fù)雜博弈未達(dá)平衡。國(guó)家借此優(yōu)化電價(jià)機(jī)制，完善能源供應(yīng)結(jié)構(gòu)，有助于“先立后破”達(dá)成“雙碳”目標(biāo)。
  陳欣
　 繼2020年12月浙江、湖南等地發(fā)生了近年來(lái)較為少見的限電現(xiàn)象后，2021年我國(guó)又出現(xiàn)了更大范圍的限電現(xiàn)象。第一輪限電自5月開始，出現(xiàn)在云南、廣東等部分南方省份，引發(fā)工業(yè)企業(yè)限產(chǎn)；第二輪限電于9月開始，波及全國(guó)大量省市，規(guī)模更大、影響更嚴(yán)重。在南方的浙江、江蘇等制造業(yè)大省份紛紛針對(duì)高耗能企業(yè)乃至于普通企業(yè)進(jìn)行限電、限產(chǎn)，而北方的山東、吉林、遼寧等省份的限電情況更為突出。尤其是遼寧等東北多地從9月23日開始，出現(xiàn)了用電高峰時(shí)段突然拉閘限電的情況，不光是限制了工業(yè)生產(chǎn)，還已影響到居民生活和城市運(yùn)轉(zhuǎn)，乃至于引發(fā)安全生產(chǎn)事故。
　 中國(guó)電源及電網(wǎng)企業(yè)的技術(shù)能力雄踞世界前列，多年來(lái)為全國(guó)提供著持續(xù)、可靠的電力供應(yīng)。為何近期開始多次出現(xiàn)大規(guī)模限電現(xiàn)象？
　 實(shí)際上，此輪全國(guó)大限電體現(xiàn)我國(guó)電力系統(tǒng)利益相關(guān)者的復(fù)雜博弈未達(dá)平衡。
　 東北用電缺口不平衡
  國(guó)家電網(wǎng)對(duì)此次東北電網(wǎng)電力供應(yīng)持續(xù)緊張的解釋是，“受電煤緊缺、火電機(jī)組停機(jī)容量大、新能源發(fā)電電力偏小和電力負(fù)荷增長(zhǎng)等因素綜合影響”。
　 東北三省整體上發(fā)用電量并不平衡，此次大限電中遼寧省的壓力最大。由于工業(yè)最為發(fā)達(dá)，2020年遼寧省的用電量為2423.4億千瓦時(shí)，在全國(guó)處于第12位；而黑龍江和吉林的用電量卻居于倒數(shù)第6位和倒數(shù)第4位，分別僅有1014.4億千瓦時(shí)和805.4億千瓦時(shí)。而遼寧省的發(fā)電能力不足，屬于電力凈調(diào)入省份；吉林省和黑龍江省一般都是電力凈輸出省份，例如2020年黑龍江的凈送外電量就達(dá)100.4億千瓦時(shí)。
　 整體來(lái)看，2020年?yáng)|北三省合計(jì)具有163.9億度電力缺口，主要從內(nèi)蒙古調(diào)入補(bǔ)充。2021年夏季，東北電網(wǎng)因高溫導(dǎo)致用電負(fù)荷上升，尤其是在7月28日的缺口凸顯電網(wǎng)運(yùn)行事故風(fēng)險(xiǎn)，也是依靠跨區(qū)電力調(diào)度的支持才得到化解。
　 此外，東北近年來(lái)大力發(fā)展再生電力系統(tǒng)，但水、風(fēng)、光電由于自然條件的限制具有較大的不穩(wěn)定性。以風(fēng)電為例，東北三省風(fēng)電總裝機(jī)大約達(dá)到3500萬(wàn)千瓦，但在限電期間風(fēng)電出力不足裝機(jī)容量的10%。
　 據(jù)媒體報(bào)道，用電緊張期間，遼寧省的火電出力僅為裝機(jī)容量的一半左右，9月10日起就采用有序用電措施，至22日已經(jīng)對(duì)非居民啟動(dòng)了9輪有序用電。但由于部分企業(yè)的有序用電未能執(zhí)行到位，最大錯(cuò)避峰僅達(dá)到243.7萬(wàn)千瓦。9月23日，遼寧面臨更大電力缺口，各種調(diào)整手段用盡后電網(wǎng)頻率依然過低、存在崩潰危險(xiǎn)，最后才被迫緊急實(shí)施電網(wǎng)事故拉閘限電。
　 東北工業(yè)用電量整體并不高，多年來(lái)拉閘限電相當(dāng)罕見。此次限電事件較大程度上影響到居民生活和城市公共設(shè)施，引發(fā)了極大社會(huì)關(guān)注。
　 供給側(cè)改革驅(qū)高煤價(jià)
　 此輪全國(guó)性大限電的一個(gè)根本原因是占電力供應(yīng)70%以上的煤電出力不足。當(dāng)前還在傳統(tǒng)用煤淡季，全社會(huì)電煤庫(kù)存就處于歷史低位，9月28日動(dòng)力煤(1342, 37.40, 2.87%)期貨合約的價(jià)格已突破1300元/噸，而實(shí)際市場(chǎng)價(jià)格還要高得多。中國(guó)煤炭?jī)?chǔ)量相當(dāng)豐富，產(chǎn)能充沛。目前動(dòng)力煤的供給不足實(shí)際上是國(guó)家對(duì)煤炭行業(yè)長(zhǎng)期實(shí)施供給側(cè)改革的后遺癥。
