原標題：大限電背後的博弈 

煤炭供給側改革用力較猛和可再生能源的穩定性不足等因素影響，造成電力供需短期矛盾加大，暫時失去平衡。此外，我國加強對能耗強度和碳排放指標的考覈也引發地方政府對“雙高”企業限電、限產。因此，本輪全國大限電說明我國電力系統利益相關者的複雜博弈未達平衡。國家藉此優化電價機制，完善能源供應結構，有助於“先立後破”達成“雙碳”目標。

陳欣

繼2020年12月浙江、湖南等地發生了近年來較爲少見的限電現象後，2021年我國又出現了更大範圍的限電現象。第一輪限電自5月開始，出現在雲南、廣東等部分南方省份，引發工業企業限產；第二輪限電於9月開始，波及全國大量省市，規模更大、影響更嚴重。在南方的浙江、江蘇等製造業大省份紛紛針對高耗能企業乃至於普通企業進行限電、限產，而北方的山東、吉林、遼寧等省份的限電情況更爲突出。尤其是遼寧等東北多地從9月23日開始，出現了用電高峯時段突然拉閘限電的情況，不光是限制了工業生產，還已影響到居民生活和城市運轉，乃至於引發安全生產事故。

中國電源及電網企業的技術能力雄踞世界前列，多年來爲全國提供着持續、可靠的電力供應。爲何近期開始多次出現大規模限電現象？

實際上，此輪全國大限電體現我國電力系統利益相關者的複雜博弈未達平衡。

東北用電缺口不平衡

國家電網對此次東北電網電力供應持續緊張的解釋是，“受電煤緊缺、火電機組停機容量大、新能源發電電力偏小和電力負荷增長等因素綜合影響”。

東北三省整體上發用電量並不平衡，此次大限電中遼寧省的壓力最大。由於工業最爲發達，2020年遼寧省的用電量爲2423.4億千瓦時，在全國處於第12位；而黑龍江和吉林的用電量卻居於倒數第6位和倒數第4位，分別僅有1014.4億千瓦時和805.4億千瓦時。而遼寧省的發電能力不足，屬於電力淨調入省份；吉林省和黑龍江省一般都是電力淨輸出省份，例如2020年黑龍江的淨送外電量就達100.4億千瓦時。

整體來看，2020年東北三省合計具有163.9億度電力缺口，主要從內蒙古調入補充。2021年夏季，東北電網因高溫導致用電負荷上升，尤其是在7月28日的缺口凸顯電網運行事故風險，也是依靠跨區電力調度的支持纔得到化解。

此外，東北近年來大力發展再生電力系統，但水、風、光電由於自然條件的限制具有較大的不穩定性。以風電爲例，東北三省風電總裝機大約達到3500萬千瓦，但在限電期間風電出力不足裝機容量的10%。

據媒體報道，用電緊張期間，遼寧省的火電出力僅爲裝機容量的一半左右，9月10日起就採用有序用電措施，至22日已經對非居民啓動了9輪有序用電。但由於部分企業的有序用電未能執行到位，最大錯避峯僅達到243.7萬千瓦。9月23日，遼寧面臨更大電力缺口，各種調整手段用盡後電網頻率依然過低、存在崩潰危險，最後才被迫緊急實施電網事故拉閘限電。

東北工業用電量整體並不高，多年來拉閘限電相當罕見。此次限電事件較大程度上影響到居民生活和城市公共設施，引發了極大社會關注。

供給側改革驅高煤價

此輪全國性大限電的一個根本原因是佔電力供應70%以上的煤電出力不足。當前還在傳統用煤淡季，全社會電煤庫存就處於歷史低位，9月28日動力煤期貨合約的價格已突破1300元/噸，而實際市場價格還要高得多。中國煤炭儲量相當豐富，產能充沛。目前動力煤的供給不足實際上是國家對煤炭行業長期實施供給側改革的後遺症。

在“黃金十年”期間，經濟的高速增長拉動全國煤炭產量從2002年的13.8億噸增長至2011年的35.2億噸。期間煤價還大約增加了兩倍，煤炭全行業利潤從2002年的23億元激增至2011年的3246億元。

