秋冬之交，富煤的中国发生了“煤荒型电荒”。这轮危机背后，交织着安全环保监管升级、应对气候变化等多种复杂因素。未来两个月，中国将迎来最严峻的煤炭保供考验。

该轮危机并非没有先兆：2020年冬季湖南、浙江等省限电，今年4月广东限电，直至今年9月，东北拉闸限电波及民生，引发全民关注。

此次危机不同以往，并非因煤电装机受限，而是发电燃料——动力煤量缺价高所致。

幸运的是，东北拉闸限电虽是危机，但更是预警，给主管部门和企业留出了宝贵的反应时间——危机倘在供暖季全面爆发，后果将不堪设想。

国庆后的一个月是宝贵时间窗口，中央政府迅速组织协调煤炭保供，换来当前的稳定局面。但最严峻的考验，将出现在今年12月和明年1月。今年气候异常加剧，预示着或有超强寒潮出现，叠加水电进入枯水季，天然气价格居高不下……今冬能源保供的不确定因素众多，面临多重挑战。

事实上，今年不仅中国，欧洲、美国，乃至全球都不同程度地出现了能源危机。这是一个适时的预警，它提醒所有人，应对气候变化和能源转型需要系统性思维，不可漠视产业逻辑，不可忽视市场力量。

供需形势好转

10月中下旬以来，在国家发改委等主管部门强势密集的稳价调控下，动力煤市场价格在短短十多天内，由2600元/吨跌至1100元/吨以下。从目前北方港口运行情况来看，受政策调控煤价持续下跌、港口现货资源较少及冷空气到来预期影响，连日来下游拉运积极性明显提升，北方港口锚地船舶激增至200条以上的高位水平。同时，大秦线日运量保持满负荷状态，调入量、调出量均稳定在200万吨左右。截至昨日，环渤海港口库存回升至2211万吨左右，环比增加14.6万吨。这足以说明，在增产保供政策的持续发力下，煤炭市场供需偏紧关系正在得到进一步修复和改善。

这些措施主要如下：力度空前的煤炭增产、扩大煤炭进口、重点保障发电供热企业用煤，以及规范煤炭市场运行秩序等。

今年9月，中国爆发“煤荒”，继而引发“电荒”。东北地区出现拉闸限电，影响民生，舆论哗然。彼时，东北有电厂的存煤可用天数甚至不足半日。

煤荒爆发时，号称“中国煤海”的山西，竟也异常缺煤——山西诸多大型煤矿的产能，基本保供对口省份，流向本地的市场煤数量十分紧缺。山西本地电厂，地处坑口，也很难买到市场煤。

10月19日，一位太原煤炭贸易商告诉《财经》记者，由于山西本地和陕西榆林都很难买到煤，他开始组织人马从新疆哈密用重卡往回拉煤。当时榆林Q5000（热值5000大卡）动力煤市价为1800元/吨，但因优先保供，无法敞开供应；而新疆坑口煤价200元-300元/吨，用重卡拉回山西，每吨运费800元，可在本地以1200元-1500元/吨（不含税）瞬间卖出，“买家既有山西当地电厂，也有一部分是外地贸易商”。

十九届六中全会召开前，全国电网按计划停限电（有序用电）的情况基本清零，并持续至今。11月4日，南方电网区域自5月以来首次没有实施有序用电；11月6日，国家电网经营范围内除个别省份、局部时段对高耗能、高污染企业采取有序用电措施外，全网有序用电规模接近清零。

疆煤入晋也成昙花一现。11月初，山西Q5500坑口动力煤跌至950元/吨（不含税），疆煤运到山西已无套利空间。

国内煤价的“过山车”，也带动了海外动力煤价格下跌。

在煤价飙升的10月中旬，一位资深市场人士曾向记者预测，“煤价已偏离基本面，无法反映供需状况，而只是反映了市场对缺口的估值。但后续的关键，还是看供需，如果大家预期冬天供需缓解，价格掉头也会非常快。”

但是，目前状况并不等于缺煤警报已彻底解除。相较以往，煤炭供需仍然偏紧，价格也处于高位。煤价后续走势，仍取决于供需基本面能否持续好转。

此外，电厂与煤企签订的年度长协煤炭合同，依然是“市场压舱石”，其价格一般以535元/吨为基准，按月浮动，长协价涨幅远低于市场价。以蒙东供应东北电厂的长协煤为例，即便市场煤价到达0.3元/大卡的高位时，年度长协煤依然保持略高于0.1元/大卡左右。

