2021年电荒：政策分析与选择

文 | 韩文轩

受到国际关注的2020年12月我国局部电荒还不到半年，2021年更为严重的电荒又不期而至。2021年5月下旬以来，南方等多地出台了力度不等的停限电措施，主要集中在“两高”企业。9月中旬以来，全国20多个省份相继启动有序用电措施，多地要求工业企业错峰用电，东北地区波及到城市正常运行和居民日常用电。这次电荒给经济正常运行和居民生活造成了比较严重的影响，凸显了绿色电力发展的不足、煤电煤炭保能源电力供应安全的重要性以及提升能源电力治理能力的紧迫性。2021年电荒的直接原因是政策，对引起电荒政策措施的复盘，是正确改革完善纠偏政策的一个基本前提条件。

一、2021年电荒凸显煤电价值

（一）党中央国务院高度重视

2021年9月22日《中共中央国务院关于完整准确理解全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》、10月24日国务院《2030年碳达峰行动方案》以及11月2日《中共中央国务院关于深入打好污染防治攻坚战的意见》三个文件，都高度一致地强调了在减污降碳过程中保障国家能源安全是底线的要求。此外，第一个文件还要求“统筹煤电发展和保供调峰”，第二个文件要求“推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型”，对煤电的定位相同。

2021年10月21日，习近平总书记提出了“能源的饭碗必须端在自己手里”指示。10月9日，国家能源委员会会议指出，能源安全事关发展安全、国家安全，供给短缺是最大的能源不安全，肯定了我国煤电煤炭保能源安全的重要作用。

10月8日，国务院常务会议强调，保障能源安全、保障产业链供应链稳定是“六保”的重要内容。会议明确了支持煤电企业增加电力供应的税收、金融和价格政策。会议要求，要压实各方能源保供和安全生产责任，严格落实属地管理责任，纠正错误做法，主要产煤省和重点煤企要按要求落实增产增供任务，中央发电企业要保障所属发电机组应发尽发，电网企业要强化电力运行调度和安全管理，对不落实能源保供责任的要严肃追究。10月20日，国务院常务会议进一步提出了依法打击煤炭市场炒作措施。

10月19日和11月2日，国务院副总理韩正分别到国家发展改革委和国家电网公司召开座谈会部署确保今冬明春能源电力安全稳定供应工作。他反复强调，要“完善煤电价格形成机制”、“加快研究煤电联动的市场化价格形成机制”。

（二）政府干预保供力度空前

煤价上涨始于2021年一季度末，二季度国家有关部门开始关注煤炭供需及价格等问题，5月19日国务院常务会议也采取了一些措施，三季度为数不多的地方政府允许煤电交易电价在基准电价基础上上浮不超过10%。9月初网传11家燃煤发电企业联名上书北京市城市管理委员会，因煤电燃料成本与上网电价严重倒挂，请求重签电力直接交易2021年第三季度的年度长协合同，协商上浮交易电价，随后电荒通过媒体发酵，“煤超疯”导致电荒问题进入了公众视野。

10月15日起实施的《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，扩大煤电上网电价浮动范围，但是难以短期内疏导煤电价格矛盾解决煤炭和煤电短缺问题。为加快遏制“煤超疯”势头，国家发展改革委从煤炭供需、现货、期货、长协等方面全面依法干预，打出重磅“组合拳”，其中，10月底国家发展改革委十多天连发19文，11月3日晚国家发展改革委微信公号接连推送6篇文章。

此外，国家税务总局、中国银保监会、国家矿山安全监察局、国家能源局以及国务院国资委等国家有关部门先后采取措施密集部署能源电力保供攻坚工作。中央能源企业纷纷公开表态或采取措施或召开会议部署能源电力保供工作。国务院国资委出台了今冬明春能源供应保障考核奖惩办法，把保供作为今年企业考核的主要指标，实行“一票否决”。

（三）保供取得阶段性成效

1. 主要煤炭生产企业连续调低最高限价。10月21日，国家能源、中煤集团、晋能控股集团及伊泰集团四大煤炭集团对环渤海港口下水动力煤主要煤种平仓价作做出了最高限价承诺，有的公开承诺的年度自产煤长协价格大幅低于政府指导价格，但承诺的现货最高限价依然处于高位。

11月初，全国10多家主要煤炭企业纷纷表态跟进内蒙企业，主动将主产地5500大卡动力煤坑口价格降至每吨1000元以下。11月8日中煤集团再次全面下调港口和坑口动力煤价格分别至1100元和900元以下。

