限电风波背后

eo记者 姜黎

编辑 冯洁

坐标浙江，某服装厂。2020年12月10日前后，开发区负责人来访，希望工厂停工减少电量消耗，理由是“即将超出全年用电配额”。2020年5月前后，电力消费数据是国内疫情高峰之后复工复产的晴雨表，开发区负责人也曾到访工厂，督促工厂开足马力生产，即便工人还未完全到位，机器也要开起来，用电越多，能享受的电费优惠就越多。

2020年12月10日前后，浙江、湖南、江西、内蒙等地接连发布有序用电通知。长沙市民因写字楼停电，要爬20层楼梯上班；义乌企业主在寒风中感叹年底好不容易追来的外贸订单恐怕要违约；内蒙全年错峰天数达到100天。

2021年1月8日国务院总理李克强主持召开国务院常务会议，部署进一步做好保障能源安全稳定供应、确保群众温暖过冬有关工作，提出组织气田安全满负荷生产，督促煤炭主产区和重点企业在确保安全前提下挖潜增产，安排多种电源开机应对高峰电力需求，压实各方保供责任等要求。

并未处在2020年12月限电“风暴”眼的地方也绷紧了神经。截至2021年1月15日，国家能源局华北、南方能源监管局，山西、贵州能源监管办先后召集省级能源管理部门、气象部门和能源企业相关负责人开会，强调全力做好能源保供工作。

随着寒潮过去，气温回暖，电和气的供给又缓过劲来。但需求高峰时段的供应紧缺问题或许并非“黑天鹅”事件。

“我们曾经多次汇报电力供应趋紧的情况，得到的回复是‘要再弃水怎么办’。”西南地区一位能源主管部门负责人告诉eo：“我们并不能保证完全不弃水，但可以确定的是，如果没有新的电源供给，肯定会缺电。”

“十三五”时期困扰电力行业的主要矛盾——供给总体过剩，不但改变了许多企业的发展策略，更让决策者有了一定的惯性思维。而不得不承认的是，节能减排压力和新能源的大规模发展正在“替代”总体过剩的单一矛盾，成为电力保供新挑战。

2020年12月10日前后，浙江、湖南、江西、内蒙等地接连发布有序用电通知。有电力资深从业者感叹，仿佛一夜之间回到2010年全国大范围缺电时期。

2020年12月17日晚，国家发改委回应多地出现限电的主要原因：一是工业生产快速恢复拉动用电增长；二是极寒天气增加了用电负荷；三是外受电能力有限和机组故障增加了电力保供的困难。

12月18日8时许，新华社《瞭望周刊》再次发文解释电力供应情况，国家电网公司发布迎峰度冬确保电力安全可靠供应八项举措。

前述能源管理负责人回忆说，电网并没有直接拉用户的闸，只是对一个片区的负荷有上限控制，实在控制不了了，才会整段线路停掉，导致片区停电。他解释说，整条线路停电，有时确实会波及商业甚至居民用户。

“禁止拉掉整条线路，谁拉谁下岗。”前述负责人透露，2021年元旦前，当地供电局对员工下了“死命令”，必须优先保障居民正常生活用电，不能发生一限限一片，“误伤”居民和商业用电的情况。“第一次限电（12月20日前第一波寒潮时）确实有商铺甚至居民用户停电，但第二次限电（2021年元旦前第二波寒潮时）就再未影响过居民用电。”

一位研究需求侧管理的人士介绍，在欧美发达国家，供电部门同样会采用拉闸限电的方式，使用户被动停电，但部分地区会在供电主体（可能是公用事业公司，可能是售电商）与用户签订的供电合同中约定，当发生被动停电时，将给予用户一定比例的经济补偿。

“不是不能采用有序用电，但它应是纾解电力供应压力的最后一步。”