危机尚未解除

尽管供需形势趋缓，但保供任务依然艰巨，远不能说这场危机已经消失。

10月下旬，记者走访了东北多家电力央企麾下电厂和部分地方热电联产电厂，它们均表示存煤天数有了明显改善。

9月最紧张时，东北三省有电厂存煤天数不足一天；到了10月底，东北电厂总存煤相较充裕，可用天数升至32天。

但不能过度乐观。今年10月底，全国电厂总存煤1.06亿吨，平均可用天数为19天；而在过去三年，同期数字则在27天-30天区间内，相差8天-11天。因此，虽然东北安全无虞，但全国的整体安全度仍较往年偏低。

山西一家能源资讯机构的首席专家对《财经》记者指出，电厂存煤“一般在入冬前达到25天以上比较稳妥。考虑到目前的日耗水平，目前库存和可用天数并不算高，集中供暖后这两个指标会掉得很快。目前看来，今冬唯有东三省比较安全”。

考虑北方地区正步入冬季用煤高峰期，以及今年“拉尼娜”现象造成的冷冬概率，11月15日，中国煤炭运销协会发文称，近期少数地区、少数电厂的超低库存现象继续存在，预计后期电厂补库存需求仍将显现。

据国家统计局最新数据，今年10月原煤产量3.6亿吨，已超出2020年12月的3.5亿吨峰值。记者走访的多位市场人士认为，今年12月产量达到去年同期水平问题不大，但今年的需求增速会超过去年。目前，电厂垒库虽有所加快，但从全国来看，12月预计还有一定程度的供给缺口。

煤炭增产从何处来

晋陕蒙，是国内最大的三个产煤省（区），也是此轮动力煤保供增产的主力。

11月8日召开的国家能源局四季度新闻发布会披露，全国煤矿10月1日-28日日均调度产量1120万吨。其中晋陕蒙日均产量超830万吨，占到全国煤炭产量的75%，对产量贡献增长率达到100%左右。

根据10月官方下发的三批增产文件测算，四季度全国参与增产的煤矿共有256座，增产量约6638万吨。其中，山西、内蒙古承担了94%的任务。

从总盘子看，国家发改委10月19日称，9月以来允许153座煤矿核增产能2.2亿吨/年，四季度可增产5000万吨以上；将具备安全生产条件的38座建设煤矿，列入应急保供煤矿，允许阶段性释放产能，合计产能1亿吨/年；为60余座煤矿办理接续用地手续，确保1.5亿吨/年以上产能稳定释放。

因此，综合来看，今年四季度的煤炭总增产量，约可达到9000万吨至1亿吨。

除了增量规模，投产节奏更为关键。为了度冬，大部分量要在入冬前释出以让电厂垒起库存。一般而言，每年的9月下旬至10月末是电厂入冬补库的时期，11月之后就开始进入存煤的消耗期，迟至11月15日前，北方将全部进入供暖季，此时电厂能够垒起多少库存，对能否顺利度冬至关重要。

有市场人士表示，这些增产的量如果能够全部释出，今年过冬问题不大，但关键在于放量的时间节点，一定要在11月中旬之前放出足够的量，12月的缺口需要前面垒库来弥补。

四季度9000万-1亿吨的增量预期非常可观，力度前所未有。进入冬季后电厂煤耗继续攀升，但煤炭增产并非一纸命令就能迅速起效。

不是发了文件就能保供

内蒙古和山西是此轮增产中承担任务最大的两个省份，其中内蒙古以露天矿为主，尤其是蒙东煤矿主要供应东三省，山西则以井工矿为主。从《财经》记者10月走访两地代表性煤矿的情况来看，保供殊为不易。

煤炭生产，有自身的产业规律。“安全为天”，被煤炭行业奉为圭臬。近几年的“环保风暴”，也导致无人敢于触及环保红线。这些紧箍咒，使得煤炭产能短期内难以大幅增加，煤炭企业只能在多重监管约束下尽力保供。

“这不是去超市买东西，有钱就能拿走；没有东西，有钱也没用。”一位大型煤炭企业负责人感叹。

“正规煤矿增产非常困难。为了不造成产能浪费，山西很多煤矿已达生产极限，实际可调的余量很少。一个矿井每天想增加1万吨的产量很难，需要调动很多资源保障安全，这是一个复杂的系统工程。”大同塔山煤矿的生产副总杨海阁称。

铁路运力不足，一度是制约煤炭产能快速释放的因素之一。

山西大同的煤矿主要通过大秦铁路外运，且大型矿山和铁路自动化程度很高，产煤经过现场洗选后直接在装车站装车。一个大列有210节车皮，在装车站下的轨道缓缓运行，全部装满需要五个半小时，可以装1.68万吨煤，是晋煤外运的重要渠道。

