深度分析：誰造成了內地煤荒？

秋冬之交，富煤的中國發生了「煤荒型電荒」。

誰導致了煤荒，煤荒問題徹底解決了嗎？

四季度將怎樣實現增產近億噸這一近乎奇蹟的目標？

今年10月以來，在中國國家發改委等主管部門的連續干預下，中國國內煤炭市場正在趨穩。

罕見的霹靂調控背後，是時隔多年、重回公眾視野的能源安全問題。

但此次「煤荒型電荒」，與電力改革、氣候變化、安環監管等多重因素互相交織，導致解決方案更為複雜棘手。

該輪危機並非沒有先兆：2020年冬季湖南、浙江等省限電，今年4月廣東限電，直至今年9月，東北拉閘限電波及民生，引發全民關注。

此次危機不同以往，並非因煤電裝機受限，而是發電燃料——動力煤量缺價高所致。

幸運的是，東北拉閘限電雖是危機，但更是預警，給主管部門和企業留出了寶貴的反應時間——危機倘在供暖季全面爆發，後果將不堪設想。

國慶後的一個月是寶貴時間窗口，中共中央政府迅速組織協調煤炭保供，換來當前的穩定局面。但嚴峻的考驗，還將出現在今年12月和明年1月。

今年氣候異常加劇，預示着或有超強寒潮出現，疊加水電進入枯水季，天然氣價格居高不下⋯⋯今冬能源保供的不確定因素眾多，面臨多重挑戰。

中國國家發改委11月22日披露的數據顯示，「截至11月20日，全國電廠存煤1.43億噸，可用天數23天，超過常年水平」。

據此，可用天數較10月底增長3天，但相較去年同期26天以上的可用天數仍有差距。

承擔煤炭和電力保供任務的企業，多為中國國企。

危機時刻，嚴厲的行政命令和問責，往往收效明顯。但超常調控措施終究只是應急，已經大面積虧損的煤電企業也不可能長期虧損保供。

更重要的是，多重施政目標下，不同政府部門各有側重，缺乏統籌協調，無意間導致了危機。面對各路「婆婆」九龍治水，煤炭企業也難免進退失據。

事實上，今年不僅中國，歐洲、美國，乃至全球都不同程度地出現了能源危機。

這是一個適時的預警，它提醒所有人，應對氣候變化和能源轉型需要系統性思維，不可漠視產業邏輯，不可忽視市場力量。

供需形勢好轉

10月中下旬以來，在國家發改委等主管部門強勢密集的穩價調控下，動力煤市場價格在短短十多天內，由2,600元人民幣/噸跌至1,100元/噸以下。

這些措施主要如下：

力度空前的煤炭增產、擴大煤炭進口、重點保障發電供熱企業用煤，以及規範煤炭市場運行秩序等。

今年9月，中國爆發「煤荒」，繼而引發「電荒」。

東北地區出現拉閘限電，影響民生，輿論譁然。彼時，東北有電廠的存煤可用天數甚至不足半日。

煤荒爆發時，號稱「中國煤海」的山西，竟也異常缺煤——山西諸多大型煤礦的產能，基本保供對口省份，流向本地的市場煤數量十分緊缺。

山西本地電廠，地處坑口，也很難買到市場煤。

10月19日，一位太原煤炭貿易商告訴《財經》記者，由於山西本地和陝西榆林都很難買到煤，他開始組織人馬從新疆哈密用重卡往回拉煤。

當時榆林Q5000（熱值5,000大卡）動力煤市價為1,800元/噸，但因優先保供，無法敞開供應；而新疆坑口煤價200元-300元/噸，用重卡拉回山西，每噸運費800元，可在本地以1,200元-1,500元/噸（不含稅）瞬間賣出，「買家既有山西當地電廠，也有一部分是外地貿易商」。

疆煤汽運入晉，這罕見一幕，折射了煤價最極端時的供需形勢。

隨着增產穩價等調控的落地，以及電廠「不計代價」存煤，燃料短缺引發的大面積電荒已得到暫緩。

據《財經》記者不完全統計，10月19日至11月11日，中國國家發改委官微密集發布了40條以上煤炭相關訊息，主要涉及煤炭市場增產穩價調控政策、原煤產量、電廠存煤、可用天數等關鍵指標。

