特稿:不缺煤的中国,为何会爆发这场大煤荒?-投资江湖

特稿:不缺煤的中国,为何会爆发这场大煤荒?

2021-11-25 09:00
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文 | 不止十一人财经杂志

编辑 | 杨兰

审核 | 浦电路交易员


本文容转载自公众号「财经十一人」ID:caijingEleven

作者:江帆、韩舒淋 李廷祯


前言

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。


今年10月以来,在国家发改委等主管部门的连续干预下,国内煤炭市场正在趋稳。


罕见的霹雳调控背后,是时隔多年、重回公众视野的能源安全问题。但此次“煤荒型电荒”,与电力改革、气候变化、安环监管等多重因素互相交织,导致解决方案更为复杂棘手。


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。


国家发改委11月16日披露的数据显示,截至11月14日,全国电厂存煤1.29亿吨,可用天数22天,较10月底增长3天,但相较往年同期27天以上的可用天数仍有差距,无法高枕而眠。


承担煤炭和电力保供任务的企业,多为国企。危机时刻,严厉的行政命令和问责,往往收效明显。但超常调控措施终究只是应急,已经大面积亏损的煤电企业不可能长期亏损保供。而面对各路“婆婆”九龙治水,煤炭企业也难免进退失据。多重施政目标下,不同政府部门各有侧重,缺乏统筹协调,无意间加剧了危机。


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。


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”。


疆煤汽运入晋,这罕见一幕,折射了煤价最极端时的供需形势。


随着增产稳价等调控的落地,以及电厂“不计代价”存煤,燃料短缺引发的大面积电荒已得到暂缓。


据《财经》记者不完全统计,10月19日至11月11日,国家发改委官微密集发布了40条以上煤炭相关信息,主要涉及煤炭市场增产稳价调控政策、原煤产量、电厂存煤、可用天数等关键指标。



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。


至11月11日,秦皇岛港Q5500市场煤价已稳定在1000元/吨左右。国家发改委最新数据显示,11月14日全国电厂存煤1.29亿吨,可用天数22天,较9月底增加了9天;曾出现拉闸限电的东北三省存煤超过1400万吨,可用天数达到31天。


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《财经》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。”


一语成谶。


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。


另外,不同电厂的长协煤源、煤价和煤量各不相同,导致苦乐不均。譬如,电力央企集团自身拥有煤矿的,可以通过内部调配,保证八成动力煤来自廉价长协;而没有煤矿的电力企业,则只能“不计成本、饥不择食”。紧急情况下,国家发改委和地方政府会牵头对接供需双方新签订的保供长协煤,但这也只是立足于保证供应,价格则与市场价近乎齐平。

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,《财经》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”。


11月初,尽管中国北方遭遇大范围寒潮,中国电厂存煤天数与往年同期水平的差距相比10月底仍在持续缩小。11月10日,中国煤炭日调度产量达到1205万吨,创历史新高;全国统调电厂存煤可用天数超过21天,距离2020年、2019年同期的27.5天和28.3天,差距缩小至一周左右。


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。


有长期专注煤炭市场的咨询机构向《财经》记者推算了今年12月可能的用煤缺口:根据2020年12月的动力煤需求3.7亿吨、原煤产量3.5亿吨(其中动力煤供应量约3亿吨)、另有进口动力煤0.35亿吨左右,测算下来动力煤有近0.35亿吨的缺口;对标今年12月,在需求不增,且产量、进口量达到去年水平的情况下,仍有0.3亿吨缺口。


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。《财经》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。


中电联在11月15日的分析周报中建议,继续保持当前电煤供应水平,并增加港口库存,确保今冬明春电煤供应能力和持久性;持续做好电煤日调运量和耗用量等数据跟踪分析,特别是在进入高耗量阶段后做好库存走势的研判和风险分析。


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。


据《财经》记者了解,出于全年偏紧的判断,在今年10月前,主管部门就曾下发过一批保供矿井名单,其月净增量约为1500万吨,这部分矿井与后续的三批文件中的名单有部分重合,综合下来,市场人士预计四季度月均总增产量在3000万吨左右。


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。


前两类增产煤矿,可在四季度平稳生产,折算到四季度分别可产生5000万吨和约2500万吨的增量。第三类存在接续用地问题的矿井,主要是内蒙古露天煤矿,受寒冬天气和土地剥离工期影响,四季度难以满负荷生产,增量约在1500万吨至2000万吨。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


