能耗双控下 绿色与增长如何双赢

鲁政委 郭于玮

今年下半年，一场措手不及的“限电潮”席卷全国，能耗双控被推上风口浪尖。据不完全统计，自今年8月下旬以来，已经有20个省、自治区启动了不同程度的限电、限产举措。9月21日，因能耗双控政策，浙江绍兴柯桥区发布高耗能企业停产通知，共涉及辖区内161家企业，以印染、化纤企业为主。之后，舆论将各地限产限电的主因统一归结于能耗双控。

事实上，能耗双控在“十三五”期间就已经推出，但当时达标难度总体不大。2021年2月国家发改委公布了2019年能耗双控考核结果。北京、天津、上海、安徽和福建等10省（市）考核结果为超额完成等级;河北、山西、吉林、黑龙江和江苏等18省（区）考核结果为完成等级;辽宁考核结果为基本完成等级;仅内蒙古考核结果为未完成等级。

进入2021年后，完成能耗双控考核的难度似乎加大了。根据国家发改委印发的《2021年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》，2021年上半年能耗总量与强度二者均为一级预警的省（区）分别是广东、江苏、福建、云南、广西、宁夏、青海，这些省（区）在2020年全国GDP中的占比合计达到30.6%。若要在2021年下半年追赶完成双控目标，难以避免对经济增速产生影响。

究其原因，主要有三方面因素：一是能源供应紧张，二是产业结构变化，三是异常天气影响。在这三方面因素的共同作用下，我国能耗双控的压力明显增大。

更为长远地来看，能源供应偏紧的格局可能持续。一方面，根据2016年国家发改委与国家能源局制定的《能源生产和消费革命战略（2016—2030）》，2021至2030年，能源消费总量控制在60亿吨标准煤以内。2020年我国能源消费总量49.8亿吨标准煤，据此估算，2021年至2030年间能源消费年均增速约1.9%。因此，能耗强度需要继续显著下降才能支撑未来十年中高速的经济增长。另一方面，“十四五”规划要求“保持制造业比重基本稳定”，这意味着过去通过提高第三产业占比来降低能耗的方式已经走不通。

那么，未来能耗双控政策将向何处去？面对绿色与增长两个重要目标，鱼与熊掌如何得兼？

第一，增加能源消费总量管理的弹性，对于能耗先进的项目、与新能源发展相关的项目，其能源消费总量在考核中减免或者单列。国家发改委今年9月发布的《完善能源消费强度和总量双控制度方案》（以下简称为《方案》）已经提出，由党中央、国务院批准建设且在五年规划当期投产达产的有关重大项目，经综合考虑全国能耗双控目标，并报国务院备案后，在年度和五年规划当期能耗双控考核中对项目能耗量实行减免。未来或许可以考虑扩大能耗总量弹性考核的范围。

一方面，鼓励能耗先进项目的投资。我们可以用工业行业的营收与耗电量来估算不同行业单位营收的电耗。数据显示，除了价格具有公益性质的水的供应业外，电力热力、有色采选、有色加工、黑金采选、黑金加工、化工、油气开采和非金属矿制品等行业的单位营收电耗较高。然而，根据我们的整理，2020年黑金加工、电力热力、化工、有色加工和非金属矿制品营收在全部工业行业营收中的占比均超过5%。限制上述产业的增长将对经济增速产生较为明显的影响。因此，制定产业能效发展指南，在能源消费总量考核中对于能效处于全国同行业先进水平的项目的能耗予以减免或者单列或许是更好的方式。

另一方面，对新能源投资中必要的能耗予以减免或单列。新能源的投资与使用过程中也会涉及一些高耗能项目。例如光伏离不开硅料，但工业硅是高耗能行业。

第二，优化能耗总量目标和能耗强度目标的区域分配。《“十三五”节能减排综合工作方案》要求，环境质量改善任务重的地区承担更多的减排任务。因此，京津冀和沿海发达省份的减排压力较大。《方案》提出，能源消费总量目标分解中，对能源利用效率较高、发展较快的地区适度倾斜。考虑到2020年部分省份GDP受疫情影响较大，且2020年各省能耗尚未公布，我们考察了2019年各地区的GDP同比与单位能耗情况。数据显示，江西、安徽、福建、浙江、湖北、湖南和四川等地区的GDP增速均高于全国平均水平，且单位GDP能耗较低，未来有可能在能源总量目标分配中得到倾斜。广东、江苏等地区能耗强度也不高，但经济体量较大，增长速度要求可以与经济整体增速通盘考虑。

因此，可以考虑在制定能耗强度目标时考虑单位GDP能耗的绝对水平。以广东为例，2019年广东的第三产业占比为55.5%，低于上海的72.7%和北京的83.1%，但由于广东的工业中计算机电子等低耗能行业占比较高，其单位GDP能耗已经非常接近上海的水平，略高于北京。在产业结构已经较为先进的背景下，广东单位GDP能耗进一步下降的空间相对较小，下降的难度也较大。

此外，《方案》要求，推行用能指标市场化交易，建立能源消费总量指标跨地区交易机制。能源消费总量指标跨地区交易既有利于提高能源消费的效率，也有利于调节区域收入分配差距。

第三，深化电力市场改革，扩大电价浮动范围，将能源、调峰、储能等成本合理计入电价，以保障传统能源供应能力。2020年起，我国取消了煤电价格联动机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。暂不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户用电对应的电量，以及燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。

随着煤炭价格的上涨，电力热力生产与供应行业的利润累计同比已经转负。1—8月电力热力生产與供应业的利润累计同比下降了15.3%，电力企业扩大生产的意愿不足。

而且，参与新能源电力调峰给传统能源企业带来了更高的挑战。由于风电、光电的波动性较大，需要传统火电企业参与调峰，以保障电力的稳定供应。然而，参与调峰，尤其是深度调峰，对煤电企业而言是重大的考验。一方面，参与深度调峰需要使燃煤机组的负荷大幅度变化，其带来的温度大幅波动会影响机组使用寿命，对安全性也有一定的影响。另一方面，多项研究表明，目前的调峰补偿不足以弥补煤电企业参与调峰的成本。参与调峰，不仅需要对传统燃煤机组进行设备改造，还降低了煤电机组的利用小时数。因此，有必要提高补偿电价，鼓励煤电企业参与调峰。

第四，在能源消费总量考核中将可再生能源消费单列或者予以减免。《方案》提出，根据各省（自治区、直辖市）可再生能源电力消纳和绿色电力证书交易等情况，对超额完成激励性可再生能源电力消纳责任权重的地区，超出最低可再生能源电力消纳责任权重的消纳量不纳入该地区年度和五年规划当期能源消费总量考核。在实现碳达峰与碳中和目标的过程中，关键在于控制碳排放而非控制能源消费本身。由于可再生能源电力的碳排放低，可以考虑将能源消费总量中的可再生能源消费量单列或者减免，鼓励能源供应紧张的地区加大可再生能源投资力度，充分满足经济发展的需求。

（鲁政委系兴业银行首席经济学家、华福证券首席经济学家;郭于玮系兴业研究分析师）