十九屆六中全會召開前，中國全國電網按計劃停限電（有序用電）的情況基本清零，並持續至今。

11月4日，南方電網區域自5月以來首次沒有實施有序用電；

11月6日，中國國家電網經營範圍內除個別省份、局部時段對高耗能、高污染企業採取有序用電措施外，全網有序用電規模接近清零。

煤炭價格方面，至11月19日，秦皇島港Q5500市場煤價已將近20天穩定在1,000元/噸左右。

供應方面，中國國家發改委最新數據顯示，11月20日全國電廠存煤1.43億噸，可用天數23天，較9月底增加了10天；

曾出現拉閘限電的東北三省存煤超過1,527萬噸，已超過去年同期水平，可用天數達到31天。

中國發改委還表示，按目前供煤水平測算，11月底全國電廠存煤有望突破1.5億噸，與去年同期水平基本一致。

需求方面，中電聯披露的數據顯示，今年截至10月底中國全國燃煤裝機為11億千瓦，按年增長2.1%。

疆煤入晉也成曇花一現。11月初，山西Q5500坑口動力煤跌至950元/噸（不含稅），疆煤運到山西已無套利空間。

中國國內煤價的「過山車」，也帶動了海外動力煤價格下跌。

在煤價飆升的10月中旬，一位資深市場人士曾向《財經》記者預測，

「煤價已偏離基本面，無法反映供需狀況，而只是反映了市場對缺口的估值。

但後續的關鍵，還是看供需，如果大家預期冬天供需緩解，價格掉頭也會非常快。」

一語成讖。

但是，目前狀況並不等於缺煤警報已徹底解除。相較以往，煤炭供需仍然偏緊，價格也處於高位。煤價後續走勢，仍取決於供需基本面能否持續好轉。

此外，電廠與煤企簽訂的年度長協煤炭合同，依然是「市場壓艙石」，其價格一般以535元/噸為基準，按月浮動，長協價漲幅遠低於市場價。

以蒙東供應東北電廠的長協煤為例，即便市場煤價到達0.3元/大卡的高位時，年度長協煤依然保持略高於0.1元/大卡左右。

另外，不同電廠的長協煤源、煤價和煤量各不相同，導致苦樂不均。

譬如，電力央企集團自身擁有煤礦的，可以通過內部調配，保證八成動力煤來自廉價長協；

而沒有煤礦的電力企業，則只能「不計成本、飢不擇食」。

緊急情況下，中國國家發改委和地方政府會牽頭對接供需雙方新簽訂的保供長協煤，但這也只是立足於保證供應，價格則與市場價近乎齊平。

危機尚未解除

儘管供需形勢趨緩，但保供任務依然艱鉅，遠不能說這場危機已經消失。

10月下旬，《財經》記者走訪了東北多家電力央企麾下電廠和部分地方熱電聯產電廠，它們均表示存煤天數有了明顯改善。

9月最緊張時，東北三省有電廠存煤天數不足半天；到了10月底，東北電廠總存煤相較充裕，可用天數升至32天。

但不能過度樂觀。今年10月底，中國全國電廠總存煤1.06億噸，平均可用天數為19天；而在過去三年，同期數字則在27天-30天區間內，相差8天-11天。

因此，雖然東北安全無虞，但全國的整體安全度仍較往年偏低。

山西一家能源資訊機構的首席專家對《財經》記者指出，電廠存煤「一般在入冬前達到25天以上比較穩妥。

考慮到目前的日耗水平，目前庫存和可用天數並不算高，集中供暖後這兩個指標會掉得很快。目前看來，今冬唯有東三省比較安全」。

11月至今，儘管中國北方曾在月初遭遇大範圍寒潮，中國電廠存煤天數與往年同期水平的差距仍在持續縮小。

10月底，存煤天數相差8至11天。11月10日，全國統調電廠存煤可用天數超過21天，距離2020年、2019年同期的27.5天和28.3天，差距縮小至一周左右。

11月20日，可用天數達到23天，相比去年同期的26.2天差距進一步縮小至3天。

考慮北方地區正步入冬季用煤高峰期，以及今年「拉尼娜」現象造成的冷冬概率，11月15日，中國煤炭運銷協會發文稱，近期少數地區、少數電廠的超低庫存現象繼續存在，預計後期電廠補庫存需求仍將顯現。

