岳昊：歷次“電荒”背后的邏輯
如果我們將時間軸拉長，將“電荒”問題放到更長的歷史沿革中，以更開闊的視角來觀察歷次危機背后的邏輯，或許可以從歷史的發(fā)展脈絡中探究保障電力安全的客觀規(guī)律。
從三對周期關系看我國歷次“電荒”背后的邏輯
作者：岳昊
原文刊載于“能研慧道”
縱觀我國社會經濟發(fā)展歷程，“電荒”長期以來一直相伴左右。從上世紀七八十年代的嚴重缺電，到2003年的“硬缺電”，再到2011年的“淡季缺電”，直至2018年以來的季節(jié)性用電緊張，周期性的缺電總會反復出現(xiàn)。
從2020年冬持續(xù)至今的部分地區(qū)時段性電力短缺，再一次將“缺電”問題推上了風口浪尖。在這次全民大討論中，社會輿論關注的焦點大都圍繞在“‘電荒’為何會再次出現(xiàn)在裝機、電網規(guī)模世界第一，發(fā)電技術成熟的今天？”“為什么22億千瓦裝機難保12億千瓦負荷？”“為什么在用電淡季也拉閘限電?”等等問題上。
同樣，在電力行業(yè)內部，討論的聲浪也不絕于耳：“發(fā)一度虧一度電的火電企業(yè)還能堅持多久？”“為什么缺電還要降電價？”
隨著事態(tài)的不斷發(fā)展，上述這些問題已有相關機構和學者，從國際局勢、國內經濟發(fā)展、能源雙控指標等外部因素，以及電煤供應、有效容量、負荷特性等內部因素進行了詳盡分析。如果我們將時間軸拉長，將“電荒”問題放到更長的歷史沿革中，以更開闊的視角來觀察歷次危機背后的邏輯，或許可以從歷史的發(fā)展脈絡中探究保障電力安全的客觀規(guī)律。
一、2000年以來我國“電荒”危機回顧
上世紀七八十年代，在改革開放前期和初期，由于我國電力工業(yè)長期實行計劃經濟獨家辦電，導致投資匱乏供給滯后，難以滿足改革開放初期國民經濟對電力的需求，用電企業(yè)“開三停四”甚至“開二停五”成為普遍現(xiàn)象，居民生活用電不能保證，制約了經濟社會發(fā)展。為解決全國性嚴重缺電局面，國家出臺了一系列鼓勵集資辦電、多家辦電的政策，扭轉了電力投資困局，推動電力建設規(guī)?？焖僭鲩L。二十世紀九十年代后期起，長期困擾國民經濟發(fā)展的嚴重缺電局面已得到有效緩解。二十一世紀以來，受產業(yè)結構調整、能源結構優(yōu)化、氣候條件變化等影響，我國發(fā)生的電力短缺，更多的體現(xiàn)為區(qū)域性、時段性、季節(jié)性缺電。
（一）2002-2004年：既缺電力也缺電量
2002～2004年，我國爆發(fā)了自1996年以來的首次嚴重缺電。從2002年夏季開始，我國電力供需逐漸趨緊，因缺電而拉閘限電的省份達12個，其中近70%的省份主要是季節(jié)性、時段性的尖峰期缺電，持續(xù)時間短、缺電范圍小。進入2003年，電力供需形勢進一步惡化，夏季電力緊缺的省份增加至18個。有9個省份不僅尖峰期缺電，非尖峰期也缺電，幾乎每個月都有拉閘限電，缺電性質已經轉變?yōu)椤坝踩彪姟薄?-8月份，全國各地區(qū)累計拉閘限電超過14萬條次，累計限電量19億千瓦時，電網最大日拉限電負荷之和超過4000萬千瓦。2004年全國缺電形勢更加嚴峻，電力缺口進一步增大，夏季拉限電省份增加至24個，持續(xù)時間延長，個別城市甚至連市政路燈用電都無法保障。全年國家電網經營區(qū)域累計拉閘限電123.85萬條次, 累計限電量388.33億千瓦時，對我國經濟社會發(fā)展造成了較大影響。
（二）2008-2011年：淡季缺電和煤電矛盾
