今年以来，多种因素导致近期一些地方出现拉闸限电，新一轮电荒进入高层视野。10月8日，国务院常务会议对今冬明春电力和煤炭供应等问题做出进一步部署，10月12日国家发改委发布1439号文件进一步深化煤电上网电价市场化改革。
早在2015年，笔者即写作出版过专著《中国式电荒的演进与应对》，作为最早、最系统研究此问题的学者，个人认为，本轮电荒中的上述应对措施方向正确，相对及时，但具体效果及后续进展有待密切跟踪观察；同时，有必要结合本轮电荒的形成机理，深入思考综合治理的第二步、第三步，以更有效地应对危机，并通过深化体制机制改革而寻求根治。
本轮电荒的形成机理
历史重现，国际金融危机是直接外因
新世纪初叶，全球范围多种因素累积，形成2008年国际金融危机；在能源领域，主要发达国家普遍出现一次能源价格上涨，以石油为先锋，煤价普涨2倍左右，很多国家的电价也水涨船高平均提高2倍左右。而在中国当时“市场煤，计划电”模式下，虽然煤价追随国际市场从200~300元/吨上涨到1000元/吨以上（短期摸高1200元/吨左右），而电价却仅“联动”了大约30%~40%，由此造成火电企业大面积亏损、形成一轮电荒，直至2012年才逐步缓解。
新冠肺炎疫情以来，以美国为首的很多国家滥印钞票无底线放水，新一轮国际金融危机快速酝酿；与铁矿石等上游大宗产品相伴，在能源领域，石油天然气价格暴涨，欧洲等地已形成市场恐慌，煤炭价格积极追涨，印度等国购煤发电困难。而在中国“计划煤，管制电”模式下，虽然煤价追随国际市场从400~500元/吨上涨到2000元/吨以上（短期摸高2200元/吨左右），而电价却仍处于抑制浮动状态，再次造成火电企业大面积亏损、形成又一轮电荒。
由此可见，2021年电荒与2008年电荒的形成机理高度相似，相当于一次历史的重演。国际金融危机总是催生电荒的最直接外因，而这次与上次相比，煤价的跃升显然速度更快、幅度更大、斜率更陡峭，来势汹汹。
症结依旧，煤-电价值链治理是根本内因
“外因是条件，内因是根据”。2008年电荒，虽然由国际金融危机催生，但电荒对于经济社会的影响，在本质上取决于国家对于电荒的应对与治理。
虽然当时也推行了电煤长期合约（定量不定价）、纵向一体化联营等多种对策，以及价格封顶、涨幅限定、约谈煤企、清理中间加价等多种临时性的煤炭价格干预措施，但收效甚微、电荒拖延至2012年。
在坚持人为滞后煤电价格联动的情况下，2008年电荒最终主要依靠发电企业履行社会责任、承受亏损的方式，勉强熬过那一轮困难周期。这种煤-电价值链治理不健全造成的电荒，其实并没有得到有效的应对与根治。
2011年对比2003年，中国火电行业年度总利润从458亿元下降到206亿元，同期煤炭行业总利润却从140亿元飙升到4337亿元。2007~2011的电荒五年间，全国火电行业累积利润只有1694亿元，而煤炭行业却高达13362亿元——按照《中华人民共和国宪法》第九条，“矿藏等自然资源都属于国家所有，即全民所有”，由于我国煤-电价值链治理不健全，这万亿规模的典型的矿产资源溢价，很多流落于私人煤老板之手，囤房子、炒大蒜、拍电视剧，至今已无从追索。
时过境迁，历史重演，既相似，又不似。相似的是国家煤-电价值链治理依然不健全，变化的是绝大多数私人煤老板已洗手上岸，煤炭资源现高度集中于山西、陕西、内蒙古3省（区），地方政府支持的地方国有煤炭企业有了更加强大的资源控制力与价格话语权——2021年，国际金融危机再次带来类似2008年的万亿规模的煤炭资源溢价，限产保价，显然具有天经地义的强劲动力！
阶段发展，目标多元化使得治理复杂化
