能源线 ~ 煤炭 P5：重温2021煤荒式电荒

自由撰稿人丶牵手

2021年5月，第一轮限电风波来袭，首先冲击云南、广东等省份；9月，第二轮限电更加剧烈，波及到全国大部分省市，规模更大、影响也更严重。拉闸限电期间，南方的浙江、江苏等制造业大省纷纷针对高耗能企业乃至于普通企业实施限电、限产；而北方的山东、吉林、辽宁等省份的限电情况更为突出，不光限制了工业生产，还影响到居民生活和城市运转，商铺点蜡烛营业，手机断了信号，红绿灯停运，乃至于引发安全事故，甚至红绿灯停运。
导致2021全国性拉闸限电的根本原因，是过去几年煤炭全行业去产能致使煤炭供应严重不足，加上碳中和元年各地为了完成能耗双控指标进而“运动式”减碳人为拉闸限电。在拉闸限电期间，承担电力供应主力的煤电严重出力不足。例如，限电期间，辽宁省的火电出力仅为装机容量的一半左右。而尽管东北近年来大力发展可再生能源，但风、光电由于自然条件的限制具有较大的不稳定性。比如风电，东北三省风电总装机大约达到3500万千瓦，但是，在限电期间风电出力却不足装机容量的10%。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——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。
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。
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。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。措施主要有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。



2021年动力煤价格指数

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。不同电厂的长协煤源、煤价和煤量各不相同。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。



近年10月底煤炭库存、电厂存煤可用天数对比

电厂存煤一般在入冬前达到25天以上比较稳妥，还没细查今年是什么光景。
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。近几年的“环保风暴”，导致无人敢于触及环保红线，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。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。
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。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。由于铁路检修，装车进度受影响，使得井下产线不得不低负荷运行。
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。
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。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。但大型开采设备会全年运行。
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。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。
基本面的供需失衡，是煤荒直接原因。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。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。新法规的实施，也加剧了供需矛盾。
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2021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。
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。2021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。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。
2021年的煤炭产量增长，却未能和发电量增长匹配，且缺口较大。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。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。“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。
此外，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。而对诸多地方政府而言，对煤炭控量保价，才能使麾下的国有煤企利益最大化。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。
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。
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。

