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
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文 | 《财经》记者 江帆 韩舒淋 李廷祯
编辑 | 李廷祯
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。图/视觉中国
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。图/视觉中国
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。图/视觉中国
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。
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