煤炭供給側(cè)改革用力較猛和可再生能源的穩(wěn)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核也引發(fā)地方政府對“雙高”企業(yè)限電、限產(chǎn)。因此，本輪全國大限電說明我國電力系統(tǒng)利益相關(guān)者的復雜博弈未達平衡。國家借此優(yōu)化電價機制，完善能源供應(yīng)結(jié)構(gòu)，有助于“先立后破”達成“雙碳”目標。

陳欣/文

繼2020年12月浙江、湖南等地發(fā)生了近年來較為少見的限電現(xiàn)象后，2021年我國又出現(xiàn)了更大范圍的限電現(xiàn)象。第一輪限電自5月開始，出現(xiàn)在云南、廣東等部分南方省份，引發(fā)工業(yè)企業(yè)限產(chǎn)；第二輪限電于9月開始，波及全國大量省市，規(guī)模更大、影響更嚴重。在南方的浙江、江蘇等制造業(yè)大省份紛紛針對高耗能企業(yè)乃至于普通企業(yè)進行限電、限產(chǎn)，而北方的山東、吉林、遼寧等省份的限電情況更為突出。尤其是遼寧等東北多地從9月23日開始，出現(xiàn)了用電高峰時段突然拉閘限電的情況，不光是限制了工業(yè)生產(chǎn)，還已影響到居民生活和城市運轉(zhuǎn)，乃至于引發(fā)安全生產(chǎn)事故。

中國電源及電網(wǎng)企業(yè)的技術(shù)能力雄踞世界前列，多年來為全國提供著持續(xù)、可靠的電力供應(yīng)。為何近期開始多次出現(xiàn)大規(guī)模限電現(xiàn)象？

實際上，此輪全國大限電體現(xiàn)我國電力系統(tǒng)利益相關(guān)者的復雜博弈未達平衡。

東北用電缺口不平衡

國家電網(wǎng)對此次東北電網(wǎng)電力供應(yīng)持續(xù)緊張的解釋是，“受電煤緊缺、火電機組停機容量大、新能源發(fā)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(fā)用電量并不平衡，此次大限電中遼寧省的壓力最大。由于工業(yè)最為發(fā)達，2020年遼寧省的用電量為2423.4億千瓦時，在全國處于第12位；而黑龍江和吉林的用電量卻居于倒數(shù)第6位和倒數(shù)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(fā)電能力不足，屬于電力凈調(diào)入省份；吉林省和黑龍江省一般都是電力凈輸出省份，例如2020年黑龍江的凈送外電量就達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(nèi)蒙古調(diào)入補充。2021年夏季，東北電網(wǎng)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(wǎng)運行事故風險，也是依靠跨區(qū)電力調(diào)度的支持才得到化解。

此外，東北近年來大力發(fā)展再生電力系統(tǒng)，但水、風、光電由于自然條件的限制具有較大的不穩(wěn)定性。以風電為例，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(jù)媒體報道，用電緊張期間，遼寧省的火電出力僅為裝機容量的一半左右，9月10日起就采用有序用電措施，至22日已經(jīng)對非居民啟動了9輪有序用電。但由于部分企業(yè)的有序用電未能執(zhí)行到位，最大錯避峰僅達到243.7萬千瓦。9月23日，遼寧面臨更大電力缺口，各種調(diào)整手段用盡后電網(wǎng)頻率依然過低、存在崩潰危險，最后才被迫緊急實施電網(wǎng)事故拉閘限電。

東北工業(yè)用電量整體并不高，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(shè)施，引發(fā)了極大社會關(guān)注。

供給側(cè)改革驅(qū)高煤價

此輪全國性大限電的一個根本原因是占電力供應(yīng)70%以上的煤電出力不足。當前還在傳統(tǒng)用煤淡季，全社會電煤庫存就處于歷史低位，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(chǎn)能充沛。目前動力煤的供給不足實際上是國家對煤炭行業(yè)長期實施供給側(cè)改革的后遺癥。

在“黃金十年”期間，經(jīng)濟的高速增長拉動全國煤炭產(chǎn)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(yè)利潤從2002年的23億元激增至2011年的3246億元。