“澳洲进口煤限令”给限电舆论再添一把火。

2020年10月上旬，国内部分钢铁生产商与发电厂接到口头通知，停止进口澳大利亚煤炭，有外媒随即将限电一事归咎于缺了澳洲煤。

煤炭按照主要用途分为两个大类——动力煤和炼焦煤，前者是通过燃烧可以用来发电、生产、制造建材产品（水泥、砖、瓦）以及供居民生活和冬季取暖等的原材料，后者多用于炼钢。澳大利亚是国内炼焦煤资源的主要进口国，2019年炼焦煤总消费量合计约5.48亿吨，从澳大利亚进口3094万吨，占总消费量的5%，而从蒙古进口的炼焦煤达到3377万吨。

换句话说，澳洲煤本就不是发电的主力。但飙升的电煤现货价格却牵扯出了“煤电顶牛”的老问题。

北方港口煤价从2020年11月初的610元/吨左右，短短两个多月飚涨到2021年1月中旬的1000元/吨。

2020年11月17日，全国统调电厂备足煤炭，库存接近1.6亿吨，创历史最高纪录，同比增加3000多万吨。但截至2021年1月上旬，全国统调电厂库存下降至1.2亿吨，煤炭供应紧缺。

其中一部分供应缺口来自进口煤。2020年上半年，受疫情影响，国内煤炭生产、运输受限，在全面复工复产之前，电厂为了疫情防控保障发电，采购了大量进口煤填补缺口，而下半年，受到进口煤总量控制影响，全国煤炭进口为9084万吨，同比下降5176万吨，降幅达36%。

下半年内蒙古煤炭减产则是雪上加霜。2019年2月28日，按照中央纪委国家监委纪检监察建议，内蒙古针对煤炭领域贪腐“倒查20年”的整治行动开始。在多种因素影响下，国家统计局数据显示，1-11月份，内蒙古煤炭产量9亿吨，同比下降4359万吨，降幅9.1%。

2020年12月28日，国家发改委经济运行调节局主要负责人公开表示，将全力组织增产增供，指导山西、陕西、内蒙古等煤炭主产区和重点煤炭企业，在确保安全的前提下，加快产能释放。根据供需形势适当增加煤炭进口，优先用于发电供暖用煤需要。全国统调电厂存煤保持18天以上的合理水平。

每当电煤供应紧张时，下游的发电企业便叫苦不迭。

“一般来说，冬季电厂已完成计划检修，如无特殊情况，绝大部分具备开机条件。不排除电厂因为现货煤价飙升，不愿意存煤发电的情况。”一位曾从事能源市场监管的专家在分析限电原因时说。

2019年9月26日，国务院常务会议决定完善燃煤发电上网电价形成机制，促进电力市场化交易，降低企业用电成本，2020年起取消煤电价格联动机制，上网电价改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。后者被认为是替代煤电联动机制的良方。

但当时许多声音认为，全国电力供给相对充裕，燃煤上网电价在基准价下浮的概率较大，且按照规定，2020年暂不上浮。当煤价飙升时，发电企业并没有像煤电联动时代那样勒紧裤腰带熬过去，电价后面或许会补上来的预期。

实际上，虽然现货价格一路上涨，在煤炭长协政策下，发电企业的2020年普遍没有“吃亏”。一位煤炭研究专家指出，从数据上看，与2019年相比，煤炭年均价格的运行重心在下移，2020年长协均价同比降低约50元/吨，重点大型煤电企业之间的长协合同兑现率达到80%-90%。但2020年现货煤价全年平均约570元/吨，全年波动幅度高达300元/吨及以上。

短期波动造成的矛盾越发尖锐，这也更加不利于高峰保供。中电联行业发展与环境资源部2020年12月29日发文指出，电煤市场总体供需两旺，但产地增产难度较大。期现货市场炒作下，煤炭市场严重扭曲，建议进一步加大煤炭供给，打击市场炒作。