有長期專注煤炭市場的諮詢機構向《財經》記者推算了今年12月可能的用煤缺口：

根據2020年12月的動力煤需求3.7億噸、原煤產量3.5億噸（其中動力煤供應量約3億噸）、另有進口動力煤0.35億噸左右，測算下來動力煤有近0.35億噸的缺口；

對標今年12月，在需求不增，且產量、進口量達到去年水平的情況下，仍有0.3億噸缺口。

據國家統計局最新數據，今年10月原煤產量3.6億噸，已超出2020年12月的3.5億噸峰值。

《財經》記者走訪的多位市場人士認為，今年12月產量達到去年同期水平問題不大，但今年的需求增速會超過去年。

目前，電廠壘庫雖有所加快，但從全國來看，12月預計還有一定程度的供給缺口。

中電聯在11月15日的分析周報中建議，繼續保持當前電煤供應水平，並增加港口庫存，確保今冬明春電煤供應能力和持久性；

持續做好電煤日調運量和耗用量等數據跟蹤分析，特別是在進入高耗量階段後做好庫存走勢的研判和風險分析。

煤炭增產從何處來

晉陝蒙，是國內最大的三個產煤省（區），也是此輪動力煤保供增產的主力。

11月8日召開的國家能源局四季度新聞發布會披露，全國煤礦10月1日-28日日均調度產量1,120萬噸。

其中晉陝蒙日均產量超830萬噸，佔到全國煤炭產量的75%，對產量貢獻增長率達到100%左右。

根據10月官方下發的三批增產文件測算，四季度全國參與增產的煤礦共有256座，增產量約6,638萬噸。其中，山西、內蒙古承擔了94%的任務。

據《財經》記者了解，出於全年偏緊的判斷，在今年10月前，主管部門就曾下發過一批保供礦井名單，其月淨增量約為1,500萬噸，這部分礦井與後續的三批文件中的名單有部分重合，綜合下來，市場人士預計四季度月均總增產量在3,000萬噸左右。

從總盤子看，國家發改委10月19日稱，9月以來允許153座煤礦核增產能2.2億噸/年，四季度可增產5,000萬噸以上；將具備安全生產條件的38座建設煤礦，列入應急保供煤礦，允許階段性釋放產能，合計產能1億噸/年；為60餘座煤礦辦理接續用地手續，確保1.5億噸/年以上產能穩定釋放。

前兩類增產煤礦，可在四季度平穩生產，折算到四季度分別可產生5000萬噸和約2500萬噸的增量。

第三類存在接續用地問題的礦井，主要是內蒙古露天煤礦，受寒冬天氣和土地剝離工期影響，四季度難以滿負荷生產，增量約在1,500萬噸至2,000萬噸。

因此，綜合來看，今年四季度的煤炭總增產量，約可達到9,000萬噸至1億噸。

除了增量規模，投產節奏更為關鍵。為了度冬，大部分量要在入冬前釋出以讓電廠壘起庫存。

一般而言，每年的9月下旬至10月末是電廠入冬補庫的時期，11月之後就開始進入存煤的消耗期，遲至11月15日前，北方將全部進入供暖季，此時電廠能夠壘起多少庫存，對能否順利度冬至關重要。

