文／瓦叔 疏桐

近期，遼寧、吉林、寧夏、江蘇、浙江、廣東等地相繼發布有序用電或限電通知。

力度較大是吊車的寧夏，甚至強制高耗能企業停限產一個月。廣東和江蘇作為制造大省，也對很多制造業企業實施拉閘限電，強制減產。目前，江蘇省生產企業實行開二停二，產能被強行壓減一半。

至今，已有20余家上市公司發布了臨時停產或臨時限產是吊車的公告，“電力供應緊張”、“配合地區’能耗雙控’是吊車的要求”等字眼頻繁出現。

電力供應緊張波及面比較廣的是東北地區。往年電力供應緊張時，很少拉民用電，但是今年東北地區甚至需要限制民用電的地步。

此舉有部分地方為完成能源“雙控”目標，關停了諸多小煤礦，遏制高耗能、高排放項目盲目發展有關。但據「」從多個權威機構了解，大面積拉閘限電包括多重因素，如水電發電能力下降，新能源利用小時數降低，但核心原因是煤炭價格大幅上漲。

五大原因導致拉閘限電

首先，能源“雙控”的確是此次大面積拉閘限電原因之一。

黨的十八屆五中全會提出實行能源消耗總量和強度“雙控”行動。在此之前，我國從“十一五”開始把單位GDP能耗降低作為約束性指標，“十二五”起將又提出合理控制能源消費總量的要求。“十三五”時期開始實施能耗總量和強度“雙控”行動，明確要求到2020年單位GDP能耗比2015年降低15%，能源消費總量控制在50億噸標準煤以內。

但是“十三五”時期能源“雙控”是按照五年期進行考核，這也是去年底浙江等地區拉閘限電的最核心原因。

去年我國提出“雙碳”目標后，形勢發生了重大變化。去年四季度，尤其是今年以來能源消費不降反升，按照這一趨勢完成“雙碳”目標壓力大增。中央不得不調整考核時間表，將每五年考核一次改為年度考核。

其次，國內煤炭供給不斷趨緊，進口煤銳減。

今年年初，各省為落實“雙碳”目標任務，對小煤窯做了嚴格的控制，甚至是關停。有數據顯示，今年小煤窯關停了10億噸生產能力，嚴重影響了煤炭供給。不過，上半年我國煤炭產量依然保持增長態勢，共生產原煤19.49億噸，同比增長6.4%。

與此同時，受中澳關系轉惡影響，進口煤炭質和量均有明顯下降。進口煤質較差嚴重影響了沿海火電企業發電能力，影響約1億千瓦供電。停止澳煤進口的確成為煤價首次破千的導火索。上半年，我國進口煤炭1.40億噸，大幅下降19.7%。

今年上半年，我國煤炭供給總量為20.89億噸，總消費量約21.35億噸，供需動態缺口約為4600萬噸。

第三，清潔能源發電能力大幅下滑。按照去年底口徑，水電占我國總發電量比重在18%左右。但今年主要地區來水偏少，導致水電發電能力下降。今年1-8月份，我國水電利用小時數為2360小時，同比下滑了78小時，發電量占比下滑至14.1%。按照去年底口徑，太陽能發電量約占全國3.5%左右，但是1-8月全國太陽能發電設備平均利用小時896小時，同比降低1小時，發電占比下滑至2.2%。

第四，能源消費量大幅大漲。受疫情影響，國際訂單大規模向中國轉移，加速了中國的能源消費。今年1-8月份，全國全社會用電量高達5.47萬億千瓦時，同比飆升13.8%。在清潔能源發電能力下滑形勢下，發電的增量絕大多數由火電來貢獻，火力發電量占比由去年底的67.88%上漲到1-8月份的71.9%，一增一減導致電煤需求大幅增加。

第五，國際通脹導致煤價大幅飆升，帶動我國煤炭價格持續上漲。截至2020年年底，為應對疫情，全球主要八大經濟體共新增14萬億美元，增幅高達20%，大量流動資金的釋放使得國際投機資本具有了操作空間，推動煤炭等大宗商品價格大幅上漲。國際煤價在通脹形勢下已經上漲至近十年來的高位。

