从发电亏损到煤电价格倒挂的再“追问”
造成这一现状的原因分为三个层次。首先，我国缺电与世界能源价格上涨关系并不大。其次，缺电的直接原因是由于煤电价格倒挂，导致发电企业越发越亏，发电企业因此不愿购储煤炭。第三，深层次原因是我国地方政府对煤炭不同寻常的严重依赖，使得传统高耗能、高污染、高碳排放的发展路径没有得到根本改变，一有机会就冒头反弹。同时，近期我国煤炭产业非正常的高利润与高价格需要合理解释。第四，相关原因但并非根本因素还包括国际订单造成工业用电增加、国家“双控”要求以及发改委近期对“双控”红黄绿灯警告制度的压力下地方为“赶作业”而限电。
首先，我国缺电与世界能源紧缺、价格上涨关系不大。
最近数月，国际能源价格上涨和消费恐慌持续蔓延。在全球经济尚未完全从疫情危机中复苏的情况下，大宗商品的价格上涨是由一系列共同因素导致的：
上游发达国家纷纷大放水使得全球通胀压力倍增，在通货膨胀的宏观经济大背景下，大宗商品价格的上涨是不可避免的;
各国政府的经济刺激计划意味着大规模基建项目的跟进与制造业订单增加，直接带动了大宗商品需求预期的增长，但国际LNG、国际煤价一路飞涨的背后，还与国际短线资本对能源大宗商品资本市场的哄抬与操控有关;
同时，能源电力“发、输、变、配、用”等环节需要大量的劳动力，而很多国家疫情期间缺乏劳动密集型能源产业链上的工作人员，比如现在英国汽油奇缺，就是因为严重缺乏运输汽油的卡车司机。
此外，欧盟主要国家如德、法等国可再生能源占比很高，去煤速度非常快，稳定后备性能源发电保障少，一些地区由于气候因素，可再生能源供给不稳不足，导致电价乃至发电量大幅波动。
这些情况与我国今年的缺电问题并不雷同。虽然我国也进口煤炭，但进口规模有限，并不会对我国燃煤发电量产生决定性影响。2021年上半年中国煤炭产量为19.49亿吨，同比增长6.4%，同期全国累计进口煤炭1.4亿吨，同比下降19.7%，从直接因果关系看，国际能源紧缺构不成我国煤价上涨至两倍及以上的根本原因。
其次，电力紧张的直接原因是电厂发电亏损从而发电意愿不足，电力供需失衡。
从供给侧来说，今年年初以来，受全国性煤炭紧缺影响，动力煤价格持续走高。煤炭是市场价，电价是国家管控相对固定的，电厂购煤成本增加，煤电价格倒挂，电力企业发电的成本性亏损使得作为经济主体的电力公司的发电意愿陷入低潮;从需求侧来看，在疫情影响下，中国制造业接收到的国际订单增加，使得我国电力需求大幅提升。供给与需求此消彼长，失衡在所难免。
煤电价格倒挂有多严重?笔者在走访过程中了解到，发电企业普遍发一度电亏损0.1-0.2元。国家统计局发布的2021年1—8月份全国规模以上工业企业利润数据显示：石油、煤炭及其他燃料加工业利润总额同比暴涨2471.2%，煤炭开采和洗选业增长145%，而电力、热力生产和供应业下降15.3%。实际上，我国煤炭等能源的供给与去年基本持平，国家统计报告显示“1-6月份，全国煤炭消费量同比增长10.7%，煤炭供应总体稳定，煤炭库存有所下降，煤炭价格高位运行。”
可见，今年上半年虽然煤炭需求有所上涨，但并没有极端异常的煤炭需求。“市场煤”肆无忌惮地“随行就市”，而发电企业却因国家政策和限价原因必须承担价格倒挂的亏损，这一局面值得反思，对于煤炭等传统能源高企的价格与利润需要追问合理的理由。
第三，此次“限电”深层原因是我国对煤电依然严重依赖。
如果详细分析煤炭价格走高的原因，可以发现在“减煤”“双控”大背景下，今年我国能源供应对于煤炭的依赖又高于去年。2020年，虽说我国火电装机占比已经降到56.58%，其中煤电装机占比降至49%。但火力发电量占比仍接近68%，今年上半年煤电的发电占比又升至73%。这样的电力生产结构决定了电力消费结构的高碳特征。如果此时煤炭价格再异常波动的话，电价矛盾将无法调和，我国的能源结构中对煤炭的依赖极易促发煤炭价格异常飙升。
此外，此次“限电”中某些地方政府“看得见的手”有动作。并非所有“限电”的地区都缺电，部分地方政府因为担心“双碳”战略与“双控”要求不达标被问责，从而进行不合理的“达标冲刺”。应对气候变化新政落地给地方政府带来了压力，为了掌握各地的减排力度，尽最大努力完成“双控”目标，国家发改委实行定期通报和督查制度，发布“红绿灯表”。根据发改委对各地区上半年能耗“双控”情况的巡查，公布了广西、广东、江苏、浙江等地能耗不降反升的情况。在走访中我们了解到，西南某省“双控”全省亮红灯，地方政府难免做出“运动式减碳”的相关措施。
改革过程中有“阵痛”，但要坚持改革的方向