有市場人士表示，這些增產的量如果能夠全部釋出，今年過冬問題不大，但關鍵在於放量的時間節點，一定要在11月中旬之前放出足夠的量，12月的缺口需要前面壘庫來彌補。

四季度9,000萬-1億噸的增量預期非常可觀，力度前所未有。進入冬季後電廠煤耗繼續攀升，但煤炭增產並非一紙命令就能迅速起效。

不是發了文件就能保供

內蒙古和山西是此輪增產中承擔任務最大的兩個省份。

其中內蒙古以露天礦為主，尤其是蒙東煤礦主要供應東三省，山西則以井工礦為主。從《財經》記者10月走訪兩地代表性煤礦的情況來看，保供殊為不易。

煤炭生產，有自身的產業規律。「安全為天」，被煤炭行業奉為圭臬。

近幾年的「環保風暴」，也導致無人敢於觸及環保紅線。

這些緊箍咒，使得煤炭產能短期內難以大幅增加，煤炭企業只能在多重監管約束下盡力保供。

「這不是去超市買東西，有錢就能拿走；沒有東西，有錢也沒用。」一位大型煤炭企業負責人感嘆。

晉能控股集團（下稱「晉能控股」），是山西最大、中國第二的煤炭企業，由同煤、晉煤、潞安、晉能等幾大山西國有煤企的煤礦資產整合而來。

其四季度對口保供廣西、江蘇、吉林、安徽、上海、浙江六省（區市），承接2,070萬噸的增產量，佔到山西省增產任務的近一半。

2,070萬噸，與該集團昔日的月度產量接近，等於「不到三個月時間，要生產四個月的量」。

晉能控股總調度室主任工程師王志剛介紹，集團生產礦井和復工礦井，各承擔增產產量的一半。

生產礦井方面，大、中、小型礦井在完成年度生產計劃的基礎上，增產5%-15%不等；這部分礦井，可通過壓縮檢修時間、延長生產時間實現增產。

因行業監管、地方政府監管造成暫時停產的復工礦井，復工後產能更有釋放空間。

煤炭產量，要與採煤、掘進、通風、機電、運輸、排水等幾大系統高度匹配，要想合法、安全增產，必須對整個系統的生產和管理能力進行全面提升，這要求企業必須加大投入。

「正規煤礦增產非常困難。為了不造成產能浪費，山西很多煤礦已達生產極限，實際可調的餘量很少。

一個礦井每天想增加1萬噸的產量很難，需要調動很多資源保障安全，這是一個複雜的系統工程。」大同塔山煤礦的生產副總楊海閣稱。

塔山煤礦，是晉能控股的骨幹礦井，年產能2,500萬噸。

楊海閣告訴《財經》記者，塔山煤礦從10月13日開始執行保供任務，80天需增產100萬噸保供煤。分解至單日，商品煤外運量由原來的6.4萬噸增至8.6萬噸。從季度來看，增產幅度近20%。

過去數年，塔山煤礦年產量約2,300萬-2,350萬噸，波動幅度非常小。今年加上保供任務後，預計年產量將達到2,426萬噸，為建礦以來最大值。

為使保供萬無一失，塔山煤礦提前更換了部分軟硬備件；

主運系統、綜採隊、選煤廠設備的技術骨幹，被要求全部駐礦盯守，保證出現任何應急情況，都可得到立即處理。

晉能控股麾下的另一骨幹礦井同忻煤礦，年產能1,600萬噸。

該礦調度室主任閆捷稱，礦上增產的手段，是縮短檢修停機時間，要在有限時間內完成檢修，並提高檢修質量，這就必須大幅增加檢修投入。同時調配生產班骨幹加入檢修班，幫助組織放煤生產。

這種戰時工作狀態，要持續到保供任務結束。

截至10月27日，晉能控股累計向六省區市發運保供煤炭355.34萬噸，完成了17%的增產任務。晉能控股高管稱，大部分增產量，會在11月-12月釋放。

鐵路運力不足，一度是制約煤炭產能快速釋放的因素之一。

山西大同的煤礦主要通過大秦鐵路外運，且大型礦山和鐵路自動化程度很高，產煤經過現場洗選後直接在裝車站裝車。

一個大列有210節車皮，在裝車站下的軌道緩緩運行，全部裝滿需要五個半小時，可以裝1.68萬噸煤，是晉煤外運的重要渠道。

而每年5月和10月是大秦鐵路的集中檢修時間，每天上午停機檢修兩至三小時。

《財經》記者10月中旬在大同塔山煤礦採訪期間，就碰到由於鐵路檢修，裝車進度受影響，加之煤礦現場的原煤倉和精煤倉都已經滿倉，使得井下產線不得不低負荷運行。不過這一制約到10月底檢修結束後已解除。

