受到國際關注的2020年12月我國局部電荒還不到半年，2021年更為嚴重的電荒又不期而至。2021年5月下旬以來，南方等多地出臺了力度不等的停限電措施，主要集中在“兩高”企業。9月中旬以來，全國20多個省份相繼啟動有序用電措施，多地要求工業企業錯峰用電，東北地區波及到城市正常運行和居民日常用電。這次電荒給經濟正常運行和居民生活造成了比較嚴重的影響，凸顯了綠色電力發展的不足、煤電煤炭保能源電力供應安全的重要性以及提升能源電力治理能力的緊迫性。2021年電荒的直接原因是政策，對引起電荒政策措施的復盤，是正確改革完善糾偏政策的一個基本前提條件。

01

2021年電荒凸顯煤電價值

黨中央國務院高度重視

2021年9月22日《中共中央國務院關于完整準確理解全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》、10月24日國務院《2030年碳達峰行動方案》以及11月2日《中共中央國務院關于深入打好污染防治攻堅戰的意見》三個文件，都高度一致地強調了在減污降碳過程中保障國家能源安全是底線的要求。此外，第一個文件還要求“統籌煤電發展和保供調峰”，第二個文件要求“推動煤電向基礎保障性和系統調節性電源并重轉型”，對煤電的定位相同。

2021年10月21日，習近平總書記提出了“能源的飯碗必須端在自己手里”指示。10月9日，國家能源委員會會議指出，能源安全事關發展安全、國家安全，供給短缺是最大的能源不安全，肯定了我國煤電煤炭保能源安全的重要作用。

10月8日，國務院常務會議強調，保障能源安全、保障產業鏈供應鏈穩定是“六保”的重要內容。會議明確了支持煤電企業增加電力供應的稅收、金融和價格政策。會議要求，要壓實各方能源保供和安全生產責任，嚴格落實屬地管理責任，糾正錯誤做法，主要產煤省和重點煤企要按要求落實增產增供任務，中央發電企業要保障所屬發電機組應發盡發，電網企業要強化電力運行調度和安全管理，對不落實能源保供責任的要嚴肅追究。10月20日，國務院常務會議進一步提出了依法打擊煤炭市場炒作措施。

10月19日和11月2日，國務院副總理韓正分別到國家發展改革委和國家電網公司召開座談會部署確保今冬明春能源電力安全穩定供應工作。他反復強調，要“完善煤電價格形成機制”、“加快研究煤電聯動的市場化價格形成機制”。

政府干預保供力度空前

煤價上漲始于2021年一季度末，二季度國家有關部門開始關注煤炭供需及價格等問題，5月19日國務院常務會議也采取了一些措施，三季度為數不多的地方政府允許煤電交易電價在基準電價基礎上上浮不超過10%。9月初網傳11家燃煤發電企業聯名上書北京市城市管理委員會，因煤電燃料成本與上網電價嚴重倒掛，請求重簽電力直接交易2021年第三季度的年度長協合同，協商上浮交易電價，隨后電荒通過媒體發酵，“煤超瘋”導致電荒問題進入了公眾視野。

10月15日起實施的《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，擴大煤電上網電價浮動范圍，但是難以短期內疏導煤電價格矛盾解決煤炭和煤電短缺問題。為加快遏制“煤超瘋”勢頭，國家發展改革委從煤炭供需、現貨、期貨、長協等方面全面依法干預，打出重磅“組合拳”，其中，10月底國家發展改革委十多天連發19文，11月3日晚國家發展改革委微信公號接連推送6篇文章。

此外，國家稅務總局、中國銀保監會、國家礦山安全監察局、國家能源局以及國務院國資委等國家有關部門先后采取措施密集部署能源電力保供攻堅工作。中央能源企業紛紛公開表態或采取措施或召開會議部署能源電力保供工作。國務院國資委出臺了今冬明春能源供應保障考核獎懲辦法，把保供作為今年企業考核的主要指標，實行“一票否決”。

