目前，东北地区限电措施备受关注。事实上，东北三省并不在国家发改委《2021年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》的一级预警之列，该地区限电主要与发电缺口增大有关，这也是全国普遍性现象。

国家能源局东北监管局的文件显示，自7月份以来，受煤炭产量下降，煤炭价格上涨等因素影响，发电企业购煤和储煤意愿不高，电煤库存持续下降，临检机组容量持续增加，东北电力供应持续紧张。中国煤炭工业协会统计数据显示，8月末全国煤炭企业存煤4800万吨，同比下降29.0%，全国火电厂存煤约1.0亿吨，同比下降25.7%，全国主要港口合计存煤5226万吨，同比下降24.2%。这些数据表明全国煤炭正面临紧缺问题。

煤炭短缺有全国用电量、发电量、耗煤量同比大幅增加等需求侧原因，但问题主要出在供给侧。在生产端，自2015年至今全国共清退煤炭产能10亿吨左右，主力煤矿又要严格按照核定产能生产，不可超负荷、超能力运转，同时受制于环保和安全等检查影响，煤炭产量增长受阻，部分地区实施煤管票限制，也抑制了产量提升。

在销售端，由于产煤主力在山西、陕西、内蒙古、宁夏等地，全国五大发电集团、349家主要电厂主要依赖大秦铁路(运行，其终点为秦皇岛港，四大煤企均在秦皇岛港中转货物，使得该港煤价成为全国煤炭价格风向标。但是，现在京唐三港、曹妃甸四港等分流了大秦线货源，导致秦皇岛港存煤长期处于500万吨以下的低位，引发煤价上涨，带动周边港口、产地、期货价格等全面上涨。

在国际上，欧洲等地抢购天然气过冬引发天然气价格猛涨，波及煤炭价格，以及中国市场供不应求，这些综合因素推动了国际煤炭价格上涨，8月份，印尼、澳洲的煤炭价格均出现大幅上涨，比去年同期翻了一倍多。可以看出，国际国内、现货期货已经产生联动效应，短期内价格很难回落。

中国去年开始取消煤电价格联动机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化机制，浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。但今年煤价上涨幅度过大，即使按10%的上浮比率也无法传导煤价成本上涨。目前，国有电厂为确保供电安全不能停机，但大量民营电厂很难承受亏损，不得不停止发电。

从表面看，电力短缺产生原因是地方政府对煤炭产能控制导致市场需求大增时出现煤炭短缺，推动煤炭价格持续上涨，对电价的控制又迫使一些电厂避免亏损扩大而退出供应，电价机制没有完全理顺，让火电厂无法通过价格机制传导成本。但是，更根本的需要思考的问题可能是，为什么控制煤炭产能并且不再实施煤电价格联动机制。

或许相关部门在预测电力需求时，将能耗双控、碳排放、能源结构调整等因素都纳入其中，希望通过控制煤炭供给数量提升价格倒逼火电部门提升效率，淘汰部分火电，减少碳排放，为新能源发展创造空间。新冠疫情导致的经济波动以及极端天气等因素，都使得电力需求超出了预期，但短期内煤炭供给又无法大幅增加，而且若为此改革火电价格机制则可能让火电厂长期受益，或与能源结构调整的需求不匹配。实际上，从去年开始，“煤电顶牛”现象已经愈发明显，但应对不及时，结果在客观上导致了电力短缺。

我们可以从此次电荒中发现，依然处于发展阶段的中国电力需求弹性很大，中西部地区在经济追赶阶段用电量上升，天气因素影响越来越大，电力需求预测必须考虑全面。其次，中国石油、天然气与铀资源短缺，而水、光、风等绿色电力靠天吃饭，不稳定性较强，短期内煤炭仍是保证能源安全的主要选择。

在落实能耗控制与碳达峰、碳中和工作时，不能急于求成，如果过快地去煤化，很可能会影响电力供应稳定性，从而对经济运行造成严重干扰。落实“双碳”目标是系统工程，不能简单地以去煤为主，要先立后破，大力发展绿色技术以及建设稳定新能源，先破后立式的休克疗法要不得。作为发展中的超大型经济体，推动能源结构调整需要时间，也需要科学统筹，切不可用“倒逼”思维和一刀切的做法，毕竟电力是整个经济体系与社会生活运转的基础。