煤炭價格高漲、電煤資源緊張、電廠存煤下降、缺煤停機容量增多是導致這一時期發(fā)生電力短缺的重要原因。舉世矚目的北京奧運盛會期間，10 余個省份出現(xiàn)不和諧的拉閘限電。金融危機之后，電力需求下降導致煤電矛盾趨緩。隨著經濟形勢好轉，2010年起電力需求上升，煤炭消費增長加快，電煤問題重新顯現(xiàn)。2011年是“十二五”開局之年，當年我國發(fā)電量超越美國躍居世界首位，但卻遭遇了2004年以來最嚴重缺電，部分地區(qū)、部分時段缺電嚴重，呈現(xiàn)時間提前、范圍擴大、缺口增加的特點。1月份，全國最大電力缺口超過3000萬千瓦，19個省份采取限電措施。3-4 月份，缺電范圍由點到面不斷擴大，華東、華中等部分區(qū)域出現(xiàn)淡季缺電，浙江大量企業(yè)不得不在開春之季就面臨“開三停一”、“每周停二”等形式的限電措施，一季度浙江被限制用電的企業(yè)達到50多萬戶次。7-8 月份迎峰度夏期間，16個省份采取限電措施，全國最大電力缺口2500萬千瓦左右，貴州、廣西最大缺口一度超過用電需求的25%。年末迎峰度冬期間，山西和華中大部分省份由于電煤供應不足或煤質差出現(xiàn)電力缺口。電荒幾乎貫穿全年，累計限電量約為352億千瓦時。
（三）2018-2021年：電量整體富余、電力部分緊缺
從2018年起，全國電力供需形勢從之前的“總體寬松”轉為“總體平衡、局部地區(qū)用電高峰時段電力供應偏緊”。2019年至今，迎峰度夏、度冬期的區(qū)域性時段性電力缺口程度逐漸擴大，采取有序用電措施省份數量逐漸增多。2020年底和2021年初迎峰度冬期間，受大范圍寒潮天氣、疫情后工業(yè)生產快速恢復、外受能力有限和機組故障等因素影響，江蘇、浙江、安徽、湖南、江西、四川、新疆等地出現(xiàn)電力缺口，采取了需求響應或有序用電措施。2021年二季度，部分省市未進入迎峰度夏期就頻繁出現(xiàn)缺電現(xiàn)象，蒙西、廣東、云南、廣西等地采取了需求響應或有序用電措施，廣東、云南電力供應尤為緊張。入夏以來，全國各地高溫預警頻發(fā)，用電負荷和日發(fā)電量均突破歷史峰值，15個省用電負荷創(chuàng)新高，受電煤緊張、持續(xù)高溫、極端天氣等因素疊加影響，河南、湖南、江西、浙江、重慶、陜西、湖北等7個省采取了有序用電和需求響應措施。進入9月后，部分省份為沖刺能源“雙控”目標，采取限電措施，遏制“兩高”項目無序用能，產能受限加劇了某些工業(yè)產品的供應緊張形勢，進一步推高大宗商品價格。2021年可能成為近年來供電形勢最為嚴峻的一年。
二、從三對周期關系看我國“電荒”背后的邏輯
電力短缺本質上就是電力供給和需求失衡，即經濟學中“非均衡現(xiàn)象”里供給小于需求時的狀態(tài)。經濟增長是電力需求變動的根本性影響因素，而電力需求變動又決定了電力供給——即發(fā)電裝機及其波動水平。
回顧歷次“電荒”危機可以發(fā)現(xiàn)，我國的電力發(fā)展一直處于“需求增長—電力緊張—大建電源—電力過?！碳はM—需求增長—電力緊張”這樣一種周而復始的循環(huán)之中。一些相同的問題在重復發(fā)生，比如“高耗能項目用時盲目上、棄時一刀切”、“電源建設大起大落、忽冷忽熱”、“煤電矛盾非此即彼、零和博弈”。同時，新的風險還在不斷積聚，比如“新能源晚峰無光、極熱無風”、“負荷特性雙峰并峙、峰谷拉大”、“極端天氣增多增強、災害頻發(fā)”。新舊矛盾交織，成為影響我國電力安全的重要因素。
（一）電力消費周期與經濟增長周期強相關
電力與經濟緊密相關，經濟發(fā)展將帶動電力發(fā)展，同樣，經濟周期性波動會導致電力的周期性波動。
