对于国际大宗商品价格上涨等因素引起的国内能源供需紧张问题，国务院常务会议已多次专题商讨，并出台了相关政策和释放了进一步加强相关领域改革的信号，意在从短期供应和长效机制上尽快解决国内能源尤其是电力和煤炭的供需缺口。

 

和以往国内出现的“电荒”相比，此次电力供应紧张明显增添了国际背景，但国内诸多因素同时推升了电力供需失衡。

 

国内一些地区“一刀切”地执行能耗双控政策，致使煤炭生产和煤电出力受到影响，既拉高了煤炭尤其是动力煤价格，又使燃煤发电机组运行小时减少，加之南方受来水影响，水电出力明显下降，很容易导致局部地区在特定时段的供电出现紧张局面。

 

价格传导受阻使煤电价格出现严重背离，这是此次电力供需偏紧的重要因素。目前的动力煤现货单价已接近今年初的3倍，电价却未同步上浮，一些地区近期虽允许煤电市场交易电价在标杆电价基础上上浮，但上浮幅度不足以覆盖电煤上涨成本。作为市场主体，发电企业的经济理性决定了其生产意愿。虽然我们此时能够发挥国有企业的优势，让国有资本的煤电企业多出力，但毕竟不是长久之计。

 

现在正处于燃煤电厂冬季储煤时间，在安全生产的前置条件下原煤生产难以大幅上涨，国际煤价的熊熊涨势……在诸多因素影响下，国内煤价趋势大概率涨多跌少，这就决定了燃煤发电机组高成本状况短时无法改观，所以电力供需矛盾需要从应急政策和根本机制上解决。更多采取市场化办法应对经济运行出现的矛盾是解决问题的根本路径，解决此次的电力供需紧张也概莫能外。

 

更多采取市场化办法不是完全放开电价，根据市场随行就市。由此，高耗能行业因能承受高电价反而大行其道，而一些小微企业和个体工商户因用电成本飙升而倒闭破产。这不仅不利于“双碳”战略的实施，更不利于国内经济的正常运行。所以理顺煤电价格形成机制不是一放了之，更不是放任自流。改革完善煤电价格市场化形成机制是当务之急。国家从2020年开始，将燃煤标杆电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制，同时废止了煤电价格联动机制。这有助于解决长年来的煤电矛盾，但该机制在市场衔接、浮动定价频率等细节上需要进一步深化。此次电力供需偏紧也暴露出市场定价机制亟须完善。

 

正确对待煤电既是“双碳”战略的需要也是能源安全的需要。一些地方“运动式”减碳，对煤炭生产、燃煤发电等领域采取“一刀切”政策，这些错误导向并非是在今天才有的。一段时间以来，国内个别地区和行业无视自身资源禀赋，对煤基能源采取歧视打压态度，不仅不利于碳减排，更不利于能源供给安全。如何做好平衡，无疑对政府治理能力提出更高要求。

 

概之，更多利用市场化法办解决当下电力供需矛盾，并非排斥政府作用，反而更需要政府有为、政策有力。