保供取得階段性成效

1. 主要煤炭生產企業連續調低最高限價。10月21日，國家能源、中煤集團、晉能控股集團及伊泰集團四大煤炭集團對環渤海港口下水動力煤主要煤種平倉價作做出了最高限價承諾，有的公開承諾的年度自產煤長協價格大幅低于政府指導價格，但承諾的現貨最高限價依然處于高位。

11月初，全國10多家主要煤炭企業紛紛表態跟進內蒙企業，主動將主產地5500大卡動力煤坑口價格降至每噸1000元以下。11月8日中煤集團再次全面下調港口和坑口動力煤價格分別至1100元和900元以下。

2. 煤炭產量和存煤屢創新高。11月以來，煤炭產量穩步增長，煤炭日均調度產量在1200萬噸上下，個別天數屢創近年來新高；電廠存煤在1.2億噸左右，20日達1.43億噸，月底有望超過1.5億噸，目前可用天數為23天，超過常年水平；21日北方主要港口存煤2500萬噸（其中秦皇島港口存煤554萬噸）。

3. 動力煤期現貨價格大幅回落。鄭商所動力煤期貨主力合約連續多日下跌，11月15日收于809.6元/噸，較10月19日高點1982元下跌59%，24日收盤又反彈至921元/噸。11月22日北方港口5500大卡動力煤現貨平倉價降至1000元/噸以下，降幅超過1000元/噸，晉陜蒙主產區煤礦坑口價降至900元/噸以下。現階段動力煤期現價格仍然高位震蕩，有望繼續向合理區間回歸，但保供穩價工作依然艱巨。

4. 能源電力保供取得階段性成效。11月16日，在今冬明春保暖保供工作電視電話會議上，國務院副總理韓正指出，“近期電力等能源保供工作取得了階段性成效，煤炭產能得到釋放、價格逐步回歸理性，電力供應能力持續提升、供需形勢逐步恢復常態”，并對今冬明春保暖保供工作作出進一步安排部署。他第三次公開強調，要“改革完善煤電價格市場化形成機制”。

02

深化對政策性電荒風險認識

電荒暴露供需預警機制嚴重缺失

1. 我國電荒已經成為政治和國際問題，應該引起高度重視。在2021年1月6日外交部例行記者會上，有記者稱外界對中國主要城市實行的停電限電措施無法了解實情，將影響對中國的發展信心。外交部表示，中方有關部門已經加強了電力供需形勢的監測、預警，總體的電力供應能力是有保障的。

在2021年3月30日國務院新聞發布會上，有記者提問稱中國對澳大利亞的煤炭有禁令，中國煤炭供應是否會出現不確定性。國家能源局表示，2021年看不出有明顯的煤炭供應缺口，國家能源局有信心有能力在有關方面的配合下確保能源安全供應。但值得令人深思的是，隨即不久2021年電荒發生、蔓延！

2. 短期能源電力運行數據顯示的強烈電荒信號，卻沒有及時形成正式預警和應急糾偏措施。剔除基數因素簡單的不完全數據分析可以看出，2021年前三季度原煤生產增速與發電量增速差距顯著，缺電風險在加大。根據國家統計局公布的信息，2021年1至9月份，生產原煤同比增長3.7%，兩年平均增長1.8%；而發電同比增長10.7%，兩年平均增長5.7%。

2021年前三季度月度原煤生產增速與火電發電量增速關聯性更大，簡單分析進一步暴露了煤電短缺風險正在積聚。1至9月份，除1-2月份特例外，規模以上工業原煤產量增速月度走勢，基本上處于負增長或微增長，而規模以上工業發電量火電增速月度走勢卻持續處在較高增速狀態。

即使在已經大面積發生電荒的9月份，這樣的走勢依然繼續存在：原煤生產略有下降，同比下降0.9%，兩年平均下降0.9%；火電同比增長5.7%，兩年平均增長2.9%。在政府保供措施的干預下，10月份這種趨勢發生了逆轉，原煤生產增長4.0%、兩年平均增長2.7%，而火電發電量增速5.2%、兩年平均增長1.8%。