现代大电力系统具有诸多独特的技术经济特性、信息高度不对称，需要多层次的“公共权力统筹+产业链支撑+长期的体制机制”跟进，随着经济社会发展势必面临日益多元化的治理目标抉择。
在电力能源供应领域，改革开放之前，中国属于典型的“廉价而短缺”模式，生产生活低水平发展；20世纪80~90年代，为适应改革开放、经济发展对于电力的需求，通过高强度引进投资、提高电价的方式，逐步缓解电荒，走向欧洲/日本“昂贵而充裕”模式；但中国政府并未止步于此，新世纪以来，通过控制电价、国企兜底的方式，不仅逐步兼顾节能、环保等多元政策目标，更试图打造美国及海湾国家以外的第三种“廉价而充裕”模式，以创造更好的营商环境。显然，安全＞经济＞环境，既是治理目标优先偏好的排序，也是中国电力发展的历史轨迹，从二维模型向“不可能三角”升级。
而近年来，随着经济社会发展，各级政府及有关部门的治理目标日益多元化，上述治理目标排序出现较大变动，或者说正处于信念动摇、顾此失彼、缺乏共识的转变期。一是“双碳”目标的提出，煤炭、煤电均承受巨大政策压力及舆论压力，增产严格受限，小时数长期低迷，融资日益困难；二是能源消费强度及总量“双控”目标执行环节失措失序，一些地方未从技术进步着手扎实推进，每临考核动辄以强行限电、限煤、限用、限产来粗暴应付；三是将优化营商环境目标简化为压降用电用能成本，未全面考虑很多真正高新技术产业对于高可靠性供电的更高要求，抑制支撑电量/电力需求的正常投资与运营；四是国资国企的经营考核目标体系，更加倾向资本收益，煤炭企业固然理直气壮追求利润最大化，煤电企业亦不敢像2008~2012年电荒周期一样指望履行社会责任的荣誉安慰、而只能选择坚持“发有效益的电”。
据笔者研究，从发展中国家到发达国家，电力供应是一个世界性难题，电荒在时间空间上长期普遍存在，大规模停电事故亦屡见不鲜。相比之下，改革开放至今中国不仅没有出现过大规模停电事故，而且面对各类电荒，各级政府积极应对、省长市长跑煤拜电，乃至在尊重电力技术经济特性的基础上，针对不同阶段各类电荒的机理诱因，逐步形成比较丰富的治理工具包、技术路线、政策逻辑，使我国在基础设施、营商环境方面形成显著的竞争优势——但随着上述治理目标多元化，诱发或加剧电荒的内在因素增多，治理问题复杂化，有了能耗“双控”“双碳”目标这样的挡箭牌，“有序用电”这样的遮羞布，各级政府是否还能像当年一样责任明确、态度坚定？
制度因素，远远大于产能产量因素
从2021年月度火电发电量看，9月属于典型的负荷低谷期。当月全国火电发电量仅仅4427亿千瓦时，比负荷高峰的7~8月降低大约800亿千瓦时，甚至低于1~2月春节期间的平均水平，是2021年目前为止火电发电量最低、用煤量亦最低的一个月——在这样的月份，居然还因“缺煤”造成引起巨大社会反响的拉闸限电，其内因显然并非煤炭产能产量问题。
2020年相比2016年，煤电发电量从39457亿千瓦时提高到46296亿千瓦时、累计增长17.3%，发电标准煤耗从294克/千瓦时下降到287克/千瓦时、累计下降2.4%，发电用煤量的累计增速大约14.5%；而同期，全国煤炭生产量从24.1亿吨提高到27.6亿吨（折标）、累计增速亦14.5%——由此可见，近年来全国煤炭产能产量的总体态势，与发电用煤需求是基本匹配的。
总之，不论阶段供需态势，还是当月用煤需求，2021年9月都不应存在特别大的动力煤缺口。即使存在一定空间一定时间的有限缺口，以及煤种及消费结构一定程度的不匹配，也不应达到大面积限电、开二停五甚至开一停六、事故拉路拉到居民用电乃至红绿灯的惨烈地步！
