壹 || 電廠和電網之間的交易則有更多的“計劃因素”，其核心在於發電企業的上網電價，這是歷次電力系統改革的關鍵節點之一，也是發電企業能否有序消化上游成本的節點。
貳 || 地方政府對於上網電價態度的“兩極反轉”顯示的一個事實是這樣的：盡管電力市場化改革已經持續多年推進，但是出於不同訴求，非市場的因素依然廣泛存在，即使是政策已經劃出的市場化空間都尚未用滿、用足。
從8月中下旬雲南、江蘇等省份的能耗雙控限產，到9月中旬廣州、浙江等省份部分限電停產，并最終在9月底由東北地區的拉閘限電徹底引爆，事隔近10年後，又一場“電荒”席卷中國。
一些意外的因素賦予了此次電荒偶然性，比如2021年上半年“超預期”的用電增長以及成倍增長的煤炭價格。但在這些偶然因素背後，我們依然能察覺到一張緊綳的網，一些結構性壓力的持續存在。
煤炭價格上漲背後是從2016年去產能開始煤炭產能的持續承壓，在2020-2021年又叠加了安全、減碳等政策目標；火電發電端則是糾纏於與高位震蕩煤價持續數年的博弈，多個大型能源集團的火電板塊利潤已經持續削弱甚至虧損；在能源結構方面，非化石能源電力發電機新增裝機量持續增長，火電占比持續下降，一方面增加了低碳能源的占比，另一方面光在缺乏充足的儲能設備和技術下，又對整個電力系統的穩定性帶來了挑戰。
在這些結構性壓力之外，大型能源企業、地方政府、煤炭企業、大型工商用電企業和居民用電群體——如果我們可以把群體的意願看作一個整體的話——又從各自的目標出發，饒有趣味的扮演了不同的角色，被賦予了不同的權重。
與偶然性因素相比，上述結構性、持續性的因素更值得深入觀察，對這些因素和主體的觀察決定了我們能從這場“電荒”中學到什麼，并將作出何種改變，就像此前數次“電荒”所帶來的那樣。 |
