多地限电背后：煤炭大国何以遭遇“燃煤之急”？

近日以来，多地限电引发关注。限电的根源在于缺电，缺电的根源在于缺煤。既然“富煤、少气、贫油”是中国能源资源禀赋的基本特征，为何煤炭紧缺到了高价“抢”也抢不来？

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强对第一财经记者分析，一方面，今年电力需求增长过快，导致煤炭需求大增、超过预期；另一方面，近几年煤炭行业加快淘汰落后产能，以及表外产能缩减，导致煤炭供给缺乏弹性。

“2020年全国全社会用电量同比增长3.1%，今年一至八月同比增长接近14%，而这些增量都集中压在煤炭上，可见需求有多强劲。”林伯强说。

然而，供给方面却略显乏力。中电联的数据显示，今年上半年，原煤产量增速比同期煤电发电量增速低8.7个百分点，累计进口煤炭同比下降19.7%。

全球价格大涨 内外因素叠加

国家统计局公布的数据显示，今年1-8月，全国原煤产量26亿吨，同比增长4.4%。尽管原煤产量持续增长，但增速却远低于用电量增速。1-8月，全国全社会用电量同比增长13.8%。

其中，工业用电量的抬高是主要推动力。1-8月，全国工业用电量3.59万亿千瓦时，同比增长13.1%，增速比上年同期提高13.5个百分点，占全社会用电量的比重为65.5%。

多出的电力需求该由谁来承担？由于风电、光伏等可再生能源的装机占比较小及其不稳定性，作为能源安全的“压舱石”，煤电被寄予厚望。

但是，当前燃煤供给却出现了硬性缺口，这直接体现在了持续缩减的库存与高居不下的价格上。

由中电联发布的中国沿海电煤采购价格指数（CECI）显示，9月16日到9月23日的一周里，动力煤价格已经达到1086元/吨（热值为5500大卡），同比上涨近一倍，较年初上涨56.26%。

“动力煤价格在650元/吨左右时，发电厂可以达到盈亏平衡点，现在的价格远远偏离了这个区间。而且即便出高价、全国各地开车抢，也很难抢到，市场上的货源就是这么紧俏，有价无量。”一名煤炭期货研究员告诉第一财经记者。

陕西榆林某化工公司一位从业人士告诉第一财经记者，“现在榆林的煤还可以往省外运，但总体上还是偏紧的。因为缺煤，价格也是一直在往上，暂时不好调控。开车来也不一定能抢到，车等煤比较严重。”

库存方面，据央视报道，进入八月份，市场需求增量加快，各个环节的煤炭库存都处于历史低位。其中，全国煤炭企业存煤同比下降26%，全国主要港口存煤同比下降21%，全国重点电厂存煤同比下降26.7%。多名业内人士对记者表示，以往电厂煤炭库存可用天数在20天左右，而当前一些电厂存煤甚至不足5天，可能面临因缺煤而停机。

为何我国煤炭资源储备丰富，却遭遇如此“煤荒”？

“从储量到产量、从产能到产量，并不能完全转化。”一位资深煤炭行业分析师告诉第一财经记者，中国“富煤”的观点需要辩证来看：虽然中国世界上最大的煤炭生产国，但也是最大的煤炭消费国，同时还是最大的煤炭进口国。

截至2020年，全球已探明的煤炭储量为1.07万亿吨，中国的煤炭储备全球第四，占13.3%。2020年，全国生产原煤38.4亿吨，进口煤炭3.04亿吨。

林伯强表示，中国之所以有约十分之一的煤炭来自进口，这是因为我国的煤炭资源分布不均，主要集中在晋陕蒙地区。把北方的煤运到南方城市，运费的价格几乎占了煤炭价格的一半。因此，东南沿海城市多选择从印尼等国进口煤炭，海运低成本、运距短，使得进口煤价格与国产煤一般持平甚至略低，因此适当进口煤炭更“合算”。

然而，今年煤炭行业的异常波动，同时在国内和国外市场上演。

国际方面，受能源行业固定资产投资下降、工业生产恢复等因素影响，全球能源价格飙升。欧洲洲际交易所数据显示，天然气价格已经从去年年中约6欧元的价格，飙升10倍以上，价格创下历史新高。ICE Futures的交易数据显示，煤炭平均价格2022年达到每吨137美元，这是从2008年以来的最高价格。与此同时，多个国家的煤炭库存降至低点。

印度中央电力局(CEA)数据显示，印度电厂库存9月已降至840.9万吨，为2017年11月以来最低水平。评级机构标普旗下CRISIL在一份报告中表示：“（印度煤炭）供应紧张预计将持续下去，非电力行业将面临压力，因为进口仍是满足需求的唯一选择，但成本会不断上升。”该机构补充称，预计亚洲煤炭价格将继续上涨。

