用能约束对企业成本的影响和应对策略

中国财科院“企业成本”调研“用能约束与能源价格机制改革”专题组

内容提要：2021 年受煤炭价格迅猛上涨等多重因素叠加推动，火电企业成本倒挂，全国多地先后开展有序用电，给制造业企业生产经营带来显著影响。调研发现，当前政府用能约束预期不明，用能需求存在刚性缺口；高耗能企业转型成本高，有序退出难度较大；企业节能改造投入大，政府支持政策有待加强。2021 年能源价格机制改革在理顺发电企业和制造业企业能源成本关系方面发挥了积极作用。本文在调研的基础上，对下一步缓解企业用能约束，深入推进能源价格机制改革方面提出了相关政策建议。

当前，碳达峰、碳中和已经上升为我国的国家战略，必将成为企业发展的重要指引。然而，在全国范围内，双碳发展战略都是新事物。2021 年，一些地区出现了减碳乱象，把碳达峰目标之前视为“窗口期”，加紧上马项目的碳冲锋和忽视发展客观规律、先破后立的运动式减碳同时存在。在企业运行成本中，能源成本是重要组成部分，用能政策的变化不仅直接影响企业用能成本，还将影响企业的排产计划，对企业生产产生较大影响。2021 年，受煤炭价格上涨等多重因素影响，火电企业发电成本与盈利出现倒挂，发电意愿大为受挫。受此影响，多地出现了电荒，进而出台了各种用能约束政策，给全国电网安全和各地企业正常生产造成了不利影响。2021 年11 月，中国财政科学研究院专题调研组通过线上会议和问卷调查相结合的方式，主要对浙江、江苏、广东所辖的六个地市，围绕“用能约束对企业成本的影响”展开专题调研。调研对象包括财政、发改、工信、能源、商务等政府主管部门和制造业企业、电力企业等，调研企业总数达73 家。调研组以用能约束与能源价格机制改革对企业成本的影响为分析重点，以能源生产与消费成本的产业传导链条为分析路径，深入挖掘相关改革给各类企业成本带来的实际影响，对企业成本变动趋势进行深度研判。

一、2021 年用能约束下企业成本出现的新情况和新问题

调研显示，2021 年第三季度无论沿海或内陆、经济水平高低、电力消费基数大小，都出现了明显的电力缺口。有序用电等用能约束明显加重了企业成本负担。结合国家政策和调研结果，可以将样本企业分为一般制造业企业和高耗能企业。一般制造业企业以电网购电为主要能源，有序用电等短期用能约束对企业直接和间接成本影响很大，电力市场能源价格改革对企业成本影响较大。高耗能企业通常直接购入煤、油和天然气作为化工原料或动力来源，它们对化石能源市场价格波动感受强烈，对政府规划的中长期用能指标约束更为关注。

（一）制造业企业电力成本可控，生产经营不确定性显著提高

根据调研，制造业企业主要表现出以下用能特征：能源成本占比适中；主要依赖电网电源；有一定的生产弹性，但调整空间有限。制造业企业成本受用能约束的影响具体表现为：

第一，企业生产成本上升，产能利用率和生产效率下降。基于三省调查问卷分析，如图1 所示，认为企业用能成本上涨在25%以内的企业占72%，上涨25-50%的占18%，上涨50%及以上的占10%。调查显示，由于有序用电等政策，企业正常生产流程被打断，存在订单等能源，或者设备等能源的现象，设备利用率下降，生产效率同时下降。用能成本上涨幅度和企业能源效率有一定关系，能源效率领先的企业，受本轮能源价格上涨的影响相对较小。

图1 企业用能成本上涨及其原因分析

第二，企业生产经营不确定性增强，生产和运输违约率上升。有序用电导致企业产能下降，为了优先保住大客户、大订单，企业不得已将小客户毁约，并支付了不菲的违约金。广东某电器生产企业表示，该公司65%的订单来自海外，但能源供应不确定性提高，叠加运力紧张，导致企业有产品的时候没集装箱，有集装箱的时候没产品。根据企业核算，在运力极其紧张的情况下，公司仍有30%发往美国西海岸的集装箱未装满，12%的集装箱载荷不足六成。

第三，产业链上下游之间影响大，上游企业用能约束传导到下游企业。制造业企业依赖上游原材料和零部件供应，上游企业能源成本将直接反映在原料价格提高上。同时，上游企业受影响时交货时间不稳定性增大，下游企业受影响时采购意愿下降，都导致企业正常生产经营受到影响。

