限停电的真实逻辑、潜在后果与政策选择

缺电已成为影响今后几个月经济平稳运行的突出问题。与以往曾经发生过的缺电情况相比，本轮限停电有更深刻的驱动因素，其复杂程度已经超越了能源电力系统的边界，需要以更宏观的视角考虑逻辑关系、潜在后果和解决办法。从限停电的影响因素看，既包括电力供需基本面的问题，也存在地区供应、成本、安全压力差异，还有国内政策组合的协同性问题。此外，还涉及应对气候变化的国际关系和国内政策等。本文试图厘清不同驱动因素及影响程度，对潜在影响和解决方式做出分析。

一、供需基本面的确定性强，目前条件下近期较难改变

经济增长及对应的能源消耗和碳排放是基本面。2021年上半年，生产和消费“双强”是电力供需缺口的主要变量。上半年经济增速较快，工业生产整体偏强，能耗和排放增长较快；疫情后经济复苏带来的出口坚挺，带来国内能耗和碳排放增加，相当于我国出口全球的商品隐含补贴了全球碳成本。目前我国的出口激励政策已经减弱，继续加强和完善该政策，在降低国内能耗和碳排放的同时，也能减少出口对国际大宗品涨价的拉动，同时也能减轻在应对气候变化问题上的国际压力。在构建“双循环”新发展格局的过程中，国内消费增长强度也将是影响能耗和碳排放的重要因素。具体来看，能源供需基本面存在以下几个问题。

煤炭供需关系严重失衡。2021年1-8月全国煤炭供应量减少了10%，而煤电、钢铁、水泥等煤炭消耗大户的产能有平均10%的增长。一减一增，供需关系严重失衡，煤价变成只涨不跌。据《CECI指数分析周报》，截至9月23日，5500大卡、5000大卡煤离岸综合价为1210.44元、894.08元。基本上到厂标煤价格都要到1700元以上，煤电度电燃料成本已在0.5元以上，发电越多，亏损越多。煤电成本也难以通过电价机制向下传导。

电力供应方面，局部地区供需缺口较明显。近期，煤电成本骤增等因素导致电力供应增速跟不上电力需求增速。长三角、珠三角等地区尤为明显，导致这些地区电力供应压力升高，同时引发成本传导压力和电力安全压力升高。非水可再生能源发电（规模、增速、质量）的增量，难以支撑短期电力消费增量和减碳任务。目前情况下，由电源结构低碳清洁转型产生的电力系统可靠供给能力下降的局面，将难以有效改善。阶段性、极端气候条件下的电力供应紧平衡、不平衡等问题或将持续。上述问题在“十四五”中前期会尤为突出。

装机容量方面，现有煤电装机总量有保障，煤电发电权受限。由于煤炭消费总量控制、新建燃煤发电项目严控等政策，以及通过碳市场、绿电交易、绿证核发等方式消费端向“绿电”转向，煤电低利用率（小时数）下，将产生新增煤电项目“高设计产能、低核准产量”现象。短期内的煤炭供应量少价高是导致“煤电顶牛”的主要矛盾。即便能够足量供应，也难以调动煤电发电积极性。整个“十四五”时期煤电“增容控量”的大方向不会改变，不排除局部地区仍有增建煤机动力。“十四五”时期，电力供需仍呈现紧平衡，煤电电量维持高位或仍有微涨。煤电定位正在向保电力安全转变，增建煤机不会导致更多煤电发电和电煤消耗。

民生用电方面，居民生活用能电气化趋势明显，冷冬保供难度大。空调季刚结束、供暖季即将到来。部分地区冬季负荷已超夏季负荷，尤其是长江沿线地区，有冬季取暖需求的冬冷夏热地区面临较大的冬季保电压力。2021-2022冬季冷冬可能性大，加剧了这些地区的冬季供电、供气压力指数。保供年年有，冷冬尤其难。

综上，供需基本面上，煤-电价格倒挂导致煤电发电意愿不足是主要原因，煤电装机量足够但发电机会不足；非水可再生能源发电不足以支撑电力消费增量，重点地区可再生能源发电量规模与出力不足；需求旺盛导致供需缺口加大，部分地区电力供应安全压力有所提升。东北等部分地区民生限停电，可能是电力供应和电网安全的一个直接反映。

2021年全国能耗控制形势不容乐观，呈现总量上升、效率下降趋势。据中信证券的测算，总能耗增速下降，但总量仍在增加，能耗强度下降率呈衰减趋势。2021年前8个月，全国电力能耗、钢铁能耗、水泥能耗三项占全国能耗的60%以上，这三个部门是影响年内能耗与碳排放控制目标的关键。