　 在“黃金十年”期間，經(jīng)濟(jì)的高速增長(zhǎng)拉動(dòng)全國(guó)煤炭產(chǎn)量從2002年的13.8億噸增長(zhǎng)至2011年的35.2億噸。期間煤價(jià)還大約增加了兩倍，煤炭全行業(yè)利潤(rùn)從2002年的23億元激增至2011年的3246億元。
　 如此暴利引發(fā)煤炭企業(yè)不斷投資增加產(chǎn)能，其中僅“十二五”期間的年均投資就近5000億元。2012年下半年后煤炭需求增速急轉(zhuǎn)而下，2014年、2015年國(guó)內(nèi)煤炭消費(fèi)同比還有所下降。2015年底，全國(guó)煤炭總產(chǎn)能已達(dá)57億噸/年，產(chǎn)能過剩高達(dá)20億噸/年，導(dǎo)致煤價(jià)不斷下行。以5500大卡動(dòng)力煤為例，噸煤價(jià)格從2008年的近千元高點(diǎn)下落為2016年初的不足400元。2015年國(guó)內(nèi)超過90%的煤炭企業(yè)虧損。
　 對(duì)此困境，國(guó)家自2016年初開始實(shí)施化解煤炭行業(yè)過剩產(chǎn)能的供給側(cè)改革措施，通過產(chǎn)能指標(biāo)和安全手續(xù)等多種手段限制產(chǎn)能：要求大型煤礦減產(chǎn)、限產(chǎn)，對(duì)中小型煤礦進(jìn)行關(guān)停并轉(zhuǎn)，同時(shí)嚴(yán)格限制新建煤礦。例如，2016年國(guó)家要求煤炭行業(yè)嚴(yán)格執(zhí)行276天工作日和節(jié)假日公休制度，并按此核定新的產(chǎn)能指標(biāo)。此外，出于安全生產(chǎn)的角度，煤礦企業(yè)在全國(guó)兩會(huì)等重要日期附近也可能停產(chǎn)。這一系列制度都使得煤炭企業(yè)僅能釋放有限產(chǎn)能。
　 供給側(cè)改革的效果相當(dāng)顯著。截至2020年底，全國(guó)累計(jì)退出煤礦約5500處，將煤礦數(shù)量減少至4700處以下，淘汰超過10億噸/年的落后煤炭產(chǎn)能。2020年我國(guó)煤炭產(chǎn)量達(dá)到38.4億噸， 占全球產(chǎn)量超過一半。而且，各地大量煤礦的退出使得全國(guó)煤炭產(chǎn)能向山西、內(nèi)蒙古、陜西集中，2020年“三西”地區(qū)生產(chǎn)原煤27.4億噸，占全國(guó)產(chǎn)量的71.4%。2021年上半年，全國(guó)生產(chǎn)原煤19.5億噸，同比增長(zhǎng)6.4%，但煤炭行業(yè)的產(chǎn)能利用率僅72.8%?？梢?，供給側(cè)改革是煤炭產(chǎn)能難以釋放，煤價(jià)高漲的根本原因。
　 煤電博弈機(jī)制不暢
　 自2002年起國(guó)家就停止發(fā)布電煤指導(dǎo)價(jià)格，探索煤炭的市場(chǎng)化定價(jià)與重點(diǎn)合同煤價(jià)并行的雙軌制。而對(duì)比起來(lái)，電力系統(tǒng)在建國(guó)后長(zhǎng)期采用計(jì)劃經(jīng)濟(jì)體制。為了打破壟斷、引入競(jìng)爭(zhēng)，國(guó)家在2002年初提出電力體制改革方案，其后逐步形成了廠網(wǎng)分開、主輔分離的格局。但電價(jià)的調(diào)整涉及國(guó)計(jì)民生，國(guó)家的態(tài)度相當(dāng)謹(jǐn)慎，電力系統(tǒng)仍然體現(xiàn)著較強(qiáng)的計(jì)劃性。因此，市場(chǎng)煤和計(jì)劃電之間存在天然的矛盾。
　 2004年我國(guó)出臺(tái)煤電聯(lián)動(dòng)政策，由省級(jí)政府核定當(dāng)?shù)氐拿弘姌?biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)，平均煤炭?jī)r(jià)格在一個(gè)周期波動(dòng)超過5%就進(jìn)行上網(wǎng)電價(jià)的調(diào)整。該政策的初衷是緩解煤電矛盾，但由于煤價(jià)在行業(yè)的“黃金十年”期間處于整體上漲趨勢(shì)，該制度出臺(tái)后在實(shí)際執(zhí)行時(shí)并不順暢，產(chǎn)生了電價(jià)“聯(lián)而不動(dòng)”的現(xiàn)象。發(fā)改委更多是以火電行業(yè)的盈利狀況來(lái)進(jìn)行調(diào)價(jià)判斷。例如，2011年煤價(jià)大幅上漲導(dǎo)致煤電企業(yè)虧損嚴(yán)重，發(fā)改委才兩度上調(diào)上網(wǎng)電價(jià)。
