秋冬之交，富煤的中國發生了“煤荒型電荒”。這輪危機背後，交織著安全環保監管升級、應對氣候變化等多種複雜因素。未來兩個月，中國將迎來最嚴峻的煤炭保供考驗
封面設計/黎立
文 | 《財經》記者 江帆 韓舒淋 李廷禎
編輯 | 李廷禎
今年10月以來，在國家發改委等主管部門的連續干預下，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視窗，中央政府迅速組織協調煤炭保供，換來當前的穩定局面。但最嚴峻的考驗，將出現在今年12月和明年1月。今年氣候異常加劇，預示著或有超強寒潮出現，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。
國家發改委11月16日披露的資料顯示，截至11月14日，全國電廠存煤1.29億噸，可用天數22天，較10月底增長3天，但相較往年同期27天以上的可用天數仍有差距，無法高枕而眠。
承擔煤炭和電力保供任務的企業，多為國企。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不可能長期虧損保供。而面對各路“婆婆”九龍治水，煤炭企業也難免進退失據。多重施政目標下，不同政府部門各有側重，缺乏統籌協調，無意間加劇了危機。
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2600元/噸跌至1100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，以及規範煤炭市場執行秩序等。
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5000大卡）動力煤市價為1800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1200元-1500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。
隨著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，國家發改委官微密集釋出了40條以上煤炭相關資訊，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，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，國家電網經營範圍內除個別省份、區域性時段對高耗能、高汙染企業採取有序用電措施外，全網有序用電規模接近清零。
至11月11日，秦皇島港Q5500市場煤價已穩定在1000元/噸左右。國家發改委最新資料顯示，11月14日全國電廠存煤1.29億噸，可用天數22天，較9月底增加了9天；曾出現拉閘限電的東北三省存煤超過1400萬噸，可用天數達到31天。
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。
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，可以透過內部調配，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，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一天；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，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月初，儘管中國北方遭遇大範圍寒潮，中國電廠存煤天數與往年同期水平的差距相比10月底仍在持續縮小。11月10日，中國煤炭日排程產量達到1205萬噸，創歷史新高；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，差距縮小至一週左右。
考慮北方地區正步入冬季用煤高峰期，以及今年“拉尼娜”現象造成的冷冬機率，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。
據國家統計局最新資料，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日的分析週報中建議，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永續性；持續做好電煤日調運量和耗用量等資料跟蹤分析，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釋出會披露，全國煤礦10月1日-28日日均排程產量1120萬噸。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檔案測算，四季度全國參與增產的煤礦共有256座，增產量約6638萬噸。其中，山西、內蒙古承擔了94%的任務。
據《財經》記者瞭解，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1500萬噸，這部分礦井與後續的三批檔案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3000萬噸左右。
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5000萬噸以上；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1500萬噸至2000萬噸。因此，綜合來看，今年四季度的煤炭總增產量，約可達到9000萬噸至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9000萬-1億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。
不是發了檔案就能保供
澳煤減量後，原本大量使用澳煤的非電行業，普遍和電廠搶奪高熱值動力煤。圖/視覺中國
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2070萬噸的增產量，佔到山西省增產任務的近一半。
2070萬噸，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”。
晉能控股總排程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，可透過壓縮檢修時間、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2500萬噸。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2300萬-2350萬噸，波動幅度非常小。今年加上保供任務後，預計年產量將達到2426萬噸，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、選煤廠裝置的技術骨幹，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1600萬噸。該礦排程室主任閆捷稱，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透過大秦鐵路外運，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執行，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執行。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，隨著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8100萬噸。2020年生產的7760萬噸煤炭中，有6700萬噸屬於動力煤。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援態度。”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2000萬噸產能核增，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8000萬噸關口。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7300萬噸。
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週期，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。但今年的黃金生產週期已過，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、使用者需求來執行。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1800萬噸的大型煤礦。該礦礦長趙明磊告訴《財經》記者，採礦裝置的點檢，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，從而確保裝置正常執行並壓縮檢修時間。
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，確保裝置夜間安全執行。
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，所以工程裝置、人力物力的投入，肯定和原來不一樣”。
保供雖是政治任務，但也不意味著產能可以無限增加。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，機械整體效能降低。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。但大型開採裝置會全年執行，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資訊公司提供的資料，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、陝西同比增幅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
國家電投內蒙古公司南露天煤礦的工人在零下35攝氏度的極寒天氣下作業。圖/視覺中國
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，全社會用電量同比大增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同比增長了11.3%。
從煤炭供給方面看，據國家統計局資料，1月-10月全國規模以上企業原煤產量33億噸，同比僅增長了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，國內進口煤量同比下降了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，同比微增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，正是其重點打擊物件。
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，生產成本可以透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，始終在高位區間執行。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、旺季掛鉤。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，高煤價無法透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月釋放的訊息看，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，動力煤需求同比增幅較大，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”
2021年1月14日，內蒙古通遼市，國家電投內蒙古公司南露天煤礦。圖/視覺中國
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，隨著國民經濟穩中向好，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，透過協調機制，一些歷史上的遺留問題終於得到解決。
監管趨嚴因素之外，煤炭企業的外部生存環境，也在過去一年裡經歷了過山車。
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《綠色債券支援專案目錄（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專案，不再納入支援範圍。
《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兌付危機，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，隨著電荒、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，著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，最佳化煤炭產能佈局，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，並不意味著中國對煤炭行業的態度會有大的轉向。10月26日，國務院釋出的《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日釋出的《中共中央、國務院關於深入打好汙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，將協議文字中的各國加速“逐步淘汰”（phase out）改為“逐步減少”（phase down）煤炭，協議才勉強獲得透過。
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。