澳煤减量后,原本大量使用澳煤的非电行业,普遍和电厂抢夺高热值动力煤。


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。


晋能控股集团(下称“晋能控股”),是山西最大、中国第二的煤炭企业,由同煤、晋煤、潞安、晋能等几大山西国有煤企的煤矿资产整合而来。其四季度对口保供广西、江苏、吉林、安徽、上海、浙江六省(区市),承接2070万吨的增产量,占到山西省增产任务的近一半。


2070万吨,与该集团昔日的月度产量接近,等于“不到三个月时间,要生产四个月的量”。


晋能控股总调度室主任工程师王志刚介绍,集团生产矿井和复工矿井,各承担增产产量的一半。生产矿井方面,大、中、小型矿井在完成年度生产计划的基础上,增产5%-15%不等;这部分矿井,可通过压缩检修时间、延长生产时间实现增产。因行业监管、地方政府监管造成暂时停产的复工矿井,复工后产能更有释放空间。


煤炭产量,要与采煤、掘进、通风、机电、运输、排水等几大系统高度匹配,要想合法、安全增产,必须对整个系统的生产和管理能力进行全面提升,这要求企业必须加大投入。


“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。


塔山煤矿,是晋能控股的骨干矿井,年产能2500万吨。杨海阁告诉《财经》记者,塔山煤矿从10月13日开始执行保供任务,80天需增产100万吨保供煤。分解至单日,商品煤外运量由原来的6.4万吨增至8.6万吨。从季度来看,增产幅度近20%。


过去数年,塔山煤矿年产量约2300万-2350万吨,波动幅度非常小。今年加上保供任务后,预计年产量将达到2426万吨,为建矿以来最大值。


为使保供万无一失,塔山煤矿提前更换了部分软硬备件;主运系统、综采队、选煤厂设备的技术骨干,被要求全部驻矿盯守,保证出现任何应急情况,都可得到立即处理。


晋能控股麾下的另一骨干矿井同忻煤矿,年产能1600万吨。该矿调度室主任闫捷称,矿上增产的手段,是缩短检修停机时间,要在有限时间内完成检修,并提高检修质量,这就必须大幅增加检修投入。同时调配生产班骨干加入检修班,帮助组织放煤生产。


这种战时工作状态,要持续到保供任务结束。截至10月27日,晋能控股累计向六省区市发运保供煤炭355.34万吨,完成了17%的增产任务。晋能控股高管称,大部分增产量,会在11月-12月释放。


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。《财经》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。


在新的保供要求下,国家电投内蒙古公司需要将50%比例的动力煤供应东北,蒙东本地的供应被压缩。为此,内蒙古公司需要与本地做大量沟通工作。“地方政府站在国家角度也逐步理解,目前对我们的做法还是持支持态度。”国家电投内蒙古能源公司董事长刘建平表示。


而产能的影响难以短期弥补。刘建平介绍,内蒙古自治区能源局下发了《关于加快释放部分煤矿产能的紧急通知》,但内蒙古公司此前数年已经陆续完成了2000万吨产能核增,因此不在该名单中。


不仅如此,产能相比去年还有所下降。公司原计划今年产量同增300万吨,达到8000万吨关口。但因配合涉煤腐败倒查20年和林草腐败倒查10年的工作,一家下属大型露天煤矿用地迟迟未能批复。到今年6月,公司不得不调减生产计划至7300万吨。


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。


这是内蒙古煤炭产能在近两年受限的一个缩影。刘建平称,大型煤矿生产计划性非常强,需要根据季节特点、用户需求来执行。而今年在春节前后、3月两会期间和6月已经做过三次应急保供,在原有生产节奏被打乱的困难情况下,公司还是做了全年整体安排,预留了四季度的产量空间,将减量的400万吨安排在四季度前减产。


通辽霍林河南露天煤矿,是国家电投内蒙古公司麾下年产能1800万吨的大型煤矿。该矿矿长赵明磊告诉《财经》记者,采矿设备的点检,原来是每天两次、每次40分钟,现在被调整成每天三次、每次15分钟,从而确保设备正常运行并压缩检修时间。


之前出于安全考虑,该矿的检修单位并不设夜班。现在为了保供,增设了夜班检修,人员数量是白班的一半,确保设备夜间安全运行。


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。


此外,蒙东的冬季极寒,会使得金属、非金属的脆性增加,机械整体性能降低。赵明磊介绍,一般满负荷生产只会持续到11月,而今年预计要干到12月初。但大型开采设备会全年运行,开工率会高于往年。此外,为了确保不影响后续煤炭外运的量,需要在寒冬天气来临之前挖出尽量多的煤存在矿场。


