纵观我国社会经济发展历程，“电荒”长期以来一直相伴左右。从上世纪七八十年代的严重缺电，到2003年的“硬缺电”，再到2011年的“淡季缺电”，直至2018年以来的季节性用电紧张，周期性的缺电总会反复出现。

从2020年冬持续至今的部分地区时段性电力短缺，再一次将“缺电”问题推上了风口浪尖。在这次全民大讨论中，社会舆论关注的焦点大都围绕在“‘电荒’为何会再次出现在装机、电网规模世界第一，发电技术成熟的今天？”“为什么22亿千瓦装机难保12亿千瓦负荷？”“为什么在用电淡季也拉闸限电?”等等问题上。

同样，在电力行业内部，讨论的声浪也不绝于耳：“发一度亏一度电的火电企业还能坚持多久？”“为什么缺电还要降电价？”

随着事态的不断发展，上述这些问题已有相关机构和学者，从国际局势、国内经济发展、能源双控指标等外部因素，以及电煤供应、有效容量、负荷特性等内部因素进行了详尽分析。如果我们将时间轴拉长，将“电荒”问题放到更长的历史沿革中，以更开阔的视角来观察历次危机背后的逻辑，或许可以从历史的发展脉络中探究保障电力安全的客观规律。

01 从三对周期关系看我国“电荒”的变与不变

电力短缺本质上就是电力供给和需求失衡，即经济学中“非均衡现象”里供给小于需求时的状态。经济增长是电力需求变动的根本性影响因素，而电力需求变动又决定了电力供给——即发电装机及其波动水平。

回顾历次“电荒”危机可以发现，我国的电力发展一直处于“需求增长—电力紧张—大建电源—电力过剩—刺激消费—需求增长—电力紧张”这样一种周而复始的循环之中。一些相同的问题在重复发生，比如“高耗能项目用时盲目上、弃时一刀切”、“电源建设大起大落、忽冷忽热”、“煤电矛盾非此即彼、零和博弈”。同时，新的风险还在不断积聚，比如“新能源晚峰无光、极热无风”、“负荷特性双峰并峙、峰谷拉大”、“极端天气增多增强、灾害频发”。新旧矛盾交织，成为影响我国电力安全的重要因素。

表现一：

电力消费周期与经济增长周期强相关

电力与经济紧密相关，经济发展将带动电力发展，同样，经济周期性波动会导致电力的周期性波动。

2000年之后，我国进入了重工业化阶段，高耗能产业占较高，电力消费表现为强周期特征，即在经济周期的上升阶段，电力消费会以比GDP 更快的速度扩张，而在经济周期下行阶段，电力消费会以更快的速度回落，电力消费弹性系数是衡量上述关系的重要指标。从最近20多年的发展来看，我国电力弹性系数大于1且处于最高点的年份，缺电比较严重，2003年、2011年和2020年分别为1.52、1.25和1.71（如图1所示）。

图1 1992年以来我国GDP和全社会用电量增速

事实上，每一次经济复苏初期，往往伴随着旺盛的投资增长局面。在基建项目建设等因素的强烈刺激下，带动高耗能行业大幅增长。

受1997-1998年亚洲金融影响，GDP增速自1990年以来首次低于8%。随后政府采取积极的财政政策，推动了基础设施建设，带动重化工业产品需求明显增加。从2001年开始，投资增速企稳，2003年达到近九年来的最高点27.7%。工业生产增长不断提速，带动工业负荷快速增长，工业用电量比重由1998年的71.5%上升到2003年的73.8%。

在2003年发生多省拉闸限电的情况下，部分地区仍然对高耗能行业用电实行降价促销，推动用电负荷急剧增加，GDP 用电单耗自2000年以来持续上升，2003年同比上升5.77％，加剧了电力供需矛盾。2000-2005年，GDP年均增长9.58%，而全社会用电量年均增速高达12.72%，电力消费弹性系数连续5年大于1。