2.煤炭产量和存煤屡创新高。11月以来，煤炭产量稳步增长，煤炭日均调度产量在1200万吨上下，个别天数屡创近年来新高；电厂存煤在1.2亿吨左右，20日达1.43亿吨，月底有望超过1.5亿吨，目前可用天数为23天，超过常年水平；21日北方主要港口存煤2500万吨（其中秦皇岛港口存煤554万吨）。

3.动力煤期现货价格大幅回落。郑商所动力煤期货主力合约连续多日下跌，11月15日收于809.6元/吨，较10月19日高点1982元下跌59%，22日收盘又反弹至862.2元/吨；11月22日北方港口5500大卡动力煤现货平仓价降至1000元/吨以下，降幅超过1000元/吨，晋陕蒙主产区煤矿坑口价降至900元/吨以下。现阶段动力煤期现价格仍然高位震荡，有望继续向合理区间回归。

4.能源电力保供取得阶段性成效。11月16日，在今冬明春保暖保供工作电视电话会议上，国务院副总理韩正指出，“近期电力等能源保供工作取得了阶段性成效，煤炭产能得到释放、价格逐步回归理性，电力供应能力持续提升、供需形势逐步恢复常态”，并对今冬明春保暖保供工作作出进一步安排部署。他第三次公开强调，要“改革完善煤电价格市场化形成机制”。

二、深化对政策性电荒风险认识

（一）电荒暴露供需预警机制严重缺失

1. 我国电荒已经成为政治和国际问题，应该引起高度重视。在2021年1月6日外交部例行记者会上，有记者称外界对中国主要城市实行的停电限电措施无法了解实情，将影响对中国的发展信心。外交部表示，中方有关部门已经加强了电力供需形势的监测、预警，总体的电力供应能力是有保障的。

在2021年3月30日国务院新闻发布会上，有记者提问称中国对澳大利亚的煤炭有禁令，中国煤炭供应是否会出现不确定性。国家能源局表示，2021年看不出有明显的煤炭供应缺口，国家能源局有信心有能力在有关方面的配合下确保能源安全供应。但值得令人深思的是，随即不久2021年电荒发生、蔓延！

2.短期能源电力运行数据显示的强烈电荒信号，却没有及时形成正式预警和应急纠偏措施。剔除基数因素简单的不完全数据分析可以看出，2021年前三季度原煤生产增速与发电量增速差距显著，缺电风险在加大。根据国家统计局公布的信息，2021年1至9月份，生产原煤同比增长3.7%，两年平均增长1.8%；而发电同比增长10.7%，两年平均增长5.7%。

2021年前三季度月度原煤生产增速与火电发电量增速关联性更大，简单分析进一步暴露了煤电短缺风险正在积聚。1至9月份，除1-2月份特例外，规模以上工业原煤产量增速月度走势，基本上处于负增长或微增长，而规模以上工业发电量火电增速月度走势却持续处在较高增速状态。

即使在已经大面积发生电荒的9月份，这样的走势依然继续存在：原煤生产略有下降，同比下降0.9%，两年平均下降0.9%；火电同比增长5.7%，两年平均增长2.9%。在政府保供措施的干预下，10月份这种趋势发生了逆转，原煤生产增长4.0%、两年平均增长2.7%，而火电发电量增速5.2%、两年平均增长1.8%。

3.中长期电力运行数据显示，煤电供应短缺存在导致电荒风险。“十三五”时期，在电力需求较高增速的年度（2017和2018），煤电供应也会以较高速度增长，并且在增量发电量中占主体地位。这个特点是由我国以煤电为主体的电源结构、煤电特性和我国能源禀赋所决定的。如果在电力需求较高增速的条件下，由于清洁低碳能源保障供应能力不足，而又过度打压煤电或者不重视发挥煤电保供的作用，发生电荒是一个必然事件。

同样是在2021年3月30日国新办发布会上，国家能源局提出了“十四五”时期可再生能源发展目标：到“十四五”末，预计可再生能源在全社会用电量增量中的比重将达到三分之二左右，可再生能源从原来能源电力消费的增量补充，变为能源电力消费增量的主体。如果2021年电荒发生在2025年，可再生能源发展目标极可能泡汤。

此外，“十三五”时期建立的三年滚动煤电建设风险预警机制已经覆盖到2021年，却是单向防范化解煤电产能过剩风险，煤电短缺风险不在关注范围，更不涉及煤电产业链供应链保障能源电力安全风险。“十三五”时期建立的煤炭价格预警机制也没有继续执行。