2000年之后，我國進入了重工業(yè)化階段，高耗能產業(yè)占較高，電力消費表現(xiàn)為強周期特征，即在經濟周期的上升階段，電力消費會以比GDP 更快的速度擴張，而在經濟周期下行階段，電力消費會以更快的速度回落，電力消費彈性系數是衡量上述關系的重要指標。從最近20多年的發(fā)展來看，我國電力彈性系數大于1且處于最高點的年份，缺電比較嚴重，2003年、2011年和2020年分別為1.52、1.25和1.71（如圖1所示）。
圖1 1992年以來我國GDP和全社會用電量增速
事實上，每一次經濟復蘇初期，往往伴隨著旺盛的投資增長局面。在基建項目建設等因素的強烈刺激下，帶動高耗能行業(yè)大幅增長。
受1997-1998年亞洲金融影響，GDP增速自1990年以來首次低于8%。隨后政府采取積極的財政政策，推動了基礎設施建設，帶動重化工業(yè)產品需求明顯增加。從2001年開始，投資增速企穩(wěn)，2003年達到近九年來的最高點27.7%。工業(yè)生產增長不斷提速，帶動工業(yè)負荷快速增長，工業(yè)用電量比重由1998年的71.5%上升到2003年的73.8%。
在2003年發(fā)生多省拉閘限電的情況下，部分地區(qū)仍然對高耗能行業(yè)用電實行降價促銷，推動用電負荷急劇增加，GDP 用電單耗自2000年以來持續(xù)上升，2003年同比上升5.77％，加劇了電力供需矛盾。2000-2005年，GDP年均增長9.58%，而全社會用電量年均增速高達12.72%，電力消費彈性系數連續(xù)5年大于1。
2008年全球金融危機爆發(fā)，我國的投資計劃基本投向了基礎設施領域。一些地方不僅為高耗能產業(yè)提供電價優(yōu)惠，還提供稅收優(yōu)惠，推動行業(yè)加大生產，用電量增幅超出預期。為完成“十一五”節(jié)能減排目標, 2010年下半年, 多個省市突擊加大節(jié)能減排力度，拉閘限電輪番上陣，甚至波及到公共和居民用電。四大高耗能行業(yè)用電量增速從年初的近30%持續(xù)下降至11、12月份的負增長。2011年，這些受到抑制的高耗能產業(yè)產能集中釋放，用電量逐月提高，全年高耗能行業(yè)用電增長12.4%。在“雙高”產業(yè)快速增長拉動下，全社會用電量增長高于GDP增長，2010-2011電力彈性系數大于1。
在政策刺激效應衰減之后，我國經濟步入“三期疊加”狀態(tài)。從2012年全社會用電量增速滑入個位數開始，增長長期乏力，直到2018年增速反彈創(chuàng)下7年來的歷史新高。
2020年下半年以來，我國疫情防控成效明顯，大量產品訂單從國外回流國內，生產快速恢復拉動用電快速增長，11月單月增速達9.4%。2020年底，為完成“十三五”能耗目標，拉閘限電現(xiàn)象又在個別地方再次上演。2021年以來，我國經濟穩(wěn)中向好態(tài)勢明顯，外貿訂單增加疊加夏季高溫，粵、滇、閩、浙、蘇等東南省份用電量增速超20%，廣東電網用電負荷“破億”時間較往年大幅提前。
同時，作為“十四五”規(guī)劃開局之年，有的地方、行業(yè)、企業(yè)“搶頭彩”心切，盲目上馬了一批“兩高”項目，上半年“兩高”行業(yè)產品產量出現(xiàn)明顯反彈，四大高耗能行業(yè)用電量同比增長13.7%，兩年平均增速為6.9%。全國半數省份未達到目標能耗控制進度，其中9個不降反升。在被國家相關部門通報之后，浙江、江蘇、廣東等績效預警的地區(qū)開始以停產、限電等方式控制能耗，力求完成年度目標。。
