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秋冬之交，中国发生了煤荒型电荒。这场危机的背后，有许多复杂的因素，如安全环保监管升级和应对气候变化。未来两个月，中国将面临最严峻的煤炭供应考验。
今年10月以来，在国家发改委等主管部门的不断干预下，国内煤炭市场稳定。
罕见的霹雳调控背后是时隔多年回归公众视野的能源安全问题。然而，煤荒型电荒与电力改革、气候变化、安全环境监管等多种因素交织在一起，导致解决方案更加复杂和困难。
这一轮危机并非没有先兆：2020年冬天湖南、浙江等省限电，今年4月广东限电，直到今年9月，东北拉闸限电波及民生，引起全民关注。
这场危机与过去不同，不是由于煤电装机有限，而是由于发电燃料-动力煤缺价高造成的。
幸运的是，东北拉闸限电虽然是危机，但也是预警，给主管部门和企业留下了宝贵的反应时间——如果危机在供暖季节全面爆发，后果不堪设想。
国庆后一个月是宝贵的时间窗口，中央政府迅速组织协调煤炭供应，以换取当前稳定的局面。但是，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，预示着可能出现超寒潮，叠加水电进入枯水季节，天然气价格居高不下...今年冬天，能源供应的不确定因素很多，面临多重挑战。
根据国家发展和改革委员会11月16日披露的数据，截至11月14日，全国电厂储存煤炭1.29亿吨，可用天数为22天，比10月底增加3天。然而，与往年同期27天以上的可用天数相比，仍有差距，不能睡在高枕上。
承担煤电保供任务的企业多为国有企业。在危机时刻，严厉的行政命令和问责往往收效明显。但是超常调控措施毕竟只是紧急情况，已经大面积亏损的煤电企业不可能长期亏损保供。而且面对各路婆婆九龙治水，煤炭企业也难免进退失据。在多重施政目标下，不同的政府部门各有侧重，缺乏统筹协调，不经意间加剧了危机。
事实上，今年不仅中国、欧洲、美国甚至世界都不同程度地发生了能源危机。这是一个及时的预警，它提醒每个人应对气候变化和能源转型需要系统的思维，不能忽视行业逻辑和市场力量。
供需形势有所改善。
自10月中下旬以来，在国家发改委等主管部门的强力稳定调控下，动力煤市场价格在短短十几天内从2600元/吨降至1100元/吨以下。
这些措施主要包括:加强前所未有的煤炭生产，扩大煤炭进口，重点保障发电供热企业用煤，规范煤炭市场运行秩序。
今年9月，中国爆发煤荒，导致电荒。东北部出现拉闸限电，影响民生，舆论哗然。当时东北有电厂存煤可用天数甚至不到半天。
煤荒爆发时，被称为中国煤海的山西也异常缺煤——山西很多大型煤矿的产能基本保证了对口省份的供应，流向当地市场的煤炭数量非常紧缺。山西本地电厂位于坑口，很难买到市场煤。
十月十九日，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。那时榆林Q5000(热值5000大卡)动力煤市场价格为1800元/吨，但由于优先保供，无法开放供应；而新疆坑口煤价为200-300元/吨，用重卡拉回山西，每吨运费800元，可在当地以1200-1500元/吨(不含税)瞬间出售，买家既有山西本地电厂，也有外地贸易商。
疆煤汽进入晋，这是一个罕见的场景，反映了煤炭价格最极端时的供需形势。
伴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经暂停。
据《财经》记者不完全统计，10月19日至11月11日，国家发改委关伟密集发布了40多条煤炭相关信息，主要涉及煤炭市场增产稳价调控政策、原煤产量、电厂储煤、可用天数等关键指标。
十九届六中全会召开前，全国电网基本清理了按计划停电(有序用电)的情况，并持续至今。11月4日，南方电网地区自5月以来首次没有实施有序用电；11月6日，除个别省份和部分地区对高能耗、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理。