• 21年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”。
  
• 21年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。
  
• 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。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。
2021年缺电创痛犹在，2022年保供大战自年初已开始打响，要严防死守不容许“拉闸限电”这类重大事件重演。最高层的指导精神也明确，要立足“富煤贫油少气”的能源国情，能源转型要“先立后破”，这为大力支持煤炭开闸、煤电出力解除了思想束缚。
为了驯服煤价，2022年2月24日，国家发改委对外发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，规定了煤炭中长期交易价格合理区间，明确对煤价施行区间调控，通知于5月1日起开始执行。除了行政办法压煤价，在电煤中长期合同的执行方面，监管层还祭出了一系列严厉措施。7月初，国家发改委召开会议安排部署电煤中长期合同换签补签工作。会议明确提出，6月份以来发生的长协不履约案例，严格执行欠一补三的条款，但是7月份新发生的不履约的案例，要对所在省份实行欠一罚十的严厉处罚。
2022年6月，沿海一些省份还出台了政策，主要是南方电网覆盖的省市，将峰谷电价差拉大。7月以来，多省市开始执行尖峰电价机制，目前已有27省有尖峰电价政策。尖峰电价比高峰电价更高，一般用于炎热的夏季和寒冷的冬季的部分时段，一般针对工商业用电。
从根子上讲，煤电顶牛的本质在于电价形成机制没有真正理顺，即煤价随行就市、电价却牢牢地被锁死，造成价格的传导机制堵塞不畅。上述的一系列政策措施，是煤电央企盈利明显改善的最重要原因。但光靠行政化手段压煤价这样的短期急就章，是没办法真正彻底解决问题的。发电企业的日子是好过了，被强行摁住价格的煤炭企业怨言在积聚，“合理利润”的限定并不能完全浇灭想要涨价的冲动。
煤炭回归、煤电多出力出满力，对非常时期我国的能源安全、电力保供以及经济稳定增长具有重要作用。但与此同时，“头痛医头，脚痛医脚”、“运动式”增碳的做法，也将埋下隐患。煤炭开闸会进一步加强中国的煤炭依赖症，关进笼中的老虎又重新放出来，双碳目标的实现要大打折扣。近日，中国工程院院士、国家能源咨询专家委员会副主任、中国碳中和50人论坛主席杜祥琬发出警告：进入“双碳”目标提出后的第二个整年，碳达峰窗口期，要总结好第一年的经验教训，坚持稳中求进，在避免“运动式”减碳、一刀切的同时，也应注意避免“运动式”增碳，避免冲高峰、攀高峰。
煤炭的高效利用和节能提效亦是当前中国能源战略的重中之重，是降碳的主要举措。在不得不用煤的情况下，有效降低能耗水平，是将负面影响降低到最小的现实路径。当前，中国单位GDP能耗水平是世界平均水平的1.5倍，单位GDP碳排放是世界平均水平的1.7倍，我国的能耗强度是其2.7倍，因此节能降耗的潜力巨大。
煤炭过去的污染根本原因是燃煤结构不合理。我国民用燃煤和其他工业燃煤量大面广，缺乏除污设施，特别是一家一户的民用燃煤造成的污染是电厂的几十倍。所以煤炭并无任何过错，错的是使用不合理。经过二三十年的努力，煤炭早已面貌换新颜。煤炭的污染主要集中在上游开采和中游使用方面。上游的开采和冶炼层面，绿色智能早已是煤矿生产的新标签。直接燃煤产生污染显而易见，煤炭主要应用于发电。中游使用层面，2021年，全国发电用煤在煤炭总消费结构中的比重已经超过一半。我国煤炭含硫量较高，极易产生雾霾。因此煤炭燃烧的效率和清洁使用至关重要。
评价煤电技术高低的指标，一是单位耗煤量，二是排放量。当前，我国煤炭燃料发电技术世界领先，超临界和超超临界先进机组超过860台，占比超过一半，超超临界发电总装机容量占比达到26%，高效发电技术煤耗最低可达到264克/度。排放量方面，被美国《电力杂志》评为世界顶级火力发电厂的上海外三电厂，已领先全球十年之久，其平均排放指标世界最低。氮氧化物每标准立方米10.55毫克，二氧化硫6.39毫克，烟尘只有0.67毫克。放眼全球，我国煤电的污染物排放量也是最低的。我国达到超低排放的煤电机组10.3亿千瓦，占比已经达到93%，电力烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量分别较2015年分别大幅下降了69%、73%、52%。煤电产生的排放物不到全社会总量的十分之一。以排放量为参照物，我国煤电已经达到了天然气的排放水平，并已建成从开采到发电全链条的全球最大的清洁煤电供应体系。可以说，煤炭早已不是令人厌嫌的污染源，而是几乎实现全链条清洁化的支柱能源。
8月底，国家能源局就要求产煤区和煤企不折不扣增产保供，煤电企业做到稳发满发，强化跨省跨区电力互剂，“十四五”中后期电力项目要按照“适度超前”原则做评估调整。足见火电在关键时期的重要性。另一方面，火电还要为光伏硅料、锂电池、磷化工等高耗能行业提供稳定的电力供应。川渝是我国锂矿、光伏硅料、锂电池的“重镇”，通威、宁德时代在川的工厂就因为限电而一度被迫停产。

参考资料：
谁造成了煤荒？
发电央企减亏向盈露苗头，煤电走出至暗时刻？
松绑煤炭，后患何解？
是时候重新认识煤炭了！

木子是李

啥玩应呀