（二）發(fā)電投資周期與電力消費周期負相關
通過對1992年以來的發(fā)電/火電裝機增速和電力需求增速的對比，可以看出我國電力投資（裝機）與電力消費（經濟增長）的增速變化趨勢相反——即電力投資波峰(波谷)與電力消費波谷(波峰)相對應，說明了我國電力投資周期滯后于電力消費周期的現(xiàn)實，這種滯后的不斷擴大必然會使電力投資對經濟的支撐作用下降。
與此同時，在經濟擴張期時，電力供應能力的增加滯后于經濟的增長速度，出現(xiàn)嚴重缺電的局面，發(fā)電機組利用率上升。當經濟衰退期時，電力需求增長乏力，又會出現(xiàn)電力過剩的局面，發(fā)電機組利用率下降。這種相背離的關系最為直觀地反映在發(fā)電設備利用小時數/火電利用小時數的波動上。2000年以來的三次“電荒”事件基本都發(fā)生在前后近10年內火電利用小時數的最高點年份附近，2004年、2011年、2018年和2021年分別為5991、5304 、4361和4364（預測）。（如圖2所示）
圖2 1992年以來我國全社會用電量和發(fā)電裝機增速
亞洲金融危機前，我國電力需求增速由1994年10%左右連續(xù)下降至1998年的2.8%，而發(fā)電裝機增速始終維持在7-9%之間，在電力供大于求的背景下，發(fā)電設備利用小時數從1995年開始下降，直至1999年達到最低點。在之后國家“三年不建新電廠”的政策下，發(fā)電裝機增速從1998年的9.1%連年下降至2002年的5.3%，而同期用電量增速由2.8%上升至11.3%，發(fā)電裝機無法滿足中國經濟危機之后快速增長的工業(yè)用電需求，2004年火電利用小時數高達近6000小時。2002-2004年發(fā)生的電力短缺，導致政府放松發(fā)電項目審批管制，加快了發(fā)電項目建設，相當數量的電源項目采取“邊建邊批”、“先建后批”甚至“只建不批”的方式“違規(guī)”開工建設。2003-2005年迎來了一輪發(fā)電投資、尤其是火電投資的高潮期。
而這一投資高峰導致了2005-2009年火電行業(yè)的又一輪發(fā)電小時數的連續(xù)下降，由5865小時下降至4865小時?！笆晃濉币?guī)劃的電源結構調整政策、火電企業(yè)長期虧損導致融資困難，造成從2005年起火電投資連續(xù)6年下滑，2011年火電投資總額甚至不足2005年的一半，增速為-26%，火電在電源投資中的比重由70%下降至30%。同期我國第二大電源水電的投資增速也逐年下降，由28.4%下降至3.4%，占電源投資的比重由27.1%下降至24.7%。而2005-2011年我國用電量平均增速為11.7%，發(fā)電裝機增長速度持續(xù)低于用電量增長速度，對電力供需平衡將造成較大影響，成為2011年嚴重電力短缺的重要原因之一。
2011年的“電荒”再一次引起新一輪的大規(guī)模煤電建設熱潮，同時煤炭價格持續(xù)走低，發(fā)電成本大大下降，各大發(fā)電集團抓住機遇搶裝火電。而電力消費與電源投資再一次錯位。從2014年起，電力需求增長開始進入中低速發(fā)展階段，火電設備利用小時持續(xù)下降，而同年火電核準權限下放至地方，由于地方政府、企業(yè)由于對本省的市場空間、相鄰省間互濟能力、跨區(qū)輸電項目等信息掌握不準確、不及時，加之存在拉動經濟增長的投資沖動，煤電核準和在建規(guī)模保持高位狀態(tài)，導致煤電裝機相對過剩，2016年利用小時數跌至4165小時，為歷史最低水平。