（二）煤电电量和价格空间长期受到挤压

1. 法律行政强约束下的电能量替代。2016年国家发展改革委《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》规定，通过落实优先发电制度，全额收购规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量，为可再生能源替代煤电提供了法律依据。2018年国家发展改革委国家能源局《关于规范优先发电优先购电计划管理的通知》明确的“促进调峰调频等调节性电源稳定运行”处于优先发电的最后优先级，但并没有确立煤电煤炭保障能源电力安全的地位，煤电没有依法获得充足电量的途径。

国家发展改革委国家能源局根据《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，印发的《关于2021年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，确定了各省级行政区域2021年可再生能源电力消纳责任权重和2022年预期目标，以确保实现2025年非化石能源占一次能源消费比重提高至20%左右的目标。

2020年和2021年两次电荒，都有能源消费双控制度的“影子”。2021年国家发展改革委印发的《完善能源消费强度和总量双控制度方案》的通知明确，国家继续降能耗强度降低作为国民经济和社会发展五年规划的约束性指标，合理设置能源消费总量指标，并向省级行政区域分解下达能耗双控五年目标。《通知》要求重点控制化石能源消费，建立双控预警机制，但保障能源电力安全的预警机制缺失。

2.政府主导下煤电电价空间持续被压缩。2018年8月16日国家发展改革委就供给侧结构性改革有关工作情况举行新闻发布会，把规范和降低电网环节收费以及大力推进电力市场化交易作为降低用能成本的两大举措。煤电是大力推进电力市场化改革的主要对象，是企业用能成本降低的主要承担着。电力市场化交易往往被地方政府作为支持地方经济发展的抓手。在政府主导下，一般工商业电价实现了三连降，其中2018年10%、2019年10%、2020年5%。由于煤电产业的弱势地位，2019年国家实行的大力度降低增值税税率政策，并没有给煤电产业带来优惠。

新一轮电力体制改革是以煤电降电价释放改革红利开始。根据有关报道，2016年电力市场化交易（包括直接交易）电能量约占全社会用电量的19%，突破一万亿千瓦时，每度电平均降低电价约7.23分，为用户节约电费超过573亿元。2017年《关于有序放开发用电计划的通知》发布后，当年燃煤发电市场化交易规模达36%左右。2019年《全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》和《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》发布时，大约50%的燃煤发电上网电量已通过市场交易形成。根据国家发展改革委消息，2020年燃煤发电市场化电量已达到70%。

3.适应煤电产业新定位的电价机制还未形成。2019年版燃煤发电上网电价形成机制，在2021年还没有真正施行就被取代。其中，基准价上浮10%和下浮15%的机制，是对煤电企业风险不对称不公平并且限制煤电市场化的电价机制。2021年版的燃煤发电上网电价形成机制，把上下浮动范围对等扩大至20%，并把燃煤发电计划全部市场化，效果仍待观察。

2019年和2021年两次燃煤发电上网电价机制改革文件和2019年现货市场建设试点文件，都提出了建立燃煤发电两部制电价制度的思路，但是这项制度迟迟没有正式出台全面实行。而在电网侧早就普遍推行了两部制电价制度，2021年坚持并优化了长期采用的抽水蓄能两部制电价政策。

2019年电力现货市场建设试点并没有推动有利于煤电发展的市场机制。在“推动形成中长期交易价格与现货市场价格科学合理的互动机制”思路指导下，试点一度扰乱电力中长期市场。以至于，国家发展改革委提出2020年“努力实现电力中长期合同高比例签约”、2021年“充分发挥电力中长期合同的规避风险作用”等保障措施进行纠偏。

同时，调峰市场和辅助服务市场建设，也没有起到促进煤电产业健康发展的作用。而诸如绿电市场交易、绿证交易、自愿减排市场交易（CCER）以及保量不保价市场交易等促进绿电发展的概念和制度创新却层出不穷。

（三）全国碳交易市场使煤电产业雪上加霜

建立全国碳交易市场的主要目的是促进非化石能源对化石能源替代，通过碳交易增加化石能源成本，从而降低绿色溢价，提高绿色能源竞争能力。根据公开发布的通稿，建设全国碳市场是利用市场机制控制和减少温室气体排放、推进绿色低碳发展的一项重大制度创新，也是推动实现碳达峰目标与碳中和愿景的重要政策工具。

2021年7月16日启动全国以发电企业为主的碳交易市场。全国碳市场第一个履约周期为2021年，纳入发电行业重点排放单位2162家，覆盖约45亿吨二氧化碳排放量，是全球规模最大的碳市场。