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

對此困境，國家自2016年初開始實施化解煤炭行業(yè)過剩產(chǎn)能的供給側(cè)改革措施，通過產(chǎn)能指標和安全手續(xù)等多種手段限制產(chǎn)能：要求大型煤礦減產(chǎn)、限產(chǎn)，對中小型煤礦進行關(guān)停并轉(zhuǎn)，同時嚴格限制新建煤礦。例如，2016年國家要求煤炭行業(yè)嚴格執(zhí)行276天工作日和節(jié)假日公休制度，并按此核定新的產(chǎn)能指標。此外，出于安全生產(chǎn)的角度，煤礦企業(yè)在全國兩會等重要日期附近也可能停產(chǎn)。這一系列制度都使得煤炭企業(yè)僅能釋放有限產(chǎn)能。

供給側(cè)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(shù)量減少至4700處以下，淘汰超過10億噸/年的落后煤炭產(chǎn)能。2020年我國煤炭產(chǎn)量達到38.4億噸, 占全球產(chǎn)量超過一半。而且，各地大量煤礦的退出使得全國煤炭產(chǎn)能向山西、內(nèi)蒙古、陜西集中，2020年“三西”地區(qū)生產(chǎn)原煤27.4億噸，占全國產(chǎn)量的71.4%。2021年上半年，全國生產(chǎn)原煤19.5億噸，同比增長6.4%，但煤炭行業(yè)的產(chǎn)能利用率僅72.8%。可見，供給側(cè)改革是煤炭產(chǎn)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(fā)布電煤指導價格，探索煤炭的市場化定價與重點合同煤價并行的雙軌制。而對比起來，電力系統(tǒng)在建國后長期采用計劃經(jīng)濟體制。為了打破壟斷、引入競爭，國家在2002年初提出電力體制改革方案，其后逐步形成了廠網(wǎng)分開、主輔分離的格局。但電價的調(diào)整涉及國計民生，國家的態(tài)度相當謹慎，電力系統(tǒng)仍然體現(xiàn)著較強的計劃性。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(lián)動政策，由省級政府核定當?shù)氐拿弘姌藯U上網(wǎng)電價，平均煤炭價格在一個周期波動超過5%就進行上網(wǎng)電價的調(diào)整。該政策的初衷是緩解煤電矛盾，但由于煤價在行業(yè)的“黃金十年”期間處于整體上漲趨勢，該制度出臺后在實際執(zhí)行時并不順暢，產(chǎn)生了電價“聯(lián)而不動”的現(xiàn)象。發(fā)改委更多是以火電行業(yè)的盈利狀況來進行調(diào)價判斷。例如，2011年煤價大幅上漲導致煤電企業(yè)虧損嚴重，發(fā)改委才兩度上調(diào)上網(wǎng)電價。

隨著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(diào)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(xié)商長協(xié)合同的價格。然而，沒有了政府的直接干預(yù)，在煤價下行期間火電企業(yè)往往選擇采購更低價格的市場煤，并未嚴格執(zhí)行此前雙方簽訂的長協(xié)合同。因為火電企業(yè)利潤過于豐厚，國家直接在2013年10月和2014年9月兩度下調(diào)上網(wǎng)電價，最后在煤價最低的2015年才依據(jù)煤電聯(lián)動機制兩次下調(diào)火電上網(wǎng)電價及工商業(yè)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(tǒng)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(wǎng)企業(yè)依照政府核定的輸配電價收取過網(wǎng)費，放開競爭性環(huán)節(jié)電價，對社會開放配售電業(yè)務(wù)。這樣，發(fā)用電企業(yè)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(qū)、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，占全社會用電量的19%；2018年交易電量翻倍達到2.1萬億千瓦時，所占社會用電量比重也增加為30.2%。其中，2018年煤電的市場交易電量已超過1億千瓦時，市場化率為42.8%，平均電價為0.34元/千瓦時，較燃煤標桿電價平均下浮11.2%。

對比起來，作為自然壟斷企業(yè)的電網(wǎng)進行改革的力度相對滯后，存在交叉補貼等復雜因素導致難以厘清其合理成本，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(wǎng)環(huán)節(jié)收費和輸配電價格，連續(xù)兩年要求一般工商業(yè)電價平均降低10%。