為了防范和化解煤電結構性過剩風險，政府于2016年出臺了一系列化解煤電過剩產能的政策文件，建立了煤電風險預警機制以約束煤電核準規(guī)模，煤電裝機增速在2016-2018年持續(xù)下降。隨著2018年用電量增速大幅反彈，局部地區(qū)局部時段開始出現(xiàn)供需偏緊的形勢，地方政府擔心停電風險，又加大煤電核準力度，2019年新核準的煤電裝機增速達63.1%。2020年一些地方政府以煤電項目刺激疫情后經濟復蘇，當年裝機增速高達231.6%，約有4610萬千瓦地方煤電“搶閘沖鋒”通過核準，約占“十三五”期間煤電核準總量的三成。
值得注意的是，從2008年開始，火電裝機增速低于總發(fā)電裝機增速，并且兩者的差距不斷擴大——從2008年相差2個百分點擴大到2020年5個百分點。同時，新能源的電量替代作用明顯、負荷峰谷差不斷拉大，需要煤電頻繁參與調峰，導致其利用小時數逐年走低，2018-2021年出現(xiàn)了區(qū)別于前兩次“電荒”的煤電利用小時數低迷和缺電并存的現(xiàn)象。這反映了電力系統(tǒng)裝機容量充足而有效容量不足、可發(fā)電量有余而可供電力不足的問題，并且，這種現(xiàn)象會隨著更高比例新能源并網而愈發(fā)突出。
（三）煤炭和煤電盈虧矛盾周期此消彼長
2000-2020年，我國煤炭占能源消費比重從69%下降至57%，煤電裝機比重從70%以上下降至49%，發(fā)電量比重從80%下降至61%，作為現(xiàn)階段我國主體能源、主體電源和上下游產業(yè)，煤炭和煤電二者本該是唇齒相依的互利共贏關系，但在現(xiàn)實中卻陷入非此即彼的零和博弈之中。
由于燃料成本占煤電成本的七成左右，煤價的變化對機組邊際利潤空間存在巨大影響，煤炭的供給與價格細微變動直接對電力整體供應易產生“放大性”影響。2002年首輪電力體制改革以來，煤電價格關系始終處在“煤盈電虧、煤虧電盈”的此消彼長的矛盾周期之中（如圖3所示）。
圖3 2002年以來我國煤炭價格和火電毛利率
1993年我國開始逐步放開煤炭價格，1994 年起對電煤價格實行指導價，2002 年開始取消了電煤指導價，2005 年政府不再干預煤、電企業(yè)的市場交易行為，形成了市場化的煤炭價格形成機制。與煤炭行業(yè)相比，電力市場化改革則相對滯后。我國電價承載了經濟、民生、環(huán)保等多方面的責任與要求，一直作為政府宏觀調控和維護社會穩(wěn)定的工具而受到嚴格管制。由于電價政策目標的多重性，一定程度上導致了電價調整不及時，煤電價格聯(lián)動不到位，造成了我國的煤電矛盾現(xiàn)象。
自1993年放開煤炭價格以后，電煤市場一直存在著市場電煤和國家重點電煤合同兩種形式。2001年以來，兩者的價差不斷增大，煤電矛盾愈演愈烈，2004年電煤合同的執(zhí)行率僅為35％～40％，煤電企業(yè)不得不大量采購市場煤炭，導致市場煤價持續(xù)攀升，加之全國煤礦大規(guī)模停產檢查和安全整頓工作，供求關系進一步緊張，煤價漲至 1995 年以來最高水平。煤電企業(yè)成本上升，2004年行業(yè)毛利率由上一年的20%暴跌至11.7%。煤電雙方愈演愈烈的矛盾終于在2002-2004年不斷升級的“電荒”中達到高潮。
為緩解煤電矛盾，2004年底我國出臺了煤電聯(lián)動政策。在此后的16年里，煤電聯(lián)動機制雖然經過了多次修改完善，但歷次聯(lián)動很少嚴格按照機制的時間和內容執(zhí)行，電價調整幅度與煤價上漲相比有限，對發(fā)電企業(yè)而言杯水車薪。