3. 中長期電力運行數據顯示，煤電供應短缺存在導致電荒風險。“十三五”時期，在電力需求較高增速的年度（2017和2018），煤電供應也會以較高速度增長，并且在增量發電量中占主體地位。這個特點是由我國以煤電為主體的電源結構、煤電特性和我國能源稟賦所決定的。如果在電力需求較高增速的條件下，由于清潔低碳能源保障供應能力不足，而又過度打壓煤電或者不重視發揮煤電保供的作用，發生電荒是一個必然事件。

同樣是在2021年3月30日國新辦發布會上，國家能源局提出了“十四五”時期可再生能源發展目標：到“十四五”末，預計可再生能源在全社會用電量增量中的比重將達到三分之二左右，可再生能源從原來能源電力消費的增量補充，變為能源電力消費增量的主體。如果2021年電荒發生在2025年，可再生能源發展目標極可能泡湯。

此外，“十三五”時期建立的三年滾動煤電建設風險預警機制已經覆蓋到2021年，卻是單向防范化解煤電產能過剩風險，煤電短缺風險不在關注范圍，更不涉及煤電產業鏈供應鏈保障能源電力安全風險。“十三五”時期建立的煤炭價格預警機制也沒有繼續執行。

煤電電量和價格空間長期受到擠壓

1. 法律行政強約束下的電能量替代。2016年國家發展改革委《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》規定，通過落實優先發電制度，全額收購規劃范圍內的可再生能源發電項目的上網電量，為可再生能源替代煤電提供了法律依據。2018年國家發展改革委國家能源局《關于規范優先發電優先購電計劃管理的通知》明確的“促進調峰調頻等調節性電源穩定運行”處于優先發電的最后優先級，但并沒有確立煤電煤炭保障能源電力安全的地位，煤電沒有依法獲得充足電量的途徑。

國家發展改革委國家能源局根據《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》，印發的《關于2021年可再生能源電力消納責任權重及有關事項的通知》，確定了各省級行政區域2021年可再生能源電力消納責任權重和2022年預期目標，以確保實現2025年非化石能源占一次能源消費比重提高至20%左右的目標。

2020年和2021年兩次電荒，都有能源消費雙控制度的“影子”。2021年國家發展改革委印發的《完善能源消費強度和總量雙控制度方案》的通知明確，國家繼續降能耗強度降低作為國民經濟和社會發展五年規劃的約束性指標，合理設置能源消費總量指標，并向省級行政區域分解下達能耗雙控五年目標。《通知》要求重點控制化石能源消費，建立雙控預警機制，但保障能源電力安全的預警機制缺失。

2. 政府主導下煤電電價空間持續被壓縮。2018年8月16日國家發展改革委就供給側結構性改革有關工作情況舉行新聞發布會，把規范和降低電網環節收費以及大力推進電力市場化交易作為降低用能成本的兩大舉措。煤電是大力推進電力市場化改革的主要對象，是企業用能成本降低的主要承擔著。電力市場化交易往往被地方政府作為支持地方經濟發展的抓手。在政府主導下，一般工商業電價實現了三連降，其中2018年10%、2019年10%、2020年5%。由于煤電產業的弱勢地位，2019年國家實行的大力度降低增值稅稅率政策，并沒有給煤電產業帶來優惠。

新一輪電力體制改革是以煤電降電價釋放改革紅利開始。根據有關報道，2016年電力市場化交易（包括直接交易）電能量約占全社會用電量的19%，突破一萬億千瓦時，每度電平均降低電價約7.23分，為用戶節約電費超過573億元。2017年《關于有序放開發用電計劃的通知》發布后，當年燃煤發電市場化交易規模達36%左右。2019年《全面放開經營性電力用戶發用電計劃的通知》和《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》發布時，大約50%的燃煤發電上網電量已通過市場交易形成。根據國家發展改革委消息，2020年燃煤發電市場化電量已達到70%。

