10月是冬季“大考”前电厂补库的最后期限，动力煤增量亟待释放。
国庆节后，煤炭供需偏紧的基本面较节前几乎没有变化，依旧呈现“淡季不淡”的特征，电厂日耗虽有回落，但各环节库存依然较低，叠加供暖冬储需求增多，下游刚需预期坚挺。
10月8日，国务院总理李克强主持召开国务院常务会议部署今冬明春电力、煤炭供应保障。会议重点提出，一方面要加快煤矿放产、增产，优先保障交通运输。坚持民生优先，确保发电供热用煤特别是东北地区用能；另一方面完善电价形成机制，市场交易电价上下浮动范围调大至20%，并为煤电企业实施阶段性税收缓缴政策。
会议要求，要压实各方能源保供和安全生产责任。各地要做好有序用电管理，纠正 “一刀切”停产限产或“运动式”减碳。主要产煤省和重点煤企要按要求落实增产增供任务；中央发电企业要保障所属火电机组应发尽发；电网企业要强化电力运行调度和安全管理。
迎峰度冬近在眼前，中国放出力度前所未有的煤炭增产保供措施，电价市场化改革也因此提速，但任务严峻依旧。
晋陕汛情影响有多大
国庆期间，中国第一产煤大省山西突发汛情，再度引爆市场缺煤的恐慌情绪。据山西省应急管理厅10月7日消息，据统计，此次汛情全省各地共转移人员约5.49万人，停产煤矿60座、非煤矿山372座、危化企业14家，停工在建工程1035个，关闭景区166个。
动力煤大省陕西也受到汛情威胁。据陕西省水利厅10月8日消息，受持续降雨影响，陕西省境内共有21条河流31站出现洪峰37次，其中有11条河流13站出现超警戒洪峰16次。
据山西能源局披露数据，截至2021年8月底，山西省内共有生产煤矿682座。按此计算，目前山西因汛情停产的煤矿数量约占省内总数的8.8%。
山西、陕西、内蒙古是中国三大主要产煤省份。据国家统计局数据，2020年，全国规模以上原煤产量完成38.4亿吨。其中，山西、内蒙古、陕西依次排名前三，合计产量占全国的71.4%。
从煤种结构来看，不同于以动力煤为主的内蒙古和陕西，山西的煤种较为齐全，炼焦煤、动力煤和无烟煤等均有储量，且坐拥全国最大的炼焦煤和无烟煤生产基地。
多位煤炭业内人士对《财经》记者表示，本次山西汛情对煤炭行业的冲击主要在于交通运输，而对煤矿生产影响较小，只需雨停即可复产。主要受灾地如吕梁、晋中、临汾主产焦煤，对动力煤影响不大，但持续时间都不会太久。
受供应紧张影响，今年以来主要煤炭品种价格均暴涨，其中炼焦煤价格高于动力煤，目前已步上4000元/吨以上的高位。炼焦煤在焦化厂转化后变成焦炭，为炼钢的主要原料。
今年以来，受中国经济持续恢复和国际大宗能源原材料价格上涨等因素影响，国内煤炭消费超预期增长，煤炭市场主要品种均供需偏紧。炼焦煤的供给减量有自身特殊性：一是进口两大来源国澳大利亚、蒙古国的供给减少；二是下半年以来受保供压力，部分劣质的炼焦煤被作为动力煤使用。
山西、陕西汛情对于动力煤的影响有限。“考虑到陕煤有部分要经由山西进行铁路输运，这部分量加上山西当地的动力煤供给影响，粗略估计这两省将有1.2亿吨的动力煤年供应量影响，或持续一周，相当于200多万吨的量。”山西金正能源科技有限公司首席专家曾浩对《财经》记者表示。
今年9月以来，动力煤价格与存煤天数分别站上历史同期最高点与最低点。煤炭供应紧张，煤价高企、煤炭价格和电价倒挂导致煤电出力不足，也直接带来多地电力供应紧张。
供给不足是造成煤价“淡季不淡”的主要推手。自去年开始，受安监、环保力度增大以及超产入刑等因素影响，大量表外煤炭产能被压缩，造成硬性的用煤缺口。曾浩汇总各口径数据计算，9月底全社会电煤库存较去年同期低了近9000万吨。
节后煤价仍在上涨。据《财经》记者了解，目前动力煤市场报价约在1850元/吨以上，较节前涨幅200元左右。但业内多认为煤价已经触顶，10月本为用煤淡季，叠加各地区加紧增产保供的消息频出，预计供需矛盾将逐渐缓解，下旬价格有回落可能。
四季度煤炭能增产多少