2008年至2011年，受國際大宗商品價格暴漲、全球金融危機等影響，煤炭價格迎來新一輪上漲，而電價得不到相應調整，發(fā)電成本無法順暢傳導，煤電出現(xiàn)歷史上首次全行業(yè)虧損，五大發(fā)電集團火電板塊累計虧損達921億元。
上游煤和下游電的產業(yè)鏈利潤分配嚴重失衡，煤炭行業(yè)資產利潤率是整個發(fā)電行業(yè)的7倍，是火電行業(yè)的14倍?；痣娺B續(xù)虧損，嚴重影響供電能力。2011年，面對嚴重缺電，多地紛紛“捂緊口袋”，減少煤炭出省，甚至“封關”停止煤炭外運，助推了煤價上漲。為緩解愈演愈烈的“電荒”，政府出臺限制煤炭價格、提高電價、鼓勵煤電一體化、實行居民階梯電價等多項措施。
2011年前的煤炭“黃金十年”讓很多企業(yè)加大了對煤炭行業(yè)的投資。2012年起，我國經濟增速下行，煤炭需求大幅下降，導致煤炭產能持續(xù)過剩。2012年-2015年煤炭價格腰斬，從最高的每噸800多元降至400元以下。燃料成本降低，火電企業(yè)盈利能力暴增，經營狀況接連3年保持增長，2015年五大發(fā)電集團利潤總額達歷史最高水平882億元。超額利潤助長了煤電企業(yè)的投資熱情，也導致了地方政府在經濟下行壓力下過度倚重煤電，并推動其逆勢投資。
2016年初，國家開始實施化解煤炭行業(yè)過剩產能工作，伴隨著部分虧損產能的自發(fā)退出、政策性的去產能、行政性的減量化生產以及對超產和安全生產的持續(xù)檢查，煤炭嚴重供大于求局面得以扭轉，供需主要矛盾已經由總量過剩轉為結構性不平衡，受新舊資源交替、生產運輸格局變化等因素影響，煤炭市場供應開始緊張，煤價觸底后反彈。2016年，因煤炭成本上升，煤電利潤腰斬至367億元，2017年虧損達402億元，虧損面60%左右。2018年以來，受到電力消費增速快速上漲的帶動，煤價水平在短暫調整后，又迎來了快速上漲，疊加市場化交易電量的增加，煤電再現(xiàn)整體性虧損、行業(yè)性困難，2018-2019年，隨著連續(xù)兩次下調一般工商業(yè)電價，現(xiàn)有的價格傳導機制被再次打破。
2020年底以來，在下游需求旺盛，上游供應緊張、運力不足、進口受限、市場炒作等國際國內多方面因素共同影響下，煤炭價格大幅上漲并持續(xù)高位運行，電廠煤炭庫存告急。煤價上浮機制也不能完全傳導煤價成本的上漲，煤電企業(yè)虧損面明顯擴大，2021年6月部分發(fā)電集團煤電企業(yè)虧損面超過70%，持續(xù)陷入“越發(fā)越虧”的困境。
與十年前相似的還有，河南省出臺了要求所有煤礦生產電煤一律不得外銷的通知文件。煤電企業(yè)聯(lián)名上述政府要求上浮電價的情形，在承擔著保障首都供電安全的京津唐地區(qū)再次上演。
三、對歷次“電荒”的反思與建議
我國歷次“電荒”危機往往與電力體制改革與發(fā)展機遇并存。伴隨著危機的解決，電力行業(yè)的發(fā)展軌跡呈現(xiàn)螺旋式上升的態(tài)勢。從1980年實行集資辦電，到2002年廠網分離、2004年出臺煤電聯(lián)動，再到2013年新一輪電力體制改革，每一次的危機都在倒逼我國電力行業(yè)改革的進程。危機成為了改革的催化劑，因此，每一次危機的成因與結果都值得深思與總結，是我國電力行業(yè)在與危機的持續(xù)搏弈中實現(xiàn)發(fā)展。
（一）加強宏觀經濟與電力需求預測