3. 適應煤電產業新定位的電價機制還未形成。2019年版燃煤發電上網電價形成機制，在2021年還沒有真正施行就被取代。其中，基準價上浮10%和下浮15%的機制，是對煤電企業風險不對稱不公平并且限制煤電市場化的電價機制。2021年版的燃煤發電上網電價形成機制，把上下浮動范圍對等擴大至20%，并把燃煤發電計劃全部市場化，效果仍待觀察。

2019年和2021年兩次燃煤發電上網電價機制改革文件和2019年現貨市場建設試點文件，都提出了建立燃煤發電兩部制電價制度的思路，但是這項制度遲遲沒有正式出臺全面實行。而在電網側早就普遍推行了兩部制電價制度，2021年堅持并優化了長期采用的抽水蓄能兩部制電價政策。

2019年電力現貨市場建設試點并沒有推動有利于煤電發展的市場機制。在“推動形成中長期交易價格與現貨市場價格科學合理的互動機制”思路指導下，試點一度擾亂電力中長期市場。以至于，國家發展改革委提出2020年“努力實現電力中長期合同高比例簽約”、2021年“充分發揮電力中長期合同的規避風險作用”等保障措施進行糾偏。

同時，調峰市場和輔助服務市場建設，也沒有起到促進煤電產業健康發展的作用。而諸如綠電市場交易、綠證交易、自愿減排市場交易（CCER）以及保量不保價市場交易等促進綠電發展的概念和制度創新卻層出不窮。

全國碳交易市場使煤電產業雪上加霜

建立全國碳交易市場的主要目的是促進非化石能源對化石能源替代，通過碳交易增加化石能源成本，從而降低綠色溢價，提高綠色能源競爭能力。根據公開發布的通稿，建設全國碳市場是利用市場機制控制和減少溫室氣體排放、推進綠色低碳發展的一項重大制度創新，也是推動實現碳達峰目標與碳中和愿景的重要政策工具。

2021年7月16日啟動全國以發電企業為主的碳交易市場。全國碳市場第一個履約周期為2021年，納入發電行業重點排放單位2162家，覆蓋約45億噸二氧化碳排放量，是全球規模最大的碳市場。

首先，全國碳交易市場碳配額免費發放，應該考慮火電企業現狀，并與年度各有關層級的電力供需平衡相銜接。可能產生的問題是，在電力供需形勢預測過度樂觀基礎上，或者為了壓縮火電企業碳排放量，從緊發放免費碳配額，就會增加電力企業運行成本，抑制火電企業產能。

其次，全國碳交易市場應該與國家優先發電制度和可再生能源補貼制度有效銜接，兩者在促進非化石能源對化石能源替代方面作用的方向一致。但可能產生的問題是，如果兩者過度重疊，或者只立不破，火電產業就會受到雙重夾擊，生存發展空間更加受到擠壓。

全國碳市場交易額外推高了煤電運營成本，降低了煤電企業競爭能力，無論在實際或預期上，都一定程度抑制了煤電產業鏈供應鏈產能釋放，成為加劇2021年電荒的一個因素。據有關能源研究機構測算，全國碳交易市場上線運行的初期，電力行業受影響最大，低效的火力發電企業盈利將下降2.8%，隨著碳交易價格的不斷提升，火電企業利潤將進一步下降。

煤電產業鏈供應鏈成為投融資的棄子

2020年國家五部門《關于促進應對氣候變化投融資的指導意見》，沒有把煤炭等化石能源的清潔生產和高效利用等高碳排放項目作為減緩氣候變化項目，只支持開展碳捕集、利用與封存試點示范項目。2020年國家三部門《綠色債券支持項目目錄（2021年版）》在四級分類上不再將煤炭等化石能源清潔利用項目納入綠色債券支持范圍，主要考慮煤炭等化石能源在本質上仍屬于高碳排放項目，國際主流綠色債券標準均未將其納入支持范圍。2021年生態環保部《關于加強高耗能、高排放建設項目生態環境源頭防控的指導意見》，把煤電列入六個“兩高”行業之首。這些規定目的在于試圖切斷資金對煤電煤炭項目的支持，持續推高煤電煤炭融資、運營和發展成本。

