观察 | 2021-2022 中国能源行至转角

2021年是我国“碳达峰、碳中和”战略实施的元年。

（来源：微信公众号“能源杂志”作者：武魏楠）

拉闸限电、能源产业链价格高涨、碳交易启程、电力价格机制改革突围、分布式光伏整县制“跃进”、能源保供、“双碳”路径纠偏、新型电力系 统。在一个个关 键 词的背后，承载着能源产业跌的宕起伏，那些意料之内和超乎预期的变化，无不昭示着中国能源在这一年已经进入峡湾的转角处。

中国已经是名副其实的能源生产和消费大国。2020年，中国石油消费总量7.02亿吨，炼油能力8.7亿吨，天然气消费3238亿立方米，全社会用电量75110亿千瓦时，总能耗49.8亿吨标煤。在22亿千瓦的发电装机中，火电装机12.5亿千瓦，水电3.7亿千瓦，风电2.8亿千瓦，光伏2.5亿千瓦。2021年底，风电、光伏装机总量将超过6亿千瓦。

从制造能力看，中国已成为全球最大的清洁能源设备制造国。风电装备制造、光伏产业链技术储备和产能布局、源网荷储氢基地规划等均遥遥领先。但是，2021年“双碳”战略刚刚启程，能源版图下传统能源与新能源、煤电旧矛盾与电力系统新挑战之间的较量，便以“缺电”这一相对激烈的方式呈现出来。

时间走到2022年的开篇，我们需要审慎思考2021年危机背后的症结。在“碳中和”国家战略的实施进程中，我们应该坚守什么底线？在能源产业步入转角处，我们又需要走什么样的路线？清洁能源与化石能源应该以什么方式共赢共处？新型电力系统的构建，需要什么样的生态来支撑？

猝不及防的缺电来袭

2021年9月，国内局部地区的缺电并不是突然来袭。在2021年1月的寒潮中，由于采暖负荷剧增，蒙西、江苏、浙江、湖南、江西等地均采取有序用电策略；2021年5月，云南、广东、广西相继实行有序用电。实际上，有序用电是供电紧张的另一种表述。

从国内电力发展历程看，断电、“拉闸限电”并未彻底消失。此次供电紧张尤其以西北地区最为普遍，在国内电力生产与消费逆向分布的格局下，这些新能源富集省份电力需要外送实现消纳，并与受端省份签订送受电协议，通过特高压外送。尽管送端市场出现电力紧张，但为了保障电网系统安全，特高压外送负荷仍然不具备压减空间。

2021年9月23日，一份由国家电网东北电力调度中心签发的东北电网拉闸限电预通知单信息显示，全网频率调整手段已经用尽，鲁固直流送山东、高岭直流送华北线路不具备调减空间，系统频率低于49.8赫兹。根据相关文件规定，为保证东北电网安全运行，采取事故拉闸限电。

2021年9月的缺电引发中央和全社会的广泛关注，部分地区民生用电亦在所难免。在本轮大规模供电紧张出现之前，不少专家学者、媒体均对电力短缺做出预警。《能源》杂志在8月份刊发文章《电荒预警》，引发行业内广泛关注。

电力供应紧张令能源管理部门、发电企业、电网企业、终端用户措手不及，也将中国的能源生产和消费猝不及防地进入新的转角。

从电力系统安全稳定的视角看，新能源装机规模的增加带来了一定不确定性。电网企业内部人士认为，近年来新能源高速发展，对电力系统的安全性、稳定性带来挑战。“问题是，大家没想到问题来得这么快，也不敢否定新能源的发展。更重要的是，电力系统发展总体来看是越来越好的，重提缺电、乃至电荒，并不合适。”

其背后的主要动因是，新能源占据了能源行业的“舆论话语权”，在“双碳”战略下，清洁能源的战略地位不断提高。但这绝对不意味着化石能源的地位应该一落千丈。在减碳、降碳“一刀切”式的运动中，清洁能源在电力系统中的话语权愈来愈高，煤电、煤炭“人人喊打”，以至影响政府决策和企业投资策略。

在缺电、能耗双控等外部因素影响下，2021年下半年以来煤价高涨，煤电企业陷入亏损境地。国内煤电供需宽松的格局，在不经意间被打破。

能源产业链价格“失控”

能源供应链原材料价格大涨是2021年的重要表征。硅料、煤炭是价格上涨的重要产品，供需紧张、能耗双控是驱动力，全球货币宽松是另一个诱因。

以硅料为例，由于上游硅料供应短缺，难以支撑硅片高需求，硅料价格自2021年初一路飙升，由8万元/吨上涨至30万元/吨的高价，“拥硅为王”成为光伏产业链利润分配的丛林法则。

硅料价格保障在一定程度上影响了下游光伏电站的建设进程。从硅料、硅片到电池片、组件，光伏产业链成本在不断向下传递。2021年三季度以来，新增并网的光伏基地项目并网节奏明显放缓。