“国家正在安排各项措施，缓解煤炭缺口。当前增加供应力度很大，预计后续度冬时期，供热发电煤炭资源有充分保障，煤炭供需形势趋于平衡。”中国煤炭运销协会副理事长冯雨此前对《财经》记者表示。
据《财经》记者了解，目前三大主要产煤省份均下发保供指标，而其中山西、内蒙古也已下发具体的增产指标，陕西暂未发放。
据《财经》记者掌握的资料显示，10月6日，山西省煤电油气运协调保障领导小组综合办公室下发《关于将部分煤矿列入保供煤矿并按要求组织生产的通知》，将2021年1月-8月已完成全年产量的51座煤矿及2021年省内拟核增产能的98座煤矿列入保供煤矿，四季度可在确保安全的情况下组织生产，同时启动核增手续办理工作。
上述51座煤矿四季度增加产量预测合计为2065万吨（与国家及山西省确定的保供矿重复的不计入）；上述98座煤矿四季度增加产量预测合计为802.5万吨（与国家确定的保供矿、1月-8月完成全年产量矿重复的不计入）。按此推算，四季度山西省煤矿将增产2867.5万吨。
10月7日，内蒙古自治区能源局下发《关于加快释放部分煤矿产能的紧急通知》，要求列入国家具备核增潜力名单的72处煤矿，从即日起，可临时按照拟核增后的产能组织生产。据《财经》记者统计，上述72处煤矿共计新增产能9835万吨/年，若按季度划分，内蒙古煤矿四季度新增产能为2458.75万吨。
这意味着，山西、内蒙古四季度或新增5326万吨煤炭产量。
“按理说陕西也不会缺席增产，或也有2500万-3000万吨的增量，合计晋陕蒙三地增产保供的量约在8000万吨左右。”曾浩表示。
保供方面，据《财经》记者获悉，按照国家发改委发电供热用煤中长期合同全覆盖煤源保障要求，山西、内蒙古、陕西三大产煤地区四季度分别承担了5300万吨、5300万吨、3900万吨，合计1.45亿吨的长协保供量。
保供和增产是两个概念，但大部分增产的量将用于保供。总体来看，四季度国内煤矿增产量或约8000万吨，保供量约1.45亿吨。
受制于煤矿生产系统能力不足、安全风险加大等客观因素影响，实际流入市场的增量可能要少于上述数字。
北京能研管理咨询有限公司技术总监焦敬平对《财经》记者表示，最终增产、保供释放的煤量或许有限。“一般到10月底-11月中旬，大部分国有煤矿基本完成年度生产制订的目标，受安全生产管理、系统能力等因素制约，在原有基础上增产难度很大”。
曾浩则预计，在四季度约8000万吨的增量中，或仅有50%，即4000万吨的量会最终释放到市场上。
除了实际增量，增量的投放节奏对于接下来的迎峰度冬也非常关键。
一般来说，每年的9月下旬最迟至10月末是电厂入冬补库的时期。由于今年供需格外紧张，目前留给电厂的补库时间已经不多了，因此增量需要尽快释出，赶上入冬前的最后窗口期。
“按我们测算，10月是用煤淡季，整体煤炭供应过剩，大约会累出1000万吨的煤炭量，如果增产保供4000万吨的大部分能在10月放出，给电厂足够的增库时间，价格回归到合理区间，四季度的情形会改观很多。因此10月是不能错过的关键期。”曾浩表示。
“此轮增产保供的力度史无前例，核增产能手续审批得特别快。”一家期货机构煤炭分析师也对《财经》表示，虽然增产保供是整个四季度的事，量要慢慢的上，但目前动力煤价格基本见顶，关键在于能在入冬前放量把煤价打下来，电厂才能过冬。
除了有限的增量，减量因素也需考虑。眼下正值国内运煤“大动脉”大秦线秋季检修期，主要产煤省山西、陕西受汛情冲击，叠加国际煤矿紧张或致进口减少，以及临近年底的保安全生产压力等等。
进入冬季后，枯水期的水电出力难有明显好转，风、光伏出力也将受限，煤炭需求将达高峰，电厂煤耗高于夏季时段。
鄂尔多斯煤炭网分析称，从目前情况来看，沿海电厂和环渤海港口库存回升缓慢，而进口煤价格高位运行，后续市场需求不会减弱。今冬明春采暖季节的煤炭消费将继续增长，煤炭增产保供稳价任务非常艰巨。
整体看来，在前所未有的保供力度之下，今年迎峰度冬的形势已比此前明朗，但挑战仍然存在。