如此暴利引發煤炭企業不斷投資增加產能，其中僅“十二五”期間的年均投資就近5000億元。2012年下半年後煤炭需求增速急轉而下，2014年、2015年國內煤炭消費同比還有所下降。2015年底，全國煤炭總產能已達57億噸/年，產能過剩高達20億噸/年，導致煤價不斷下行。以5500大卡動力煤爲例，噸煤價格從2008年的近千元高點下落爲2016年初的不足400元。2015年國內超過90%的煤炭企業虧損。

對此困境，國家自2016年初開始實施化解煤炭行業過剩產能的供給側改革措施，通過產能指標和安全手續等多種手段限制產能：要求大型煤礦減產、限產，對中小型煤礦進行關停並轉，同時嚴格限制新建煤礦。例如，2016年國家要求煤炭行業嚴格執行276天工作日和節假日公休制度，並按此覈定新的產能指標。此外，出於安全生產的角度，煤礦企業在全國兩會等重要日期附近也可能停產。這一系列制度都使得煤炭企業僅能釋放有限產能。

供給側改革的效果相當顯著。截至2020年底，全國累計退出煤礦約5500處，將煤礦數量減少至4700處以下，淘汰超過10億噸/年的落後煤炭產能。2020年我國煤炭產量達到38.4億噸， 佔全球產量超過一半。而且，各地大量煤礦的退出使得全國煤炭產能向山西、內蒙古、陝西集中，2020年“三西”地區生產原煤27.4億噸，佔全國產量的71.4%。2021年上半年，全國生產原煤19.5億噸，同比增長6.4%，但煤炭行業的產能利用率僅72.8%。可見，供給側改革是煤炭產能難以釋放，煤價高漲的根本原因。

煤電博弈機制不暢

自2002年起國家就停止發佈電煤指導價格，探索煤炭的市場化定價與重點合同煤價並行的雙軌制。而對比起來，電力系統在建國後長期採用計劃經濟體制。爲了打破壟斷、引入競爭，國家在2002年初提出電力體制改革方案，其後逐步形成了廠網分開、主輔分離的格局。但電價的調整涉及國計民生，國家的態度相當謹慎，電力系統仍然體現着較強的計劃性。因此，市場煤和計劃電之間存在天然的矛盾。

2004年我國出臺煤電聯動政策，由省級政府覈定當地的煤電標杆上網電價，平均煤炭價格在一個週期波動超過5%就進行上網電價的調整。該政策的初衷是緩解煤電矛盾，但由於煤價在行業的“黃金十年”期間處於整體上漲趨勢，該制度出臺後在實際執行時並不順暢，產生了電價“聯而不動”的現象。發改委更多是以火電行業的盈利狀況來進行調價判斷。例如，2011年煤價大幅上漲導致煤電企業虧損嚴重，發改委才兩度上調上網電價。

隨着2012年煤價開始下跌，重點合同電煤與市場煤價之差大幅縮小，帶來了制度調整的空間。2013年起，國家取消了重點合同以及電煤價格雙軌制，允許煤企與電企自主協商長協合同的價格。然而，沒有了政府的直接干預，在煤價下行期間火電企業往往選擇採購更低價格的市場煤，並未嚴格執行此前雙方簽訂的長協合同。因爲火電企業利潤過於豐厚，國家直接在2013年10月和2014年9月兩度下調上網電價，最後在煤價最低的2015年才依據煤電聯動機制兩次下調火電上網電價及工商業用電價格。

市場加行政降電價

2015年3月起國家借煤價較低、電力系統盈利較好之時推動了新一輪電力體制改革，改革的思路是“管住中間、放開兩頭”。電網企業依照政府覈定的輸配電價收取過網費，放開競爭性環節電價，對社會開放配售電業務。這樣，發用電企業和售電公司通過直接交易或電力交易中心完成市場化定價，打破跨區、跨省送電的固定價格壁壘，可以降電價、“降成本”。

