五大原因导致拉闸限电，问题是你愿意被拉闸限电，还是愿意溢价买电？

文／瓦叔 疏桐

近期，辽宁、吉林、宁夏、江苏、浙江、广东等地相继发布有序用电或限电通知。

力度较大的宁夏，甚至强制高耗能企业停限产一个月。广东和江苏作为制造大省，也对很多制造业企业实施拉闸限电，强制减产。目前，江苏省生产企业实行开二停二，产能被强行压减一半。

至今，已有20余家上市公司发布了临时停产或临时限产的公告，“电力供应紧张”、“配合地区’能耗双控’的要求”等字眼频繁出现。

电力供应紧张波及面比较广的是东北地区。往年电力供应紧张时，很少拉民用电，但是今年东北地区甚至需要限制民用电的地步。

此举有部分地方为完成能源“双控”目标，关停了诸多小煤矿，遏制高耗能、高排放项目盲目发展有关。但据「能见」从多个权威机构了解，大面积拉闸限电包括多重因素，如水电发电能力下降，新能源利用小时数降低，但核心原因是煤炭价格大幅上涨。

五大原因导致拉闸限电

首先，能源“双控”的确是此次大面积拉闸限电原因之一。

党的十八届五中全会提出实行能源消耗总量和强度“双控”行动。在此之前，我国从“十一五”开始把单位GDP能耗降低作为约束性指标，“十二五”起将又提出合理控制能源消费总量的要求。“十三五”时期开始实施能耗总量和强度“双控”行动，明确要求到2020年单位GDP能耗比2015年降低15%，能源消费总量控制在50亿吨标准煤以内。

但是“十三五”时期能源“双控”是按照五年期进行考核，这也是去年底浙江等地区拉闸限电的最核心原因。

去年我国提出“双碳”目标后，形势发生了重大变化。去年四季度，尤其是今年以来能源消费不降反升，按照这一趋势完成“双碳”目标压力大增。中央不得不调整考核时间表，将每五年考核一次改为年度考核。

其次，国内煤炭供给不断趋紧，进口煤锐减。

今年年初，各省为落实“双碳”目标任务，对小煤窑做了严格的控制，甚至是关停。有数据显示，今年小煤窑关停了10亿吨生产能力，严重影响了煤炭供给。不过，上半年我国煤炭产量依然保持增长态势，共生产原煤19.49亿吨，同比增长6.4%。

与此同时，受中澳关系转恶影响，进口煤炭质和量均有明显下降。进口煤质较差严重影响了沿海火电企业发电能力，影响约1亿千瓦供电。停止澳煤进口的确成为煤价首次破千的导火索。上半年，我国进口煤炭1.40亿吨，大幅下降19.7%。

今年上半年，我国煤炭供给总量为20.89亿吨，总消费量约21.35亿吨，供需动态缺口约为4600万吨。

第三，清洁能源发电能力大幅下滑。按照去年底口径，水电占我国总发电量比重在18%左右。但今年主要地区来水偏少，导致水电发电能力下降。今年1-8月份，我国水电利用小时数为2360小时，同比下滑了78小时，发电量占比下滑至14.1%。按照去年底口径，太阳能发电量约占全国3.5%左右，但是1-8月全国太阳能发电设备平均利用小时896小时，同比降低1小时，发电占比下滑至2.2%。

第四，能源消费量大幅大涨。受疫情影响，国际订单大规模向中国转移，加速了中国的能源消费。今年1-8月份，全国全社会用电量高达5.47万亿千瓦时，同比飙升13.8%。在清洁能源发电能力下滑形势下，发电的增量绝大多数由火电来贡献，火力发电量占比由去年底的67.88%上涨到1-8月份的71.9%，一增一减导致电煤需求大幅增加。

第五，国际通胀导致煤价大幅飙升，带动我国煤炭价格持续上涨。截至2020年年底，为应对疫情，全球主要八大经济体共新增14万亿美元，增幅高达20%，大量流动资金的释放使得国际投机资本具有了操作空间，推动煤炭等大宗商品价格大幅上涨。国际煤价在通胀形势下已经上涨至近十年来的高位。