电价市场化改革提速
10月8日的国务院常务会议上，关于电价调整的措施引起市场广泛关注，被业界视作释放了重要的政策信号。电力供应紧张的背景下，电价调整一方面放开了燃煤价格浮动的幅度，更重要的是意味着电价市场化改革不意味着市场化电价只能降不能升。
会议指出，要改革完善煤电价格市场化形成机制。有序推动燃煤发电电量全部进入电力市场，在保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定的前提下，将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过10%、15%，调整为原则上均不超过20%，并做好分类调节，对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮20%的限制。
这一措施意味着电价可以有更高的浮动范围，尤其是浮动上限较基准价的变化范围从10%扩大到20%，
此前，煤碳价格与电价“顶牛”，煤炭价格上涨过快而电价难以上涨疏导，在此轮限电中矛盾愈发突出，电厂发一度电亏一度，承受巨大成本压力，也侧面导致缺乏出力积极性，是供电紧张的客观因素之一。
国内的电价机制在2015年新一轮电改启动后，正在逐步放开。此次国务院常务会议召开前，对燃煤电价水平最近的改革文件是2019年10月国家发改委发布的《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，将此前燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，其中基准价为当地标杆电价，上浮不超过10%，下浮不超过15%，交易中心开展的现货交易不受此限制。需要指出的是，这一浮动机制是针对市场化交易的电量，其用户是工商业用户，居民、农业电价不受其影响。
此前各地开展的电力交易，尤其是中长期交易，交易结果基本是降价成交，在国家层面，自2018年开始，政府工作报告连续三年提出降低一般工商业电价。前述2019年发布的《指导意见》中也明确，2020年暂不上浮，确保工商业电价只降不升。而2021年电力供应偏紧以来，多地电价政策已经开始上调。
广东是电改前沿省份，也是用电大省，9月中旬以来不断出现大范围有序用电。广东电力交易中信在9月24日发布的《关于完善广东电力市场四季度运行有关事项的通知》中明确，允许月度交易价差可正可负，上浮浮动不超过基准价10%，即申报上限为比基准价高0.0453元/千瓦时。
随后在9月29日开展的广东电力市场10月集中竞价交易中，最终统一出清成交价差为0.0453元/千瓦时，换言之，成交价即为允许报价的上限，这也是广东电力市场月度交易首次出现“涨价”的交易结果。
内陆省份湖南是另一个典型的缺电省份，且本省煤炭资源匮乏，其冬季电力供应紧张的形势在去年就已经显现。9月27日，湖南省发改委发布发布《湖南电力市场燃煤火电交易价格浮动机制试行方案》，方案提出，全省燃煤火电企业平均到厂单价超过1300元/吨时，每上涨50元/吨，火电交易价格上限上浮1.5分/千瓦时，幅度最高不超过国家规定；如煤价过高，超出部分通过延长交易价格上浮时间疏导；售电公司在批发市场的购电均价上浮时，价差应全额传导至代理的电力用户。
除广东、湖南以来，今年7月以来，包括宁夏、上海、山东、内蒙古、安徽等多地也已经对市场化电力交易政策做出调整，主要措施均是允许电价上浮。
图说：截至9月30日各地燃煤电价上浮调整 来源：中金公司研究部统计
不过，新增的电价浮动空间对缓解电力供需形势虽有帮助，但作用恐怕有限。一位发电集团人士对《财经》记者表示，国内各地燃煤基准电价在0.3元-0.45元/千瓦时左右，允许上浮20%，大约相当于200元-300元/吨的煤炭价格浮动，要缓解供应紧张的形势，关键是新增煤矿产能可否快速释放。