2016年全國電力市場交易電量就達到1.1萬億千瓦時，佔全社會用電量的19%；2018年交易電量翻倍達到2.1萬億千瓦時，所佔社會用電量比重也增加爲30.2%。其中，2018年煤電的市場交易電量已超過1億千瓦時，市場化率爲42.8%，平均電價爲0.34元/千瓦時，較燃煤標杆電價平均下浮11.2%。

對比起來，作爲自然壟斷企業的電網進行改革的力度相對滯後，存在交叉補貼等複雜因素導致難以釐清其合理成本，全國平均輸配電價由2002年不到0.11元/千瓦時翻倍漲至2019年的0.22/千瓦時。國家在2018年就開始推動降低電網環節收費和輸配電價格，連續兩年要求一般工商業電價平均降低10%。

在降低社會用電成本的國家戰略下，儘管2016年之後的供給側改革導致煤價大幅回升，但發改委遲遲沒有啓動煤電聯動機制提升電價。爲了緩解火電企業經營困難，國家於2017年7月取消、降低部分向發電企業徵收的政府性基金及附加，藉此電價結構的調整來提高上網電價。

2018年在經濟發達的廣東，煤電標杆上網電價約爲0.45元/千瓦時，而在煤炭資源豐富的甘肅省，煤電標杆上網電價才約0.30/千瓦時。在燃煤發電市場化交易規模不斷增加、市場電價明顯低於標杆上網電價的背景下，2019年9月國務院常務會議決定自2020年初起取消煤電價格聯動機制，並將標杆上網電價機制進一步市場化，允許電價在燃煤發電標杆上網基準價下浮原則上不超過15%、上浮最多10%。同時，國家要求“暫不上浮”，確保工商業平均電價只降不升。2020年一般工商業電價繼續下降5%。

可再生能源解決消納

我國早在2005年就頒佈了《可再生能源法》，在2009年又提出到2020年實現非化石能源消費比重達到15%的能源結構調整目標。

爲此，國家在“十二五”期間投資約1.8萬億元。2015年，包含水電在內全部可再生能源電力消納量接近1.4萬億千瓦時，佔全社會用電量的24.5%；非化石能源佔比從2010年的9.4%提高至2015年的12%。然而，2011年之後全國用電量增速大幅下滑，疊加風電和光電穩定性差、調峯難、外送通道缺乏等原因，可再生能源發電面臨着嚴重的消納問題。大量棄風、棄光、棄水現象造成了巨大浪費，2015年全國僅棄風電量就高達339億千瓦時。以棄風棄光問題較爲嚴重的西北地區爲例，2015年僅甘肅就棄風82億千瓦時，棄風率高達39%；棄光電量達26億千瓦時，棄光率爲31%。

“十三五”期間，國家又計劃加大力度對可再生能源投資約2.5萬億元，解決新能源的消納困難成爲電改的重點之一。2015年11月底，國家建立優先發電制度保障清潔能源發電優先上網，並隨後出臺配套政策要求電網企業全額收購規劃範圍內的可再生能源上網電量。然而，2016年棄風棄光矛盾依然相當突出，國家能源局提出目標，2020年“三北”地區棄風、棄光率要控制在5%以內。2017年1月，國家電網明確承諾到2020年根本解決新能源消納問題，並提出了20項具體措施，其中之一就是加強新能源電力專用外送通道建設。例如，國網專門建設了途經青海、甘肅、陝西、河南的青豫直流工程作爲華中電網消納西北地區清潔能源外送的專用特高壓通道，大輸送功率800萬千瓦，搶在2020年底正式投入運營。

2019年5月國家又出臺政策建立可再生能源電力消納保障機制，對各地進行消納責任權重指標約束，並促進可再生能源跨省區交易。這一系列措施有力保障了新能源的消納。2020年全國棄風電量爲166億千瓦時，棄風率爲3.5%；棄光電量爲52.6億千瓦時，棄光率僅有2%。

然而，要在2030年達到25%的非化石能源消費比重目標，我國風、光發電總裝機容量需要超過12億千瓦，而2020年末約爲5.3億千瓦。這意味着，2021年起我國可再生能源電量消納的壓力仍將不斷加大。

煤電新建機組“超調”