　 隨著2012年煤價(jià)開始下跌，重點(diǎn)合同電煤與市場(chǎng)煤價(jià)之差大幅縮小，帶來(lái)了制度調(diào)整的空間。2013年起，國(guó)家取消了重點(diǎn)合同以及電煤價(jià)格雙軌制，允許煤企與電企自主協(xié)商長(zhǎng)協(xié)合同的價(jià)格。然而，沒有了政府的直接干預(yù)，在煤價(jià)下行期間火電企業(yè)往往選擇采購(gòu)更低價(jià)格的市場(chǎng)煤，并未嚴(yán)格執(zhí)行此前雙方簽訂的長(zhǎng)協(xié)合同。因?yàn)榛痣娖髽I(yè)利潤(rùn)過于豐厚，國(guó)家直接在2013年10月和2014年9月兩度下調(diào)上網(wǎng)電價(jià)，最后在煤價(jià)最低的2015年才依據(jù)煤電聯(lián)動(dòng)機(jī)制兩次下調(diào)火電上網(wǎng)電價(jià)及工商業(yè)用電價(jià)格。
  市場(chǎng)加行政降電價(jià)
  2015年3月起國(guó)家借煤價(jià)較低、電力系統(tǒng)盈利較好之時(shí)推動(dòng)了新一輪電力體制改革，改革的思路是“管住中間、放開兩頭”。電網(wǎng)企業(yè)依照政府核定的輸配電價(jià)收取過網(wǎng)費(fèi)，放開競(jìng)爭(zhēng)性環(huán)節(jié)電價(jià)，對(duì)社會(huì)開放配售電業(yè)務(wù)。這樣，發(fā)用電企業(yè)和售電公司通過直接交易或電力交易中心完成市場(chǎng)化定價(jià)，打破跨區(qū)、跨省送電的固定價(jià)格壁壘，可以降電價(jià)、“降成本”。
　 2016年全國(guó)電力市場(chǎng)交易電量就達(dá)到1.1萬(wàn)億千瓦時(shí)，占全社會(huì)用電量的19%；2018年交易電量翻倍達(dá)到2.1萬(wàn)億千瓦時(shí)，所占社會(huì)用電量比重也增加為30.2%。其中，2018年煤電的市場(chǎng)交易電量已超過1億千瓦時(shí)，市場(chǎng)化率為42.8%，平均電價(jià)為0.34元/千瓦時(shí)，較燃煤標(biāo)桿電價(jià)平均下浮11.2%。
　 對(duì)比起來(lái)，作為自然壟斷企業(yè)的電網(wǎng)進(jìn)行改革的力度相對(duì)滯后，存在交叉補(bǔ)貼等復(fù)雜因素導(dǎo)致難以厘清其合理成本，全國(guó)平均輸配電價(jià)由2002年不到0.11元/千瓦時(shí)翻倍漲至2019年的0.22/千瓦時(shí)。國(guó)家在2018年就開始推動(dòng)降低電網(wǎng)環(huán)節(jié)收費(fèi)和輸配電價(jià)格，連續(xù)兩年要求一般工商業(yè)電價(jià)平均降低10%。
　 在降低社會(huì)用電成本的國(guó)家戰(zhàn)略下，盡管2016年之后的供給側(cè)改革導(dǎo)致煤價(jià)大幅回升，但發(fā)改委遲遲沒有啟動(dòng)煤電聯(lián)動(dòng)機(jī)制提升電價(jià)。為了緩解火電企業(yè)經(jīng)營(yíng)困難，國(guó)家于2017年7月取消、降低部分向發(fā)電企業(yè)征收的政府性基金及附加，借此電價(jià)結(jié)構(gòu)的調(diào)整來(lái)提高上網(wǎng)電價(jià)。