上海电力大学教授谢敬东指出，只要是市场，就既要考虑防范风险，又要允许市场发出真正的价格信号。要减缓供需造成的市场价格波动，应该由政府通过宏观调控机制来解决；而市场主体违规行为造成的价格波动，应该由监管机构和市场运营机构通过风险防范体系来解决。

“这两个机制要分开作业，而现在往往放在了一起处理。”

2020年10月19-20日，由国家发改委环资司二级巡视员文华任组长，生态环境部、统计局、节能中心等国家部委（单位）工作人员和专家组成的考核组，赴浙江开展2019年度省级政府能源“双控”目标责任评价考核及重点地区煤炭消费减量替代工作现场核查。

据浙江省发布的会议通稿，国家考核组对2019年浙江能源“双控”“减煤”工作取得的成绩表示充分肯定，认为浙江工作措施到位、亮点突出、成效明显，基本完成国家下达的年度目标任务。

会上，考核组还对浙江提出了四点要求：一是尽最大努力完成“十三五”能源“双控”“减煤”目标任务；二是统筹谋划好“十四五”以及更长时期节能降耗工作；三是进一步加强节能监察等能力建设；四是能源“双控”“减煤”工作不能影响民生用能。

能源“双控”是指控制能源消费强度和消费总量，“减煤”是指削减煤炭消费总量。根据国务院2016年12月20日下发的《关于印发“十三五”节能减排综合工作方案的通知》，浙江省“十三五”能耗强度降低目标为17%、“十三五”能耗增量控制目标为2380万吨标准煤。

为了达到目标要求，浙江并不轻松。

2020年8月，浙江省发改委发布了浙江各市2019年能源“双控”和“减煤”考核结果，eo此前报道，此次限电的金华、宁波、台州市均未完成2019年能源“双控”目标。

以外贸订单明星义乌所在的金华市为例，金华市发改委官方网站消息显示，9月30日下午，金华市发改委组织召开的全市能源“双控”“减煤”工作会议上，发改委副主任叶晓华强调，各地要清醒认识完成能源“双控”和“减煤”目标任务的艰巨性，压力层层传导，精准分析、精准施策，全力打好全市能源“双控”“减煤”攻坚战。

2020年12月中下旬，浙江省开展能源“双控”“减煤”目标任务攻坚行动。12月11日，浙江省主要领导主持召开了全省能源“双控”“减煤”攻坚电视电话会议，对攻坚行动进行再部署、再落实。

“煤机负荷率才75%，有100万千瓦煤电机组和900万燃气机组处于调停状态。”浙江省内电力行业人士介绍12月中的电力供应情况时说：“有的是电。”

业内人士分析，即便高峰期供应稍显紧张，华东区域具有3000万千瓦的备用容量，足够“顶过”寒潮。

能源“双控”指标用尽，才是浙江此次限电的主因。

有地方能源主管部门人士曾告诉eo记者，能源“双控”指标实行国家—省级—地市—县的层层分解，分层考核模式。一般地市未完成能源“双控”目标，除了在全省被通报批评外，地方政府负责人会被省领导约谈，地方新上项目也可能因为能耗空间不足而审批卡壳。

2020年12月25日起，此前因“双控”遭遇限电的浙江义乌，路灯、园区、工厂和公共场所的用电已陆续恢复正常。但寒潮再次来临，12月28日，浙江省发布《关于做好防御强寒潮工作的紧急通知》，要求电力、天然气等部门细化完善迎峰度冬能源保障应急预案。

此时的义乌倒是不慌了。相关媒体报道，数天内，整个义乌的发电机被一抢而空，企业为了应对可能发生的限电，纷纷购买或租赁了备用发电机。

中国社会科学院财经战略研究院副研究员冯永晟评价指出，因能源消费总量和强度控制导致的“无差别”限电，如果大部分企业都用上了柴油发电机，恐怕即便限电，“双控”目标也难以完成。

谢敬东认为，“双控”目标可以通过市场机制实现。“设计市场时，可以把节能减排要求嵌在规则当中，只要参与市场，通过市场机制调节发用两方，自然能够达到减排的目的。”