11月11日，秦皇岛港Q5500市场煤炭价格稳定在1000元/吨左右。根据国家发改委改革委员会的最新数据，11月14日，全国电厂存煤1.29亿吨，可用天数为22天，比9月底增加9天；东北三省存煤1400多万吨，可用天数为31天。
疆煤入晋也是昙花一现。11月初，山西Q5500坑口动力煤跌至950元/吨(不含税)，疆煤运往山西无套利空间。
国内煤炭价格的过山车也导致海外动力煤价格下跌。
煤炭价格飙升的10月中旬，一位资深市场人士向《财经》记者预测，煤炭价格已经偏离了基本面，不能反映供求状况，而只能反映市场对缺口的估值。但是后续的关键，还是看供需，如果大家预期冬季供需缓解，价格掉头也会很快。
一语成预言。
但目前的情况并不意味着缺煤警报已经完全解除。与过去相比，煤炭供需仍然紧张，价格也处于高位。煤炭价格的后续走势仍然取决于供需基本面能否持续改善。
另外，电厂与煤炭企业签订的年度长协煤炭合同，仍然是市场压舱石，其价格一般以535元/吨为基准，每月波动，长协价涨幅远低于市场价。就拿蒙东供应东北电厂的长协煤来说，即使市场煤价达到0.3元/大卡的高位，年度长协煤仍然略高于0.1元/大卡。
此外，不同电厂的长协煤源、煤价和煤量也不同，导致苦乐不均。例如，电力央企集团本身拥有煤矿，可通过内部调配，确保80%的动力煤来自廉价长协；而没有煤矿的电力企业，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将率先对接供需双方新签订的长期煤炭保护，但这只是基于保证供应，价格几乎与市场价格一致。
危机尚未解除。
虽然供需形势放缓，但保供任务仍然艰巨，这场危机已经消失。
十月底，《财经》记者走访了东北多家电力央企旗下电厂和部分地方热电联产电厂，均表示存煤天数有明显改善。
九月份最紧张的时候，东北三省有电厂存煤天数不到一天；到十月底，东北电厂总存煤相对充裕，可用天数上升至32天。
但是不能过于乐观。今年10月底，全国电厂总储存煤炭1.06亿吨，平均可用天数为19天；在过去的三年里，同期数量在27-30天之间，相差8-11天。所以，虽然东北安全无虞，但全国的整体安全程度仍然低于往年。
电厂储煤一般在入冬前25天以上比较安全。考虑到目前的日常消费水平，目前的库存和可用天数并不高，集中供暖后这两个指标会迅速下降。现在看来，今冬只有东三省比较安全。
尽管中国北方在11月初遭遇大规模寒潮，但与往年同期水平相比，中国电厂存煤天数的差距在10月底继续缩小。11月10日，中国煤炭日调度产量达到1205万吨，创历史新高；全国统一调度电厂煤炭可用天数超过21天，距2020年和2019年同期的27.5天和28.3天，差距缩小到一周左右。
11月15日，中国煤炭运销协会发文称，近期少数地区和少数电厂超低库存现象继续存在，预计后期电厂补货需求仍将出现。
一些长期专注于煤炭市场的咨询机构向《财经》记者推算了今年12月可能出现的煤炭缺口:根据2020年12月动力煤需求3.7亿吨、原煤产量3.5亿吨(其中动力煤供应量约3亿吨)和进口动力煤约0.35亿吨，计算出动力煤有近0.35亿吨的缺口；今年12月，当需求不增加，产量和进口量达到去年水平时，仍有0.3亿吨缺口。
根据国家统计局的最新数据，今年10月原煤产量为3.6亿吨，高于2020年12月3.5亿吨。《财经》记者走访的许多市场参与者认为，今年12月产量达到去年同期水平问题不大，但今年的需求增长率将超过去年。目前，虽然电厂垒库加速，但从全国来看，预计12月份仍会出现一定程度的供应缺口。
在11月15日的分析周报中，中国电力联合会建议继续保持目前的电煤供应水平，增加港口库存，确保今冬明春的电煤供应能力和持久性；继续做好电煤日运量和消耗量的数据跟踪分析，特别是进入高消耗阶段后，做好库存走势的判断和风险分析。