2008年全球金融危机爆发，我国的投资计划基本投向了基础设施领域。一些地方不仅为高耗能产业提供电价优惠，还提供税收优惠，推动行业加大生产，用电量增幅超出预期。为完成“十一五”节能减排目标, 2010年下半年, 多个省市突击加大节能减排力度，拉闸限电轮番上阵，甚至波及到公共和居民用电。四大高耗能行业用电量增速从年初的近30%持续下降至11、12月份的负增长。2011年，这些受到抑制的高耗能产业产能集中释放，用电量逐月提高，全年高耗能行业用电增长12.4%。在“双高”产业快速增长拉动下，全社会用电量增长高于GDP增长，2010-2011电力弹性系数大于1。

在政策刺激效应衰减之后，我国经济步入“三期叠加”状态。从2012年全社会用电量增速滑入个位数开始，增长长期乏力，直到2018年增速反弹创下7年来的历史新高。

2020年下半年以来，我国疫情防控成效明显，大量产品订单从国外回流国内，生产快速恢复拉动用电快速增长，11月单月增速达9.4%。2020年底，为完成“十三五”能耗目标，拉闸限电现象又在个别地方再次上演。2021年以来，我国经济稳中向好态势明显，外贸订单增加叠加夏季高温，粤、滇、闽、浙、苏等东南省份用电量增速超20%，广东电网用电负荷“破亿”时间较往年大幅提前。

同时，作为“十四五”规划开局之年，有的地方、行业、企业“抢头彩”心切，盲目上马了一批“两高”项目，上半年“两高”行业产品产量出现明显反弹，四大高耗能行业用电量同比增长13.7%，两年平均增速为6.9%。全国半数省份未达到目标能耗控制进度，其中9个不降反升。在被国家相关部门通报之后，浙江、江苏、广东等绩效预警的地区开始以停产、限电等方式控制能耗，力求完成年度目标。

表现二：

发电投资周期与电力消费周期负相关

通过对1992年以来的发电/火电装机增速和电力需求增速的对比，可以看出我国电力投资（装机）与电力消费（经济增长）的增速变化趋势相反——即电力投资波峰(波谷)与电力消费波谷(波峰)相对应，说明了我国电力投资周期滞后于电力消费周期的现实，这种滞后的不断扩大必然会使电力投资对经济的支撑作用下降。

与此同时，在经济扩张期时，电力供应能力的增加滞后于经济的增长速度，出现严重缺电的局面，发电机组利用率上升。当经济衰退期时，电力需求增长乏力，又会出现电力过剩的局面，发电机组利用率下降。这种相背离的关系最为直观地反映在发电设备利用小时数/火电利用小时数的波动上。2000年以来的三次“电荒”事件基本都发生在前后近10年内火电利用小时数的最高点年份附近，2004年、2011年、2018年和2021年分别为5991、5304 、4361和4364（预测）。（如图2所示）

图2 1992年以来我国全社会用电量和发电装机增速

亚洲金融危机前，我国电力需求增速由1994年10%左右连续下降至1998年的2.8%，而发电装机增速始终维持在7-9%之间，在电力供大于求的背景下，发电设备利用小时数从1995年开始下降，直至1999年达到最低点。在之后国家“三年不建新电厂”的政策下，发电装机增速从1998年的9.1%连年下降至2002年的5.3%，而同期用电量增速由2.8%上升至11.3%，发电装机无法满足中国经济危机之后快速增长的工业用电需求，2004年火电利用小时数高达近6000小时。2002-2004年发生的电力短缺，导致政府放松发电项目审批管制，加快了发电项目建设，相当数量的电源项目采取“边建边批”、“先建后批”甚至“只建不批”的方式“违规”开工建设。2003-2005年迎来了一轮发电投资、尤其是火电投资的高潮期。

