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不缺煤的中国,为何会爆发这场大煤荒?

更新日期: 2021年11月24日 作者: 茉莉 来源: 财经杂志 【字体:
摘要: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。

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。

    概括一下,由于2021年超预期的动力煤需求增长,电厂对于政府调控价格力度的预期过高,以及电价管制造成的燃煤成本无法向下游疏导,导致发电行业接连错过最佳补库时机,最终导致“煤荒型电荒”发生。

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。

    “发改委想让增产、允许超产,但最后查处超产的是安监、公安,本就是两张皮。不出事还好,一出事就很难办。因此,增产只能在绝对安全的条件下落实,绝不能有超产,绝不能出事故,这是底线。”一位不愿具名的山西大型煤炭国企高管表示。

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。

      次煤荒在“双碳”目标提出后的第一年突然出现,如同一个警示,“过去一直说九龙治水,这次明显看到九龙坐在一起治水,但必须要有长效机制。”一位受访的电力行业资深人士称。

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。


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