據央視11月15日報道，11月以來，隨着國內煤炭產量持續快速增長，煤炭主產區的公路、鐵路煤炭外運量，都處於近年來最高紀錄。大秦鐵路11月以來，每天的外運量都保持在130萬噸的滿髮狀態。

在更加冰冷的蒙東，國家電投內蒙古公司的安全生產壓力，一點也不比山西同行小。

國家電力投資集團內蒙古能源有限公司（下稱「國家電投內蒙古公司」），在蒙東擁有五個大型露天煤礦，年設計總產能8,100萬噸。2020年生產的7,760萬噸煤炭中，有6,700萬噸屬於動力煤。

其中，38%的動力煤運往東北地區電廠，62%用於坑口發電，而70%的電量則輸往遼寧，是東北冬季供電、供熱的重要支撐。

在新的保供要求下，國家電投內蒙古公司需要將50%比例的動力煤供應東北，蒙東本地的供應被壓縮。為此，內蒙古公司需要與本地做大量溝通工作。

「地方政府站在國家角度也逐步理解，目前對我們的做法還是持支持態度。」國家電投內蒙古能源公司董事長劉建平表示。

而產能的影響難以短期彌補。劉建平介紹，內蒙古自治區能源局下發了《關於加快釋放部分煤礦產能的緊急通知》，但內蒙古公司此前數年已經陸續完成了2.000萬噸產能核增，因此不在該名單中。

不僅如此，產能相比去年還有所下降。公司原計劃今年產量同增300萬噸，達到8,000萬噸關口。但因配合涉煤腐敗倒查20年和林草腐敗倒查10年的工作，一家下屬大型露天煤礦用地遲遲未能批覆。到今年6月，公司不得不調減生產計劃至7,300萬噸。

土地手續批覆，對露天煤礦安排開採計劃至關重要。

每年3月，一般會進入滿負荷生產周期，首先剝離最上層土壤，然後一層層向下階梯狀開採；到11月嚴寒氣候條件下，會逐步降低產量。

東北拉閘限電問題爆發後，前述受影響的土地手續在10月3日緊急獲批。但今年的黃金生產周期已過，只剩下一個月的作業時間，全年減產400萬噸已成定局。

這是內蒙古煤炭產能在近兩年受限的一個縮影。劉建平稱，大型煤礦生產計劃性非常強，需要根據季節特點、用户需求來執行。

而今年在春節前後、3月兩會期間和6月已經做過三次應急保供，在原有生產節奏被打亂的困難情況下，公司還是做了全年整體安排，預留了四季度的產量空間，將減量的400萬噸安排在四季度前減產。

通遼霍林河南露天煤礦，是國家電投內蒙古公司麾下年產能1,800萬噸的大型煤礦。

該礦礦長趙明磊告訴《財經》記者，採礦設備的點檢，原來是每天兩次、每次40分鐘，現在被調整成每天三次、每次15分鐘，從而確保設備正常運行並壓縮檢修時間。

之前出於安全考慮，該礦的檢修單位並不設夜班。現在為了保供，增設了夜班檢修，人員數量是白班的一半，確保設備夜間安全運行。

在多重措施下，該礦每個採礦點每天可以多增一輛車的產能，約增產5%，「一層土一層煤，為了保障供應，必須大量出土，所以工程設備、人力物力的投入，肯定和原來不一樣」。

保供雖是政治任務，但也不意味着產能可以無限增加。

首先，增產有安全隱患，產能受煤監部門監管外，超產還要入刑；

即便沒有安全隱患，增產也需新的排土排渣空間——徵地、礦坑的規劃面積、礦權界都是早已確定好的，缺了哪一條也難以成行。

此外，蒙東的冬季極寒，會使得金屬、非金屬的脆性增加，機械整體性能降低。

趙明磊介紹，一般滿負荷生產只會持續到11月，而今年預計要幹到12月初。但大型開採設備會全年運行，開工率會高於往年。

此外，為了確保不影響後續煤炭外運的量，需要在寒冬天氣來臨之前挖出儘量多的煤存在礦場。

2020年以來，內蒙古煤炭供給矛盾尤為突出，正常產能受到明顯限制。

據長期關注煤炭市場的山西汾渭數字訊息公司提供的數據，晉陝蒙三大主產區，去年唯有內蒙古煤炭產量下降了3.1%，而山西、陝西按年增幅9.3%、7.2%，山西因此重登「產煤第一大省」寶座。