電力需求的增長與經濟的發(fā)展密切相關。要認識到，由于經濟發(fā)展的波動性和電力生產消費的特殊性，電力需求的波動性是長期客觀存在的，消除波動性是不現(xiàn)實也是無必要的。真正要做的是科學研究電力需求周期的波動軌跡及波動特征，掌握電力發(fā)展和國民經濟增長速度相互關系的規(guī)律性，區(qū)分使用短期和中長期電力需求預測方法，準確預測未來電力需求的發(fā)展趨勢。
在百年罕見之大疫情與百年未有之大變局的背景下，世界經濟形勢錯綜復雜，中長期經濟與電力預測工作的難度顯著增加。要深入研究我國經濟發(fā)展的周期性，準確預測在“雙碳”目標引導下國民經濟的發(fā)展速度和產業(yè)結構的演化規(guī)律，掌握其對電力需求的趨勢性影響。分析中長期電力需求發(fā)展的長期趨勢和周期波動特征，各個周期階段持續(xù)時間長短、擴張或收縮力度以及轉折點時間等。由于中觀行業(yè)層面的經濟結構優(yōu)化、微觀企業(yè)層面的生產決策調整對短期內電力需求的影響較大，要加強中頻或高頻經濟數據的挖掘及其與電力消費數據的關聯(lián)分析，重視短期內對電力消費影響巨大的“結構性”事件，準確衡量短期內各種因素的波動變動及影響，對分行業(yè)電力需求趨勢發(fā)展及周期波動進行客觀準確的預測，跟蹤電力需求變化對電力規(guī)劃進行及時調整、滾動修編。
與此同時，極端事件已成為威脅能源安全的一大重要因素。鑒于近年來受到全球變暖趨勢的影響，我國高溫等極端天氣的強度和持續(xù)時間有增強的趨勢，電力行業(yè)要和氣象部門密切合作，加強極端事件的精密監(jiān)測和精準預警預報。通過深入研究歷史氣候變化和負荷變化的統(tǒng)計規(guī)律，摸索氣溫變化對各電網負荷，尤其是對尖峰期負荷內在規(guī)律的影響，提高電力需求預測的準確性。
（二）合理設計長期發(fā)電容量充裕性保障機制
發(fā)電投資周期相對于經濟周期的“滯后期”過長導致發(fā)電容量滯后于電力需求增長，從而產生電力供需周期性失衡。防范發(fā)電投資周期性風險的重點是盡量減少發(fā)電投資周期與宏觀經濟周期的不同步或減少峰谷差。
目前我國的電力市場建設更加側重于電量平衡，在滿足長期電力平衡或容量充裕性的機制上尚屬空白。正在推進建設的電力現(xiàn)貨市場，更多反映的是實時供需關系和變動成本價格，難以保障電力長期平穩(wěn)供給方面。由于電力需求、價格及成本、可再生能源出力等各方面因素的高度不確定性，現(xiàn)貨市場難免出現(xiàn)短時價格大幅波動。而火電、水電等長周期的電源投資者難以根據現(xiàn)貨市場短時的稀缺價格信號去做長期投資決策，因而對容量過?；蚨倘辈荒茏龀鰷蚀_的預期，影響供電安全。
國際經驗表明，設計應對發(fā)電投資周期性波動的電力市場機制作用，對長期容量充裕性保障和促進電源力行投資作用明顯。容量充裕性機制設計沒有通用標準，應結合國際實踐經驗和中國實際，統(tǒng)籌考慮電能量市場和輔助服務市場，分階段設計符合中國國情的容量充裕性機制。鑒于目前電力裝機供大于求并且現(xiàn)貨價格過低，近中期可考慮在燃煤機組利用小時嚴重偏低的省份，建立戰(zhàn)略備用機制或容量補償機制。在中遠期建立長期備用容量市場或采用稀缺性價格機制，有效釋放電源投資信號，抑制不合理的投資沖動。
（三）以靈活的價格信號調節(jié)市場供求關系