首先要解决今年“限电”的短期矛盾。不管是从电力需求侧来看，还是从能源供给侧来说，此次缺电都是一次“多因一果”的耦合事件。这种“多因一果”的耦合事件以前发生过，今后也会经常发生。可再生能源时代已经来临，当前欧洲国家也正面临传统能源已渐退场，可再生能源电力供应不稳定的问题。但气候变化问题要应对，中国的大国责任要承担，不能为一些暂时的困难因噎废食，不能战略性退回到更依赖煤炭的时代。当然，燃眉之急仍需“燃煤”应对。当下，我国从周边国家紧急进口煤炭、天然气等应急能源，同时，山西省与14个省(区市)签订四季度煤炭中长期保供合同。并加大可再生能源的发电贡献。开源同时要节流，大力宣传节能减排不放松。
我国长久以来形成了“市场煤，计划电”的机制，“计划电”有其保障民生、稳定产能的意义所在。但对“市场煤”价格也不能听之任之。对能源供给侧的非理性涨价行为，必须有政府的跟进监管和规制。九月限电发生后，煤炭价格仍快速上涨，连创历史新高，截至10月中旬已较9月初翻倍，较年初的价格更是上涨3倍。煤与电的价格倒挂危局进一步加剧。好在国家发改委于10月19日晚间打出重磅“组合拳”对煤炭价格实行干预措施，组织召开煤电油气运重点企业保供稳价座谈会，强调严厉查处资本恶意炒作动力煤期货。一系列政策“组合拳”消息发出后，10月19日晚，郑醇、焦煤等多家主力合约应声下跌。国家发改委表示，“将充分运用《价格法》规定的一切必要手段，研究对煤炭价格进行干预的具体措施，促进煤炭价格回归合理区间。”这些依法行政的举措，将有效应对能源大宗商品的金融逐利势头，暂时解围当下的困局，也能警戒今后的能源价格非理性波动。
“双碳”和“双控”的长期总目标绝对不能动摇。不仅仅是电力行业，钢铁、煤炭行业均对新上马项目进行限制。这不仅反映了“双碳”目标对于指导投资决策的显著意义，更体现出中国以降碳为重点战略方向、实现能源结构退煤化转型的决心。
需要明确的是，我国今年缺电的真正原因不是我国能源或煤炭物理性短缺，而是煤电价格倒挂，因此要继续从理顺煤电关系的角度进行体制改革。如通过浮动电力价格适当传导能源成本，促进全民节能成本意识，但同时必须严格监控煤炭企业的非理性抬价。此次限电问题本质上是改革过程中的问题，应当说，很大程度上是某些地方政府既想发展传统资源经济，又不能兼顾好今年“双控”目标的严格要求所导致。
作为碳排放大户，火电发展仍然必须受到限制，决不能松绑。不能因一时的煤价上涨而大力批准与建设大量新的火电机组，因为火电机组一旦上马投运，在短期内很难退役。正如许多能源院士、专家如杜琬祥、杨富强等所说，我国原有火电装机已经足够“十四五”所用。“原则上‘十四五’ 除技术储备和示范工程项目外，不再核准新的煤电项目。”
必须深刻认识到我国目前火电装机规模巨大，且对火电建设和装机仍然高度依赖。考虑到我国目前仍有约1亿千瓦的在建和核准未建的煤电机组，未来我国可再生能源使用遇到欧洲等国当下发电不稳定的困难时，极易转向原有的路径依赖——就是回到扩大煤电装机的老路上去。这是万万不可以的，但现在看来也是极易发生的。
要严格执行现有环保、电力等法律法规。首先，这些法律法规就是我们国家的环境保护和温室气体排放方面的法律和政策。从去年到今年，由于“双控”目标不易实现，发改委对相关省份进行警告，加剧了各地限电的冲动。但是“双控”目标本质上却是非常重要和必要的措施，堵住了原来仅规定碳排放强度而没有规定碳排放总量的漏洞，这让一些地方政府本想通过高耗能、低水平项目重复建设来拉动GDP的打算落空。当然，这也带来了短期的用电阵痛，但是如果不坚持“双碳”战略与“双控”目标的话，那么短痛就变成了长痛。当然法律法规也包括《电力法》所规定的强制有序用电的要求，要保证居民基本生活用电。如东北那样限居民电虽然有当地的一些原因，但本质上是一种违法违规的行为，应当禁止。
关于煤电和可再生能源的比例问题，要加大对地方政府的问责。地方政府应综合考虑资源条件、经济发展水平等因素，设计自身匹配“双碳”目标、比中央更加严格且非技术中立的可再生能源消纳责任权重，发挥地方主观能动性，“自下而上”倒逼煤电退出，加速可再生能源发展。2020年，我国30个省区虽都已完成国家下发的可再生能源消纳责任权重，但由于目标设定较低，其对电网企业、发电企业等义务主体增加的消纳压力不够显著。地方应根据自身条件，逐年加大电力供给侧的改革力度，让煤电价格实现部分联动。电力价格飙升，将在一定程度影响到终端用户节电意识的增强，使市场经济价格杠杆作用在上下游得到充分发挥。
数字化时代精细化管理电力供给侧与需求侧。这包括经济管理和数字化的使用。在坚守不能对生活用电随意停电的原则下，在消费侧应推广精准消费App，实现“气电互补”供热等等。家用电器如新型空调等均应具备通过App实现远程开启功能。相应地，建立负荷调节控制中心，远程调节这些可控负荷，实现“荷随源动”。