因此，与2008年6月动力煤价突破1000元/吨一模一样，2021年9月动力煤价突破2000元/吨，第一无充分的成本依据，第二无充分的缺口依据，产能产量的影响因素权重低微，根本上还是源于最“正常”的全球市场传导规律——煤炭跟着油气走、国内跟着国际走——而在这样的国际市场大背景下，到底会不会形成严重电荒？对于本国经济社会的影响最终如何？此即形成了对于各国政府治理能力的考验，但其根源还是相关体制机制问题。电力能源属于高投入强管制的公共领域，历史上每一次所谓能源危机，大多数都不是真正的产能产量危机，而是金融危机与政治危机的叠加。
电荒治理的第二步、第三步……
本轮电荒的形成机理，既有与2008年高度相似的直接外因（国际金融危机）与根本内因（煤-电价值链治理不健全），也有近年来目标多元化带来治理复杂化、造成电荒应对的动力与态度的折扣问题；既有历史上留下的体制机制改革“欠账”，又有历史发展新阶段的新挑战，因此应对起来并不容易一蹴而就、一击即成。因此，在国庆前后一轮密集操作、迈出本轮电荒治理重要的第一步之后，有必要密切跟踪观察，未雨绸缪综合治理的第二步、第三步……
电荒治理刚刚走出第一步
如果说9月份的电荒高潮是“异常”的，国庆前后开始的反击却是较好的时机。从我国全社会用电量季节特性曲线看，10月份往往是比9月份更低的负荷低谷，是夏季高峰与冬季高峰之间供需矛盾最缓和的中场休息期，有利于尽快体现应对成效、遏制汹汹来势，给后续应对措施及深化改革争取时间和空间。笔者近期高度关注以下问题：
一是煤炭价格是否追涨？10月8日召开的国务院常务会议同期，动力煤价突破2000元/吨（摸高2200元/吨），这是末日狂欢、还是有意示威？这是直接决定煤电环节是否能续命的关键，否则仅上网电价浮动20%并不足以缓解电荒；二是如果像2008年~2012年那样长期高位盘桓（2010年初~2012年上半年维持在800元/吨波动），这次也仅是象征性冲顶回落、进而长期在1200元/吨~1800元/吨高位徘徊，按目前发电企业的财务状态、恐怕难以再坚持那么久，势必需要进一步的政策跟进；三是截至目前各项政策针对煤量多、针对煤价少，那么山西、陕西、内蒙古相应释放出多少煤炭产量？这不仅事关冬季供暖，更是地方对于中央态度的表现，需从政治高度认识；四是金融机构与煤电企业合作是否改善？这不仅是基层燃煤电厂最实际的存亡问题，也是金融领域配合发改委系统、顺应国家宏观调控的态度；五是国际能源危机的进展如何？如果愈演愈烈、长期拖延、破罐破摔，势必增加国内压力，与保价、炒价势力内外呼应；六是煤电上网价格上浮20%后（考虑煤电占比、上网电价占比、保价用户占比）普通工商业用户预计涨价约10~15%，电网企业（保留三类不涨价用户）、地方政府（为部分产业提供补贴）同样亦将增加付出，这三个付出方的态度是怎样的？尤其是收益方（煤炭企业、煤炭大省地方政府）的态度。七是到煤电出力显著恢复阶段，哪些省份依然会存在电源规模、电源结构层面的供需硬缺口？当地政府是否心里有数、并即刻开始谋划应对？
新中国成立以来，中国一半以上年份历经长期电荒，不同历史阶段、成因各不相同，各级政府均进行了积极应对。1981年~1996年，通过减少壁垒、集资加价，成功应对了改革开放之前长期独家办电、投资匮乏造成的电荒；2003年~2006年，通过放松管制、规范竞争，成功应对了亚洲金融危机后停批电厂项目、却逢重化工业兴起造成的电荒；但到2008年~2012年，对于国际金融危机、叠加国内煤-电价值链不健全造成的电荒，即面对国际化大背景和体制机制改革深水区，却并未交出圆满的答卷；历史在2021年重演，“国际化+深水区”之考验终于无法逃避，再叠加百年未有之大变局、全球范围的治理崩坏期，西方某些国家的政治对自己国内不负责、对国际更加不负责。