资料来源：中信证券研究部，《能耗双控、限产限电的宏观分析与展望》

二、各地区压力指数不同，与经济、能源结构相关

江浙（长三角）、广东（珠三角）是外向型经济，受到经济增长和出口增长刚性影响较大。限停电将影响相关产成品的国内外供需。能源双控压力指数高，去产能压力和冬季保供压力指数较低，控“两高”压力居中，但江浙压力高于广东。目前经济形势与政策条件下，短期生产能耗排放压力大，碳达峰压力大。

云南代表的西南地区有非化石能源优势，但近期经济增速较高，“两高”行业能源需求大。能源双控和控“两高”压力指数高，去产能和冬季保供压力低。

蒙宁甘陕晋代表的黄河中游地区是典型的资源型经济，初级产品、中间品支撑全国发展。内蒙尤为典型，2020年因“双控”被国家发改委约谈以来，2021年更多采用了强制限停产的手段，实现了前两季度的能源双控双绿。但企业财务平衡持续承压，除了相关产业的产业链风险外，可能向社会风险（就业与稳定）、金融风险（债务违约）传导。此外，山西产业结构严重依赖煤炭，煤炭开采与洗选业就业人口多、自由调整空间小，煤炭大量外输、外溢效益大。这类地区产出初级产品将受较大影响，并传导到全国。这类地区能源双控、控“两高”的压力指数最高，受去产能影响也很大，但能源供给无忧，冬季保供压力较小。

东北三省，本地煤炭已经较难自给，尤其是取暖季，需要区外调运。当前煤价高企，煤电价格倒挂十分明显，本地煤电发电动力不足，沈阳等负荷中心外来电保障脆弱，解决手段非常有限。2021-2022年大概率冷冬，东北民生取暖等驱动的冬供压力特别大且可能提前来到。而东北地区受能源双控、去产能、控两高的影响较低。

综上，区域差异方面，各地压力指数不同，冬季保供（电、煤、气）、去产能、控两高、能源双控及组合效果对各地影响差异较大。总体上，江浙、广东、内蒙等地压力更大；能源双控是既有政策，主要作用于消费侧，总体影响较去产能低，东北三省、湘鄂赣渝等地的电、煤冬季保供压力较大。

三、国内政策组合仍以行政调控为主，边际效应递减

政府调控仍通过能源及产业政策实现。能源依然作为经济调控工具，但边际效应越来越差，副作用和压力指数不断提升。现有经济调控工具难以应对经济、能源、环境（碳排放）、安全（国际）等更加多元的压力。

去产能的影响是煤炭生产集中度提高，国煤价格高企。“煤电顶牛”是影响煤机发电的主要因素，更突出了动力煤的产能产量问题，已经压减的产量可能恢复较快，但已压减产能需要更长试产才能恢复。限两高旨在减少能耗与碳排放，减少电煤压力，但也导致相关产品供不应求、价格高涨。应该认真考虑是否只能部分控增量？能否真正控得住相关产量及对应的能耗排放？要综合衡量进口替代的潜力和代价，看进口替代能否满足需求及产业链安全，尤其是初级产品。

能耗双控是持续性政策工具。表面上看，能耗双控对地方和企业有影响，尤其对重点耗能企业影响更大，但这并非本轮限停电的根本因素。

督察巡视考核作为中国特色的有效约束工具，政治压力可以逐级传导，引起各级官员重视。考核有必要，但需要考虑是否“一考就灵”，通常考核类工具只能发现问题，并不能有效解决问题。目前，地方缺乏有效政策工具，或地方政府诉求差异大，导致“层层加码”和“一刀切”比较普遍。未来需要调整优化考核政策的重点、方向、强度和内容。

市场化政策方面，电力市场发育程度不足，尽管市场化电量增加，但整体成熟度依然较低。电力市场更多考虑时空差异因素（时间信号、位置信号），并结合经济调度，需要电量市场化向电力市场化过渡，更多考虑为供电质量付费。

电价机制是成本有效传导的关键。目前电力成本传导机制不畅，电源（煤电）、电网已无力再承担增量成本，有向终端用户传导的诉求。终端电价上涨已在预期之中，特别是结构性（分用途）、地区性（按时序）的价格调整。在不突破保民生底线前提下，提高居民电价势在必行。尤其在承受力较高的地区，电价政策应加快调整，以成本有效传导为导向，减少交叉补贴。