　 2018年在經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)的廣東，煤電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)約為0.45元/千瓦時(shí)，而在煤炭資源豐富的甘肅省，煤電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)才約0.30/千瓦時(shí)。在燃煤發(fā)電市場(chǎng)化交易規(guī)模不斷增加、市場(chǎng)電價(jià)明顯低于標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)的背景下，2019年9月國(guó)務(wù)院常務(wù)會(huì)議決定自2020年初起取消煤電價(jià)格聯(lián)動(dòng)機(jī)制，并將標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制進(jìn)一步市場(chǎng)化，允許電價(jià)在燃煤發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)基準(zhǔn)價(jià)下浮原則上不超過15%、上浮最多10%。同時(shí)，國(guó)家要求“暫不上浮”，確保工商業(yè)平均電價(jià)只降不升。2020年一般工商業(yè)電價(jià)繼續(xù)下降5%。
  可再生能源解決消納
　 我國(guó)早在2005年就頒布了《可再生能源法》，在2009年又提出到2020年實(shí)現(xiàn)非化石能源消費(fèi)比重達(dá)到15%的能源結(jié)構(gòu)調(diào)整目標(biāo)。
　 為此，國(guó)家在“十二五”期間投資約1.8萬(wàn)億元。2015年，包含水電在內(nèi)全部可再生能源電力消納量接近1.4萬(wàn)億千瓦時(shí)，占全社會(huì)用電量的24.5%；非化石能源占比從2010年的9.4%提高至2015年的12%。然而，2011年之后全國(guó)用電量增速大幅下滑，疊加風(fēng)電和光電穩(wěn)定性差、調(diào)峰難、外送通道缺乏等原因，可再生能源發(fā)電面臨著嚴(yán)重的消納問題。大量棄風(fēng)、棄光、棄水現(xiàn)象造成了巨大浪費(fèi)，2015年全國(guó)僅棄風(fēng)電量就高達(dá)339億千瓦時(shí)。以棄風(fēng)棄光問題較為嚴(yán)重的西北地區(qū)為例，2015年僅甘肅就棄風(fēng)82億千瓦時(shí)，棄風(fēng)率高達(dá)39%；棄光電量達(dá)26億千瓦時(shí)，棄光率為31%。
  “十三五”期間，國(guó)家又計(jì)劃加大力度對(duì)可再生能源投資約2.5萬(wàn)億元，解決新能源的消納困難成為電改的重點(diǎn)之一。2015年11月底，國(guó)家建立優(yōu)先發(fā)電制度保障清潔能源發(fā)電優(yōu)先上網(wǎng)，并隨后出臺(tái)配套政策要求電網(wǎng)企業(yè)全額收購(gòu)規(guī)劃范圍內(nèi)的可再生能源上網(wǎng)電量。然而，2016年棄風(fēng)棄光矛盾依然相當(dāng)突出，國(guó)家能源局提出目標(biāo)，2020年“三北”地區(qū)棄風(fēng)、棄光率要控制在5%以內(nèi)。2017年1月，國(guó)家電網(wǎng)明確承諾到2020年根本解決新能源消納問題，并提出了20項(xiàng)具體措施，其中之一就是加強(qiáng)新能源電力專用外送通道建設(shè)。例如，國(guó)網(wǎng)專門建設(shè)了途經(jīng)青海、甘肅、陜西、河南的青豫直流工程作為華中電網(wǎng)消納西北地區(qū)清潔能源外送的專用特高壓通道，大輸送功率800萬(wàn)千瓦，搶在2020年底正式投入運(yùn)營(yíng)。
  2019年5月國(guó)家又出臺(tái)政策建立可再生能源電力消納保障機(jī)制，對(duì)各地進(jìn)行消納責(zé)任權(quán)重指標(biāo)約束，并促進(jìn)可再生能源跨省區(qū)交易。這一系列措施有力保障了新能源的消納。2020年全國(guó)棄風(fēng)電量為166億千瓦時(shí)，棄風(fēng)率為3.5%；棄光電量為52.6億千瓦時(shí)，棄光率僅有2%。
  然而，要在2030年達(dá)到25%的非化石能源消費(fèi)比重目標(biāo)，我國(guó)風(fēng)、光發(fā)電總裝機(jī)容量需要超過12億千瓦，而2020年末約為5.3億千瓦。這意味著，2021年起我國(guó)可再生能源電量消納的壓力仍將不斷加大。
　 煤電新建機(jī)組“超調(diào)”
　 2014年煤價(jià)處于低位，煤電企業(yè)盈利豐厚。而2014年10月國(guó)家又將火電項(xiàng)目審批權(quán)下放至省級(jí)政府，大量煤電項(xiàng)目得以獲批。但2015年全國(guó)用電增速不足1%，出現(xiàn)大量清潔能源棄電現(xiàn)象，火電機(jī)組利用小時(shí)數(shù)連續(xù)下滑，凸顯電力供應(yīng)過剩的矛盾。