形势逼人强，电荒的历史演进的规律也警醒我们与时俱进，拿出更强的宏观调控能力、更强的综合治理能力。即使中国有发改委这样的“小国务院”，其宏观调控手段也是不足以应付的，仅“价格+审批”是不够的，仅煤-电-油-气-运联调是不够的，2021年国庆的组合拳虽然已比2008年6月取得极大进步，对于税收、信贷、财政补贴等均有考虑与部署。开放电价，塑造“多对多格局”更是电力市场建设范畴的极大进步、极大成功，但相对于复杂凶险的形势、相对于“电荒治理”的目标，以上措施大概率依然是不足的，第二步、第三步的政策储备必须提上议程。
电荒治理的第二步——升级对策组合
如果国际金融危机拖延，如果国际国内游资热钱投资信心不足，如果各地煤价不跌反涨，势必需要在前期电价放开的基础上，推出进一步举措。电力市场建设是正确的应该的，但通过电力市场形成价格波动信号其实属于日常长期之举，借电荒之机推进市场建设更多是一种补课与基建；而在来势汹汹的国际金融危机面前，势必还需要直接针对“电荒治理”问题的、以平抑价格冲击-保护产业链运转为目标的若干针对性手段：
第一个方向是政治谈判。通过明确态度、表达意志，促使国资国企为主的煤炭企业降价、促使产煤省份各级政府配合，主动放弃2008年那样的万亿元规模的额外收益。政府是市场经济体系的一部分，在国际金融危机级别的冲击面前，政治手段亦属常规选项。即使在西方国家，政治领袖给能源巨头打电话，国家间喊话谈判都屡见不鲜；中国在此环节更应具备政治优势。但此方向的举措肯定是有限的，如果国内国际价格落差过大过久，难免会扭曲经济运行，因此只能定位于短期应急。而且谈判都是有代价的，人为压价的时间空间也是有限的，2008年动力煤冲击1000元/吨，2009年虽曾短暂下调，但紧接着就是2010~2012年持续的800元/吨高位。
第二个方向是体制优势。在国资委放松对煤电企业的经营业绩考核与国有政策性银行不断贷的基础上，仍主要由发电企业继续承担国际金融危机的冲击、缓冲价格波动。国资国企是市场经济体系中常见的公共治理工具，履行社会责任，从财务价值向使用价值倾斜，都是可以做到的、也是屡屡在做的。但此方向的举措也是有限的，历经2008年~2012年应对电荒长时间低回报乃至亏损（中电联曾专门测算，仅2004年~2011年因煤电联动人为滞后或不足，上网电价被“欠”即达0.067元/千瓦时）叠加低碳转型对煤电各种抑制性政策，以及降用电用能成本对于电价的直接打压，发电企业目前家底基本掏空、财务状况极度脆弱，正常年景下，世界500强规模的发电集团却仅有1%-2%资本收益率，电荒年份燃煤电厂则全军覆没。
第三个方向是金融工具。在煤炭-电力市场化建设的基础上，进一步开放相关期货市场，引进开发多种金融工具，引导市场主体行为，冲抵相关风险损失。但在实际执行环节，此方向其实效果并不乐观、慎重推荐。一方面金融产业及其管制，是我国经济体系中的弱项，包括期货交易等领域，历来各种问题、事件多发，并未发挥应有价值。另一方面即使在西方发达国家、包括金融领域最强大的美国，发达的电力市场、丰富的金融工具，在有效吸引投资、应对电荒危机方面也未凸显更佳作用，不仅基础设施建设乏力，今年初德州大停电期间，数以万计的用户不仅遭遇了长时间停电、天价的电费账单、甚至被供应商抛弃（破产倒闭）。
第四个方向是深化改革、完善煤-电价值链。
一是较大程度上接受市场上出现的煤炭溢价，煤炭、发电作为充分竞争性的产业环节，电价-煤价顺价联动、继续向下游传导；进一步推进电力市场建设，扩大统一市场、纠正人为分割，发电主体之间避免交叉补贴、用户补贴留在电网环节。