2014年煤價處於低位，煤電企業盈利豐厚。而2014年10月國家又將火電項目審批權下放至省級政府，大量煤電項目得以獲批。但2015年全國用電增速不足1%，出現大量清潔能源棄電現象，火電機組利用小時數連續下滑，凸顯電力供應過剩的矛盾。

國家自2016年起對於煤電行業不斷加強供給側改革，主要出於幾方面的考慮。第一是，如果已覈准煤電項目全部按期建設投產，不利於我國在2020年底達到15%的非化石能源消費比重目標。第二是，2016年煤價的快速反彈和火電機組利用率的下降極大削弱了煤電企業的盈利能力，在電力產能過剩的情況下煤電建設並不經濟。第三是，2017年國家將對大氣污染防治行動計劃進行考覈，京津冀、華東等地區治理霧霾的壓力較大。在清潔能源仍存在大量棄電的情況下，繼續大規模建設煤電產能不利於大氣污染防治。

2016年4月，國家能源局建立了煤電規劃建設風險預警機制，將全國絕大多數區域劃爲紅色預警區域，在未來三年嚴控新建煤電機組。此後，國家陸續出臺政策和規劃，取消和推遲煤電建設項目1.5億千瓦以上，淘汰落後產能2000萬千瓦以上，提出到2020年全國煤電裝機規模力爭控制在11億千瓦以內。與此同時，國家新電改的配套文件相繼落地，“十三五”期間特高壓輸電線路又不斷投產，從電力交易的市場化競爭和電力環保要求加碼等方面倒逼淘汰30萬千瓦以下小火電機組。

然而，面臨着高漲的煤價和過剩產能，煤電企業仍艱難度日。2017年7月才上調了煤電上網電價，8月發改委又聯合16個部委發佈文件，加強推進供給側結構性改革、防範化解煤電產能過剩風險。

這些措施導致我國火電投資從2015年的最高峯1163億元逐年下滑至2020年的553億元。實際上，2020年末我國煤電裝機容量僅爲10.8億千瓦，佔全部裝機容量的49.1%，超額完成“十三五”的控制目標；即使是加上1億千瓦的氣電等其它形式裝機容量，火電裝機容量的佔比已降爲56.6%。煤電行業的供給側改革實施後，火電發電設備利用小時開始回升。

2016年火電發電設備利用小時達到4186小時的歷史低位，2018年就恢復爲4378小時。然而，2019年起新能源發電比重快速上升加大電網調峯壓力，火電發電設備利用小時仍小幅下降；疊加煤價處於高位和上網電價受限等不利影響，煤電企業盈利狀況依然不佳。

國際局勢放大失衡

2020年我國併網裝機容量中風電爲2.8億千瓦，光電爲2.5億千瓦，風光裝機佔比已達到24.3%，但其發電量僅有7270億千瓦時，佔比僅爲9.5%。2021年前8個月，全國規上工業累計發電5.4萬億千瓦時，同比增長11.3%；其中火電佔比爲71.9%，水電佔比爲14.1%，風電佔比爲6.8%，光電佔比僅爲2.2%。可見，我國新能源、尤其是光電的發電量還遠未能與其裝機量相平衡。而我國今年1-8月水電發電量又同比下降1%，主要原因是來水量減少。例如長江上游溪洛渡水庫二季度來水總量較上年同期偏枯44.7%。在此情況下，我國對於火電的依賴反而加深。

2021年前8個月，我國全社會用電量達5.5萬億千瓦時，同比增加13.8%。一方面的原因是，中美之間的博弈威脅了我國原油保障安全，加快了我國的產業升級速度，導致用電需求增加。伴隨着我國電動汽車、5G、大數據等新興產業的快速發展，我國今年前8個月第三產業用電量已接近1萬億千瓦時，同比增速高達21.9%。另一方面的原因是，國際疫情的反覆導致國外供應鏈中斷、產能釋放不足，我國沿海地區企業承接了大量出口訂單，帶來工業電力需求增加。今年前8個月，我國第二產業用電量達3.7萬億千瓦時，同比增長13.1%。

