记者 宋笛 从8月中下旬云南、江苏等省份的能耗双控限产，到9月中旬广州、浙江等省份部分限电停产，并最终在9月底由东北地区的拉闸限电彻底引爆，事隔近10年后，又一场“电荒”席卷中国。

一些意外的因素赋予了此次电荒偶然性，比如2021年上半年“超预期”的用电增长以及成倍增长的煤炭价格。但在这些偶然因素背后，我们依然能察觉到一张紧绷的网，一些结构性压力的持续存在。

煤炭价格上涨背后是从2016年去产能开始煤炭产能的持续承压，在2020-2021年又叠加了安全、减碳等政策目标；火电发电端则是纠缠于与高位震荡煤价持续数年的博弈，多个大型能源集团的火电板块利润已经持续削弱甚至亏损；在能源结构方面，非化石能源电力发电机新增装机量持续增长，火电占比持续下降，一方面增加了低碳能源的占比，另一方面光在缺乏充足的储能设备和技术下，又对整个电力系统的稳定性带来了挑战。

在这些结构性压力之外，大型能源企业、地方政府、煤炭企业、大型工商用电企业和居民用电群体——如果我们可以把群体的意愿看作一个整体的话——又从各自的目标出发，饶有趣味的扮演了不同的角色，被赋予了不同的权重。

与偶然性因素相比，上述结构性、持续性的因素更值得深入观察，对这些因素和主体的观察决定了我们能从这场“电荒”中学到什么，并将作出何种改变，就像此前数次“电荒”所带来的那样。

结构性压力

此次“电荒”的普遍被归因与煤炭价格的上涨，一些电力系统人士直言“不是电荒，是煤荒”。

煤炭价格的上涨是如何传导至火电的紧缺？

煤炭在火电发电中成本的占比超过7成，尽管如此，和所有产业一样，原材料价格的上涨并不直接导致产业利润的下调，其中的核心在于产业能否将价格的上涨传导至下游。

对发电企业而言，这很难。

电力的成本和价格由一系列复杂的交易产生：电厂与煤炭企业间的交易，电厂与电网之间的交易，售电端与用户间的交易，但其中并不是每个交易都拥有一样的市场自由度。

煤炭的价格主要由供需决定，尽管政策不断推动发电企业和煤炭企业签订煤炭中长协议，为这一交易市场打了“政策补丁”，但在今年煤炭价格大幅上涨的情况下，煤炭中长协并未发挥充足的作用，市场的供需依然是价格因素的主要推动力。

电厂和电网之间的交易则有更多的“计划因素”，其核心在于发电企业的上网电价，这是历次电力系统改革的关键节点之一，也是发电企业能否有序消化上游成本的节点。

2004年开始，政策推动建立了煤电联动机制，有意解决在煤炭价格大幅波动的情况下，解决“市场煤”和“计划电”的矛盾，这也是2002年首轮电力改革的重要措施。在十五年的时间中，因触及煤电联动机制而带来的电价调整总计有四次。在2017年后，尽管煤炭价格在高位震荡，煤电联动机制再未触及。

煤价的居高不下和上网电价的稳定，让居间的发电企业处于持续的压力之中。2018年初，四大能源集团曾经印发了一份紧急报告，其中称“高煤价已导致五大发电集团煤电板块亏损402亿元，亏损面达60%左右，不少燃煤火电厂资金链已经断裂，还有部分面临银行停贷、限贷的情况，可能出现无钱买煤的局面”。2018亏损的情况依然维持，在2019年从上市公司公告中可以察觉到个别火电厂的出售、破产等消息陆续释出。

持续性的结构压力存在已久，薄冰难负重。

地方政府的“两级反转”

在第二轮电力体制改革的背景下，2019年政策再次发力，希望通过进一步的市场化改革，进一步缓解这一矛盾。从2020年1月1日起，取消煤电价格联动机制，将现行标杆上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。2019年10月印发的《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》中认为“现行燃煤发电标杆上网电价机制已难以适应形势发展，突出表现为不能有效反映电力市场供求变化、电力企业成本变化，不利于电力上下游产业协调可持续发展”，上述指导意见将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。

上述指导意见中特别提出，2020年暂不上浮。这意味着，2021年是“基准价+上下浮动”真正执行的第一年。

为什么在今年“电荒”全面展露之前，这一个机制没有充分的发挥作用呢？

在一些地方政府的计划中我们可以管窥到部分原因。2020年，上海市经信委印发了《2021年上海市电力用户（含售电公司）与发电企业直接交易工作方案》，其中提及根据《国家发展改革委关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658号）要求，市场主体的申报价差下浮不得超过15%，2021年暂不上浮。

9月29日，国家发改委经济运行调节局负责人就今冬明春能源保供问题回应称，将按价格政策合理疏导发电成本，严格落实燃煤发电“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，让更多电量进入市场交易，不得对市场价格在合理范围内的正常浮动进行不正当干预，让价格合理反映电力供需和成本变化。

“不得对市场价格在合理范围内的正常浮动进行不正当干预”的主语是谁，值得思索。

在此次电荒出现之后，各地开始陆续出台政策，上海市在9月用新的政策取消了上述“不得上浮”的规定，内蒙古、湖南等地也出台政策，对上网电价的浮动进行了进一步的规定，开始在国家规定的浮动空间内充分挖掘的浮动潜能，多家媒体在报道时，用了“允许”一词形容地方政府的举措，也为市场化机制添上了一个无奈的注脚。

地方政府对上网电价的高度敏感不无道理。对于工商企业用户而言，终端电价与上网电价息息相关，最终的电价成本取决于上网电价成本、输配电成本与政府性基金，后两部分较为稳定，上网电价的提高有可能会直接反应至企业端，从而对地方经济增长带来些许困扰。2019年12月，湖南省印发的《深化燃煤发电上网电价形成机制改革的实施方案》一语中的，“为支持实体经济发展，持续降低我省工商业用户用能成本，参与市场交易的发电上网电量，2020年上网电价在基准价基础上适当下浮，以确保工商业平均电价只降不升”。

在此次电荒中，地方政府对于上网电价态度的“两极反转”显示的一个事实是这样的：尽管电力市场化改革已经持续多年推进，但是出于不同诉求，非市场的因素依然广泛存在，即使是政策已经划出的市场化空间都尚未用满、用足。此次“电荒”的出现在表面上与“煤电博弈”息息相关，但深层次，则涉及了更多主体的利益诉求。“市场煤”和“计划电”持续二十年的博弈，需要改变的也并非仅局限于两个市场，有更多的外部因素需要考量，这可能也是煤电博弈难解的重要原因之一。

拉闸限电后，多地政府、国家电网以及部委出台的相关政策，推动电价市场化的浮动。但是无论是有意识的要求下浮抑或是有意识的推动上浮，都非市场化改革真正目的，市场化改革的目的并不直接与电价上涨抑或下降挂钩，而是在于让市场在资源分配中发挥决定性作用。

在2015年纲领性文件《深化电力体制改革的若干意见》中，认为彼时电力行业发展还存在“交易机制缺失、资源利用效率不高”、“价格关系没有理顺”、“政府职能转变不到位”、“发展机制不健全”等问题，电力体制改革的目标为：降低电力成本、理顺价格形成机制，逐步打破垄断、有序放开竞争性业务，实现供应多元化，调整产业结构，提升技术水平、控制能源消费总量，提高能源利用效率、提高安全可靠性，促进公平竞争、促进节能环保。

从上述问题与目标对比来看，改革仍需要进行时。