在降低社會用電成本的國家戰(zhàn)略下，盡管2016年之后的供給側(cè)改革導致煤價大幅回升，但發(fā)改委遲遲沒有啟動煤電聯(lián)動機制提升電價。為了緩解火電企業(yè)經(jīng)營困難，國家于2017年7月取消、降低部分向發(fā)電企業(yè)征收的政府性基金及附加，借此電價結(jié)構(gòu)的調(diào)整來提高上網(wǎng)電價。

2018年在經(jīng)濟發(fā)達的廣東，煤電標桿上網(wǎng)電價約為0.45元/千瓦時，而在煤炭資源豐富的甘肅省，煤電標桿上網(wǎng)電價才約0.30/千瓦時。在燃煤發(fā)電市場化交易規(guī)模不斷增加、市場電價明顯低于標桿上網(wǎng)電價的背景下，2019年9月國務(wù)院常務(wù)會議決定自2020年初起取消煤電價格聯(lián)動機制，并將標桿上網(wǎng)電價機制進一步市場化，允許電價在燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)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(yè)平均電價只降不升。2020年一般工商業(yè)電價繼續(xù)下降5%。

可再生能源解決消納

我國早在2005年就頒布了《可再生能源法》，在2009年又提出到2020年實現(xiàn)非化石能源消費比重達到15%的能源結(jié)構(gòu)調(diào)整目標。

為此，國家在“十二五”期間投資約1.8萬億元。2015年，包含水電在內(nèi)全部可再生能源電力消納量接近1.4萬億千瓦時，占全社會用電量的24.5%；非化石能源占比從2010年的9.4%提高至2015年的12%。然而，2011年之后全國用電量增速大幅下滑，疊加風電和光電穩(wěn)定性差、調(diào)峰難、外送通道缺乏等原因，可再生能源發(fā)電面臨著嚴重的消納問題。大量棄風、棄光、棄水現(xiàn)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。以棄風棄光問題較為嚴重的西北地區(qū)為例，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，棄光率為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為電改的重點之一。2015年11月底，國家建立優(yōu)先發(fā)電制度保障清潔能源發(fā)電優(yōu)先上網(wǎng)，并隨后出臺配套政策要求電網(wǎng)企業(yè)全額收購規(guī)劃范圍內(nèi)的可再生能源上網(wǎng)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(qū)棄風、棄光率要控制在5%以內(nèi)。2017年1月，國家電網(wǎng)明確承諾到2020年根本解決新能源消納問題，并提出了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(shè)。例如，國網(wǎng)專門建設(shè)了途經(jīng)青海、甘肅、陜西、河南的青豫直流工程作為華中電網(wǎng)消納西北地區(qū)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(quán)重指標約束，并促進可再生能源跨省區(qū)交易。這一系列措施有力保障了新能源的消納。2020年全國棄風電量為166億千瓦時，棄風率為3.5%；棄光電量為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(fā)電總裝機容量需要超過12億千瓦，而2020年末約為5.3億千瓦。這意味著，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(diào)”

2014年煤價處于低位，煤電企業(yè)盈利豐厚。而2014年10月國家又將火電項目審批權(quán)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(xiàn)大量清潔能源棄電現(xiàn)象，火電機組利用小時數(shù)連續(xù)下滑，凸顯電力供應(yīng)過剩的矛盾。

國家自2016年起對于煤電行業(yè)不斷加強供給側(cè)改革，主要出于幾方面的考慮。第一是，如果已核準煤電項目全部按期建設(shè)投產(chǎn)，不利于我國在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(yè)的盈利能力，在電力產(chǎn)能過剩的情況下煤電建設(shè)并不經(jīng)濟。第三是，2017年國家將對大氣污染防治行動計劃進行考核，京津冀、華東等地區(qū)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(xù)大規(guī)模建設(shè)煤電產(chǎn)能不利于大氣污染防治。

2016年4月，國家能源局建立了煤電規(guī)劃建設(shè)風險預(yù)警機制，將全國絕大多數(shù)區(qū)域劃為紅色預(yù)警區(qū)域，在未來三年嚴控新建煤電機組。此后，國家陸續(xù)出臺政策和規(guī)劃，取消和推遲煤電建設(shè)項目1.5億千瓦以上，淘汰落后產(chǎn)能2000萬千瓦以上，提出到2020年全國煤電裝機規(guī)模力爭控制在11億千瓦以內(nèi)。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(chǎn)，從電力交易的市場化競爭和電力環(huán)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，面臨著高漲的煤價和過剩產(chǎn)能，煤電企業(yè)仍艱難度日。2017年7月才上調(diào)了煤電上網(wǎng)電價，8月發(fā)改委又聯(lián)合16個部委發(fā)布文件，加強推進供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革、防范化解煤電產(chǎn)能過剩風險。