二是依据《中华人民共和国宪法》第九条，“矿藏等自然资源都属于国家所有，即全民所有”，对于国际金融危机情况下形成的典型的煤炭资源溢价，不论2008年的从300元/吨涨到1200元/吨，还是2021年的从500元/吨涨到2200元/吨，由中央政府向煤炭企业收取暴利税或特别收益金（国内在石油领域已有先例）。
三是这笔万亿规模的税金，在煤炭资源省区适度分成的基础上，由中央政府统一转移支付，补贴下游终端用户，同时增加政策差异性，例如通过普遍服务机制补贴农村及城市居民特别是贫困家庭，例如通过阶梯电价形式引导居民及公益事业节能，例如通过歧视性电价政策限制淘汰类/抑制类产业用电。
四是加强监管，对于自然垄断的电网、铁路基础网络，加强规划与成本控制，保障公共网络服务无歧视开放，在国际金融危机情况下，在放松经营业绩考核与国有政策性银行不断贷的基础上，作为非竞争性的产业环节、阶段性参与价格调控，分担价格尖峰冲击、一定程度延缓传导。另外，在输配电价改革已较成熟的基础上，应进一步推动落实电改9号文关于改变电网企业经营模式的要求，输配电业务、购售电业务（居民等）、代理业务（工商业）三者应至少财务分开、业务分开，逐渐厘清交叉补贴。
总之，在正常情况下，应通过完善电力市场（及配套金融工具），通过传导价格信号，让终端用户日常化地承受市场波动（类似汽油定期调价已成常态，并无人惊诧）；但在特殊时期，国际能源危机叠加金融危机情况下，则必须以“平抑价格冲击-保护产业链运转”为目标，采取更加有针对性的手段，即短期可由政府出手，加强政治谈判，运用国资国企工具，发挥政治与体制优势，一定限度内解燃眉之急，压低、缩短、延迟价格尖峰；长期治本之策，则应进一步深化体制机制改革，丰富并强化宏观调控工具包，通过“高价格+高税收+高补贴+强监管”的组合拳，健全煤-电价值链，形成抵御适应外来冲击的更强治理能力，在结合国情应对危机的国际大对决中再次脱颖而出。
电荒治理的第三步——巩固产业基础
物质决定意识，硬件决定软件。尤其在电力能源这样的基础设施领域，符合客观规律的规划建设才是应对电荒的物质基础。10月9日召开的国务院常务会议上部署应对近期电荒的同时，国家能源委员会对能源改革发展、“十四五”现代能源体系规划、能源碳达峰等亦做出部署，此即兼顾长远、以科学发展从根本上应对电荒。笔者比较关注以下几个问题：
第一，高度警惕、提早应对能源转型带来的新型电荒。电荒常态存在，且随着经济社会发展而将不断演进，改革开放以来，中国已经成功应对了1981年~1996年缺投资引发的电荒、2003年~2006年缺发电装机引发的电荒，2008年~2012年以及当下与国际金融危机引发的电荒艰苦博弈。而随着能源转型的持续推进，新型电荒已露苗头，需要高度警惕、提早应对。世界范围的能源转型正从清洁化（污染排放）、节约化（能效），向着低碳化发展，而低碳化又将经历非电替代（以终端电力消费代替煤炭散烧）、电量替代（以新能源发电替代煤炭发电）、电力替代（以各类可控电源、可调动负荷及储能来替代煤电调峰）等不同阶段。目前我国主要处于非电替代与电量替代阶段，但如果不提前布局电力替代有关措施，大概率将较快出现“缺可控电力”的新型电荒（在某些省份其实已经出现苗头，电量替代背景下，煤电低利用小时数并不代表装机过剩、电力支撑到位）。目前需要做的：一是强制推进新能源预测与控制相关技术约束；二是实质性推进储能技术进步，避免盲目规模化发展；三是大力推进抽水蓄能、龙头水库等优质调峰电源建设；四是战略性提升国家油气储备，有意识预留本土资源以应急；五是在储能技术无实质性进步的历史阶段，广泛提高火电灵活性，实实在在建立容量补偿机制。