2020年以来,内蒙古煤炭供给矛盾尤为突出,正常产能受到明显限制。据长期关注煤炭市场的山西汾渭数字信息公司提供的数据,晋陕蒙三大主产区,去年唯有内蒙古煤炭产量下降了3.1%,而山西、陕西同比增幅9.3%、7.2%,山西因此重登“产煤第一大省”宝座。


今年前三季度,晋陕蒙煤炭产量增幅分别为13%、3%、3%,平均开工率为100%、91%和89%,晋陕地区的供应基本正常,内蒙古煤炭产能依然受到抑制。


10月增产保供开始后,晋陕蒙煤矿开工率分别升至108%、102%、108%,内蒙古鄂尔多斯等地煤炭产量飙升。


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。


目前保供政策的最大抓手,是放宽对核定产能的限制,调增生产规模。其中一些矿井,早在今年1月-8月就已经完成了全年生产计划,如今被批准可在四季度继续组织生产;有的矿井,则是将年度产能计划上调,从而可以按照调整后重新分配的月平均产能来组织生产。


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。


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。


从需求方面看,今年1月至10月,全社会用电量同比大增12.2%。电力供应方面,规模以上水电出力下滑2.3%,风电、光伏、核电虽然增速可观,但总体占比较低;前十个月,规模以上火电发电量同比增长了11.3%。


从煤炭供给方面看,据国家统计局数据,1月-10月全国规模以上企业原煤产量33亿吨,同比仅增长了4%。即便10月开始保供增产,前十个月,原煤产量增速远远低于用电量增速,缺口非常明显。


受国际关系因素影响,今年1月-5月,国内进口煤量同比下降了25%;6月以后,为满足国内用煤需求,才逐步加大进口力度。1月-10月,全国累计进口煤炭2.57亿吨,累计增速首次回正,同比微增1.9%。


新法规的实施,也加剧了供需矛盾。今年3月1日,危险作业罪正式入刑,煤矿超产能生产,正是其重点打击对象。


历史上,中国诸多煤矿的核定产能,一直得不到应有的尊重,煤炭产量往往远高于核定产能,超产是行业常态。这部分极具弹性、导致煤矿长期超产的非法地下产能被业内称为“表外产能”,这些产能一夜消失,大大加剧了供应缺口。


此外,自2020年四季度以来,澳煤的减量,导致国内高卡低硫煤种极为紧缺,发生结构性缺货。这一问题今年愈发凸显,原本大量使用澳煤的造纸、建材、水泥、化工等非电行业,普遍和电厂抢夺高热值动力煤。


非电行业的终端价格少有管制,生产成本可以通过提高售价进行疏导,因此对于高价动力煤的接受程度普遍高于电厂,这进一步抬高了高热值煤炭的市场价格,并带动中低热值动力煤跟涨。


受诸多供需偏紧因素叠加影响,今年的煤价,始终在高位区间运行。秦皇岛港Q5500动力煤价格,除了在今年2月回落至570元/吨,其余时间均在高位,并在9月突破历史高点。到了10月中旬,则飙升至2600元/吨左右的峰值。


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。


中国实施电价管制,高煤价无法通过涨电价进行成本疏导。面对高价煤炭,发电企业采购积极性不高。


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。



而从国家发改委6月-8月释放的消息看,其对于后市的判断则过于乐观,某种程度上也影响了电厂的补库积极性。进入夏季后,动力煤需求同比增幅较大,电厂库存继续消耗。6月27日,国家发改委却公开表示,煤炭供需基本平衡,价格不存在大幅上涨基础,进入7月以后,煤价将大幅下降。


7月-9月,煤价不断飙涨,9月发生了罕见的狂涨,准备在煤价下跌时补库的诸多电厂傻眼。9月下旬至10月末,是各大电厂准备入冬补库的关键时刻。在高价动力煤的压迫下,电厂的入冬补库一再展期,存煤不断消耗,迟迟没有垒库,最终全面踏空。


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。


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《财经》记者的走访,事实并非如此。


山西一位煤炭高管称,山西“去产能”退出的是缺乏资源和能力的落后煤矿,有效产能却是增加的,“比如退出年产100万吨小煤矿,新建起500万吨的大型煤矿,资源保障能力得到了提高”。


