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当前国际能源形势动荡，叠加国内用电量增长预期，尽管时值“淡季”，今年的煤炭增产稳价工作早早启动。
《财经》记者获悉，3月18日，国家发改委向相关省区、能源央企下发《关于成立工作专班推动煤炭增产增供有关工作的通知》（下称《通知》），提出“主要产煤省区和中央企业全力挖潜扩能增供，年内再释放产能3亿吨/年以上，日产量达到1260万吨以上”的目标。
根据《通知》，国家层面已组建煤炭增产增供工作专班，设5个工作组，分别对接中央企业和主要产煤省区。《通知》要求各主要产煤省区有关部门、相关央企成立相应工作专班，全力做好煤炭挖潜扩能增供工作，抓紧制定专班工作方案，确保党的二十大和迎峰度夏度冬煤炭供应平稳有序。
按照要求，各相关省区、央企工作专班抓紧梳理2022年自身煤炭产能释放潜力、已释放产能但尚未达产情况，落实到企业、具体煤矿，明确责任人和扩能正常时间，形成清晰的路线图、时间表。
这份《通知》是主管部门在今年2月明确新的煤炭长协价格机制之后又一份稳定煤炭市场的重要政策，近期俄乌冲突加剧国际能源价格上涨，对国内能源供应形成新挑战。煤炭的保供稳价，将是中国稳定能源供应和成本的基本盘。
3月29日，国家发改委价格监测中心主任卢延纯撰文指出，要紧紧抓住稳煤价这个“牛鼻子”，对冲国际能源上涨带来的输入性压力，进而稳电价，稳住能源价格的“基本盘”，对稳经济提供强力支撑。
市场方面，随着冬季供暖季结束，眼下正值用煤“淡季”，需求受疫情影响、天气回暖减弱，电厂日耗回落。保供政策持续发力，同时限价机制执行在即，下游观望氛围浓厚，市场煤价仍处高位但有所下跌。根据最新一期中国电煤采购价格指数（CECI沿海指数），5500大卡煤成交价为1510元，已连续下跌两期，累跌197元。
中电联4月2日发布的CECI指数分析周报指出，在保供政策和发运利润支撑下，目前北方港口垒库进程略有加快，但仍处于历史低位。
日产量目标高出去年
此次《通知》提出的“日产量达1260万吨以上”的目标，已经超出2021年四季度的日均产量（约1200万吨）和最高日产量（约1250万吨）。其中，晋陕蒙三省区仍是增供主力，日产量目标合计占总目标的75%。
3月9日，发改委曾在官网发文表示，力争全国煤炭日产量稳定在1200万吨以上。
产能方面，“年内再释放产能3亿吨/年”的目标，包括全国新投产（含进入联合试运转） 产能达1.5亿吨/年，以及通过核增产能、停产煤矿复产和露天矿增产等方式新增产能1.5亿吨/年。
多位煤炭行业分析人士告诉《财经》记者，实现上述增产目标存在一定难度。一是疫情、节假日、恶劣天气等不确定因素影响生产、运输；二是经过去年增产后，部分煤矿已没有增产潜力；三是安监、环保压力继续约束生产。
一位煤炭分析师指出，日产量1260万吨以上”应指一般情况下的要求，不是均值要求，要考虑到节假日、恶劣天气等特殊因素下的减量，日均产量可能会低于1260万吨。中国煤炭运销协会副理事长石瑛表示，经过2021年四季度增产以后，今年继续增产难度加大。
安全、环保监管曾是影响2021年煤炭供应的重要因素，产能核增手续繁琐，牵涉多个部门，流程耗时长。今年也需将此纳入考虑。
煤炭增产增供工作专班已完成组建，共设立5个工作组，由发改委、能源局共6个司局负责，分别对接中央能源企业和重点产煤省份。《通知》明确，推动加快煤矿手续办理是工作组的主要任务。各组督促建立煤矿手续办理台账，全面梳理手续办理进展情况和存在的主要问题，每日调度工作进度，协调地方政府部门加快推进，推动煤矿依法依规释放产能。
上述5个工作组的具体分工为：发改委体改司——中央能源企业；发改委运行局——内蒙、河南、安徽；发改委财金司——新疆、甘肃、宁夏；发改委评督司、基础司——山西、云南、贵州；能源局煤炭司——陕西、黑龙江、山东。
增供政策之前，价格政策已经明确。今年2月，发改委首次发文明确设置晋陕蒙坑口煤长协价合理区间：山西370元/吨-570元/吨、陕西320元/吨-520元/吨、蒙西260元/吨-460元/吨、蒙东200元/吨-300元/吨（3500千卡），自5月1日起执行。业内观点认为，5月为用煤淡季，新机制执行阻力小。
山西某煤矿调度负责人对《财经》记者表示，矿上自年后一直处于保供状态，生产强度与去年四季度时相当，已接近饱和生产，增产难度大。
一位内蒙古煤矿人士告诉《财经》记者，公司核定产能此前已经完成核增，今年已没有新增空间，但得益于用地问题解决，产量会有所增加。价格方面，4月起和客户签署的中长期合同已执行200元-300元吨的坑口限价新规。
与增产集中在最后一季度的2021年相比，2022年的增产目标下发较早，留出了9个多月的实施时间，执行压力较小。