除增量规模外，投产节奏更为关键。为了度冬，大部分量应该在入冬前释放，以便电厂建立库存。一般来说，每年的9月下旬至10月底是电厂冬季补货的时期，11月以后开始进入煤炭储存的消耗期。晚到11月15日，北方将全部进入供暖季节。这个时候电厂能建多少库存，对于能否顺利度过冬天很重要。
有市场人士表示，如果这些增产量都能释放出来，今年过冬问题不大，但关键在于成交量的时间节点，必须在11月中旬前释放足够的成交量，12月的缺口需要前面的库来弥补。
第四季度9000万-1亿吨增量预期可观，力度前所未有。进入冬季后，电厂煤耗继续上升，但煤炭增产不是一纸命令就能迅速生效的。
不是发文就可以保供。
澳煤减量后，原本广泛使用澳煤的非电力行业，与电厂一起抢夺高热值动力煤。图片/视觉中国
内蒙古和山西是本轮增产中任务最大的两个省份，其中露天矿是内蒙古的主要供应省份，尤其是蒙东煤矿，井工矿是山西的主要供应省份。根据《财经》记者10月份访问两地代表性煤矿的情况，保供殊为难。
煤炭生产有自己的产业规律。安全为天被煤炭行业视为标准。近年来的环保风暴也导致没有人敢触及环保红线。这些诅咒使得煤炭产能在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证供应。
这不是去超市买东西，有钱就可以拿走；没有东西，有钱也没用。大型煤炭企业负责人感叹。
据央视11月15日报道，自11月以来，随着国内煤炭产量的持续快速增长，主要煤炭产区的公路和铁路煤炭运输量一直处于近年来的最高自11月以来，大秦铁路每天的运输量一直保持在130万吨的满发状态。
在更冷的蒙东，国家电力投资内蒙古公司的安全生产压力并不比山西同行小。
国家电力投资集团内蒙古能源有限公司(以下简称国家电力投资内蒙古公司)在蒙东拥有5个大型露天煤矿，年设计总产能8100万吨。在2020年生产的7760万吨煤炭中，6700万吨属于动力煤。其中，38%的动力煤运往东北电厂，62%用于坑口发电，70%用于辽宁，是东北冬季供电和供热的重要支撑。
非电力行业的终端价格很少受到控制，生产成本可以通过提高售价来分流。因此，高价动力煤的接受度普遍高于电厂，进一步提高了高热值煤的市场价格，带动了中低热值动力煤的上涨。
受多种供需紧张因素的影响，今年的煤炭价格一直在高位运行。除今年2月回落至570元/吨外，秦皇岛港Q5500动力煤价格均处于高位，并在9月突破历史高点。10月中旬，峰值飙升至2600元/吨左右。
动力煤消费具有明显的季节性，以夏季和冬季为用煤旺季，其余月份为淡季。一般情况下，煤炭价格基本上与淡季和旺季挂钩。但今年供需极度失衡催生的淡季不淡，打乱了电厂淡季补货的节奏。
我国实行电价管制，高煤价不能通过提高电价来引导成本。面对高价煤炭，发电企业采购积极性不高。
今年3月，当需求开始爆发时，电厂并不警惕。五月份，当动力煤市场价格接近千元时，许多预期煤价下跌，未能及时补货的电厂开始恐慌。
国家发展和改革委员会很早就意识到今年将出现煤炭短缺。从4月份开始，就一直强调煤炭的稳定价格和供应，但从煤炭产量增长率和煤炭价格走势来看，其呼叫效果并不明显。
而且从国家发改委6-8月发布的消息来看，其对后市的判断过于乐观，在一定程度上也影响了电厂补库的积极性。进入夏季后，动力煤需求同比增长，电厂库存继续消耗。6月27日，国家发改委公开表示，煤炭供需基本平衡，价格没有大幅上涨的基础。进入7月后，煤炭价格将大幅下跌。
7-9月，煤炭价格暴涨，9月份罕见暴涨。很多准备在煤炭价格下跌时补货的电厂都傻眼了。9月下旬至10月底是各大电厂准备冬季补货的关键时刻。由于高价动力煤的压迫，电厂入冬补库一再延期，储煤不断消耗，迟迟没有垒库，最终全面踏空。
综上所述，由于2021年动力煤需求超出预期，电厂对政府调控价格的预期过高，以及电价管制。