在多重因素疊加下，國內煤炭價格開始飆升。中國電力企業聯合會發布的中國沿海電煤采購價格指數顯示，9月16日到9月23日，動力煤價格達到1086元/噸，同比上漲近一倍，較年初上漲56.26%。煤炭價格暴漲，火力發電廠發電越多賠錢越多。每發一度電要虧損七八分甚至一毛錢，導致發電意愿下滑。

成本如何傳導？

那么火電廠為什么會出現嚴重虧損？

“市場煤、計劃電”帶來的煤電頂牛格局是導致這一問題的核心機制。目前，我國煤炭價格實行市場價，但電價卻被政策嚴重束縛。一旦煤價大幅上漲，火電廠便被迫戴著鐐銬跳舞。

過去，為緩解電廠巨額虧損，政府曾于2004年年底推出煤電聯動政策。該政策規定，以不少于6個月為一個周期，如周期內煤價上漲或下跌幅度同比超過5%的話，那么電價必須隨之相應調整。煤價上漲新增成本中的30%由發電廠自行承擔，70%由國家調整電價來解決。但是這一聯動政策并未得到有效執行。

自2020年1月1日起，我國又全面取消煤電價格聯動機制，實行多年的“標桿上網電價機制”改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。其中，基準價按各地此前燃煤發電標桿上網電價確定，浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，具體電價由發電企業、售電公司、電力用戶等通過協商或競價確定。

如果煤價保持穩定，該機制尚能有效運轉，一旦煤價大幅上漲，上浮限額無法覆蓋成本增加，火電價格便無法反應真實電價，從而影響正常市場運轉。

上個月，大唐國際、北京國電電力、京能電力、華能集團華北分公司等11家燃煤發電企業曾聯名向北京市城市管理委員會上書，請求重新簽訂北京地區電力直接交易2021年10—12月的年度長協合同。截至目前，該申請尚無結論。

在電力供應嚴重緊張形勢下，只能拉閘限電保障電網安全。電是一種特殊商品，發與用電必須時刻保持平衡，一旦出現嚴重不平衡，將造成電網安全事故，甚至出現區域性大停電。

如果電價擁有傳導機制，將會提高供電企業發電意愿，減少高峰時刻用電，大幅緩解供電壓力。但是我國電價傳導機制尚未真正建立。

從全球主要國家看，能源轉型都付出了較高的成本。但是多年來，我國電價不僅沒有上漲，反而有所下滑。尤其是最近幾年，每年兩會期間，政府都會要求對工商業電價進行一定幅度降價。

但是這與能源轉型趨勢并不一致。

近年來，風電和光伏等新能源裝機持續增長，新能源發電量占比已經超過10%。風電和光伏發電能力和水電一樣“看天吃飯”，充當調峰作用的儲能因為商業模式未能有效建立，裝機規模遠低于規劃目標。在嚴控煤炭的政策要求下，一旦可再生能源發電能力下降，必然會出現供電緊張。

同時，新能源發電雖然成本低，但是由于具有波動性和間歇性，電網為了消納新能源付出的系統成本高。目前的電力市場化改革未能充分體現這一點。特別是罕見天象、極端天氣下，電力可靠供應難度將進一步增加。

在“雙碳”目標形勢下，未來可再生能源占比越高，供電波動性就越大。同時，電價傳導機制未能有效建立，用戶依然保持傳統的用電習慣，無法根據電價做出響應。在某一個時刻或一段時間，發電與用電出現不平衡將成為常態。

所以，未來必須建立有效的電價傳導機制。即在供不應求時，在高電價影響下，用戶減少不必要用電，在供電充足時，利用低電價刺激用戶消費，從而達到發用電實時平衡。

這不是用戶愿意看到的，他們既不愿意付出高電價成本，也不愿改變用電習慣。他們最希望看到的是電價又便宜又充足，能時刻任性地用上電。

但是伴隨新能源裝機大規模增長，未來用戶只能有兩個選擇，要么在高峰用電時刻付出較高成本實現“用電自由”，要么改變自身用電習慣，盡量減少在高峰時刻用電。

當然還有第三種選擇，在某些時刻被拉閘限電，即便花高價也買不到電。

你愿意被拉閘限電，還是愿意溢價買電，還是改變用電習慣？