導致“十二五”時期煤電嚴重產能過剩的主要原因在于政策缺乏約束，造成“十三五”時期煤電產業困境主要原因在于多重政策的長期抑制，對煤電產業鏈供應鏈長期產生收縮預期。煤電產業的周期性影響能源電力的周期性，同時也加劇了經濟的周期性。

“十三五”時期，煤電產業大面積巨額虧損狀況持續得不到根本改善，與綠色電力盈利能力相比冰火兩重天。對于一個企業來說，以不到20%的裝機、不到10%的發電量的新能源，貢獻70%以上的產業利潤，應該引起對政策電荒風險反思。這種局面與保障電力安全關系密切相關。

此外，解決煤電和電煤“頂牛”和“蹺蹺板”問題的機制始終沒有建立起來。煤電產業財務風險持續積聚，成為企業破產處置、“處僵治困”和資產重組沉重的包袱，嚴重制約企業清潔低碳轉型發展能力，嚴重影響煤電產業鏈供應鏈發展預期，嚴重削弱能源電力安全保障能力。

03

完善煤電產業政策保障安全降碳

提高對完善煤電產業政策重要性的認識

要把認識統一到“能源的飯碗必須端在自己手里”思想上來，深化對保障國家能源安全是底線重要性的認識，牢牢把握能源稟賦以煤為主的國情，充分認識當前及較長時期煤電供應與電力需求在較高增長階段存在高粘性的特點，客觀分析并完善當前的電力產業政策，采取切實措施“推動煤電向基礎保障性和系統調節性電源并重轉型”，促進綠色低碳發展。

改革完善糾偏煤電煤炭政策是國家當前的一項重要工作。11月24日中央全面深化改革委員會第二十二次會議強調，要改革完善煤電價格市場化形成機制，完善電價傳到機制，有效平衡電力供需；要加強電力規劃、政策法規、科學監測等工作。10月9日國家能源委會會議要求，結合近期應對電力、煤炭供需矛盾的情況，深入測算論證，研究提出碳達峰分步驟的時間表、路線圖，糾正“一刀切”限電限產或運動時“減碳”。11月17日國務院常務會議決定，在前期設立碳減排金融支持工具的基礎上，設立支持包括煤電清潔高效利用和煤炭安全高效綠色智能開采在內的煤炭清潔高效利用再貸款并確定了綜合性支持政策。11月23日，人民銀行表示將推動碳減排支持工具和煤炭清潔高效利用專項再貸款有效落地。10月19日、11月2日和16日，國務院副總理韓正三次公開強調“改革完善煤電價格市場化形成機制”，國家發展改革委此前也印發了關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知。11月18日李克強再次公開強調，“支持煤電企業的各項政策要確保落實到位，保證電力穩定供應”。

要強化政策頂層設計，改革完善糾偏電力特別是煤電產業政策，統籌經濟和電力發展、減污降碳和能源安全、政府管理和市場手段之間的關系，站在電力產業鏈供應鏈的高度，提高政策的協同性、靈活性、前瞻性、公平性，不斷提高電力發展預期和周期管理水平。

完善煤電產業鏈供應鏈價格機制

要對現行能源電力行業政策進行評估、完善和糾偏，完善能源電力政策體系，把能源安全是底線的要求嵌入政策體系，根據煤電定位改革煤電價格制度、完善電力調峰和輔助服務市場，建立中長期煤電價格聯動市場和合同約束機制，完善體現煤電安全價值的政策體系，加快電力體制改革。

