2021年1月，受寒潮天氣影響，江蘇、浙江等8個省級電網在部分用電高峰時段電力供應緊張并采取了有序用電措施。6-8月，廣東、河南、廣西等12個省級電網在迎峰度夏期間有序用電。在過去缺電概率較低的9-10月，國内也發生了大規模限電情況。受煤價暴漲等多重因素影響，全國超過20個省級電網有序用電，少數省份甚至拉閘限電。

        對此，國家發改委等部門高度重視，于10月中下旬出台了煤電氣運保供穩價8項措施和《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439号）。國家保供穩價措施要求煤電企業“高比例開機、高負荷出力”，做到“應發盡發”。在煤價高漲的背景下，五大發電集團積極響應，不計代價采購電煤、補充庫存，全力以赴多發多供。2021年，裝機占比47%的煤電貢獻了全國60%的電量，利用小時高達4568小時，同比提高263小時。2021年11月7日起至年底，全國有序用電情況基本清零。

        總體而言，2021年9-10月的缺煤限電沒有對我國經濟社會造成特别嚴重的沖擊，但煤電企業“很受傷”，在承受巨大保供壓力的同時遭受了前所未有的虧損，全國煤電企業虧損面最高時接近100%，年末仍達80%以上。

        2021年秋季全國缺煤限電屬于“非典型性電荒”。國内不缺煤炭産能和電力裝機，基本不存在電力硬缺口，問題是産能發揮不出來。我個人判斷，其主要原因是煤電比價關系極度扭曲。

        以五大發電集團為例，2021年其入爐綜合标煤單價為961元/噸，比2015年481元/噸上漲了93%，而同期的燃煤平均發電上網電價在綜合因素作用下降低了0.8%。在此背景下，2021年五大發電集團燃煤發電虧損了1083億元，其他發電闆塊的總盈利不抵煤電闆塊虧損及相關分攤費用，發電闆塊淨虧損394億元。

        實際上，“煤電矛盾”由來已久，市場煤和計劃電交織下缺乏價格調整機制，燃煤發電成本無法向用戶直接傳導。而“十三五”的調控政策進一步加劇了煤電矛盾，導緻能源供應鍊斷裂、煤電比價關系失調、煤電行業全面虧損，并引發了2021年缺煤限電現象。

        這次缺煤限電也帶來一些重要警示。首先是必須高度重視能源安全，特别是對能源轉型的風險保持警醒。要立足于我國是一個富煤貧油少汽的發展中國家的國情，堅持先立後破、循序漸進，穩步實現“雙碳”目标。另外，要認識到目前煤電對我國發展的重要性。煤電提供了全國六成的發電量，支撐超七成的電網高峰負荷，承擔北方超八成的冬季供暖任務。需要重新認識煤電在新型電力系統與能源保供中的地位和作用，特别是要對“十三五”時期實施的煤炭去産能、降低用能成本、取消煤電聯動、工商業電價“隻降不升”等政策進行重新評估。

        進入2022年，國内煤電矛盾情況有所好轉，但仍存在較多困難與問題。2022年3月以來，受國際形勢影響，煤價高位運行。據中電聯數據，截至3月24日，5500千卡/千克和5000千卡/千克規格品離岸綜合價為1407.24元/噸和1082.46元/噸，分别比2月月度綜合價上漲288.24元/噸和289.46元/噸。

        目前，煤電企業虧損面雖有所縮小，但依然處于虧損狀态。同時，企業承受着較大的保供壓力，部分設備由于虧損與失修，也存在較大的安全隐患。此外，煤電企業還面臨着艱巨的改造任務。國家發改委和國家能源局印發的《“十四五”現代能源體系規劃》提出，優先提升30萬千瓦級煤電機組深度調峰能力，煤電機組靈活性改造規模累計超過2億千瓦。據測算，為完成上述目标，五大發電集團需要上千億的資金，改造難度大。

        2021年9月以來，如何有效管控煤價、疏導煤電電價，推動煤炭企業、煤電企業、用戶協調發展，成為社會關注的焦點。國家先後推出了《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439号）和《關于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》（發改價格〔2022〕303号），核心精神是管控煤價與疏導電價并舉，實現煤電合理比價、上下遊協調發展，确保能源供應。