第四，企业库存成本快速上涨。根据调研问卷，有18%的企业选择增加库存以应对用能约束带来的生产不确定性，主要包括化工、新能源材料和水泥生产等企业。以广东某锂离子电池材料厂商为例，受订单增加和有序用电两方面的影响，企业选择在有电的时候加班加点生产。为了防止上游企业断供，企业选择额外加购原材料扩大库存。

（二）高耗能企业能源成本负担显著提高，能耗约束效果明显

第一，能源价格上涨直接推高了企业用能成本，产业链上游原料价格同步上涨。广东某乳胶企业反映其电能负荷并不高，有序用电对企业生产影响不大，但其受能源价格上涨影响较大。2020 年企业总成本2.19 亿，能源成本占总成本2.6%。这一指标在2021 年前三季度上涨到4.6%，到2021年10 月上涨到12.6%。企业生产乳胶主要依赖进口天然气，企业所在地天然气到岸价格已经从2020 年的2.6 元/ 立方上涨到3.98/ 立方。同样由于能源价格上涨，企业生产依赖的硅油从13500元/吨上涨到80000 元/吨。能源价格上涨不仅推高了本企业的生产成本，还将上游企业生产成本推高并传导至自身，企业对能源价格波动感受极为强烈。

第二，能耗指标对企业发展约束作用明显，企业承担了高额设备空转成本。以广东某钢铁企业为例，该企业2021 年三季度用能成本与2019 年相比涨幅在10%左右，用能成本占主营业务收入的比重从2019 年的26%下降到2021 年前三季度的22%。由于该企业是长流程钢铁厂，对电网输电需求不高，因此有序用电对企业生产影响不大。但用能指标不断压缩给企业及当地能源和经济发展带来较大制约。该钢铁厂建有三座高炉，其中一、二号高炉正常运转，三号高炉2021 年5 月建成。广东省分配给该市的用能指标为83 万吨标煤，若三号高炉开始生产，每年用能量将新增270 万吨标煤，严重超过省里下达的指标。为了保证设备不损坏，还需要对三号高炉加热保温，预计每年增加50 万吨标煤能耗量。这种为了保设备而不得不付出的空转成本给企业带来了沉重负担

此外，当前我国电力系统面临着能源结构转型速度和低碳发展目标不相适应的发展挑战，由煤电主导转向以可再生能源发电为主体的电力系统的配套政策机制和解决方案尚不完善，包括光伏发电等新能源产业设备制造产能和建设、运营、消费需求不匹配，尚未形成研发、生产、利用相互促进的良性循环，可再生能源发电保障性收购制度尚未有效落实，新能源和可再生能源发电无歧视、无障碍上网问题也未得到有效解决，这些因素均制约了新能源的稳定拓展与高效运用，给新能源企业增加成本负担，影响盈利空间。以光伏发电为例，据国际能源研究中心研究报告指出，2020 年下半年至今，多晶硅等光伏产业链材料、设备价格呈现明显上涨，加之光伏电站储能设备配置要求、新能源并网投资需求以及光伏平价电价执行标准等因素影响，整体上2021 年光伏电站投资回报率急剧下滑甚至出现亏本状况。

二、2021 年制造业企业降成本的主要痛点

调研发现，用能约束下制造业和高耗能企业面临一些困难和困惑，还有诸多政策诉求。

（一）用能需求存在刚性缺口

用能约束预期不明引发企业担忧。从调研情况看，企业普遍反映当前在手订单相对饱满，但用能约束对企业生产经营冲击较大，尽管调研省份已暂停有序用电方案，但仍有不少企业对2022 年生产如何安排、产品如何核价、以何种方式签协议、要不要扩大投资等问题较为迷茫。

不同类型的企业对用能约束痛感差异较大。调研地区普遍出于保增长、保优质企业、保产业链、保就业的目标，依据单位产值能耗、亩均产值、税收、就业等指标，梳理出有序用电黑、白名单，向能源部门精准提供有序用电企业名单。对于白名单企业，未来用能确定性较大，主要痛点在于产业链供应链断链断供风险可能增加。而黑名单企业对于限电的担忧相当突出，调研中不少企业表示现在是有单不敢接，有企业反映部分海外客户有意将生产订单转移至印度等地区。

用能需求存在刚性缺口。不少地区存在能耗基数小、增量指标少，新增用能需求大的现实问题。一些完全符合产业、环保和能耗政策的央企大项目用能指标无法单列，受地方用能指标制约，有序投产和释放产能都面临用能困境。还有个别地方反映，由于新旧动能转换存在时间周期，当前能源保供工作与能耗“双控”工作存在一定矛盾和冲突。