　 國(guó)家自2016年起對(duì)于煤電行業(yè)不斷加強(qiáng)供給側(cè)改革，主要出于幾方面的考慮。第一是，如果已核準(zhǔn)煤電項(xiàng)目全部按期建設(shè)投產(chǎn)，不利于我國(guó)在2020年底達(dá)到15%的非化石能源消費(fèi)比重目標(biāo)。第二是，2016年煤價(jià)的快速反彈和火電機(jī)組利用率的下降極大削弱了煤電企業(yè)的盈利能力，在電力產(chǎn)能過剩的情況下煤電建設(shè)并不經(jīng)濟(jì)。第三是，2017年國(guó)家將對(duì)大氣污染防治行動(dòng)計(jì)劃進(jìn)行考核，京津冀、華東等地區(qū)治理霧霾的壓力較大。在清潔能源仍存在大量棄電的情況下，繼續(xù)大規(guī)模建設(shè)煤電產(chǎn)能不利于大氣污染防治。
　 2016年4月，國(guó)家能源局建立了煤電規(guī)劃建設(shè)風(fēng)險(xiǎn)預(yù)警機(jī)制，將全國(guó)絕大多數(shù)區(qū)域劃為紅色預(yù)警區(qū)域，在未來(lái)三年嚴(yán)控新建煤電機(jī)組。此后，國(guó)家陸續(xù)出臺(tái)政策和規(guī)劃，取消和推遲煤電建設(shè)項(xiàng)目1.5億千瓦以上，淘汰落后產(chǎn)能2000萬(wàn)千瓦以上，提出到2020年全國(guó)煤電裝機(jī)規(guī)模力爭(zhēng)控制在11億千瓦以內(nèi)。與此同時(shí)，國(guó)家新電改的配套文件相繼落地，“十三五”期間特高壓輸電線路又不斷投產(chǎn)，從電力交易的市場(chǎng)化競(jìng)爭(zhēng)和電力環(huán)保要求加碼等方面倒逼淘汰30萬(wàn)千瓦以下小火電機(jī)組。
　 然而，面臨著高漲的煤價(jià)和過剩產(chǎn)能，煤電企業(yè)仍艱難度日。2017年7月才上調(diào)了煤電上網(wǎng)電價(jià)，8月發(fā)改委又聯(lián)合16個(gè)部委發(fā)布文件，加強(qiáng)推進(jìn)供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革、防范化解煤電產(chǎn)能過剩風(fēng)險(xiǎn)。
　 這些措施導(dǎo)致我國(guó)火電投資從2015年的最高峰1163億元逐年下滑至2020年的553億元。實(shí)際上，2020年末我國(guó)煤電裝機(jī)容量?jī)H為10.8億千瓦，占全部裝機(jī)容量的49.1%，超額完成“十三五”的控制目標(biāo)；即使是加上1億千瓦的氣電等其它形式裝機(jī)容量，火電裝機(jī)容量的占比已降為56.6%。煤電行業(yè)的供給側(cè)改革實(shí)施后，火電發(fā)電設(shè)備利用小時(shí)開始回升。
　 2016年火電發(fā)電設(shè)備利用小時(shí)達(dá)到4186小時(shí)的歷史低位，2018年就恢復(fù)為4378小時(shí)。然而，2019年起新能源發(fā)電比重快速上升加大電網(wǎng)調(diào)峰壓力，火電發(fā)電設(shè)備利用小時(shí)仍小幅下降；疊加煤價(jià)處于高位和上網(wǎng)電價(jià)受限等不利影響，煤電企業(yè)盈利狀況依然不佳。
　 國(guó)際局勢(shì)放大失衡
　 2020年我國(guó)并網(wǎng)裝機(jī)容量中風(fēng)電為2.8億千瓦，光電為2.5億千瓦，風(fēng)光裝機(jī)占比已達(dá)到24.3%，但其發(fā)電量?jī)H有7270億千瓦時(shí)，占比僅為9.5%。2021年前8個(gè)月，全國(guó)規(guī)上工業(yè)累計(jì)發(fā)電5.4萬(wàn)億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)11.3%；其中火電占比為71.9%，水電占比為14.1%，風(fēng)電占比為6.8%，光電占比僅為2.2%?？梢姡覈?guó)新能源、尤其是光電的發(fā)電量還遠(yuǎn)未能與其裝機(jī)量相平衡。而我國(guó)今年1-8月水電發(fā)電量又同比下降1%，主要原因是來(lái)水量減少。例如長(zhǎng)江上游溪洛渡水庫(kù)二季度來(lái)水總量較上年同期偏枯44.7%。在此情況下，我國(guó)對(duì)于火電的依賴反而加深。