2020年冬季，湖南、江西、浙江吸引了绝大部分注意力。而传统能源富集地也在经历不同程度的“缺电”。

相关数据显示，2020年10月5日，位于内蒙古西部地区的乌兰察布市，电网最大负荷达709.7万千瓦、10月11日单日供电量16090万千瓦时，刷新历史纪录。截至9月30日，该局累计完成售电量388.56亿千瓦时，同比增长15.10%。

随着2016年7月乌兰察布华为云数据中心（一期）正式投入运营，目前已有苹果、快手、阿里巴巴、中信国安、软通动力、华唐集团、鸿联九五、优刻得、中联利信、同舟汇通等一批云计算、大数据产业上下游企业入驻乌兰察布，建设“草原硅谷”。  

2020年9月29日，乌兰察布市工业和信息化局向乌兰察布电业局发布《关于调整乌兰察布市铁合金行业有序用电方案的函》指出，从2020年四季度开始，在现有的有序用电方案基础上，对全市铁合金行业有序用电进行调整，在系统出力不足时，加大对未按照上述文件要求开展升级改造的铁合金矿热炉有序用电力度。

相关业内人士介绍，由于负荷增长迅速，近年来蒙西地区采取计划用电措施并非偶发。2019年2月，内蒙古电力公司系统运行部即向用户通知，由于当年4、5月热电联产机组需要集中检修，预计4月蒙西电网缺额约600万千瓦，5月供电缺额约500万千瓦。

相关测算显示，内蒙古2020年错峰100天，2021年将达到150天。

2020年12月26日，内蒙古自治区发改委联合工信厅、能源局发布《关于确保“十四五”能耗双控目标任务若干保障措施（征求意见稿）》要求，加快重点高耗能行业节能技术改造步伐，控制部分高耗能产业发展规模，行业涉及铁合金、电石、水泥、电解铝、焦炭等，落实绿色电价政策。

中国人民大学兼职教授、电力研究专家侯守礼曾指出，由于电价原因，高耗能行业向西部集中，导致西部自身用电需求上升，外送动力下降，加剧了中东部传统用能省份的供电紧张。

据eo了解，自12月寒潮以来，四川全网用电负荷持续高涨，同比增长近两成。受煤矿关停整改、电煤资源和铁路运力紧张等影响，燃煤电厂存煤快速下降，多个电厂存煤最小可用天数一度直逼4天以下，预警频发。此外，水库蓄能较往年同期下降15个百分点，为历史同期最低水平。

四川业内人士透露，受到设备检修、线路建设等影响，省内川西、川南等地长期重载运行，川北地区自2020年11月底就开展了有序用电，多个水库电站超计划消落水位，到2021年1月4日，大工业仍需错峰生产。

虽然四川冬季缺电并非罕见，常年需西北支援。但2020年冬季，西北送四川的输送通道已满负荷运行，且省内存在一定供应压力，也无法帮助四川破解困局。

有甘肃省内铁合金大用户称，从2020年12月15日开始，晚高峰开始了有序用电。

相关业内人士回应：“进入冬季以来，特别是12月，到了晚高峰，1000多万千瓦的风电装机经常出力不足100万千瓦，造成西北电网备用吃紧。甘肃电网对发电设备故障已做好预案，但全西北通过互济，没有采取限电措施。”

而新能源发电的随机性给电力供应带来的影响已不容忽视。

国网湖南省电力有限公司新闻发言人、电力调控中心副主任陈浩在2020年12月2日湖南电力迎峰度冬动员会上分析，全省电源装机从2016年以来没有大的增长，尤其是火电机组和水电机组，增长的主要是风电和光伏，发电相对没有那么稳定。

有业内人士近日撰文指出，单单比较电力装机规模和负荷规模，内蒙古、甘肃等电力送出大省（区）前者均远大于后者，也印证了通常意义理解的“过剩”。但如果确实过剩，为何仍然需要错峰限电？主要原因是电能量除了电量的要求，还存在电力的要求，电量生产能力的过剩，不等于电力的过剩，即铭牌容量总和不等于有效容量总和。

