壹 || 电厂和电网之间的交易则有更多的“计划因素”，其核心在于发电企业的上网电价，这是历次电力系统改革的关键节点之一，也是发电企业能否有序消化上游成本的节点。
贰 || 地方政府对于上网电价态度的“两极反转”显示的一个事实是这样的：尽管电力市场化改革已经持续多年推进，但是出于不同诉求，非市场的因素依然广泛存在，即使是政策已经划出的市场化空间都尚未用满、用足。
从8月中下旬云南、江苏等省份的能耗双控限产，到9月中旬广州、浙江等省份部分限电停产，幷最终在9月底由东北地区的拉闸限电彻底引爆，事隔近10年后，又一场“电荒”席卷中国。
一些意外的因素赋予了此次电荒偶然性，比如2021年上半年“超预期”的用电增长以及成倍增长的煤炭价格。但在这些偶然因素背后，我们依然能察觉到一张紧绷的网，一些结构性压力的持续存在。
煤炭价格上涨背后是从2016年去产能开始煤炭产能的持续承压，在2020-2021年又叠加了安全、减碳等政策目标；火电发电端则是纠缠于与高位震荡煤价持续数年的博弈，多个大型能源集团的火电板块利润已经持续削弱甚至亏损；在能源结构方面，非化石能源电力发电机新增装机量持续增长，火电占比持续下降，一方面增加了低碳能源的占比，另一方面光在缺乏充足的储能设备和技术下，又对整个电力系统的稳定性带来了挑战。
在这些结构性压力之外，大型能源企业、地方政府、煤炭企业、大型工商用电企业和居民用电群体——如果我们可以把群体的意愿看作一个整体的话——又从各自的目标出发，饶有趣味的扮演了不同的角色，被赋予了不同的权重。
与偶然性因素相比，上述结构性、持续性的因素更值得深入观察，对这些因素和主体的观察决定了我们能从这场“电荒”中学到什么，幷将作出何种改变，就像此前数次“电荒”所带来的那样。 |