第二，及时纠正有悖于电荒治理的显著不合理举措。本轮电荒，在湖南、广东等地其实早已潜滋暗长，但直到今年9月东北限电引发各种舆情才直接引起高层介入。现代信息社会，一些显著不合理的事情，会更容易被曝光，高层同样会更快地响应。目前比较显著助推电荒及其影响的，一是滥用事故拉路，有序用电方案的深度、精度不够，事故拉路无差别伤害，进一步扩大电荒的损害与影响；二是限制合理检修，9月下旬，湖南某电厂因保供不被批准停机检修，除尘器垮塌致4人死亡，东北亦出现供热机组不被批准检修，给冬季运行埋下隐患的情况；三是滥用能耗“双控”名义限电限煤，败坏“有序用电”制度，使发电、供电、用电各环节广泛受损，技术问题指标化和长期问题短期激化，堪称荒谬；四是将营商环境片面理解为电价许降不许涨，而低电价优先于供电可靠性的倾向，事实上却有损高新技术产业而有助高耗低端产业。另外中国应对电荒的历史也证明，从产业到居民，绝大多数都是愿意为供电可靠性买单的（1986年~1995年中国是靠电价年均增长13%才第一次解决电荒、支撑改革开放的）；五是将能源安全片面理解为本土自产，事实上国际化情景下的能源安全不过是国家安全的一部分，只能以“充分多样性+适度本土化+产业链控制+大规模储备”来应对冲击，争夺话语权。
第三，以第二个百年目标来统领电荒治理的长远谋划。2021年是中国共产党建党百年，胜利实现第一个百年目标之年，也是继续向第二个百年目标奋斗、继续赶考之年。以电力能源为代表的基础设施，是实现第二个百年目标的重要物质支撑；可持续的电荒治理，必然须由第二个百年目标来统领。一是充分认识第二个百年目标所指向的世界历史上没有先例的、14亿规模人口共同达到发达国家平均水平的经济社会模式，特别是其产业模式，对于能耗水平、电耗水平、能源电力发展曲线的要求，做好长期供应规划；二是“双碳”目标应服从服务于第二个百年奋斗目标，应是持续保障国民经济发展与人民福利的碳中和、碳达峰，而不应是停产断供情景下的碳中和、碳达峰，应有意识避开低碳陷阱，推进全球人类碳排放权的伦理演进；三是坚定信念从投资驱动转为技术驱动，放弃主要以结构调整来实现新型电力系统，正视并汲取（风电、光伏）新能源发展的教训，在基础设施领域放弃对摩尔定律的迷信，严格安全性可靠性约束；四是搭建创新与兜底兼备的能源产业体系，依托国资国企制度优势追求“廉价而充裕”治理目标，同时尊重市场规律、充裕目标优先于廉价目标（守住队伍稳定与金融稳定底线）；五是长期坚守安全—经济—环保（低碳）三者兼顾的政策目标体系，安全供应作为底线，经济性作为评判标准，不经济的低碳不是好的低碳，缺乏安全保障的低碳是没有意义的低碳，即“必须以保障安全为前提构建现代能源体系”。
最后，据笔者研究，除了中国各级政府历来积极应对电荒，事实上香港、东京、新加坡等东亚主要大城市在供电可靠性方面都是显著优于西方国家的，这在本质上其实体现了政府与民众的一种关系，即在电力供应等公共领域，儒家文化圈的民众私权让渡最多、心理要求最高，相应地政府也最有道义责任，绝对不会像美国科罗拉多市长在德州大停电时在脸书平台上公开宣称“政府不欠你们，供电公司不欠你们，只有强者才能生存。”
2015年，笔者研究写作《中国式电荒的演进与应对》一书，是作为“讲好中国故事”的专题之一，总结中国在加强基础设施、优化营商环境方面的成功路径与政策逻辑；2021年新一轮电荒当头，笔者衷心希望中国能够进一步妥善应对、为人类经济社会发展贡献优秀治理案例。