然而，受安全檢查和環保等制約，我國煤炭供給無法有效滿足市場需求缺口。2021年前8個月，我國生產原煤26億噸，同比僅增長4.4%，8月份的同比增速更是下降至0.8%。正常情況下我國少量進口煤炭的目的是作爲價格調節的手段。2020年我國從印尼、俄羅斯等國家彌補了缺口，進口煤炭3億噸，同比還增長了1.5%。但近期，印尼煤因雨季影響產量偏低，蒙古則受疫情影響進口困難，2021年前8個月全國進口煤炭約2萬噸，同比還下降10.3%。而近期海外動力煤的供應也因需求回升存在較大缺口，價格暴漲，很難僅通過大量進口來解決煤炭的供應問題。

限電倒逼機制調整

全國範圍內發生大限電說明國家原有能源供應管理機制存在瑕疵，需要調整。

在煤炭供應方面，國家發改委表態將通過釋放煤炭先進產能和增加煤炭進口來加大保供力度，同時推動發電供熱用煤中長期合同的全覆蓋，執行“基準價+浮動價”機制以平抑煤炭價格大幅波動的影響。

然而，平衡電力供需更有效的機制還是通過市場化手段，將碳價格的上漲傳遞給下游高耗能行業。2021年8月，大唐國際、國電電力等11家燃煤發電企業聯名向北京市城管委發文，表示高漲的燃煤價格與基準電價嚴重倒掛，已導致企業虧損嚴重，要求上浮電價。從這個角度，國家對電價的持續限制並不利於產業結構優化和高耗能企業減排。此次大限電給各地政府調整電價機制帶來了較好契機。

7月底，國家發改委發文要求各地進一步完善分時電價機制，充分發揮分時電價信號作用，通過高峯電價和低谷電價的價差引導電力用戶需求。以9月7日廣西發佈的機制爲例，是在平段電價基礎上，上、下浮動50%形成高峯電價和低谷電價，並將高峯電價上浮20%形成尖峯電價。

此外，內蒙古的蒙西地區自2021年8月起就允許燃煤發電的市場交易價格較基準價上浮不超過10%。9月起，上海、廣東、安徽等多省市也陸續取消燃煤上網電價“暫不上浮”的規定，允許上浮最多10%。

部分省份甚至在定價上浮中重新引入煤電聯動機制。比如湖南省於9月27日發佈的通知中規定，“當平均到廠標煤單價超過1300元/噸，煤價每上漲50元/噸，燃煤火電交易價格上限上浮1.5分/千瓦時，上浮幅度最高不超過國家規定。”

通過這些機制調整，國家加強了價格信號對電力消費的影響，有助於控制高耗能行業的電力需求，有利於緩解長期性的煤電供需矛盾。

能耗考覈驅動地方政府

我國早在“十一五”規劃就提出了五年內單位GDP能耗降低20%的約束性指標。然而，全國單位GDP能耗前四年累計下降不及預期，2010年一季度還上升了3.2%。國務院於2010年5月發文強調“十一五”節能減排指標的法律約束力，要求加大工作力度，並通知在三季度將派工作組進行檢查。爲了獲得更爲真實的數據，國家還在2010年6月改用萬元GDP電耗作爲節能考覈標準，取代了較易虛報的萬元GDP綜合能耗。2010年國家的一系列措施導致多地自5月開始對高耗能、高排放企業用電限電，到9月份之後達到頂峯，甚至開始出現影響居民生活的拉閘限電。國務院於11月緊急發文，要求確保居民生活用電和正常發用電秩序，對因節能減排任務產生的限電現象進行了糾偏。最終，“十一五”期間我國單位GDP能耗累計下降19.1%。

2015年，我國完成67.7萬億元GDP，全年消耗的能源總量折算爲43億噸標準煤。2015年10月召開的十八屆五中全會首次提出實行能源消耗總量和強度“雙控”行動。“十三五”規劃中對此的目標體現是，將2020年能源消費總量小於50億噸標準煤設定爲預期性指標，而將2020年全國單位GDP能耗比2015年降低15%設定爲約束性指標。國家發改委將這些指標分解至各省市，並嚴格進行考覈。