高价刺激之下，上游企业也开启了一轮扩产狂潮。2021年底，保利协鑫、通威股份、新特能源、新疆大全等硅料企业产能为60万吨左右，2022年底预计达110万吨以上。可以预见，随着新产能的投产，硅料价格由于供大于求将再度快速下滑。紧接着产能收缩，再之后又是一轮供需失衡——涨价——扩产。

能源行业总是呼吁供应链健康发展，但从实际的结果来看，一旦行业进入了高利润时期，企业自然把健康发展甩在了脑后，扩充产能、抢占市场份额成为首要的任务。

与此同时，煤炭价格自2021年以来大幅上涨，5500大卡动力煤市场价格由年初500元/吨攀升至2000元/吨的高位。在国家能源管理部门的强势干预下，煤炭价格快速回调。2019年12月3日，全国煤炭交易会公布《2022年煤炭中长期合同签订履约工作方案(征求意见稿)》，方案提出煤炭中长期合同5500大卡动力煤基准价为700元/吨，并设定浮动范围为550元~850元/吨。

对煤价的管制，目的还是长期以来存在的煤电矛盾。在现行体制下，煤电矛盾的根本症结是煤与电价格的割裂。煤炭价格市场化程度越来越高，电价虽然不断突破基准价的限制，但距离能涨能跌的电价形成机制还有很长的路。电力供应短缺的根本出路，还是需要回到电力体制改革，需要电价市场化破局。

能源安全是经济社会稳定运行的基础，是推动高质量发展的内在要求。十九届六中全会、中央经济工作会议明确，2022年经济工作要稳字当头、稳中求进；要保持平稳健康的经济环境、国泰民安的社会环境、风清气正的政治环境。继续做好“六稳”、“六保”工作，能源安全稳定是首要问题。

既然需要稳中求进，能源价格就不能无序上涨或暴跌。如果市场失灵，行政调控就不能缺位。“双碳”战略的实施需要坚持“全国统筹、节约优先、双轮驱动、内外畅通、防范风险”的原则，能源安全稳定是重中之重。

“双碳”战略紧急纠偏

回顾过去一年的采访，笔者发现了一个现象：对于“2030 碳 达峰、2060碳中和”目标，业内不同的人士表达出了不同的观点，有人十分乐观，有人忧虑重重。这种割裂感在“2030碳达峰”的可行性上表现的尤为明显。

和早已达峰的欧洲相比，中国能源消费不仅依然在上涨周期，经济增长也对能源保持高依存度。2030年碳达峰意味着从2030年开始，能源消费增量都需要依靠零碳能源来完成。但是在遭遇了2021年的能源危机之后，这一目标的实现无疑困难了许多。

这背后有很多问题：经济问题、技术问题、体制问题，一个最重要的问题却被忽略了——2030年碳达峰之后，我们会不会再出现一个新的碳排放峰值呢？

在各类报告、研究、讨论中，我们天然地认为2030年碳达峰之后碳排放不断下滑，直到碳中和实现的。从欧洲的历史经验和中国的实际情况看，我们可能面临碳排放曲线反弹的可能。

仅就2021、2022两年来说，煤炭消费、碳排放都有可能出现同比增长的状况，这就打破了碳排放单向下行的趋势。当然，偶发性的碳排放反弹不会影响整个碳中和的进程。但这说明了一点，我们在减排问题上的思考逻辑存在问题。

2021年上半年，企业、政府都开始了轰轰烈烈的减排计划。一位行业内人士用“好像明年就要实现碳达峰一样”来形容这场盛况，而现在我们更习惯于用“运动式减排”来描述这种畸形的减排方法。

运动式治理的方式古而有之。实现碳中和可以依靠运动推进么？我们只用了几个月的时间就得出了答案：如果我们还需要健康发展的经济，运动式减碳要不得。

减碳到底怎么减？减煤炭到底怎么减？在应对电荒和煤价飞涨的过程中，我们看到了许多潜规则。不计入报表的“黑煤”、政府机构突击式给原本不合法的产能补发“身份证”、不同煤炭产地成本天差地别。这些现实因素起码说明了一点，现行的治理手段还存在着很多打补丁的空间。

单一挥舞“行政命令”无法达成效果，市场+行政结合无疑更加高效、具有可行性。例如煤炭去产能为了保证公平性，往往计算出每年去产能的总量，再平均分给所有煤矿。实际上有些煤矿成本高，不具有市场竞争力，应该多去产能，甚至关停。但为了保证就业等非能源因素，只能平均分配去产能指标。结果是，在长协煤涨价之后，还是有煤矿表示价格太低、成本太高、经营困难。这实际上降低了减碳效率，但暂时没有更好的方法解决问题。

“碳中和”是一场长跑，问题暴露得越早，对实现碳中和目标越有利。2021年看起来难题一个接着一个，但我们收获了“先立后破、安全兜底”等经验。可以说，2021年是当之无愧“至关重要的一年。”