　 2021年前8個(gè)月，我國(guó)全社會(huì)用電量達(dá)5.5萬(wàn)億千瓦時(shí)，同比增加13.8%。一方面的原因是，中美之間的博弈威脅了我國(guó)原油保障安全，加快了我國(guó)的產(chǎn)業(yè)升級(jí)速度，導(dǎo)致用電需求增加。伴隨著我國(guó)電動(dòng)汽車、5G、大數(shù)據(jù)等新興產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展，我國(guó)今年前8個(gè)月第三產(chǎn)業(yè)用電量已接近1萬(wàn)億千瓦時(shí)，同比增速高達(dá)21.9%。另一方面的原因是，國(guó)際疫情的反復(fù)導(dǎo)致國(guó)外供應(yīng)鏈中斷、產(chǎn)能釋放不足，我國(guó)沿海地區(qū)企業(yè)承接了大量出口訂單，帶來(lái)工業(yè)電力需求增加。今年前8個(gè)月，我國(guó)第二產(chǎn)業(yè)用電量達(dá)3.7萬(wàn)億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)13.1%。
　 然而，受安全檢查和環(huán)保等制約，我國(guó)煤炭供給無(wú)法有效滿足市場(chǎng)需求缺口。2021年前8個(gè)月，我國(guó)生產(chǎn)原煤26億噸，同比僅增長(zhǎng)4.4%，8月份的同比增速更是下降至0.8%。正常情況下我國(guó)少量進(jìn)口煤炭的目的是作為價(jià)格調(diào)節(jié)的手段。2020年我國(guó)從印尼、俄羅斯等國(guó)家彌補(bǔ)了缺口，進(jìn)口煤炭3億噸，同比還增長(zhǎng)了1.5%。但近期，印尼煤因雨季影響產(chǎn)量偏低，蒙古則受疫情影響進(jìn)口困難，2021年前8個(gè)月全國(guó)進(jìn)口煤炭約2萬(wàn)噸，同比還下降10.3%。而近期海外動(dòng)力煤的供應(yīng)也因需求回升存在較大缺口，價(jià)格暴漲，很難僅通過大量進(jìn)口來(lái)解決煤炭的供應(yīng)問題。
　 限電倒逼機(jī)制調(diào)整
　 全國(guó)范圍內(nèi)發(fā)生大限電說明國(guó)家原有能源供應(yīng)管理機(jī)制存在瑕疵，需要調(diào)整。
　 在煤炭供應(yīng)方面，國(guó)家發(fā)改委表態(tài)將通過釋放煤炭先進(jìn)產(chǎn)能和增加煤炭進(jìn)口來(lái)加大保供力度，同時(shí)推動(dòng)發(fā)電供熱用煤中長(zhǎng)期合同的全覆蓋，執(zhí)行“基準(zhǔn)價(jià)+浮動(dòng)價(jià)”機(jī)制以平抑煤炭?jī)r(jià)格大幅波動(dòng)的影響。
　 然而，平衡電力供需更有效的機(jī)制還是通過市場(chǎng)化手段，將碳價(jià)格的上漲傳遞給下游高耗能行業(yè)。2021年8月，大唐國(guó)際、國(guó)電電力等11家燃煤發(fā)電企業(yè)聯(lián)名向北京市城管委發(fā)文，表示高漲的燃煤價(jià)格與基準(zhǔn)電價(jià)嚴(yán)重倒掛，已導(dǎo)致企業(yè)虧損嚴(yán)重，要求上浮電價(jià)。從這個(gè)角度，國(guó)家對(duì)電價(jià)的持續(xù)限制并不利于產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)優(yōu)化和高耗能企業(yè)減排。此次大限電給各地政府調(diào)整電價(jià)機(jī)制帶來(lái)了較好契機(jī)。
　 7月底，國(guó)家發(fā)改委發(fā)文要求各地進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制，充分發(fā)揮分時(shí)電價(jià)信號(hào)作用，通過高峰電價(jià)和低谷電價(jià)的價(jià)差引導(dǎo)電力用戶需求。以9月7日廣西發(fā)布的機(jī)制為例，是在平段電價(jià)基礎(chǔ)上，上、下浮動(dòng)50%形成高峰電價(jià)和低谷電價(jià)，并將高峰電價(jià)上浮20%形成尖峰電價(jià)。
