能耗雙控下 綠色與增長如何雙贏

魯政委 郭于瑋

今年下半年，一場措手不及的“限電潮”席卷全國，能耗雙控被推上風口浪尖。據不完全統計，自今年8月下旬以來，已經有20個省、自治區啟動了不同程度的限電、限產舉措。9月21日，因能耗雙控政策，浙江紹興柯橋區發布高耗能企業停產通知，共涉及轄區內161家企業，以印染、化纖企業為主。之后，輿論將各地限產限電的主因統一歸結于能耗雙控。

事實上，能耗雙控在“十三五”期間就已經推出，但當時達標難度總體不大。2021年2月國家發改委公布了2019年能耗雙控考核結果。北京、天津、上海、安徽和福建等10省（市）考核結果為超額完成等級;河北、山西、吉林、黑龍江和江蘇等18省（區）考核結果為完成等級;遼寧考核結果為基本完成等級;僅內蒙古考核結果為未完成等級。

進入2021年后，完成能耗雙控考核的難度似乎加大了。根據國家發改委印發的《2021年上半年各地區能耗雙控目標完成情況晴雨表》，2021年上半年能耗總量與強度二者均為一級預警的省（區）分別是廣東、江蘇、福建、云南、廣西、寧夏、青海，這些省（區）在2020年全國GDP中的占比合計達到30.6%。若要在2021年下半年追趕完成雙控目標，難以避免對經濟增速產生影響。

究其原因，主要有三方面因素：一是能源供應緊張，二是產業結構變化，三是異常天氣影響。在這三方面因素的共同作用下，我國能耗雙控的壓力明顯增大。

更為長遠地來看，能源供應偏緊的格局可能持續。一方面，根據2016年國家發改委與國家能源局制定的《能源生產和消費革命戰略（2016—2030）》，2021至2030年，能源消費總量控制在60億噸標準煤以內。2020年我國能源消費總量49.8億噸標準煤，據此估算，2021年至2030年間能源消費年均增速約1.9%。因此，能耗強度需要繼續顯著下降才能支撐未來十年中高速的經濟增長。另一方面，“十四五”規劃要求“保持制造業比重基本穩定”，這意味著過去通過提高第三產業占比來降低能耗的方式已經走不通。

那么，未來能耗雙控政策將向何處去？面對綠色與增長兩個重要目標，魚與熊掌如何得兼？

第一，增加能源消費總量管理的彈性，對于能耗先進的項目、與新能源發展相關的項目，其能源消費總量在考核中減免或者單列。國家發改委今年9月發布的《完善能源消費強度和總量雙控制度方案》（以下簡稱為《方案》）已經提出，由黨中央、國務院批準建設且在五年規劃當期投產達產的有關重大項目，經綜合考慮全國能耗雙控目標，并報國務院備案后，在年度和五年規劃當期能耗雙控考核中對項目能耗量實行減免。未來或許可以考慮擴大能耗總量彈性考核的范圍。

一方面，鼓勵能耗先進項目的投資。我們可以用工業行業的營收與耗電量來估算不同行業單位營收的電耗。數據顯示，除了價格具有公益性質的水的供應業外，電力熱力、有色采選、有色加工、黑金采選、黑金加工、化工、油氣開采和非金屬礦制品等行業的單位營收電耗較高。然而，根據我們的整理，2020年黑金加工、電力熱力、化工、有色加工和非金屬礦制品營收在全部工業行業營收中的占比均超過5%。限制上述產業的增長將對經濟增速產生較為明顯的影響。因此，制定產業能效發展指南，在能源消費總量考核中對于能效處于全國同行業先進水平的項目的能耗予以減免或者單列或許是更好的方式。

另一方面，對新能源投資中必要的能耗予以減免或單列。新能源的投資與使用過程中也會涉及一些高耗能項目。例如光伏離不開硅料，但工業硅是高耗能行業。

第二，優化能耗總量目標和能耗強度目標的區域分配。《“十三五”節能減排綜合工作方案》要求，環境質量改善任務重的地區承擔更多的減排任務。因此，京津冀和沿海發達省份的減排壓力較大。《方案》提出，能源消費總量目標分解中，對能源利用效率較高、發展較快的地區適度傾斜。考慮到2020年部分省份GDP受疫情影響較大，且2020年各省能耗尚未公布，我們考察了2019年各地區的GDP同比與單位能耗情況。數據顯示，江西、安徽、福建、浙江、湖北、湖南和四川等地區的GDP增速均高于全國平均水平，且單位GDP能耗較低，未來有可能在能源總量目標分配中得到傾斜。廣東、江蘇等地區能耗強度也不高，但經濟體量較大，增長速度要求可以與經濟整體增速通盤考慮。

因此，可以考慮在制定能耗強度目標時考慮單位GDP能耗的絕對水平。以廣東為例，2019年廣東的第三產業占比為55.5%，低于上海的72.7%和北京的83.1%，但由于廣東的工業中計算機電子等低耗能行業占比較高，其單位GDP能耗已經非常接近上海的水平，略高于北京。在產業結構已經較為先進的背景下，廣東單位GDP能耗進一步下降的空間相對較小，下降的難度也較大。

此外，《方案》要求，推行用能指標市場化交易，建立能源消費總量指標跨地區交易機制。能源消費總量指標跨地區交易既有利于提高能源消費的效率，也有利于調節區域收入分配差距。

第三，深化電力市場改革，擴大電價浮動范圍，將能源、調峰、儲能等成本合理計入電價，以保障傳統能源供應能力。2020年起，我國取消了煤電價格聯動機制，改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。基準價按當地現行燃煤發電標桿上網電價確定，浮動幅度范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%。暫不具備市場交易條件或沒有參與市場交易的工商業用戶用電對應的電量，以及燃煤發電電量中居民、農業用戶用電對應的電量仍按基準價執行。

隨著煤炭價格的上漲，電力熱力生產與供應行業的利潤累計同比已經轉負。1—8月電力熱力生產與供應業的利潤累計同比下降了15.3%，電力企業擴大生產的意愿不足。

而且，參與新能源電力調峰給傳統能源企業帶來了更高的挑戰。由于風電、光電的波動性較大，需要傳統火電企業參與調峰，以保障電力的穩定供應。然而，參與調峰，尤其是深度調峰，對煤電企業而言是重大的考驗。一方面，參與深度調峰需要使燃煤機組的負荷大幅度變化，其帶來的溫度大幅波動會影響機組使用壽命，對安全性也有一定的影響。另一方面，多項研究表明，目前的調峰補償不足以彌補煤電企業參與調峰的成本。參與調峰，不僅需要對傳統燃煤機組進行設備改造，還降低了煤電機組的利用小時數。因此，有必要提高補償電價，鼓勵煤電企業參與調峰。

第四，在能源消費總量考核中將可再生能源消費單列或者予以減免。《方案》提出，根據各省（自治區、直轄市）可再生能源電力消納和綠色電力證書交易等情況，對超額完成激勵性可再生能源電力消納責任權重的地區，超出最低可再生能源電力消納責任權重的消納量不納入該地區年度和五年規劃當期能源消費總量考核。在實現碳達峰與碳中和目標的過程中，關鍵在于控制碳排放而非控制能源消費本身。由于可再生能源電力的碳排放低，可以考慮將能源消費總量中的可再生能源消費量單列或者減免，鼓勵能源供應緊張的地區加大可再生能源投資力度，充分滿足經濟發展的需求。

（魯政委系興業銀行首席經濟學家、華福證券首席經濟學家;郭于瑋系興業研究分析師）