而每年5月和10月是大秦铁路的集中检修时间，每天上午停机检修两至三小时。记者10月中旬在大同塔山煤矿采访期间，就碰到由于铁路检修，装车进度受影响，加之煤矿现场的原煤仓和精煤仓都已经满仓，使得井下产线不得不低负荷运行。不过这一制约到10月底检修结束后已解除。

据央视11月15日报道，11月以来，随着国内煤炭产量持续快速增长，煤炭主产区的公路、铁路煤炭外运量，都处于近年来最高纪录。大秦铁路11月以来，每天的外运量都保持在130万吨的满发状态。

在更加冰冷的蒙东，国家电投内蒙古公司的安全生产压力，一点也不比山西同行小。

国家电力投资集团内蒙古能源有限公司（下称“国家电投内蒙古公司”），在蒙东拥有五个大型露天煤矿，年设计总产能8100万吨。2020年生产的7760万吨煤炭中，有6700万吨属于动力煤。其中，38%的动力煤运往东北地区电厂，62%用于坑口发电，而70%的电量则输往辽宁，是东北冬季供电、供热的重要支撑。

土地手续批复，对露天煤矿安排开采计划至关重要。每年3月，一般会进入满负荷生产周期，首先剥离最上层土壤，然后一层层向下阶梯状开采；到11月严寒气候条件下，会逐步降低产量。

东北拉闸限电问题爆发后，前述受影响的土地手续在10月3日紧急获批。但今年的黄金生产周期已过，只剩下一个月的作业时间，全年减产400万吨已成定局。

在多重措施下，该矿每个采矿点每天可以多增一辆车的产能，约增产5%，“一层土一层煤，为了保障供应，必须大量出土，所以工程设备、人力物力的投入，肯定和原来不一样”。

保供虽是政治任务，但也不意味着产能可以无限增加。首先，增产有安全隐患，产能受煤监部门监管外，超产还要入刑；即便没有安全隐患，增产也需新的排土排渣空间——征地、矿坑的规划面积、矿权界都是早已确定好的，缺了哪一条也难以成行。

总体而言，本次增产仍是行政调控的结果，被调配的，也仅仅是短期即可放量的既有生产矿井。昔日去产能过程中被关闭的大批小煤矿不会被重启，大批基建矿井则赶不及竣工验收投产，在此轮保供中无法出力。

煤荒是怎么一步步走来的

国家电投内蒙古公司南露天煤矿的工人在零下35摄氏度的极寒天气下作业。图/视觉中国

纵观今年煤价走势和煤量紧缺的情况，可以得出判断：基本面的供需失衡，是煤荒直接原因。

动力煤消费具有明显的季节性，以夏、冬两季为用煤旺季，剩余月份为淡季。正常情况下，煤价也基本与淡、旺季挂钩。然而，今年供需极度失衡催生的“淡季不淡”，使得电厂的淡季补库节奏被打乱。

今年3月，需求刚开始爆发时，电厂并未警惕。到了5月，动力煤市场价格逼近千元时，预期煤价下跌、没有及时补库的诸多电厂开始恐慌。

国家发改委很早就感知今年会发生用煤紧缺，从4月开始，就一直强调煤炭稳价保供，但从煤炭产量增速、煤价走势来看，其喊话效果并不明显。

九龙治水导致“煤荒型电荒”

2021年1月14日，内蒙古通辽市，国家电投内蒙古公司南露天煤矿。图/视觉中国

供需失衡的直接原因是煤炭供应没有跟上。中国不缺煤炭资源，也不缺煤炭产能，却在多方因素作用下出现了一场大煤荒，教训深刻，亟须反思。

业界一直有观点认为，自2016年开始的煤炭“去产能”，是导致此轮煤荒的主要原因之一，不过据记者的走访，事实并非如此。

但是，今年的煤炭产量增长，却未能和发电量增长匹配，且缺口较大。

监管趋严因素之外，煤炭企业的外部生存环境，也在过去一年里经历了过山车。

今年上半年，受“双碳”政策、永煤违约等诸多事件影响，煤炭行业融资环境持续恶化，导致部分企业贷款、发债困难。即便使有高煤价加持，肩负各种历史包袱的大型国有煤企，日子也并不好过。

中国政府强大的调控能力，正在迅速化解煤炭短期缺口造成的麻烦，但政出多门、缺乏协调，甚至政策互相掣肘，也将中国煤炭行业置于困境，亦是“煤荒型电荒”的主因。