今年前三季度，晉陝蒙煤炭產量增幅分別為13%、3%、3%，平均開工率為100%、91%和89%，晉陝地區的供應基本正常，內蒙古煤炭產能依然受到抑制。

10月增產保供開始後，晉陝蒙煤礦開工率分別升至108%、102%、108%，內蒙古鄂爾多斯等地煤炭產量飆升。

總體而言，本次增產仍是行政調控的結果，被調配的，也僅僅是短期即可放量的既有生產礦井。

昔日去產能過程中被關閉的大批小煤礦不會被重啟，大批基建礦井則趕不及竣工驗收投產，在此輪保供中無法出力。

目前保供政策的最大抓手，是放寬對核定產能的限制，調增生產規模。

其中一些礦井，早在今年1月-8月就已經完成了全年生產計劃，如今被批准可在四季度繼續組織生產；有的礦井，則是將年度產能計劃上調，從而可以按照調整後重新分配的月平均產能來組織生產。

煤荒是怎麼一步步走來的

縱觀今年煤價走勢和煤量緊缺的情況，可以得出判斷：基本面的供需失衡，是煤荒直接原因。

從需求方面看，今年1月至10月，全社會用電量按年大增12.2%。

電力供應方面，規模以上水電出力下滑2.3%，風電、光伏、核電雖然增速可觀，但總體佔比較低；前十個月，規模以上火電發電量按年增長了11.3%。

從煤炭供給方面看，據國家統計局數據，1月-10月全國規模以上企業原煤產量33億噸，按年僅增長了4%。即便10月開始保供增產，前十個月，原煤產量增速遠遠低於用電量增速，缺口非常明顯。

受國際關係因素影響，今年1月-5月，國內進口煤量按年下降了25%；6月以後，為滿足國內用煤需求，才逐步加大進口力度。1月-10月，全國累計進口煤炭2.57億噸，累計增速首次回正，按年微增1.9%。

新法規的實施，也加劇了供需矛盾。今年3月1日，危險作業罪正式入刑，煤礦超產能生產，正是其重點打擊對象。

歷史上，中國諸多煤礦的核定產能，一直得不到應有的尊重，煤炭產量往往遠高於核定產能，超產是行業常態。

這部分極具彈性、導致煤礦長期超產的非法地下產能被業內稱為「表外產能」，這些產能一夜消失，大大加劇了供應缺口。

此外，自2020年四季度以來，澳煤的減量，導致國內高卡低硫煤種極為緊缺，發生結構性缺貨。這一問題今年愈發凸顯，原本大量使用澳煤的造紙、建材、水泥、化工等非電行業，普遍和電廠搶奪高熱值動力煤。

非電行業的終端價格少有管制，生產成本可以通過提高售價進行疏導，因此對於高價動力煤的接受程度普遍高於電廠，這進一步抬高了高熱值煤炭的市場價格，並帶動中低熱值動力煤跟漲。

受諸多供需偏緊因素疊加影響，今年的煤價，始終在高位區間運行。

秦皇島港Q5500動力煤價格，除了在今年2月回落至570元/噸，其餘時間均在高位，並在9月突破歷史高點。到了10月中旬，則飆升至2600元/噸左右的峰值。

動力煤消費具有明顯的季節性，以夏、冬兩季為用煤旺季，剩餘月份為淡季。正常情況下，煤價也基本與淡、旺季掛鈎。然而，今年供需極度失衡催生的「淡季不淡」，使得電廠的淡季補庫節奏被打亂。