而这一投资高峰导致了2005-2009年火电行业的又一轮发电小时数的连续下降，由5865小时下降至4865小时。“十一五”规划的电源结构调整政策、火电企业长期亏损导致融资困难，造成从2005年起火电投资连续6年下滑，2011年火电投资总额甚至不足2005年的一半，增速为-26%，火电在电源投资中的比重由70%下降至30%。同期我国第二大电源水电的投资增速也逐年下降，由28.4%下降至3.4%，占电源投资的比重由27.1%下降至24.7%。而2005-2011年我国用电量平均增速为11.7%，发电装机增长速度持续低于用电量增长速度，对电力供需平衡将造成较大影响，成为2011年严重电力短缺的重要原因之一。

2011年的“电荒”再一次引起新一轮的大规模煤电建设热潮，同时煤炭价格持续走低，发电成本大大下降，各大发电集团抓住机遇抢装火电。而电力消费与电源投资再一次错位。从2014年起，电力需求增长开始进入中低速发展阶段，火电设备利用小时持续下降，而同年火电核准权限下放至地方，由于地方政府、企业由于对本省的市场空间、相邻省间互济能力、跨区输电项目等信息掌握不准确、不及时，加之存在拉动经济增长的投资冲动，煤电核准和在建规模保持高位状态，导致煤电装机相对过剩，2016年利用小时数跌至4165小时，为历史最低水平。

为了防范和化解煤电结构性过剩风险，政府于2016年出台了一系列化解煤电过剩产能的政策文件，建立了煤电风险预警机制以约束煤电核准规模，煤电装机增速在2016-2018年持续下降。随着2018年用电量增速大幅反弹，局部地区局部时段开始出现供需偏紧的形势，地方政府担心停电风险，又加大煤电核准力度，2019年新核准的煤电装机增速达63.1%。2020年一些地方政府以煤电项目刺激疫情后经济复苏，当年装机增速高达231.6%，约有4610万千瓦地方煤电“抢闸冲锋”通过核准，约占“十三五”期间煤电核准总量的三成。

值得注意的是，从2008年开始，火电装机增速低于总发电装机增速，并且两者的差距不断扩大——从2008年相差2个百分点扩大到2020年5个百分点。同时，新能源的电量替代作用明显、负荷峰谷差不断拉大，需要煤电频繁参与调峰，导致其利用小时数逐年走低，2018-2021年出现了区别于前两次“电荒”的煤电利用小时数低迷和缺电并存的现象。这反映了电力系统装机容量充足而有效容量不足、可发电量有余而可供电力不足的问题，并且，这种现象会随着更高比例新能源并网而愈发突出。

表现三：

煤炭和煤电盈亏矛盾周期此消彼长

2000-2020年，我国煤炭占能源消费比重从69%下降至57%，煤电装机比重从70%以上下降至49%，发电量比重从80%下降至61%，作为现阶段我国主体能源、主体电源和上下游产业，煤炭和煤电二者本该是唇齿相依的互利共赢关系，但在现实中却陷入非此即彼的零和博弈之中。

由于燃料成本占煤电成本的七成左右，煤价的变化对机组边际利润空间存在巨大影响，煤炭的供给与价格细微变动直接对电力整体供应易产生“放大性”影响。2002年首轮电力体制改革以来，煤电价格关系始终处在“煤盈电亏、煤亏电盈”的此消彼长的矛盾周期之中（如图3所示）。

图3  2002年以来我国煤炭价格和火电毛利率

1993年我国开始逐步放开煤炭价格，1994 年起对电煤价格实行指导价，2002 年开始取消了电煤指导价，2005 年政府不再干预煤、电企业的市场交易行为，形成了市场化的煤炭价格形成机制。与煤炭行业相比，电力市场化改革则相对滞后。我国电价承载了经济、民生、环保等多方面的责任与要求，一直作为政府宏观调控和维护社会稳定的工具而受到严格管制。由于电价政策目标的多重性，一定程度上导致了电价调整不及时，煤电价格联动不到位，造成了我国的煤电矛盾现象。