首先，全国碳交易市场碳配额免费发放，应该考虑火电企业现状，并与年度各有关层级的电力供需平衡相衔接。可能产生的问题是，在电力供需形势预测过度乐观基础上，或者为了压缩火电企业碳排放量，从紧发放免费碳配额，就会增加电力企业运行成本，抑制火电企业产能。

其次，全国碳交易市场应该与国家优先发电制度和可再生能源补贴制度有效衔接，两者在促进非化石能源对化石能源替代方面作用的方向一致。但可能产生的问题是，如果两者过度重叠，或者只立不破，火电产业就会受到双重夹击，生存发展空间更加受到挤压。

全国碳市场交易额外推高了煤电运营成本，降低了煤电企业竞争能力，无论在实际或预期上，都一定程度抑制了煤电产业链供应链产能释放，成为加剧2021年电荒的一个因素。据有关能源研究机构测算，全国碳交易市场上线运行的初期，电力行业受影响最大，低效的火力发电企业盈利将下降2.8%，随着碳交易价格的不断提升，火电企业利润将进一步下降。

（四）煤电产业链供应链成为投融资的弃子

2020年国家五部门《关于促进应对气候变化投融资的指导意见》，没有把煤炭等化石能源的清洁生产和高效利用等高碳排放项目作为减缓气候变化项目，只支持开展碳捕集、利用与封存试点示范项目。2020年国家三部门《绿色债券支持项目目录（2021年版）》在四级分类上不再将煤炭等化石能源清洁利用项目纳入绿色债券支持范围，主要考虑煤炭等化石能源在本质上仍属于高碳排放项目，国际主流绿色债券标准均未将其纳入支持范围。2021年生态环保部《关于加强高耗能、高排放建设项目生态环境源头防控的指导意见》，把煤电列入六个“两高”行业之首。这些规定目的在于试图切断资金对煤电煤炭项目的支持，持续推高煤电煤炭融资、运营和发展成本。

导致“十二五”时期煤电严重产能过剩的主要原因在于政策缺乏约束，造成“十三五”时期煤电产业困境主要原因在于多重政策的长期抑制，对煤电产业链供应链长期产生收缩预期。煤电产业的周期性影响能源电力的周期性，同时也加剧了经济的周期性。

“十三五”时期，煤电产业大面积巨额亏损状况持续得不到根本改善，与绿色电力盈利能力相比冰火两重天。对于一个企业来说，以不到20%的装机、不到10%的发电量的新能源，贡献70%以上的产业利润，应该引起对政策电荒风险反思。这种局面与保障电力安全关系密切相关。

此外，解决煤电和电煤“顶牛”和“跷跷板”问题的机制始终没有建立起来。煤电产业财务风险持续积聚，成为企业破产处置、“处僵治困”和资产重组沉重的包袱，严重制约企业清洁低碳转型发展能力，严重影响煤电产业链供应链发展预期，严重削弱能源电力安全保障能力。

三、完善煤电产业政策保障安全降碳

（一）提高对完善煤电产业政策重要性的认识

要把认识统一到“能源的饭碗必须端在自己手里”思想上来，深化对保障国家能源安全是底线重要性的认识，牢牢把握能源禀赋以煤为主的国情，充分认识当前及较长时期煤电供应与电力需求在较高增长阶段存在高粘性的特点，客观分析并完善当前的电力产业政策，采取切实措施“推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型”，促进绿色低碳发展。

改革完善纠偏煤电煤炭政策是国家当前的一项重要工作。10月9日国家能源委会会议要求，结合近期应对电力、煤炭供需矛盾的情况，深入测算论证，研究提出碳达峰分步骤的时间表、路线图，纠正“一刀切”限电限产或运动时“减碳”。11月17日国务院常务会议决定，在前期设立碳减排金融支持工具的基础上，设立支持包括煤电清洁高效利用和煤炭安全高效绿色智能开采在内的煤炭清洁高效利用再贷款并确定了综合性支持政策。11月23日，人民银行表示将推动碳减排支持工具和煤炭清洁高效利用专项再贷款有效落地。10月19日、11月2日和16日，国务院副总理韩正三次公开强调“改革完善煤电价格市场化形成机制”，国家发展改革委此前也印发了关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知。11月18日李克强再次公开强调，“支持煤电企业的各项政策要确保落实到位，保证电力稳定供应”。

