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)計數據顯示，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%。這些數據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。在生產端，自2015年至今全國共清退煤炭產能10億噸左右，主力煤礦又要嚴格按照核定產能生產，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，煤炭產量增長受阻，部分地區(qū)實施煤管票限制，也抑制了產量提升。
　 在銷售端，由于產煤主力在山西、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的運行，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大幅上漲，比去年同期翻了一倍多。可以看出，國際國內、現貨期貨已經產生聯(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，電力短缺產生原因是地方政府對煤炭產能控制導致市場需求大增時出現煤炭短缺，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”現象已經愈發(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，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，畢竟電力是整個經濟體系與社會生活運轉的基礎。

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