自1993年放开煤炭价格以后，电煤市场一直存在着市场电煤和国家重点电煤合同两种形式。2001年以来，两者的价差不断增大，煤电矛盾愈演愈烈，2004年电煤合同的执行率仅为35％～40％，煤电企业不得不大量采购市场煤炭，导致市场煤价持续攀升，加之全国煤矿大规模停产检查和安全整顿工作，供求关系进一步紧张，煤价涨至 1995 年以来最高水平。煤电企业成本上升，2004年行业毛利率由上一年的20%暴跌至11.7%。煤电双方愈演愈烈的矛盾终于在2002-2004年不断升级的“电荒”中达到高潮。

为缓解煤电矛盾，2004年底我国出台了煤电联动政策。在此后的16年里，煤电联动机制虽然经过了多次修改完善，但历次联动很少严格按照机制的时间和内容执行，电价调整幅度与煤价上涨相比有限，对发电企业而言杯水车薪。

2008年至2011年，受国际大宗商品价格暴涨、全球金融危机等影响，煤炭价格迎来新一轮上涨，而电价得不到相应调整，发电成本无法顺畅传导，煤电出现历史上首次全行业亏损，五大发电集团火电板块累计亏损达921亿元。

上游煤和下游电的产业链利润分配严重失衡，煤炭行业资产利润率是整个发电行业的7倍，是火电行业的14倍。火电连续亏损，严重影响供电能力。2011年，面对严重缺电，多地纷纷“捂紧口袋”，减少煤炭出省，甚至“封关”停止煤炭外运，助推了煤价上涨。为缓解愈演愈烈的“电荒”，政府出台限制煤炭价格、提高电价、鼓励煤电一体化、实行居民阶梯电价等多项措施。

2011年前的煤炭“黄金十年”让很多企业加大了对煤炭行业的投资。2012年起，我国经济增速下行，煤炭需求大幅下降，导致煤炭产能持续过剩。2012年-2015年煤炭价格腰斩，从最高的每吨800多元降至400元以下。燃料成本降低，火电企业盈利能力暴增，经营状况接连3年保持增长，2015年五大发电集团利润总额达历史最高水平882亿元。超额利润助长了煤电企业的投资热情，也导致了地方政府在经济下行压力下过度倚重煤电，并推动其逆势投资。

2016年初，国家开始实施化解煤炭行业过剩产能工作，伴随着部分亏损产能的自发退出、政策性的去产能、行政性的减量化生产以及对超产和安全生产的持续检查，煤炭严重供大于求局面得以扭转，供需主要矛盾已经由总量过剩转为结构性不平衡，受新旧资源交替、生产运输格局变化等因素影响，煤炭市场供应开始紧张，煤价触底后反弹。2016年，因煤炭成本上升，煤电利润腰斩至367亿元，2017年亏损达402亿元，亏损面60%左右。2018年以来，受到电力消费增速快速上涨的带动，煤价水平在短暂调整后，又迎来了快速上涨，叠加市场化交易电量的增加，煤电再现整体性亏损、行业性困难，2018-2019年，随着连续两次下调一般工商业电价，现有的价格传导机制被再次打破。

2020年底以来，在下游需求旺盛，上游供应紧张、运力不足、进口受限、市场炒作等国际国内多方面因素共同影响下，煤炭价格大幅上涨并持续高位运行，电厂煤炭库存告急。煤价上浮机制也不能完全传导煤价成本的上涨，煤电企业亏损面明显扩大，2021年6月部分发电集团煤电企业亏损面超过70%，持续陷入“越发越亏”的困境。

与十年前相似的还有，河南省出台了要求所有煤矿生产电煤一律不得外销的通知文件。煤电企业联名上述政府要求上浮电价的情形，在承担着保障首都供电安全的京津唐地区再次上演。

02 对历次“电荒”的反思与建议

我国历次“电荒”危机往往与电力体制改革与发展机遇并存。伴随着危机的解决，电力行业的发展轨迹呈现螺旋式上升的态势。从1980年实行集资办电，到2002年厂网分离、2004年出台煤电联动，再到2013年新一轮电力体制改革，每一次的危机都在倒逼我国电力行业改革的进程。危机成为了改革的催化剂，因此，每一次危机的成因与结果都值得深思与总结，是我国电力行业在与危机的持续搏弈中实现发展。