综上，政策手段方面，考核等行政手段依然是主要政策工具。考核标准未能及时反映供需矛盾本质并及时调整，政府调控手段的边际效应和政策效果不足，只能通过统筹协调来缓解短期电力供需压力，不能彻底解决短期的电力成本传导和电力缺口问题。市场化工具短期贡献率严重不足，核心是当前的电力价格传导机制难以反映电力商品属性，尤其在电价上难以准确反映时空差异。为保电力电量，向下传导成本压力加大，终端电价尤其是居民电价具有调价动力。若无有效的电力成本传导机制，即便通过短期政策协调也就不能根治限停电、煤电发电信心问题。

四、需考虑更高战略层面，与国际博弈视角的政策目标平衡

国内方面，“十四五”首年控碳成绩比较重要，碳达峰的压力体现在短期内影响会较大。限停电、限停产，已经不是中观政策层面协调可以彻底解决的。行政手段为主的政策工具调整尚未显现。控实物量（限停、考核等）的行政手段依然会起主要作用，控价值量（碳定价）等市场手段作用很低。

国际方面，全球碳约束强度、全球碳定价可能性，以及气候变化COP26会议成果都存在一定不确定性。考虑中美竞合、疫后恢复等关系，由于中国经济增长有厚度，为提交更好的双碳目标首年成绩，可以牺牲一点速度换取短期减碳成效。当前调控压力结合COP26博弈结果，要待中央经济工作会定调。

综上，中国或采取以进为退的策略赢得短期减碳效果，主要应对前期“运动式”减碳的后果和即将在COP26进行的减碳博弈。目前中国有条件降低一点经济增速换取短期减碳成绩，以此换取更多的国际博弈筹码和国内“补短板提能力”的时间空间。双碳目标的“1+N”政策体系出台后，与碳排放控制、电价改革相关的具体政策也需要及时跟进。

五、政策选项：从“堵”到“疏”，前期止血，长期治根

本轮限停电是复杂的多因素驱动的结果，依靠单一的能源政策难以有效解决。

年内还需更好发挥政府作用，通过统筹协调政策，主要依靠央企、地方国企，依靠煤炭企业、煤电企业和电网企业、用户企业协同度过难关。目前电网企业已经设法挖潜，但煤电企业发电意愿依然不足。短期内，去产能的政策强度具有一定程度的不确定性。宏观层面上，适当调低经济增速预期可以有效降低能耗排放压力和电力安全压力。这都是短期速效药，并不是长期解决之道。

煤电项目方面，一方面要利用好现有存量煤电机组，实施清洁化、智能化、灵活性改造，建立基于灵活性价值的服务变现市场机制，合理控制煤电发电总量与占比，促进煤电由电量主体电源向安全保障性基础电源转变；另一方面，严格控制新建以发电量为主要功能的煤电项目，从碳排放约束、能耗双控等多方面形成此类煤电项目严格投资门槛，确保新建煤机不会导致更多煤电发电量和电煤消耗。

“十四五”时期，应加快电价改革。加快电力市场建设，有节奏地放松管制电价，有效传导电力成本，才能激发煤电企业积极性，确保电力供应安全。有条件的地区可以率先调高居民电价，减少交叉补贴压力。电价改革除了应对缺电外，还应面向新型电力系统，将电力时空差异转化为价格信号。实施电价改革，除了要精准判断民生用电的可承受力、电力成本上升对二产竞争力的影响外，还需要足够的调价政治决心。

至碳达峰前的时期，基于双碳目标的考量，“控能源碳排放成本”胜于“控能源消费实物量”，企业对成本更敏感，稳妥推进以碳排放控制替代目前的能源消费控制，整体效果更高效，碳价信号和控排指标，便于企业安排长期投资。有必要进行“碳双控”，但目前乃至“十四五”时期碳排放总量控制仍较难具实施条件，至企业层面的碳核算机制仍亟待完善。“十四五”时期，碳市场、碳定价依然处于初级阶段，改进版的能源双控依然是最有效的政策工具，但须优化总量制定与初始分配机制，更好适应与支持经济社会发展的地区差异性。

结语

减碳有代价，转型有成本，低碳转型“拖不得”也“急不得”，减碳需要以能源安全为底线。以新能源为主的新型电力系统需要久久为功，电力市场化需要成本有效传导，低碳电气化需要可持续。我们需要系统性考虑，为减碳可以承受什么代价，谁来承担成本，以及通过什么机制来有效传导成本变化。

附表：限停电的基本逻辑与趋势

（作者系资深行业研究者。本文首发于南方能源观察，微信号：energyobserver。澎湃新闻经授权转载）