（二）供应链产业链安全隐患仍存

供应链生产能力和订单交付要求偏紧导致本次有序用电对企业成本影响很大。受益于国内疫情防控迅捷有效，2021 年以来国民经济保持积极恢复态势，带来社会用电量快速增长，整体上需求侧用电需求拓展与约束凸显并存，企业恢复加工生产同步抬升了能源消耗成本，同时也使得企业面临较大的保订单压力。2021 年前三季度，全社会用电量6.17 万亿千瓦时，同比增长12.9%，两年平均增长7.4%，高于2019 年同期增速3.0 个百分点。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长13.6%、13.8%、12.1%、8.2%，两年平均增速分别为7.8%、6.5%、8.1%、4.3%，各地区用电量同比增速、两年平均增速也均超过2019 年同期增长水平。

产业链上下游供需失衡的风险仍存。如某石化企业反映，因其上游企业被限电，上游水煤浆辅料供应紧张、只能靠库存在保供，而下游企业因限电对其产品需求锐减，企业产成品库存增加，即将出现涨库现象，由于设备不能停，降负荷生产能耗不减反增，库存成本、融资成本都有所上升。

能耗“双控”下的原材料限产可能影响新能源等新兴产业发展。能耗双控政策下，部分地方将硅材料视为高耗能行业，限制新建产能，甚至通过限电限制生产，但硅材料是光伏产品的主要原料，若上游原材料供给不足或因供需失衡导致价格暴涨，将不利于整个能源供给体系优化。再如调研的某石化企业，拥有自主知识产权，生产产品为绿色建材等不可或缺的原材料，国际市场占有率达30%左右、国内市场占有率约60%，2021 年9 月份比10 月份用能成本上升22%，因化工生产用煤被计入能耗指标，实际用能缺口较大，产能无法充分释放。

用能成本提高带来的上游产品价格上涨，可能带来阶段性“断供”。如调研的一家养殖企业，2021年1-10 月份电费占主营业务成本的20.3%，明显高于2019 年的13%、2020 年的12.1%。调研中企业表示，如果有序用电措施继续加码，将影响企业的正常生产。农业等基础行业的断供风险不仅影响农民收入，还影响“菜篮子”产品稳定供应。

外资企业面临订单流失风险。国外供应链中断、产能释放不足，国际订单回流致使国内工业产品产销两旺，社会用电需求显著增加，能源供需平衡略显艰难。2021 年前三季度，按美元计价，我国进出口额4.37 万亿美元，增长32.8%。其中，出口2.4 万亿美元，增长33%；进口1.97 万亿美元，增长32.6%；贸易顺差4275.36 亿美元，扩大31.1%。调研中江苏、广东多家具有海外贸易业务的企业负责人均表示，受国际订单回流影响，企业用能成本显著上升，但同时有序用电则使得外贸订单难以按时交工，企业预计下一阶段订单可能流失，且一旦订单流失就很难重新拿回来。

（三）高耗能企业转型成本高，有序退出难度较大

高耗能企业改造升级中减污降碳成本高，技术研发投入大。由于地方环保要求硬约束，不少高耗能企业近几年大量增加环保设备，这些设备用电的负荷大幅度增加了用能成本。为了加快升级改造步伐、避免被淘汰，不少企业不断加大绿色技术和低碳减排的研发投入，加强通过数字技术推动节能低碳，在融资约束下加剧了企业资金周转难度。

产能置换、僵尸产能处置、淘汰落后产能仍面临不少困难。随着“双碳”目标进入实质进展阶段，信贷结构也开始不断调整，高耗能、高排放的企业和项目越来越难获得金融机构的信贷供应与融资支持，也进一步提高了项目运营风险。煤炭、钢铁等传统能源和“双高”资产面临巨大的转型压力，可能形成大量不良资产，经济结构偏重的地区难以应对转型风险。

（四）节能改造投入大，亟需政府加大支持力度

一些地方已经出台了节能激励政策。如调研地区中仅有浙江某市于2020 年出台《节能专项资金管理办法》，对企业实施的500 吨标准煤以上节能改造项目及节能服务公司实施的200 吨标准煤以上的合同能源管理项目，按300 元/吨标准煤补助（不超过项目实际投资额的50%）。对比政策，发现目前已有的节能专用装备、技术改造、资源综合利用等税收优惠政策力度还较为有限，且新能源相关支持政策有待优化跟进。

三、相关政策建议

（一）推进实现用能指标精细化管理，扩大用能权交易范围

1.推动央地用能指标科学管理

尽快建立省级能源使用预算制度，以科学合理、企业认可、国际通行的原则确定企业的基础用能量；以亩均产出、能源强度、碳强度等效率指标为标准，促进经济发展和能源双控目标的有机结合。