电力资深业内人士预测，“十四五”期间，四川、重庆、浙江、安徽、湖南、江西、广东和云南都将先后面临缺电风险。

2020年9月22日及12月12日，国家主席习近平两次向全世界宣布：中国提高国家自主贡献力度，力争2030年前二氧化碳排放达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。

华能集团2021年工作会议提出，在碳达峰碳中和目标引领下，以“三型”（基地型、清洁型、互补型）、“三化”（集约化、数字化、标准化）能源基地开发为主要路径，全力打造新能源、核电、水电三大支撑，加快提升清洁能源比重，积极实施减煤减碳。到2025年，发电装机达到3亿千瓦左右，新增新能源装机8000万千瓦以上，确保清洁能源装机占比50%以上，碳排放强度较“十三五”下降20%，到2035年，发电装机突破5亿千瓦，清洁能源装机占比75%以上。

国家电投集团强调，要在重大专项，综合智慧能源、光伏等关键领域重点突破。

大唐提出，到2025年非化石能源装机超过50%，提前5年实现“碳达峰”。

发电企业曾给予煤电的“聚光灯”已加速转向新能源，在新赛道上全面竞速。

根据eo梳理，此次限电的核心省份之一湖南省，风电和光伏装机分别从2015年底的165万千瓦和38万千瓦增长到2019年底的427万千瓦和344万千瓦，分别增长了262万千瓦和306万千瓦。水电装机从2015年底的1716万千瓦增长到2019年底的1744万千瓦，四年间只增长了28万千瓦。

有业内人士指出，湖南“十三五”期间规划并核准了660万千瓦煤电装机容量，却无一投产。原因一在环保约束，更重要的在于煤电建设的积极性。

谢敬东指出，距离实现2030碳达峰的目标，只有9年的时间。以煤电机组为主导的发电装机结构将转化为以新能源为主导，并不意味着不需要煤电，而是需要重新评估煤电机组的功能定位。“新能源大规模发展下的供应问题，不光是挑战，还是梳理好电价机制的理由和契机。”

“新能源要发展，同样要走可持续的路子，现在的财政补贴走不动了，对存量的政策也要调整思路。”冯永晟指出：“2030年风光要上到12亿千瓦，建市场，进市场，是唯一的路径。”

而目前的电力市场设计均是围绕煤电“起家”的。目前参与的市场是以煤电机组为主的市场，对新能源参与市场给予特殊处理。谢敬东认为，未来的设计思路要改变，一定是以新能源为主的市场，然后对煤电机组进行特殊处理。特殊处理从前指的是通过市场机制促进清洁能源的消纳，未来则是体现煤电及其他电源在辅助服务上的功能，而不是让煤电等风光之外的电源长期亏损。

通过市场化途径破解保供问题，不仅意味着重新设计电力市场交易机制，更是对管控方式提出的新挑战。

有业内人士认为，面对复杂问题，目前仍然采取了一些简单的手段来解决。无论是电煤矛盾，还是能源“双控”，由于信息不全、反应滞后，一刀切的管理方式很可能激化供需矛盾，使需求侧高峰更高，供给侧短缺更严重，导致终端用户体验不佳，进而难以更好地支撑经济发展。

一位地方能源主管部门相关负责人认为，冬季能源保供的问题正是计划与市场高度碰撞的结果。

也有不少声音认为，应引入市场手段充分释放需求侧的潜力，在保障民生供电的前提下，设计“价高者得”的机制，基于用户用电的迫切程度和意愿供电，把选择权部分留给用户。也有研究者提醒，在多地缺电的情况下，需求侧有多大的空间，能够起到多大的作用，还值得研究。

