目前，東北地區(qū)限電措施備受關注。事實上，東北三省并不在國家發(fā)改委《2021年上半年各地區(qū)能耗雙控目標完成情況晴雨表》的一級預警之列，該地區(qū)限電主要與發(fā)電缺口增大有關，這也是全國普遍性現(xiàn)象。

國家能源局東北監(jiān)管局的文件顯示，自7月份以來，受煤炭產(chǎn)量下降，煤炭價格上漲等因素影響，發(fā)電企業(yè)購煤和儲煤意愿不高，電煤庫存持續(xù)下降，臨檢機組容量持續(xù)增加，東北電力供應持續(xù)緊張。中國煤炭工業(yè)協(xié)會統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，8月末全國煤炭企業(yè)存煤4800萬噸，同比下降29.0%，全國火電廠存煤約1.0億噸，同比下降25.7%，全國主要港口合計存煤5226萬噸，同比下降24.2%。這些數(shù)據(jù)表明全國煤炭正面臨緊缺問題。

煤炭短缺有全國用電量、發(fā)電量、耗煤量同比大幅增加等需求側原因，但問題主要出在供給側。在生產(chǎn)端，自2015年至今全國共清退煤炭產(chǎn)能10億噸左右，主力煤礦又要嚴格按照核定產(chǎn)能生產(chǎn)，不可超負荷、超能力運轉，同時受制于環(huán)保和安全等檢查影響，煤炭產(chǎn)量增長受阻，部分地區(qū)實施煤管票限制，也抑制了產(chǎn)量提升。

在銷售端，由于產(chǎn)煤主力在山西、陜西、內蒙古、寧夏等地，全國五大發(fā)電集團、349家主要電廠主要依賴大秦鐵路(運行，其終點為秦皇島港，四大煤企均在秦皇島港中轉貨物，使得該港煤價成為全國煤炭價格風向標。但是，現(xiàn)在京唐三港、曹妃甸四港等分流了大秦線貨源，導致秦皇島港存煤長期處于500萬噸以下的低位，引發(fā)煤價上漲，帶動周邊港口、產(chǎn)地、期貨價格等全面上漲。

在國際上，歐洲等地搶購天然氣過冬引發(fā)天然氣價格猛漲，波及煤炭價格，以及中國市場供不應求，這些綜合因素推動了國際煤炭價格上漲，8月份，印尼、澳洲的煤炭價格均出現(xiàn)大幅上漲，比去年同期翻了一倍多?？梢钥闯?，國際國內、現(xiàn)貨期貨已經(jīng)產(chǎn)生聯(lián)動效應，短期內價格很難回落。

中國去年開始取消煤電價格聯(lián)動機制，改為“基準價+上下浮動”的市場化機制，浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%。但今年煤價上漲幅度過大，即使按10%的上浮比率也無法傳導煤價成本上漲。目前，國有電廠為確保供電安全不能停機，但大量民營電廠很難承受虧損，不得不停止發(fā)電。

從表面看，電力短缺產(chǎn)生原因是地方政府對煤炭產(chǎn)能控制導致市場需求大增時出現(xiàn)煤炭短缺，推動煤炭價格持續(xù)上漲，對電價的控制又迫使一些電廠避免虧損擴大而退出供應，電價機制沒有完全理順，讓火電廠無法通過價格機制傳導成本。但是，更根本的需要思考的問題可能是，為什么控制煤炭產(chǎn)能并且不再實施煤電價格聯(lián)動機制。

或許相關部門在預測電力需求時，將能耗雙控、碳排放、能源結構調整等因素都納入其中，希望通過控制煤炭供給數(shù)量提升價格倒逼火電部門提升效率，淘汰部分火電，減少碳排放，為新能源發(fā)展創(chuàng)造空間。新冠疫情導致的經(jīng)濟波動以及極端天氣等因素，都使得電力需求超出了預期，但短期內煤炭供給又無法大幅增加，而且若為此改革火電價格機制則可能讓火電廠長期受益，或與能源結構調整的需求不匹配。實際上，從去年開始，“煤電頂牛”現(xiàn)象已經(jīng)愈發(fā)明顯，但應對不及時，結果在客觀上導致了電力短缺。

我們可以從此次電荒中發(fā)現(xiàn)，依然處于發(fā)展階段的中國電力需求彈性很大，中西部地區(qū)在經(jīng)濟追趕階段用電量上升，天氣因素影響越來越大，電力需求預測必須考慮全面。其次，中國石油、天然氣與鈾資源短缺，而水、光、風等綠色電力靠天吃飯，不穩(wěn)定性較強，短期內煤炭仍是保證能源安全的主要選擇。

在落實能耗控制與碳達峰、碳中和工作時，不能急于求成，如果過快地去煤化，很可能會影響電力供應穩(wěn)定性，從而對經(jīng)濟運行造成嚴重干擾。落實“雙碳”目標是系統(tǒng)工程，不能簡單地以去煤為主，要先立后破，大力發(fā)展綠色技術以及建設穩(wěn)定新能源，先破后立式的休克療法要不得。作為發(fā)展中的超大型經(jīng)濟體，推動能源結構調整需要時間，也需要科學統(tǒng)籌，切不可用“倒逼”思維和一刀切的做法，畢竟電力是整個經(jīng)濟體系與社會生活運轉的基礎。