建议对国家级重大项目用能指标进行单列，适当缓解地方项目用能指标缺口较大的问题。为了满足国防安全和战略发展需求，中央在地方设立各类工业项目，项目为地方经济发展贡献了力量，但随着能源消费约束逐渐收紧，如何平衡中央项目和地方能源的承载能力，成为逐渐凸显的问题。应当尽快建立中央和地方的用能指标分配制度，由中央项目的出资人承担中央项目的能源总体监督职责，按照约束为主、央地认可、合理高效的原则，划分任务比例。既给地方以能效改进的压力和约束，也给地方能源可持续发展留出空间。

2.构建多种要素参与的用能权长效交易机制

在双碳背景下，用能指标作为稀缺的生产要素，已经和土地、设备等资产要素一样，源源不断地产生价值，具备可交易的逻辑基础。中央已经将推进用能权交易列为双碳工作和能源双控工作的重点探索方向。一般而言，用能指标的交易主体是行政区，以省、市政府为主。用能权一旦售出，相当于将部分发展权出让，因此“一锤子买卖”是出让方不愿接受的。用能权交易不仅要公平、公正、可核查，还必须具备长效机制，让体现发展权的用能指标源源不断地为出让方产生效益。

用能权交易不能局限在指标和资金之间的交易，应当建立合理机制，促进用能指标与新能源消纳量、用能指标与股权、用能指标与产业转移、用能指标与技术帮扶等一系列要素之间的交换关系。其中，允许受让省在出让省建设新能源机组，并以发电量或消纳量为核证量交换用能指标的方式难度最小，可以先行先试。在合理评价用能指标的经济价值和发展权价值之后，可以推进用能指标与其他经济要素之间的交换关系，以用能权交易推进双碳工作和共同富裕目标的协同发展。

（二）分类推动高耗能产业产能置换和淘汰落后产能

分类推动高耗能企业提效达标。对于拟建、在建项目，根据相对应的能效标杆水平进行建设，最大限度提高能效水平；对于存量项目，能效低于本行业基准水平的，合理设置过渡期，引导企业有序开展节能降碳技术改造提高能效水平，如不能按期进行改造，限制其用能。能效高于本行业标准，按照行业标准进行技术改造，努力达到标杆水平，在三年内无法升级改造和淘汰的，要强制淘汰。

分类处置高耗能企业资产。可根据最新的高耗能行业基准，分类处置高耗能企业的资产。一是对可以通过技术改造再利用的资产，给予一定的补偿；二是对于已经改造但受能耗限制不能使用的，可以进行一定的折旧补助，一定程度上弥补成本；对可以使用的资产进行再利用，避免不必要的资产闲置和浪费；三是针对高耗能、落后产能、落后工艺相关的设备等资产，依规进行淘汰。

（三）协同推动制造业节能提效与高质量发展，实现产业链稳定与竞争力提升

1.有序推动节能提效，保障产业链安全稳定

保持制造业基本稳定是壮大发展实体经济的重要条件，也是维持我国产业链供应链安全的基本需求，但同时制造业节能低碳转型也是全球绿色低碳发展的必然要求，并成为新发展阶段我国经济转型的重要政策方针。兼顾提质增效与绿色发展，制造业节能减碳应放在积极应对全球国际竞争格局变化、加快构建“双循环”新发展格局、推动制造强国建设的整体背景下深入推进，做到节能减碳与产业高质量发展和现代产业体系建设相协调，有效保障制造业国际核心竞争优势地位，有力促进产业链供应链稳定性和竞争力提升。

应综合利用产业结构调整、技术改造升级、绿色产品创新、耦合循环发展、清洁能源替代等多种方式，充分考虑能源结构、碳排基数、技术路线、治理成本、国际竞争力等影响因素，聚焦制造业耗能突出的重点领域和产业链关键环节，结合地区工业化发展进程差异、行业用能结构特征，制定合理的分地区、分领域、分行业节能减碳转型发展策略与政策。在地区节能减碳转型方面，应充分考虑东部、中部与西部的地区资源禀赋差异，重点关注落后产能淘汰、新上项目能评环评以及节能减排技改资金安排等；在行业节能减碳转型方面，应密切关注行业耗能结构及转型发展需求，重点细化能源消耗和主要污染物排放总量控制等方面要求。