加强宏观经济与电力需求预测

电力需求的增长与经济的发展密切相关。由于经济发展的波动性和电力生产消费的特殊性，电力需求的波动性是长期客观存在的，消除波动性不现实也是无必要。在百年罕见之大疫情与百年未有之大变局中，更需要科学研究电力需求周期的波动轨迹及波动特征，掌握电力发展和国民经济增长速度相互关系的规律性，区分使用短期和中长期电力需求预测方法，才能准确预测未来电力需求的发展趋势。

与此同时，极端事件已成为威胁能源安全的一大重要因素。鉴于近年来受到全球变暖趋势的影响，我国高温等极端天气的强度和持续时间有增强的趋势，电力行业要和气象部门密切合作，加强极端事件的精密监测和精准预警预报。通过深入研究历史气候变化和负荷变化的统计规律，摸索气温变化对各电网负荷，尤其是对尖峰期负荷内在规律的影响，提高电力需求预测的准确性。

合理设计长期发电容量充裕性保障机制

发电投资周期相对于经济周期的“滞后期”过长，导致发电容量滞后于电力需求增长，从而产生电力供需周期性失衡。防范发电投资周期性风险的重点是尽量减少发电投资周期与宏观经济周期的不同步或减少峰谷差。

目前我国的电力市场建设更加侧重于电量平衡，在满足长期电力平衡或容量充裕性的机制上尚属空白。与此同时，正在推进建设的电力现货市场，更多反映的是实时供需关系和变动成本价格，难以保障电力长期平稳供给。

国际经验表明，设计应对发电投资周期性波动的电力市场机制作用，对长期容量充裕性保障和促进电源力行投资作用明显。当前，世界各国的容量充裕性机制设计没有通用标准，应结合国际实践经验和我国国情，统筹考虑电能量市场和辅助服务市场，分阶段设计容量充裕性机制。鉴于目前电力装机供大于求并且现货价格过低，近中期可考虑在燃煤机组利用小时严重偏低的省份，建立战略备用机制或容量补偿机制。在中远期建立长期备用容量市场或采用稀缺性价格机制，有效释放电源投资信号，抑制不合理的投资冲动。

以灵活的价格信号调节市场供求关系

回顾历史，类似于2021年因煤价上涨导致发电企业联合上书请求涨电价或降煤价的情形曾多次上演。2004年出台的煤电价格联动政策，试图自动传导电煤成本，但受CPI 等宏观经济运行情况的制约，始终存在煤电联动不及时、电价调整不到位的问题，导致价格信号传导扭曲。而2020年起实行的“基准价+上下浮动”，在“只能下浮不能上浮”和“上下浮动设有一定范围”的规定难以及时反映燃料价格的变化和市场供求的变化。

价格管制虽然可以阻断上游价格上涨向下游传导,避免物价通胀，但也阻碍了价格杠杆的调节作用，引发另一种形式的通胀。根据经济学中的蛛网定理，对于周期性生产的产业，如果供给弹性大于消费弹性，市场供求将偏离均衡点越来越远。当前我国的终端电价弹性不足，仍以政府严格管制的目录电价为主，而发电侧的一次能源供给弹性相对较高，导致煤电市场供求关系周期性波动较大。

必须要认识到，电力产品本质上也是一种商品，其价格应由价值决定，体现供求关系变化、资源稀缺程度。因此，现阶段应根据上游燃料市场价格波动调整政府定价的燃煤上网基准价及目录销售电价，将电、煤两个市场更加灵活的关联起来，共同抵御市场风险。同时，要建立起包括阶梯电价、峰谷电价、尖峰电价、可中断负荷电价等一揽子的分时电价政策，用价格信号调节市场供求关系。

来源：能研慧道

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