這些措施導致我國火電投資從2015年的最高峰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為10.8億千瓦，占全部裝機容量的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，火電裝機容量的占比已降為56.6%。煤電行業(yè)的供給側(cè)改革實施后，火電發(fā)電設(shè)備利用小時開始回升。

2016年火電發(fā)電設(shè)備利用小時達到4186小時的歷史低位，2018年就恢復為4378小時。然而，2019年起新能源發(fā)電比重快速上升加大電網(wǎng)調(diào)峰壓力，火電發(fā)電設(shè)備利用小時仍小幅下降；疊加煤價處于高位和上網(wǎng)電價受限等不利影響，煤電企業(yè)盈利狀況依然不佳。

國際局勢放大失衡

2020年我國并網(wǎng)裝機容量中風電為2.8億千瓦，光電為2.5億千瓦，風光裝機占比已達到24.3%，但其發(fā)電量僅有7270億千瓦時，占比僅為9.5%。2021年前8個月，全國規(guī)上工業(yè)累計發(fā)電5.4萬億千瓦時，同比增長11.3%；其中火電占比為71.9%，水電占比為14.1%，風電占比為6.8%，光電占比僅為2.2%?？梢?，我國新能源、尤其是光電的發(fā)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(fā)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，我國對于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(chǎn)業(yè)升級速度，導致用電需求增加。伴隨著我國電動汽車、5G、大數(shù)據(jù)等新興產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展，我國今年前8個月第三產(chǎn)業(yè)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，國際疫情的反復導致國外供應(yīng)鏈中斷、產(chǎn)能釋放不足，我國沿海地區(qū)企業(yè)承接了大量出口訂單，帶來工業(yè)電力需求增加。今年前8個月，我國第二產(chǎn)業(yè)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(huán)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(chǎn)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為價格調(diào)節(jié)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(chǎn)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(yīng)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(yīng)問題。

限電倒逼機制調(diào)整

全國范圍內(nèi)發(fā)生大限電說明國家原有能源供應(yīng)管理機制存在瑕疵，需要調(diào)整。

在煤炭供應(yīng)方面，國家發(fā)改委表態(tài)將通過釋放煤炭先進產(chǎn)能和增加煤炭進口來加大保供力度，同時推動發(fā)電供熱用煤中長期合同的全覆蓋，執(zhí)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(yè)。2021年8月，大唐國際、國電電力等11家燃煤發(fā)電企業(yè)聯(lián)名向北京市城管委發(fā)文，表示高漲的燃煤價格與基準電價嚴重倒掛，已導致企業(yè)虧損嚴重，要求上浮電價。從這個角度，國家對電價的持續(xù)限制并不利于產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)優(yōu)化和高耗能企業(yè)減排。此次大限電給各地政府調(diào)整電價機制帶來了較好契機。

7月底，國家發(fā)改委發(fā)文要求各地進一步完善分時電價機制，充分發(fā)揮分時電價信號作用，通過高峰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(fā)布的機制為例，是在平段電價基礎(chǔ)上，上、下浮動50%形成高峰電價和低谷電價，并將高峰電價上浮20%形成尖峰電價。

此外，內(nèi)蒙古的蒙西地區(qū)自2021年8月起就允許燃煤發(fā)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(xù)取消燃煤上網(wǎng)電價“暫不上浮”的規(guī)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(lián)動機制。比如湖南省于9月27日發(fā)布的通知中規(guī)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(guī)定。”

