拉闸限电启示录之一：风波之后，是时候终结“煤电博弈”

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。

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。

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