要强化政策顶层设计，改革完善纠偏电力特别是煤电产业政策，统筹经济和电力发展、减污降碳和能源安全、政府管理和市场手段之间的关系，站在电力产业链供应链的高度，提高政策的协同性、灵活性、前瞻性、公平性，不断提高电力发展预期和周期管理水平。

（二）完善煤电产业链供应链价格机制

要对现行能源电力行业政策进行评估、完善和纠偏，完善能源电力政策体系，把能源安全是底线的要求嵌入政策体系，根据煤电定位改革煤电价格制度、完善电力调峰和辅助服务市场，建立中长期煤电价格联动市场和合同约束机制，完善体现煤电安全价值的政策体系，加快电力体制改革。

从当前对煤电电量和价格政策和市场机制综合来看，长期以来存在煤电补贴非化石能源及居民（公益性事业用户）和农业用电问题，这种交叉补贴的不公平性没有受到足够重视。煤电对前者补贴体现在电能量损失及电能质量比价的电价损失两个方面，对后者补贴体现在电网输配电足额回收上。无论是政府干预还是市场手段，这两种补贴导致了与电网和非化石能源相比，煤电企业盈利能力和财务状况严重不对等，并长期导致了公众对煤电产业链供应链收缩预期。

煤电价格机制要体现煤电安全价值。根据党中央国务院“推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型”（“保供调峰”）对煤电定位的要求，煤电既需要有装机的充裕性，又需要能够提供调峰和辅助服务的灵活性，煤电产能利用率存在长期下降趋势。煤电在电力系统的这种定位，是发挥煤电安全价值的基础。

我国以煤为主的能源资源禀赋、以煤电为主的电源结构现状以及煤电稳定性和灵活性特点，决定了煤电产业链供应链在我国绿色发展转型中具有兜底保供电和灵活性调节的安全价值。煤电产业安全价值主要体现在其备用价值、稳定价值、灵活价值、支撑价值等方面。

两部制电价制度是符合体现煤电安全价值的有效形式，对特定的电力系统，既能够激励提供装机充裕性，又能够激励提供灵活性服务。煤电两部制电价制度应该根据新型电力系统的不同发展阶段中煤电产能利用率的情况，对电量电价和基本电价比例进行调整，激励煤电产业链供应链提高效率。

政府如何对煤电安全价值定价，或者如何设计市场机制才能体现煤电的安全价值，是一个难题。但是，现在能够体现绿色价值的绿色电力定价方式，一个是长期以来的政府定价和补贴制度以及优先发电制度，另一个是绿证交易市场或正在试点的绿色电力交易市场正在落地。对于煤电产业，除两部制电价制度外，应该探索把同网同质同价落实到电力现货市场、辅助服务市场和中长期市场，在多层次电力市场中体现煤电安全价值。同步完善煤电和煤炭中长期市场，建立煤炭、煤电和用户风险共担的价格调整机制，充分发挥煤电煤炭中长期市场“压舱石”的作用。

要按照2015年中央9号文件对电网的功能定位、2021年《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》对“推进电网体制改革”的要求以及10月9日国家能源委员会会议深化输配电等重点领域改革的要求，加快推进电网体制（特别是调度体制）和电力市场化改革。

（三）建立能源电力供需预警及应急体系

当前一个紧迫的问题是认真总结吸取教训，建立电力供需预警机制和保供应急保障体系。国家应该建立各层级电力供需平衡预警和煤炭供需平衡预警体系，提高能源电力安全保障能力。预警体系应该结合国内外经济及能源供需形势，主要包括涵盖3至5年的中长期滚动预警以及3至12个月的短期滚动预警。电力供需预警纳入中长期能源电力规划、年度能源电力运行计划以及安全生产管理。

能源电力供需平衡预警体系一方面突出做好绿色电力供需平衡，推动电力清洁化转型，另一方面要突出做好覆盖煤电产业链供应链的能源电力供需平衡，充分发挥煤电产业链供应链兜底保电力供应的作用。综合动力煤产能、价格、库存、贸易等因素，做好动力煤供需平衡预警。

在建立完善能源电力供需预警机制过程中，应该注意把握落实责任部门，研究预警方法，贯通供应需求，兼顾短期长期，区分不同等级，统筹国家区域，定期发布信息，引导社会投资，关注公众舆论等基本原则。

同时，在建立完善能源电力保供应急保障机制过程中，应该注意把握完善法规体系，压实主体责任，组织迅速有力，强化部门协同，有效配置资源，依法干预打击，防范产能过剩，认真复盘整改，注意舆论引导等基本原则。