回顧歷史，像2021年因煤價上漲發(fā)電企業(yè)聯(lián)合上書請求漲電價或降煤價的情形曾一次次的重復上演。愈演愈烈的煤電矛盾表面上看是煤電價格之爭，但問題的本質出在煤電價格機制沒有理順。2004年出臺的煤電價格聯(lián)動政策，試圖自動傳導電煤成本，但受CPI 等宏觀經濟運行情況的制約，始終存在煤電聯(lián)動不及時、電價調整不到位的問題，導致價格信號傳導扭曲。而2020年起實行的“基準價+上下浮動”也存在機制缺陷，現(xiàn)行基準價不能完全反映真實的發(fā)電成本，2020年只能下浮不能上浮和上下浮動范圍的規(guī)定難以及時反映燃料價格的變化和市場供求的變化。
價格管制雖然可以阻斷上游價格上漲向下游傳導,避免物價通脹，但也阻礙了價格杠桿的調節(jié)作用，可能導致電力短缺, 引發(fā)另一種形式的通脹。根據經濟學中的蛛網定理，對于周期性生產的產業(yè)，如果供給彈性大于消費彈性，市場供求將偏離均衡點越來越遠。我國目前的終端電價彈性不足，仍以政府嚴格管制的目錄電價為主，而發(fā)電側的一次能源供給彈性相對較高，導致煤電市場供求關系周期性波動較大。
必須要認識到，電力產品本質上也是一種商品，其價格應由價值決定，體現(xiàn)供求關系變化、資源稀缺程度。應根據上游燃料市場價格波動調整政府定價的燃煤上網基準價及目錄銷售電價，將電、煤兩個市場更加靈活的關聯(lián)起來，共同抵御市場風險。要建立起包括階梯電價、峰谷電價、尖峰電價、可中斷負荷電價等一攬子的分時電價政策，用價格信號調節(jié)市場供求關系。進一步擴大分時電價實施范圍，拉大峰谷價差。根據尖峰期負荷特點，研究制定季節(jié)性電價、尖峰電價等有關政策，利用價格杠桿平抑尖峰負荷，促進電力供需平衡，保障高峰時段電力可靠供應。根據國家產業(yè)政策，優(yōu)化“兩高”行業(yè)階梯電價，抑制低效需求，促進節(jié)能減排、減污降碳。
（四）加強政府的宏觀規(guī)劃指導作用
市場經濟的有效運行離不開政府的積極作用，政府的作用可能是有限的，但必須是有為的。政府作為公共利益的代表，不僅是市場的參與者，也是市場的塑造者和監(jiān)督者，同時還是市場失靈的糾錯者。市場失靈的領域需要政府的到位與盡責，既要改變“一抓就死”，更要警惕“一放就亂”。
電力工業(yè)生產消費的特點，以及建設周期長的規(guī)律，都要求電力建設要長遠規(guī)劃、平穩(wěn)發(fā)展，在項目前期工作、建設施工、投產運行等方面保持穩(wěn)定的規(guī)模，不能因為電力緊張而大起大落，電力建設不可能朝發(fā)夕至，過快建設反而欲速則不達。目前，我國部分地區(qū)局部時段出現(xiàn)了電力供應緊張，社會上不乏再上一批煤電的呼聲，2020年第四季度，有12個省份核準了810萬千瓦的煤電項目，占全年核準總量的19%，大干快上一批煤電，歷史上有過太多的教訓，更何況我們正處于“碳達峰”的關鍵期窗口期。政府應進一步強化電力規(guī)劃的引導作用，堅持電力工業(yè)均衡、有序發(fā)展的原則，認真分析各地情況，加強全國電源規(guī)劃，避免電源建設一哄而上，造成資源配置浪費，增加電力行業(yè)整體成本。對5年規(guī)劃每年修訂，中長期規(guī)劃也要及時動態(tài)調整，為市場投資者提供公開、及時的指導，為其自主決策提供基礎。要改變審批核準電源項目的思路，應根據電力需求各因素之間的長期關系來決策，而不能過分屈從電力富余或短缺的社會公眾壓力。在需求側，危機過后，重振經濟要尊重市場規(guī)律和市場調節(jié)機制，而不是通過選擇性產業(yè)政策特別是“兩高”行業(yè)進行大規(guī)模投資刺激，避免產能過剩之后又“一刀切”式關停。
（作者供職于國網冀北電力有限公司經濟技術研究院，本文僅代表作者個人觀點，與供職單位無關）