從當前對煤電電量和價格政策和市場機制綜合來看，長期以來存在煤電補貼非化石能源及居民（公益性事業用戶）和農業用電問題，這種交叉補貼的不公平性沒有受到足夠重視。煤電對前者補貼體現在電能量損失及電能質量比價的電價損失兩個方面，對后者補貼體現在電網輸配電足額回收上。無論是政府干預還是市場手段，這兩種補貼導致了與電網和非化石能源相比，煤電企業盈利能力和財務狀況嚴重不對等，并長期導致了公眾對煤電產業鏈供應鏈收縮預期。

煤電價格機制要體現煤電安全價值。根據黨中央國務院“推動煤電向基礎保障性和系統調節性電源并重轉型”（“保供調峰”）對煤電定位的要求，煤電既需要有裝機的充裕性，又需要能夠提供調峰和輔助服務的靈活性，煤電產能利用率存在長期下降趨勢。煤電在電力系統的這種定位，是發揮煤電安全價值的基礎。

我國以煤為主的能源資源稟賦、以煤電為主的電源結構現狀以及煤電穩定性和靈活性特點，決定了煤電產業鏈供應鏈在我國綠色發展轉型中具有兜底保供電和靈活性調節的安全價值。煤電產業安全價值主要體現在其備用價值、穩定價值、靈活價值、支撐價值等方面。

兩部制電價制度是符合體現煤電安全價值的有效形式，對特定的電力系統，既能夠激勵提供裝機充裕性，又能夠激勵提供靈活性服務。煤電兩部制電價制度應該根據新型電力系統的不同發展階段中煤電產能利用率的情況，對電量電價和基本電價比例進行調整，激勵煤電產業鏈供應鏈提高效率。

政府如何對煤電安全價值定價，或者如何設計市場機制才能體現煤電的安全價值，是一個難題。但是，現在能夠體現綠色價值的綠色電力定價方式，一個是長期以來的政府定價和補貼制度以及優先發電制度，另一個是綠證交易市場或正在試點的綠色電力交易市場正在落地。對于煤電產業，除兩部制電價制度外，應該探索把同網同質同價落實到電力現貨市場、輔助服務市場和中長期市場，在多層次電力市場中體現煤電安全價值。同步完善煤電和煤炭中長期市場，建立煤炭、煤電和用戶風險共擔的價格調整機制，充分發揮煤電煤炭中長期市場“壓艙石”的作用。

要按照2015年中央9號文件對電網的功能定位、2021年《中共中央 國務院關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》對“推進電網體制改革”的要求以及10月9日國家能源委員會會議深化輸配電等重點領域改革的要求，加快推進電網體制（特別是調度體制）和電力市場化改革。

建立能源電力供需預警及應急體系

當前一個緊迫的問題是認真總結吸取教訓，建立電力供需預警機制和保供應急保障體系。國家應該建立各層級電力供需平衡預警和煤炭供需平衡預警體系，提高能源電力安全保障能力。預警體系應該結合國內外經濟及能源供需形勢，主要包括涵蓋3至5年的中長期滾動預警以及3至12個月的短期滾動預警。電力供需預警納入中長期能源電力規劃、年度能源電力運行計劃以及安全生產管理。

能源電力供需平衡預警體系一方面突出做好綠色電力供需平衡，推動電力清潔化轉型，另一方面要突出做好覆蓋煤電產業鏈供應鏈的能源電力供需平衡，充分發揮煤電產業鏈供應鏈兜底保電力供應的作用。綜合動力煤產能、價格、庫存、貿易等因素，做好動力煤供需平衡預警。

在建立完善能源電力供需預警機制過程中，應該注意把握落實責任部門，研究預警方法，貫通供應需求，兼顧短期長期，區分不同等級，統籌國家區域，定期發布信息，引導社會投資，關注公眾輿論等基本原則。

同時，在建立完善能源電力保供應急保障機制過程中，應該注意把握完善法規體系，壓實主體責任，組織迅速有力，強化部門協同，有效配置資源，依法干預打擊，防范產能過剩，認真復盤整改，注意輿論引導等基本原則。