2020年我國能源消費總量達49.8億噸標準煤，單位GDP能耗仍爲世界平均水平的1.5倍。爲實現碳達峯、碳中和的戰略目標，我國在“十四五”規劃中明確2025年實現單位GDP能耗和二氧化碳排放分別降低13.5%、18%，雖然略低於“十三五”期間實現的比例，但還是進一步強化了能耗雙控。

針對“十三五”期間出現的能源消費總量管理缺乏彈性、能耗雙控差別化管理措施偏少等問題，國家發改委於2021年9月發佈《完善能源消費和總量雙控制度方案》，強調控制化石能源消費，鼓勵可再生能源使用，加大對能耗強度降低指標考覈權重，重點爲此優化了約束和激勵機制。

新制度出臺的影響較大。不僅是能耗雙控被列爲領導幹部綜合考覈評價的重要依據；對未達標地區，高耗能項目將緩批限批，新上高耗能項目還須實行能耗等量減量替代。5月份，國家發改委就約談了一季度能耗強度上升的省區相關部門，要求確保完成能耗雙控任務。在2021年8月出臺的上半年能耗雙控目標完成情況晴雨表中，仍有大量地區未能達標，其中有九省區因能耗強度不降反升被列入一級預警。相關省份相繼出臺嚴格的限電、限產措施，涉及化工、鋼鐵、造紙、有色金屬、非金屬建材等高耗能、高碳排放行業。例如，江蘇省於9月初開始對年綜合能耗5萬噸以上企業和部分“兩高”企業開展專項節能監察行動，對企業運行和市場價格帶來較大沖擊。

利益分配影響公司價值

煤電是我國最重要的電源，具有優異的穩定性和調峯特性，短期內難以被新能源取代。市場煤和計劃電的天然矛盾使得煤電行業盈利具有與煤價反向的較強週期性。然而，國家先後對煤炭行業和煤電行業實施供給側改革，客觀上影響了市場的天然週期。而近年來，國家對市場化電力交易的改革以及確保工商業平均電價只降不升的要求又使得煤電企業在博弈中處於不利地位。這些政策重新分配行業利益，較大程度上影響着相關電力企業的盈利與價值。

以火電行業龍頭華能國際爲例。公司具有優質資產，歷史上僅在2008年虧損過39億元。此後，在煤價高漲的2011年，公司的盈利跌入谷底，僅實現歸母淨利潤13億元。從2012年開始，公司的盈利隨着煤價的下跌而不斷改善，2015年公司營收大幅下降爲1289億元，但歸母淨利潤達到歷史峯值138億元。2015年初牛市的到來使華能國際的股價最高上漲至11.64元（前復權）。然而，2016年初煤炭行業實施供給側改革後，煤價大幅上漲，儘管公司總營收仍處於上升趨勢中，但盈利狀況卻開始惡化。華能國際的歸母淨利潤在2016年還有104億元，但在此後三年均只有十幾億元，到了2020年才恢復爲46億元。華能國際的股價也從2016年起開始了漫長的下跌過程，2021年2月公司股價最低跌至3.58元，與2014年的低點相差無幾。

國家對於煤電企業的利益壓制迫使其不斷內部挖潛以提高效率，效果之一就是電力行業的供電煤耗不斷下降。2020年，我國供電煤耗已達305.5克/千瓦時，較2011年的水平下降了7.1%。對於煤電矛盾帶來的反向週期波動，一種應對的戰略是在產業層面實現上下游一體化。例如中國神華逐步發展爲涉及煤炭、發電、煤化工、運輸的煤炭能源全產業鏈，能較好對沖煤價波動的風險。在資本層面，國家將煤炭企業與煤電企業進行整合，以柔化整個產業鏈的週期性。較爲典型的例子有，2017年國家將中國神華和國電電力在控股股東層面整合爲國家能源集團。

此次大限電引發國家放松管制，允許電價適度上漲。電力板塊股票自8月初開始大漲。華能國際的股價就從7月30日的最低價3.77元上漲至9月27日的最高價8.77元，在短短兩個月內上漲了132.6%。煤電行業未來能否持續獲得與近期漲幅匹配的盈利改善，有待實踐檢驗。

（作者繫上海交大上海高級金融學院教授）