国内方面，与电力用煤需求大增形成对比的是，产能提升空间有限。

中电联发布的《上半年全国电力供需形势分析预测报告》显示，今年上半年，原煤产量增速比同期煤电发电量增速低8.7个百分点。上半年，累计进口煤炭同比下降19.7%。二季度市场电煤价格迅速攀升，居历史高位，电煤采购及保供工作难度加大。

产能周期下行 供给缺乏弹性

事实上，“去产能”一直是近五年来煤炭行业的主要目标之一。

2016年国务院下发《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》以来，国家能源局等部门多次发布通知，要求加快煤炭行业淘汰落后产能，强化环境保护、安全生产、职业健康等对落后产能的约束。

上述文件提出，在近年来淘汰落后煤炭产能的基础上，从2016年开始，用3至5年的时间，再退出产能5亿吨左右、减量重组5亿吨左右，较大幅度压缩煤炭产能，适度减少煤矿数量，煤炭行业过剩产能得到有效化解，市场供需基本平衡，产业结构得到优化，转型升级取得实质性进展。

国家发改委2021年公布的数据显示，过去5年来，煤炭去产能工作取得积极成效，煤炭产能结构显著优化，全国煤矿数量由2015年底的超过1万处下降到4700处左右，单个煤矿平均产能由58万吨/年提高到110万吨/年以上。

对此，国泰君安研报分析认为，我国目前正处于煤炭产能周期下行的过程中，未来煤炭供给将持续承压。“从历史数据来看，煤炭的产能周期大概在4~6年，由于新建煤矿一般2~3年，所以总体周期是4~6年。目前这一轮产能周期开始于2017年，按照以往的规律，2020年应当是产能周期的拐点，但是由于疫情的冲击，本轮产能周期也产生了一定程度的异化，在2020年煤炭产能一直处于低位震荡，而真正的拐点出现在2021年初。”

值得注意的是，2021年同样是煤炭行业法规趋于完善的一个关键年份。

今年3月1日起，《刑法修正案（十一）》正式实施，应急管理部4号令也已经明确《煤炭重大事故隐患判定标准》，超能力生产及手续不全生产等均属重大事故隐患，已入刑法。该规定客观上降低了煤矿企业超产的意愿。

2020年上半年，内蒙古自治区开展了煤炭资源领域违规违法问题专项整治工作，掀起一场涉煤领域腐败“倒查20年”的风暴。对2000年以来煤矿的所有规划立项、投资审核、资源配置等各环节，煤矿企业和涉煤配煤项目法人状况、批办手续等均进行清查。重点整治在重要岗位工作、与煤炭资源管理有关联的人员涉煤违规违法问题。

“以往很多煤矿企业在年景好的时候，会超能力、超强度组织生产。今年的这一系列政策下来以后，煤矿企业不敢再有这种违法行为了。但是，当地政府想要加大煤炭产能，需要协调环保、国土、能源等多个部门，因此这个过程会持续较久的时间。”上述煤炭期货研究员告诉第一财经记者。

9月29日，国家发展改革委经济运行调节局负责人答记者问时表示，有能力、有条件给予今冬民生用能全额保障。一是在确保安全的前提下全力增产增供。二是进一步核增和投产优质产能。三是适度增加煤炭进口。支持企业用好国际资源，保持适度进口规模，有效补充国内供应。四是着力提升存煤水平。五是重点保障发电供热用煤需要。发挥煤炭中长期合同“压舱石”作用。六是规范市场运行秩序。会同有关部门加强市场监管，严厉查处哄抬价格等违规行为，稳定社会预期。

“核增”的空间有多少？业内人士向记者解释，过去一些煤矿申请核定产能时，出于降低审批难度等考虑，会少报一定额度的产能。现在通过有关部门的再次核定和统一调配，这部分产能有望得到合法释放。

吉林省委副书记、省长韩俊9月27日在调研时表示，要争取更多的进口指标，抓紧推进俄煤、印尼煤、蒙古煤等外采计划；加大政策支持力度，扩大市场采购范围；加快储煤基地建设，推动储备煤保质保量尽快达标等。

多名业内人士认为，扩大进口煤仍存在一些不确定性。印尼的煤炭产能严重压缩，出口缩紧，海运价格飙升；临近冬季，俄罗斯的用煤需求大幅抬升，冰雪覆盖也给交通运输带来不便；蒙古国出口以焦煤为主，动力煤体量较小。

“考虑到表外产能缩减、供给缺乏弹性，近期煤炭供给会呈现一个缓慢上升的过程，不会出现跳涨。春节前后，生产活动一般会明显放缓，到时供需可能达到一个相对平衡的状态。”上述分析师预测。

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