        上述文件明确了兩項内容。一是煤價合理區間。303号文将秦皇島港5500大卡下水煤基準價由535元/噸上調至675元/噸，合理區間設為570-770元/噸，并首次對山西、陝西、内蒙三個重點産煤省區的出礦價區間做了限制。設置上限考慮的是電力用戶的承受能力，而下限則是兼顧煤炭行業的發展盈利情況。

        另一個是合理區間内煤、電價格可以有效傳導。在2021年放開全部燃煤發電量上網電價、推動工商業用戶全部進入市場的基礎上，煤電企業可通過“基準價+上下浮動不超過20%”的機制傳導煤價在合理區間内的變化，實現“區間對區間”。

        這兩份文件抓住了“煤電頂牛”這一主要矛盾和“煤價失控”這個矛盾的主要方面，突破了多年來“降低用能成本”的政策桎酷，以中長期煤、電交易為重點，運用行政、市場、法治等手段構建了理順煤、電關系的邏輯框架與市場調控機制。可以預見，這對防止煤價大起大落、形成“能漲能跌”的市場化電價機制将起到重要的作用，能緩解煤電企業“生存難、改造難、發展難、保供難”的局面，實現煤電行業可持續發展。

        雖然煤、電和諧共存、協調發展的場景比較理想，但仍面臨衆多不确定因素和不同利益主體的博弈，這對政府的監管能力提出了更高的要求。對此，我總結了三點思考與建議。

        一是總結經驗教訓，堅守煤電聯動，回歸“合理電價”。處理煤電關系要符合市場運行規律。購買煤炭的成本占燃煤發電總成本約80%，煤電聯動機制要在長期堅守中創新、完善，但不能取消。此外，對新電改确定的“合理電價”目标要理性回歸，對能源轉型的“不可能三角”也要有正确認識，建議讓社會成員公平承擔通脹、轉型、保供所付出的代價。

        二是落實邊界條件，實現煤、電兩個市場對接，理順比價關系。煤炭市場和電力市場各有特點，煤炭市場受國際因素影響較大，而電力市場是一個國内市場，相對而言比較平穩。按照國家最新政策，煤電上網電價上下浮動不超過20%，傳導燃料成本空間比較有限。因此，需要有為政府協調煤電有關各方落實邊界條件，實現煤、電兩個市場對接。

        煤炭行業要做到“增産能、增産量、增儲備，控煤價”，保持煤炭供應平衡寬松。在供給方面，要實現煤炭自給率超過90%，日産量穩定在1200萬噸以上；在價格方面，要執行秦皇島港5500大卡下水煤基準價定為675元/噸、在570-770元/噸區間合理浮動的規定，晉陝蒙要嚴格執行出礦價區間。

        電力行業要加快大型風光電基地建設、煤電新項目投産投運、抽水蓄能電站建設和應急備用電源建設，确保不限電、不拉閘、無硬缺口、電價政策疏導到位。在燃煤發電方面，煤機利用小時數要達到4300小時左右，煤電電價上浮不超過20%，同時要靈活采購自産煤、進口煤、市場煤以平抑煤價。

        煤、電雙方要實現發電供熱用煤中長期合同100%全覆蓋。供需企業每月要報送合同履行情況，保證合同月度履約率不低于80%、季度和年度履約率不低于90%。

        政府部門要發揮有效協調作用。一是要保障煤炭産能合理充裕，建立政府可調度煤炭儲備。二是健全成本調查和價格監測制度，規範煤價指數編制發布行為。三是嚴禁對合理區間内的煤、電價格進行不當幹預，當煤價超出合理區間，要動用儲備、增加産能，并依法監管價格違法行為，引導煤價回歸。四是加強煤、電中長期合同履約監管，強化期現貨市場聯動監管和反壟斷監管，及時查處價格違法違規行為。

        電力用戶也要做好煤電上網電價上漲至20%的心理準備，特别是高耗能企業不受此浮動限制。

        三是為理順煤電比價關系，建議“基準對基準，區間對區間”。目前，國内各省煤電基準電價在0.3-0.45元/千瓦時之間，平均約為0.38元/千瓦時，對應的是過去535元/噸下水煤基準價。為體現公平原則、穩固煤電企業收益，建議國家相應提高平均燃煤基準電價至0.45元/千瓦時，并與新能源定價機制解耦，實現“基準對基準，區間對區間”，充分發揮燃煤發電兜底保供、系統調節、安全備用的作用。