在多重因素叠加下，国内煤炭价格开始飙升。中国电力企业联合会发布的中国沿海电煤采购价格指数显示，9月16日到9月23日，动力煤价格达到1086元/吨，同比上涨近一倍，较年初上涨56.26%。煤炭价格暴涨，火力发电厂发电越多赔钱越多。每发一度电要亏损七八分甚至一毛钱，导致发电意愿下滑。

成本如何传导？

那么火电厂为什么会出现严重亏损？

“市场煤、计划电”带来的煤电顶牛格局是导致这一问题的核心机制。目前，我国煤炭价格实行市场价，但电价却被政策严重束缚。一旦煤价大幅上涨，火电厂便被迫戴着镣铐跳舞。

过去，为缓解电厂巨额亏损，政府曾于2004年年底推出煤电联动政策。该政策规定，以不少于6个月为一个周期，如周期内煤价上涨或下跌幅度同比超过5%的话，那么电价必须随之相应调整。煤价上涨新增成本中的30%由发电厂自行承担，70%由国家调整电价来解决。但是这一联动政策并未得到有效执行。

自2020年1月1日起，我国又全面取消煤电价格联动机制，实行多年的“标杆上网电价机制”改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。其中，基准价按各地此前燃煤发电标杆上网电价确定，浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，具体电价由发电企业、售电公司、电力用户等通过协商或竞价确定。

如果煤价保持稳定，该机制尚能有效运转，一旦煤价大幅上涨，上浮限额无法覆盖成本增加，火电价格便无法反应真实电价，从而影响正常市场运转。

上个月，大唐国际、北京国电电力、京能电力、华能集团华北分公司等11家燃煤发电企业曾联名向北京市城市管理委员会上书，请求重新签订北京地区电力直接交易2021年10—12月的年度长协合同。截至目前，该申请尚无结论。

在电力供应严重紧张形势下，只能拉闸限电保障电网安全。电是一种特殊商品，发与用电必须时刻保持平衡，一旦出现严重不平衡，将造成电网安全事故，甚至出现区域性大停电。

如果电价拥有传导机制，将会提高供电企业发电意愿，减少高峰时刻用电，大幅缓解供电压力。但是我国电价传导机制尚未真正建立。

从全球主要国家看，能源转型都付出了较高的成本。但是多年来，我国电价不仅没有上涨，反而有所下滑。尤其是最近几年，每年两会期间，政府都会要求对工商业电价进行一定幅度降价。

但是这与能源转型趋势并不一致。

近年来，风电和光伏等新能源装机持续增长，新能源发电量占比已经超过10%。风电和光伏发电能力和水电一样“看天吃饭”，充当调峰作用的储能因为商业模式未能有效建立，装机规模远低于规划目标。在严控煤炭的政策要求下，一旦可再生能源发电能力下降，必然会出现供电紧张。

同时，新能源发电虽然成本低，但是由于具有波动性和间歇性，电网为了消纳新能源付出的系统成本高。目前的电力市场化改革未能充分体现这一点。特别是罕见天象、极端天气下，电力可靠供应难度将进一步增加。

在“双碳”目标形势下，未来可再生能源占比越高，供电波动性就越大。同时，电价传导机制未能有效建立，用户依然保持传统的用电习惯，无法根据电价做出响应。在某一个时刻或一段时间，发电与用电出现不平衡将成为常态。

所以，未来必须建立有效的电价传导机制。即在供不应求时，在高电价影响下，用户减少不必要用电，在供电充足时，利用低电价刺激用户消费，从而达到发用电实时平衡。

这不是用户愿意看到的，他们既不愿意付出高电价成本，也不愿改变用电习惯。他们最希望看到的是电价又便宜又充足，能时刻任性地用上电。

但是伴随新能源装机大规模增长，未来用户只能有两个选择，要么在高峰用电时刻付出较高成本实现“用电自由”，要么改变自身用电习惯，尽量减少在高峰时刻用电。

当然还有第三种选择，在某些时刻被拉闸限电，即便花高价也买不到电。

你愿意被拉闸限电，还是愿意溢价买电，还是改变用电习惯？

END