从去年冬季开始，国内煤炭价格就开始上涨，尤其是去年冬季南方地区经历了“极寒天气”，加上我国从疫情中恢复过来，经济复苏强劲，导致用电量攀升，有些地区甚至出现了多年不遇的“拉闸限电”现象。

　　由于可再生能源受季节和环境影响严重，供电的重任落在火电身上，从而导致用煤量大涨，供需的缺口导致煤炭价格大涨。4月本应是煤炭需求的淡季，但是今年煤价淡季不淡，煤炭价格持续上涨且创出新高。

　　5月19日召开的国务院常务会议部署做好大宗商品保供稳价工作，煤炭价格有所回落，但是进入6月，随着“迎峰度夏”的到来，再次拉升了电煤需求，为了保证煤炭的持续供应，发改委联合相关部门发布一系列增产保供措施。

　　整体来看，随着夏季增产保供力度明显提高，7月煤炭市场供需矛盾较前期略有缓解，但煤炭整体供应仍然偏紧。从用电量来看，国家能源局数据显示，7月份，我国经济持续稳定恢复，全社会用电量持续增长，达到7758亿千瓦时，同比增长12.8%，较2019年同期增长16.3%，两年平均增长7.8%。1-7月，全社会用电量累计47097亿千瓦时，同比增长15.6%。

　　2015年之后，我国煤电企业发展形势每况愈下，由于火电利用小时数不断下降，再加上煤炭去产能政策缩减了煤炭供给，导致煤价进入上涨周期，火电企业在“十三五”期间始终面临着较大的经营压力。中电联近几年发布的全国电力供需形势分析预测报告中，明确提出火电企业面临大规模亏损风险。

　　众所周知，能源系统有“不可能三角”之说，即能源系统无法同时满足“能源的环境友好（清洁能源）”“能源供给稳定安全”“能源价格低廉”三个条件。

　　“十三五”以来，我国能源转型速度不断加快，可再生能源装机占比持续上升。从装机量来看，截至2021年6月，我国发电企业总装机容量达22.57亿千瓦，其中，火电、水电、风电、太阳能和核电的装机容量占比分别为56.40%、16.68%、11.76%、12.88%和2.28%。从发电量来看，2020年全年我国发电企业总发电量为7.78万亿度，其中，火电、水电、风电、太阳能和核电的发电量占比分别为71.07%、18.07%、4.65%、1.61%和4.60%。

　　从上面的数据可以看出，可再生能源电力装机并不能代表实际可用的装机量。非水可再生能源发电装机虽然在电力系统中占有20%左右的比例，但却无法提供相应的可用装机容量，这导致了我国电力装机很高但无法满足负荷需求，出现了结构性缺电问题。

　　目前，随着电力系统中可再生能源占比不断提升，维持电力系统稳定安全运行的系统成本也在增加，而经过前两轮降电价之后，我国电价在世界范围内处于较低水平，而作为电力市场的一部分，我国电价无法有效传导，导致在煤价高涨的情况下，煤电企业承担了更大的生产压力。

　　今年7月16日全国碳排放市场上线，首批纳入2225家发电企业，短期内来看，虽然碳交易市场上线初期，碳配额分配相对宽松，碳价难以对发电企业成本造成实质性影响。但中长期来看，在我国双碳目标的推动下，未来国内碳交易市场碳配额总量控制将趋严，且电企获取免费碳配额的难度将加大，一部分配额不可避免的通过拍卖方式有偿分配给企业。一旦火电企业需要通过拍卖的方式购买配额，则这部分费用将直接内化并推升企业的度电成本。

　　结  语

　　在“双碳”目标下，未来我国还将大力发展可再生能源，而在储能环节充分发展之前，如何避免电力结构性短缺，是我国电力系统将长期面临的问题。也就是说在“能源的环境友好”“能源供给稳定安全”“能源价格低廉”这三个条件中，前两者已经成为我国能源发展的前提，也就意味着目前我们要正视“能源价格低廉”这一因素，或许适当调整电价是缓解煤电企业压力的选项之一。