　 此外，內(nèi)蒙古的蒙西地區(qū)自2021年8月起就允許燃煤發(fā)電的市場(chǎng)交易價(jià)格較基準(zhǔn)價(jià)上浮不超過10%。9月起，上海、廣東、安徽等多省市也陸續(xù)取消燃煤上網(wǎng)電價(jià)“暫不上浮”的規(guī)定，允許上浮最多10%。
　 部分省份甚至在定價(jià)上浮中重新引入煤電聯(lián)動(dòng)機(jī)制。比如湖南省于9月27日發(fā)布的通知中規(guī)定，“當(dāng)平均到廠標(biāo)煤?jiǎn)蝺r(jià)超過1300元/噸，煤價(jià)每上漲50元/噸，燃煤火電交易價(jià)格上限上浮1.5分/千瓦時(shí)，上浮幅度最高不超過國(guó)家規(guī)定?！?/span>
　 通過這些機(jī)制調(diào)整，國(guó)家加強(qiáng)了價(jià)格信號(hào)對(duì)電力消費(fèi)的影響，有助于控制高耗能行業(yè)的電力需求，有利于緩解長(zhǎng)期性的煤電供需矛盾。
　 能耗考核驅(qū)動(dòng)地方政府
　 我國(guó)早在“十一五”規(guī)劃就提出了五年內(nèi)單位GDP能耗降低20%的約束性指標(biāo)。然而，全國(guó)單位GDP能耗前四年累計(jì)下降不及預(yù)期，2010年一季度還上升了3.2%。國(guó)務(wù)院于2010年5月發(fā)文強(qiáng)調(diào)“十一五”節(jié)能減排指標(biāo)的法律約束力，要求加大工作力度，并通知在三季度將派工作組進(jìn)行檢查。為了獲得更為真實(shí)的數(shù)據(jù)，國(guó)家還在2010年6月改用萬(wàn)元GDP電耗作為節(jié)能考核標(biāo)準(zhǔn)，取代了較易虛報(bào)的萬(wàn)元GDP綜合能耗。2010年國(guó)家的一系列措施導(dǎo)致多地自5月開始對(duì)高耗能、高排放企業(yè)用電限電，到9月份之后達(dá)到頂峰，甚至開始出現(xiàn)影響居民生活的拉閘限電。國(guó)務(wù)院于11月緊急發(fā)文，要求確保居民生活用電和正常發(fā)用電秩序，對(duì)因節(jié)能減排任務(wù)產(chǎn)生的限電現(xiàn)象進(jìn)行了糾偏。最終，“十一五”期間我國(guó)單位GDP能耗累計(jì)下降19.1%。
　 2015年，我國(guó)完成67.7萬(wàn)億元GDP，全年消耗的能源總量折算為43億噸標(biāo)準(zhǔn)煤。2015年10月召開的十八屆五中全會(huì)首次提出實(shí)行能源消耗總量和強(qiáng)度“雙控”行動(dòng)?！笆濉币?guī)劃中對(duì)此的目標(biāo)體現(xiàn)是，將2020年能源消費(fèi)總量小于50億噸標(biāo)準(zhǔn)煤設(shè)定為預(yù)期性指標(biāo)，而將2020年全國(guó)單位GDP能耗比2015年降低15%設(shè)定為約束性指標(biāo)。國(guó)家發(fā)改委將這些指標(biāo)分解至各省市，并嚴(yán)格進(jìn)行考核。
　 2020年我國(guó)能源消費(fèi)總量達(dá)49.8億噸標(biāo)準(zhǔn)煤，單位GDP能耗仍為世界平均水平的1.5倍。為實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰、碳中和的戰(zhàn)略目標(biāo)，我國(guó)在“十四五”規(guī)劃中明確2025年實(shí)現(xiàn)單位GDP能耗和二氧化碳排放分別降低13.5%、18%，雖然略低于“十三五”期間實(shí)現(xiàn)的比例，但還是進(jìn)一步強(qiáng)化了能耗雙控。
　 針對(duì)“十三五”期間出現(xiàn)的能源消費(fèi)總量管理缺乏彈性、能耗雙控差別化管理措施偏少等問題，國(guó)家發(fā)改委于2021年9月發(fā)布《完善能源消費(fèi)和總量雙控制度方案》，強(qiáng)調(diào)控制化石能源消費(fèi)，鼓勵(lì)可再生能源使用，加大對(duì)能耗強(qiáng)度降低指標(biāo)考核權(quán)重，重點(diǎn)為此優(yōu)化了約束和激勵(lì)機(jī)制。