2013年中国原煤产量达到历史高点后,受经济增速放缓、能源结构调整等因素影响,煤炭市场开始供大于求。2016年,煤炭行业“去产能”拉开帷幕,原煤产量跌至2010年以来的最低点。


此后几年,随着国民经济稳中向好,煤炭需求开始回暖,优质产能加速释放,原煤生产连年恢复性增长。


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。




《财经》记者走访了多位市场人士,总结来看,产生缺口直接因素有三:一是煤矿企业将今年1月-2月保供的超产数量,均摊至年度核定产能中,发生了变相的减产;二是安监、环保等监管政策趋严;三是今年密集的一系列大事件,其中包括4月的系列安全生产事故,6月的安全生产月,以及9月在陕西举行的全运会等,均导致停产整顿频发。


换言之,影响今年煤炭供应的主要因素,并非资源和生产能力短缺,而是各种监管和事故性因素。


“煤矿生产能力是足够的。但放量的关键,在于煤企的生产意愿。”有受访的市场人士称。


“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。


亦有大型煤炭负责人向《财经》记者坦言,在9月底保供要求刚下发时,他就非常担心,“只是国家发改委要求增产没用,生态环境部、自然资源部、国家煤监局等不同部门对环评、土地、安全等环节各有监管要求”。此前,内蒙古就有煤矿曾因土地手续未批而提前剥离土层,导致相关负责人入狱、企业被罚款的案例。不过,这次在严峻形势下,通过协调机制,一些历史上的遗留问题终于得到解决。


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。



据中煤协统计,截至2020年12月,大型煤企负债总额约4万亿元,负债率接近70%。


“双碳”背景下的煤炭行业,极不受各级金融机构待见。今年4月21日,央行、国家发改委、证监会发布了《绿色债券支持项目目录(2021年版)》。与旧版相比,以煤炭为首的化石能源清洁利用等高碳排放项目,不再纳入支持范围。


《财经》记者走访的山西一家大型煤炭企业,就曾在上半年面临大额刚性兑付危机,资金链一度非常紧张,煤炭工人工资一度迟发三个月。今年7月后,形势才稍有缓解,8月中旬才为职工补齐了欠发工资。


今年10月以来,随着电荒、煤荒相继暴露,引发高层重视,宏观政策开始以确保能源供应为重中之重,煤炭行业的融资环境才开始有所改善。而正是在高层重视协调,凝聚共识之后,煤荒问题才真正开始缓解。


10月8日,国务院召开常务会议,要求要在保障安全生产的前提下,推动具备增产潜力的煤矿尽快释放产能,加快已核准且基本建成的露天煤矿投产达产,促进停产整改的煤矿依法依规整改、尽早恢复生产。


10月11日,国务院总理李克强主持召开国家能源委员会会议。李克强指出,发展是解决一切问题的基础和关键,中国能源需求不可避免地会继续增长,供给短缺是最大的能源不安全,必须以保障安全为前提构建现代能源体系,着力提高能源自主供给能力。要针对以煤为主的能源资源禀赋,优化煤炭产能布局,根据发展需要合理建设先进煤电,继续有序淘汰落后煤电。


李克强还指出,要结合近期应对电力、煤炭供需矛盾的情况,深入测算论证,研究提出碳达峰分步骤的时间表、路线图。


短期的煤荒,并不意味着中国对煤炭行业的态度会有大的转向。10月26日,国务院发布的《2030年前碳达峰行动方案》再次强调,煤炭消费“十四五”期间合理控制增长,“十五五”时期逐步减少,对煤电的定位为“推动向基础保障性和系统调节性电源并重转型”。


11月2日发布的《中共中央、国务院关于深入打好污染防治攻防战的意见》,还提出了更具体的要求:在保障能源安全的前提下,加快煤炭减量步伐,实施可再生能源替代行动。“十四五”时期,严控煤炭消费增长,京津冀及周边地区、长三角地区煤炭消费量分别下降10%、5%左右,汾渭平原煤炭消费量实现负增长。


刚刚结束的第二十六届联合国气候变化会议上,煤炭问题也是各方争议的焦点,以至于到最后时刻,将协议文本中的各国加速“逐步淘汰”(phase out)改为“逐步减少”(phase down)煤炭,协议才勉强获得通过。


此次煤荒在“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。


作者来源:对冲研投

原标题:特稿:不缺煤的中国,为何会爆发这场大煤荒?

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