另据《财经》记者获悉，3月底太原铁路局通知煤企，受河北唐山疫情影响，大秦线春季集中检修由原定的4月8日-5月7日推迟到4月18日-5月17日。业内有观点认为，春季大修推迟背后也有为增产保供争取时间的考量。大秦线是中国第一大煤炭运输通道，承担全国铁路近两成的煤炭运量。
煤炭保供迫在眉睫
今年煤炭增产目标的达成存在阻力，2022年整体供需将呈紧平衡状态，保供压力依然存在。
需求方面，根据中电联1月27日发布的《2021-2022年度全国电力供需形势分析预测报告》，2022年全社会用电量8.7万亿-8.8万亿千瓦时，同比增长5%-6%。供给端方面，2022年1月-2月，原煤产量达6.9亿吨。若从《通知》下发次日（3月19日）以“日产量达1260万吨以上”推算，今年煤炭产量目标将在43.2亿吨以上，同比增长4.6%，略低于用电量增速。
作为参照，2021年1月-10月，规模以上火电发电量同比增长11.3%，原煤产量仅同比增长4%。供需不匹配是四季度爆发“煤荒”、“电荒”的直接原因。
国际能源形势动荡将持续影响进口煤。今年以来，俄乌冲突进一步加剧国际能源价格波动，国内外煤炭价差较大，进口煤量缩水严重。2022年1月-2月，全国累计进口煤炭3539万吨，同比减少14%，为近六年最低值。
进口煤减量的背后，是更加复杂的国际能源形势。俄乌冲突之下，欧洲天然气从去年开始供应就面临短缺危机，价格高企，进而导致欧洲煤炭用量增长，带动国际动力煤市场价格高企，进口煤与本土煤开始出现价格倒挂。5月1日国内执行限价政策后，国内外价差将继续扩大。
印度尼西亚为中国第一大煤炭进口来源国，占比54%。根据易煤研究院数据，今年一季度，印尼中卡煤Nar4500K到岸价较同热值国内煤一度高出近200元/吨左右，目前价差保持在70元-80元/吨。
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，预计今年进口煤同比减幅在20%-30%左右，参照2021年3.23亿吨的进口煤炭总量，减量约在0.65亿-0.97亿吨左右。
煤炭之外，石油、天然气价格也位居历史高位，其影响对欧洲冲击最大，国内也开始受到影响。天然气方面，尽管国内大部分进口气价格受长协限制，但长协价格一般与油价挂钩，也因之上涨，并且进口天然气现货价格巨高不下，据《财经》记者此前了解，3月中旬，沿海下游气电厂与三桶油的合同内气量气价涨至3.5元/立方米，管道气拍卖价涨至6.7元/立方米，LNG现货市场报价8元/立方，气电厂发电已无利润可言。
此外，由于欧洲气价高涨，并计划减少俄气进口，引入更多液化天然气（LNG）进口，国际LNG贸易从东亚转向欧洲，也进一步导致对中国的LNG出口减量。当前，俄乌冲突仍在持续，俄罗斯新提出欧洲用卢布支付天然气货款，否则不予供气，俄罗斯与欧洲的天然气供应博弈仍在持续，危机是否会进一步恶化还面临不确定性。
综合来看，国际动力煤市场价格高企，进口依存度高的天然气和石油都面临价格和供应的风险，而国内可再生能源的增量尚不足以满足电力增长需求，多重因素之下，国内煤炭市场的保供稳价显得更加迫在眉睫。
政策调控密集
2021年下半年，由于电煤供需阶段性失衡，煤炭价格创历史新高，导致煤电企业全面亏损，多个省份电力供应紧张，甚至出现拉闸限电。随后，国家相关部门采取一系列措施稳市，情况趋缓。
进入2022年，随着国际能源形势波动加剧，国内煤炭市场政策调控密集，主管部门就增产增供、完善价格机制、强化市场预期管理、加强市场监管多方面部署工作。经《财经》记者不完全统计，2022年一季度，国家发改委已出台至少七项煤炭市场相关文件。
今年2月，国家发改委先后下发两份文件，五年来首次对煤炭长协定价机制做出重大调整，一定程度满足行业诉求。核心变动有三：基准价由575元/吨上调至675元/吨，合理区间为570元/吨-770元/吨；浮动价参考指数剔除发电侧电煤采购价格指数；首次明确晋陕蒙坑口煤长协价合理区间。新机制将于5月1日执行。
强化市场预期管理方面，3月初，发改委下发文件并宣布建立煤炭市场价格监测制度、煤炭生产成本调查制度，明确自4月1日起对煤炭生产、流通、消费全链条监测，并于每年5月底前完成上一年度成本调查。
中长期履约监管常态化。发改委3月16日下发文件明确，将重点核查合同签订数量落实、合同价格机制落实、合同签订规范、合同录入和报送、今年以来合同履约五项情况，要求签实数量和价格，严禁捆绑销售、虚假及“阴阳”合同等。自文件下发后给予企业10天整改期，国家核查将于3月28日-4月进行，一周一通报。
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