　 新制度出臺(tái)的影響較大。不僅是能耗雙控被列為領(lǐng)導(dǎo)干部綜合考核評(píng)價(jià)的重要依據(jù)；對(duì)未達(dá)標(biāo)地區(qū)，高耗能項(xiàng)目將緩批限批，新上高耗能項(xiàng)目還須實(shí)行能耗等量減量替代。5月份，國(guó)家發(fā)改委就約談了一季度能耗強(qiáng)度上升的省區(qū)相關(guān)部門，要求確保完成能耗雙控任務(wù)。在2021年8月出臺(tái)的上半年能耗雙控目標(biāo)完成情況晴雨表中，仍有大量地區(qū)未能達(dá)標(biāo)，其中有九省區(qū)因能耗強(qiáng)度不降反升被列入一級(jí)預(yù)警。相關(guān)省份相繼出臺(tái)嚴(yán)格的限電、限產(chǎn)措施，涉及化工、鋼鐵、造紙、有色金屬、非金屬建材等高耗能、高碳排放行業(yè)。例如，江蘇省于9月初開始對(duì)年綜合能耗5萬(wàn)噸以上企業(yè)和部分“兩高”企業(yè)開展專項(xiàng)節(jié)能監(jiān)察行動(dòng)，對(duì)企業(yè)運(yùn)行和市場(chǎng)價(jià)格帶來(lái)較大沖擊。
　 利益分配影響公司價(jià)值
　 煤電是我國(guó)最重要的電源，具有優(yōu)異的穩(wěn)定性和調(diào)峰特性，短期內(nèi)難以被新能源取代。市場(chǎng)煤和計(jì)劃電的天然矛盾使得煤電行業(yè)盈利具有與煤價(jià)反向的較強(qiáng)周期性。然而，國(guó)家先后對(duì)煤炭行業(yè)和煤電行業(yè)實(shí)施供給側(cè)改革，客觀上影響了市場(chǎng)的天然周期。而近年來(lái)，國(guó)家對(duì)市場(chǎng)化電力交易的改革以及確保工商業(yè)平均電價(jià)只降不升的要求又使得煤電企業(yè)在博弈中處于不利地位。這些政策重新分配行業(yè)利益，較大程度上影響著相關(guān)電力企業(yè)的盈利與價(jià)值。
　 以火電行業(yè)龍頭華能國(guó)際為例。公司具有優(yōu)質(zhì)資產(chǎn)，歷史上僅在2008年虧損過39億元。此后，在煤價(jià)高漲的2011年，公司的盈利跌入谷底，僅實(shí)現(xiàn)歸母凈利潤(rùn)13億元。從2012年開始，公司的盈利隨著煤價(jià)的下跌而不斷改善，2015年公司營(yíng)收大幅下降為1289億元，但歸母凈利潤(rùn)達(dá)到歷史峰值138億元。2015年初牛市的到來(lái)使華能國(guó)際的股價(jià)最高上漲至11.64元（前復(fù)權(quán)）。然而，2016年初煤炭行業(yè)實(shí)施供給側(cè)改革后，煤價(jià)大幅上漲，盡管公司總營(yíng)收仍處于上升趨勢(shì)中，但盈利狀況卻開始惡化。華能國(guó)際的歸母凈利潤(rùn)在2016年還有104億元，但在此后三年均只有十幾億元，到了2020年才恢復(fù)為46億元。華能國(guó)際的股價(jià)也從2016年起開始了漫長(zhǎng)的下跌過程，2021年2月公司股價(jià)最低跌至3.58元，與2014年的低點(diǎn)相差無(wú)幾。
　 國(guó)家對(duì)于煤電企業(yè)的利益壓制迫使其不斷內(nèi)部挖潛以提高效率，效果之一就是電力行業(yè)的供電煤耗不斷下降。2020年，我國(guó)供電煤耗已達(dá)305.5克/千瓦時(shí)，較2011年的水平下降了7.1%。對(duì)于煤電矛盾帶來(lái)的反向周期波動(dòng)，一種應(yīng)對(duì)的戰(zhàn)略是在產(chǎn)業(yè)層面實(shí)現(xiàn)上下游一體化。例如中國(guó)神華逐步發(fā)展為涉及煤炭、發(fā)電、煤化工、運(yùn)輸?shù)拿禾磕茉慈a(chǎn)業(yè)鏈，能較好對(duì)沖煤價(jià)波動(dòng)的風(fēng)險(xiǎn)。在資本層面，國(guó)家將煤炭企業(yè)與煤電企業(yè)進(jìn)行整合，以柔化整個(gè)產(chǎn)業(yè)鏈的周期性。較為典型的例子有，2017年國(guó)家將中國(guó)神華和國(guó)電電力在控股股東層面整合為國(guó)家能源集團(tuán)。
　 此次大限電引發(fā)國(guó)家放松管制，允許電價(jià)適度上漲。電力板塊股票自8月初開始大漲。華能國(guó)際的股價(jià)就從7月30日的最低價(jià)3.77元上漲至9月27日的最高價(jià)8.77元，在短短兩個(gè)月內(nèi)上漲了132.6%。煤電行業(yè)未來(lái)能否持續(xù)獲得與近期漲幅匹配的盈利改善，有待實(shí)踐檢驗(yàn)。

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