最为棘手的问题是，如果诉诸市场，涨价风险近在眼前。

在寒潮影响下，北欧电力交易所数据显示，当地时间2021年1月6日17:00-18:00的日前电价达到了每兆瓦时1000.04英镑，是有史以来的最高价格。这将日前市场的电价整体提高至145.08英镑/兆瓦时，其出清价格为168.25英镑/兆瓦时，为2016年9月19日以来的最高水平。

2021年1月12日下午，日本电力交易所（JEPX）现货市场的日内价格达到了每千瓦时246.8日元（折人民币约15.4元），为历史纪录高点。

而2021年伊始，国内各地公布的2020-2022年输配电价和销售电价显示，江苏、北京、山东、浙江等地将继续降低工商业销售电价。从降幅看，东部沿海省区较高，西部省区相对较低。这也和第一轮输配电价核定时，西部地区平均水平已经较低，近年来电网营收压力较大相关。

冯永晟认为，近年来行政降电价在一定程度上优化了营商环境，但行业持续发展也直接受制于电价。行政降电价下，谁也无法保证降的电价是真正有助于优质企业的发展还是在续命落后企业。年底一些地方的限电也反映出，电力营商环境绝不仅体现在电价上。

“供应可靠与电价，计划方式是做不好这个权衡的，只有依靠市场。”

新能源的快速发展，给供应侧带来剧变，传统意义上的保供责任承担者之一——电网，也面临新的选择。

谢敬东指出，新能源大规模发展后，现有的电网调度模式或将难以适应大量、规模相对较小、充满不确定性的新能源机组个体。即便是加强电网建设，仍然难以减轻调度面临的压力。发展分布式能源，由一定规模的用户侧分担一定的保供责任或是其中一种可行方案。

他认为，远期来看，要实现碳达峰、碳中和目标，容易开发的可再生资源都将开发完毕，最后的增量空间会在偏远地区，而这光靠大电网是不够的，储能必须参与进来，在这样的情况下，电网的功能就会发生变化，以后电网在输送电量、保供上面的压力会越来越小，功能越来越弱，更多的是展现出一张大电网的备用保障，即为用户提供“Plan B”。

多位业内人士提出，当新能源发展到一定程度时，电网企业有相当一部分职责将从保障供电量转向提供社会保底服务，相应地，以供电量为基础的定价机制也需调整。比如，采用供电可靠性、保底服务定价模式等。

但不可忽视的是，随着越来越多的用户不再完全依赖大电网，分摊“Plan B”成本的用户就会越来越少，最终导致输配电价单价上涨，“Plan B”越来越昂贵，无论对电网投资商还是用户来说，都不再具有吸引力，但又不可或缺。

这在国外部分地区已经出现。因为使用电网资源需要支付相对高昂的费用，用户宁愿依靠光伏+储能实现自给自足，“离网”用户越来越多，公用事业公司投资乏力，甚至面临破产压力，使得电网基础设施老旧，最终导致其失去保底服务的能力。

在寻求到合适的路径，走出这个怪圈之前，对应国内发电企业目前采用的新能源规模化基地开发模式，北京电力交易中心李竹在中国人民大学应用经济学院举办了“碳中和：经济和社会发展的新约束”学术研讨会上认为，解决新能源消纳问题需要进一步扩大市场范围、建设全国市场，同时需要设计更灵活的市场机制以应对新能源发电的波动性和不确定性等特征。

2021年1月27日，国家电网有限公司董事长辛保安以视频方式出席世界经济论坛“达沃斯议程”对话会。他在“加速清洁能源转型”环节作交流发言时表示，未来5年，国家电网公司将年均投入超过700亿美元，推动电网向能源互联网升级，促进能源清洁低碳转型，助力实现“碳达峰、碳中和”目标。

今冬过后，一场围绕安全、清洁、低廉电力供应的路径选择正式拉开序幕。

（eo记者黄燕华对此文亦有贡献）

本期封面第二篇文章《天然气保供迎考》将于明天发布，敬请期待~