中國實施電價管制，高煤價無法通過漲電價進行成本疏導。面對高價煤炭，發電企業採購積極性不高。

今年3月，需求剛開始爆發時，電廠並未警惕。到了5月，動力煤市場價格逼近千元時，預期煤價下跌、沒有及時補庫的諸多電廠開始恐慌。

國家發改委很早就感知今年會發生用煤緊缺，從4月開始，就一直強調煤炭穩價保供，但從煤炭產量增速、煤價走勢來看，其喊話效果並不明顯。

而從國家發改委6月-8月釋放的消息看，其對於後市的判斷則過於樂觀，某種程度上也影響了電廠的補庫積極性。

進入夏季後，動力煤需求按年增幅較大，電廠庫存繼續消耗。6月27日，國家發改委卻公開表示，煤炭供需基本平衡，價格不存在大幅上漲基礎，進入7月以後，煤價將大幅下降。

7月-9月，煤價不斷飆漲，9月發生了罕見的狂漲，準備在煤價下跌時補庫的諸多電廠傻眼。9月下旬至10月末，是各大電廠準備入冬補庫的關鍵時刻。

在高價動力煤的壓迫下，電廠的入冬補庫一再展期，存煤不斷消耗，遲遲沒有壘庫，最終全面踏空。

概括一下，由於2021年超預期的動力煤需求增長，電廠對於政府調控價格力度的預期過高，以及電價管制造成的燃煤成本無法向下遊疏導，導致發電行業接連錯過最佳補庫時機，最終導致「煤荒型電荒」發生。

九龍治水導致「煤荒型電荒」

供需失衡的直接原因是煤炭供應沒有跟上。

中國不缺煤炭資源，也不缺煤炭產能，卻在多方因素作用下出現了一場大煤荒，教訓深刻，亟須反思。

業界一直有觀點認為，自2016年開始的煤炭「去產能」，是導致此輪煤荒的主要原因之一，不過據《財經》記者的走訪，事實並非如此。

山西一位煤炭高管稱，山西「去產能」退出的是缺乏資源和能力的落後煤礦，有效產能卻是增加的，「比如退出年產100萬噸小煤礦，新建起500萬噸的大型煤礦，資源保障能力得到了提高」。

2013年中國原煤產量達到歷史高點後，受經濟增速放緩、能源結構調整等因素影響，煤炭市場開始供大於求。

2016年，煤炭行業「去產能」拉開帷幕，原煤產量跌至2010年以來的最低點。

此後幾年，隨着國民經濟穩中向好，煤炭需求開始回暖，優質產能加速釋放，原煤生產連年恢復性增長。

但是，今年的煤炭產量增長，卻未能和發電量增長匹配，且缺口較大。

《財經》記者走訪了多位市場人士，總結來看，產生缺口直接因素有三：

一是煤礦企業將今年1月-2月保供的超產數量，均攤至年度核定產能中，發生了變相的減產；

二是安監、環保等監管政策趨嚴；

三是今年密集的一系列大事件，其中包括4月的系列安全生產事故，6月的安全生產月，以及9月在陝西舉行的全運會等，均導致停產整頓頻發。

換言之，影響今年煤炭供應的主要因素，並非資源和生產能力短缺，而是各種監管和事故性因素。

「煤礦生產能力是足夠的。但放量的關鍵，在於煤企的生產意願。」有受訪的市場人士稱。

「發改委想讓增產、允許超產，但最後查處超產的是安監、公安，本就是兩張皮。不出事還好，一出事就很難辦。

因此，增產只能在絕對安全的條件下落實，絕不能有超產，絕不能出事故，這是底線。」一位不願具名的山西大型煤炭國企高管表示。

亦有大型煤炭負責人向《財經》記者坦言，在9月底保供要求剛下發時，他就非常擔心，

「只是國家發改委要求增產沒用，生態環境部、自然資源部、國家煤監局等不同部門對環評、土地、安全等環節各有監管要求」。

此前，內蒙古就有煤礦曾因土地手續未批而提前剝離土層，導致相關負責人入獄、企業被罰款的案例。不過，這次在嚴峻形勢下，通過協調機制，一些歷史上的遺留問題終於得到解決。