通過這些機制調(diào)整，國家加強了價格信號對電力消費的影響，有助于控制高耗能行業(yè)的電力需求，有利于緩解長期性的煤電供需矛盾。

能耗考核驅(qū)動地方政府

我國早在“十一五”規(guī)劃就提出了五年內(nèi)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(yù)期，2010年一季度還上升了3.2%。國務(wù)院于2010年5月發(fā)文強調(diào)“十一五”節(jié)能減排指標的法律約束力，要求加大工作力度，并通知在三季度將派工作組進行檢查。為了獲得更為真實的數(shù)據(jù)，國家還在2010年6月改用萬元GDP電耗作為節(jié)能考核標準，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(yè)用電限電，到9月份之后達到頂峰，甚至開始出現(xiàn)影響居民生活的拉閘限電。國務(wù)院于11月緊急發(fā)文，要求確保居民生活用電和正常發(fā)用電秩序，對因節(jié)能減排任務(wù)產(chǎn)生的限電現(xiàn)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為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(guī)劃中對此的目標體現(xiàn)是，將2020年能源消費總量小于50億噸標準煤設(shè)定為預(yù)期性指標，而將2020年全國單位GDP能耗比2015年降低15%設(shè)定為約束性指標。國家發(fā)改委將這些指標分解至各省市，并嚴格進行考核。

2020年我國能源消費總量達49.8億噸標準煤，單位GDP能耗仍為世界平均水平的1.5倍。為實現(xiàn)碳達峰、碳中和的戰(zhàn)略目標，我國在“十四五”規(guī)劃中明確2025年實現(xiàn)單位GDP能耗和二氧化碳排放分別降低13.5%、18%，雖然略低于“十三五”期間實現(xiàn)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(xiàn)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(fā)改委于2021年9月發(fā)布《完善能源消費和總量雙控制度方案》，強調(diào)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核權(quán)重，重點為此優(yōu)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為領(lǐng)導干部綜合考核評價的重要依據(jù)；對未達標地區(qū)，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(fā)改委就約談了一季度能耗強度上升的省區(qū)相關(guān)部門，要求確保完成能耗雙控任務(wù)。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(qū)未能達標，其中有九省區(qū)因能耗強度不降反升被列入一級預(yù)警。相關(guān)省份相繼出臺嚴格的限電、限產(chǎn)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(yè)。例如，江蘇省于9月初開始對年綜合能耗5萬噸以上企業(yè)和部分“兩高”企業(yè)開展專項節(jié)能監(jiān)察行動，對企業(yè)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(yōu)異的穩(wěn)定性和調(diào)峰特性，短期內(nèi)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(yè)盈利具有與煤價反向的較強周期性。然而，國家先后對煤炭行業(yè)和煤電行業(yè)實施供給側(cè)改革，客觀上影響了市場的天然周期。而近年來，國家對市場化電力交易的改革以及確保工商業(yè)平均電價只降不升的要求又使得煤電企業(yè)在博弈中處于不利地位。這些政策重新分配行業(yè)利益，較大程度上影響著相關(guān)電力企業(yè)的盈利與價值。

以火電行業(yè)龍頭華能國際為例。公司具有優(yōu)質(zhì)資產(chǎn)，歷史上僅在2008年虧損過39億元。此后，在煤價高漲的2011年，公司的盈利跌入谷底，僅實現(xiàn)歸母凈利潤13億元。從2012年開始，公司的盈利隨著煤價的下跌而不斷改善，2015年公司營收大幅下降為1289億元，但歸母凈利潤達到歷史峰值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(quán)）。然而，2016年初煤炭行業(yè)實施供給側(cè)改革后，煤價大幅上漲，盡管公司總營收仍處于上升趨勢中，但盈利狀況卻開始惡化。華能國際的歸母凈利潤在2016年還有104億元，但在此后三年均只有十幾億元，到了2020年才恢復為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。

國家對于煤電企業(yè)的利益壓制迫使其不斷內(nèi)部挖潛以提高效率，效果之一就是電力行業(yè)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%。對于煤電矛盾帶來的反向周期波動，一種應(yīng)對的戰(zhàn)略是在產(chǎn)業(yè)層面實現(xiàn)上下游一體化。例如中國神華逐步發(fā)展為涉及煤炭、發(fā)電、煤化工、運輸?shù)拿禾磕茉慈a(chǎn)業(yè)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(yè)與煤電企業(yè)進行整合，以柔化整個產(chǎn)業(yè)鏈的周期性。較為典型的例子有，2017年國家將中國神華和國電電力在控股股東層面整合為國家能源集團。

此次大限電引發(fā)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(nèi)上漲了132.6%。煤電行業(yè)未來能否持續(xù)獲得與近期漲幅匹配的盈利改善,有待實踐檢驗。

（作者系上海交大上海高級金融學院教授，本文原發(fā)于證券時報理論版）