2.加大政府节能服务和政策引导，推动企业节能改造

在科学评估制造业产业发展实际和未来趋势基础上，加大政策协同支持来保障制造业有序、有效实现节能改造。可借鉴部分地区的先进经验，以节能专项资金推动企业节能改造。如一些地区成立节能专项资金，对企业实施的500 吨标准煤以上节能改造项目及节能服务公司实施的200 吨标准煤以上的合同能源管理项目，按标准煤补助（不超过项目实际投资额的50%），单个单位年度补助总额不超过一定数额。

优化政府节能服务。通过建立市级节能公共服务平台，强化节能监测、管理和服务。积极推行合同能源管理，推广节能咨询、诊断、设计、融资、改造、托管等“一站式”综合服务模式。搭建智慧能源平台，集中化解企业在能源管控中监测成本升高的问题。

3.支持中小企业降低用能成本，综合施策推动节能减碳

加大政策支持降低中小企业用能成本。综合利用税收优惠、财政补贴等财税、金融、电力政策支持手段，有效落实对小微企业和个体工商户用电实行阶段性优惠的政策实施安排。并结合不同行业、不同阶段、不同地区的中小企业实际耗能结构及经营发展状况，制定合理的政策支持标准，保持政策实施稳定性及妥善处理政策退出安排。

综合施策支持中小企业有效开展节能减排改造。加大力度推动重点行业中小企业向专精特新转型。遴选重点行业能效水平突出企业，发布能效“领跑者”名单，进行宣传推介，并实施财政奖补、融资支持等政策。充分发挥中小企业发展资金、淘汰落后产能资金、技术改造专项资金等各类财政资金的引导和带动作用，加大对中小企业节能降耗、清洁生产和资源综合利用技术研发、技术改造的资金支持，关注中小企业节能改造服务平台建设和培训教育、节能诊断、清洁生产审核、资源综合利用等方面政策支持需求，并建立完善中小企业节能减排融资机制，落实中小企业节能减排税收优惠政策等。重点关注节能减排服务中小企业的发展状况，基于实际发展需求提供合理的政策支持。

4.突出行业及地区差异，深入实施差别化政策

结合地区工业化发展进程差异、行业用能结构特征，制定合理的分地区、分行业的企业节能降碳政策。充分运用差别化政策倒逼落后产能退出、低效企业整治提升，通过差别化用能将评价结果作为能源“双控”重要依据。密切关注不同行业企业转型发展需求，重点细化能源消耗和主要污染物排放总量控制等方面要求。

（四）加强市场机制与政府引导相结合，实现能源保供

完善区域能源互济机制，全力保障电力供应。从电力消纳角度来看，主要是光伏、风电、太阳能等绿电的消纳，要继续推进发电基地的建设，促进可再生能源发电的快速发展，进一步完善绿电消纳机制。因地因行业制定相关政策，精准施策。特别是一部分比较有地域性差异的政策，要结合当地行业的实际情况，设置一定的“缓冲期”，避免政策“一刀切”“一个样”带来的企业成本上升。

构建一套科学、精准、及时、动态的新能源补贴机制。下一阶段要构建更加科学的补贴机制，加快构建现代电力系统，加快清洁能源电力发展。一是提高对新能源技术研发的补贴。引导企业利用光伏发电、风电和储能系统，也包括各种虚拟电厂和微电网技术，强化能源科技创新，实现能源结构优化。二是完善相关的补贴机制。在调研中发现，有些海上风电项目的补贴有一定的滞后性，在完善监督机制的同时，需督促相关项目补贴资金及时到位。三是构建动态补贴机制，支持企业新能源微电网建设和综合智慧能源园区建设。

（五）完善配套支持政策

及时完善政府绿色采购标准体系，细化预留采购份额、价格评审优惠、降低投标成本、优先采购等中小企业支持举措，进一步加大面向中小企业的绿色低碳产品采购力度，将减碳目标与公共消费挂钩。

探索扩大政府采购订单融资政策的试点实施范围，通过搭建新型政银企关系平台，强化订单融资对中小企业节能改造及绿色环保转型融资需求的支持力度，并在适当条件下上升形成国家层面政策。注重发挥大型企业尤其是国企采购支持中小企业节能降碳转型，借助采购交易活动给予中小企业必要的创新、就业、融资等支持。

深入实施差别化金融政策。一是鼓励各地政府牵头设立天使投资和创业投资基金，通过结构化设计，推动财政资金与金融资本、社会资本的深度融合，形成支持中小微企业发展的资本合力。二是深入实施差别化金融政策。充分运用差别化政策倒逼落后产能退出、低效企业整治提升，通过差别化用能将评价结果作为能源“双控”重要依据，将评价结果纳入人民银行征信系统，实施差别化金融。