而對諸多地方政府而言，對煤炭控量保價，才能使麾下的國有煤企利益最大化。山西省政府一位前領導曾公開講，

「二四得八還是三三得九，這個賬誰都算得過來」。

意指廉價多銷（即二四得八）的煤炭總收益，不如高價少賣的總收益（即三三得九）高。

監管趨嚴因素之外，煤炭企業的外部生存環境，也在過去一年裏經歷了過山車。

今年上半年，受「雙碳」政策、永煤違約等諸多事件影響，煤炭行業融資環境持續惡化，導致部分企業貸款、發債困難。即便使有高煤價加持，肩負各種歷史包袱的大型國有煤企，日子也並不好過。

據中煤協統計，截至2020年12月，大型煤企負債總額約4萬億元，負債率接近70%。

「雙碳」背景下的煤炭行業，極不受各級金融機構待見。今年4月21日，央行、國家發改委、證監會發布了《綠色債券支持項目目錄（2021年版）》。

與舊版相比，以煤炭為首的化石能源清潔利用等高碳排放項目，不再納入支持範圍。

《財經》記者走訪的山西一家大型煤炭企業，就曾在上半年面臨大額剛性兑付危機，資金鍊一度非常緊張，煤炭工人工資一度遲發三個月。今年7月後，形勢才稍有緩解，8月中旬才為職工補齊了欠發工資。

今年10月以來，隨着電荒、煤荒相繼暴露，引發高層重視，宏觀政策開始以確保能源供應為重中之重，煤炭行業的融資環境才開始有所改善。而正是在高層重視協調，凝聚共識之後，煤荒問題才真正開始緩解。

10月8日，國務院召開常務會議，要求要在保障安全生產的前提下，推動具備增產潛力的煤礦儘快釋放產能，加快已核准且基本建成的露天煤礦投產達產，促進停產整改的煤礦依法依規整改、儘早恢復生產。

10月11日，國務院總理李克強主持召開國家能源委員會會議。李克強指出，發展是解決一切問題的基礎和關鍵，中國能源需求不可避免地會繼續增長，供給短缺是最大的能源不安全，必須以保障安全為前提構建現代能源體系，着力提高能源自主供給能力。

要針對以煤為主的能源資源稟賦，優化煤炭產能佈局，根據發展需要合理建設先進煤電，繼續有序淘汰落後煤電。

李克強還指出，要結合近期應對電力、煤炭供需矛盾的情況，深入測算論證，研究提出碳達峰分步驟的時間表、路線圖。

短期的煤荒，並不意味着中國對煤炭行業的態度會有大的轉向。

10月26日，國務院發布的《2030年前碳達峰行動方案》再次強調，煤炭消費「十四五」期間合理控制增長，「十五五」時期逐步減少，對煤電的定位為「推動向基礎保障性和系統調節性電源並重轉型」。

11月2日發布的《中共中央、國務院關於深入打好污染防治攻防戰的意見》，還提出了更具體的要求：在保障能源安全的前提下，加快煤炭減量步伐，實施可再生能源替代行動。

「十四五」時期，嚴控煤炭消費增長，京津冀及周邊地區、長三角地區煤炭消費量分別下降10%、5%左右，汾渭平原煤炭消費量實現負增長。

剛剛結束的第二十六屆聯合國氣候變化會議上，煤炭問題也是各方爭議的焦點，以至於到最後時刻，將協議文本中的各國加速「逐步淘汰」（phase out）改為「逐步減少」（phase down）煤炭，協議才勉強獲得通過。

而對諸多地方政府而言，對煤炭控量保價，才能使麾下的國有煤企利益最大化。

山西省政府一位前領導曾公開講，「二四得八還是三三得九，這個賬誰都算得過來」。意指廉價多銷（即二四得八）的煤炭總收益，不如高價少賣的總收益（即三三得九）高。

此次煤荒在「雙碳」目標提出後的第一年突然出現，如同一個警示，「過去一直說九龍治水，這次明顯看到九龍坐在一起治水，但必須要有長效機制。」一位受訪的電力行業資深人士稱

中國政府強大的調控能力，正在迅速化解煤炭短期缺口造成的麻煩，但政出多門、缺乏協調，甚至政策互相掣肘，也將中國煤炭行業置於困境，亦是「煤荒型電荒」的主因。