本报记者/宋琪/吴可仲/北京报道 入冬之后，沉寂已久的“煤超疯”重现江湖。

　　12月24日，国内动力煤主力期货最高报价675元/吨，相比上半年低于500元/吨的低位报价上涨逾30%。同时，截至12月20日，秦港动力煤高热值煤第5周续涨，涨幅为2.7%，创2018年7月以来新高，广州港(3.310, 0.07, 2.16%)动力煤价格连续3周上涨。

　　为减弱煤炭价格的持续攀升给市场带来的波动，行业紧急调整了现货市场的价格指数发布。12月初，易煤网宣布暂停发布易煤日度、周度价格指数；次日，中国煤炭资源网也开始暂停发布CCI5500、CCI5000、CCI4500现货日指数发布，并表示相关指数需要等市场交易恢复正常后再行发布。

　　自然资源保护协会高级顾问、煤控研究项目核心组成员杨富强告诉《中国经营报》记者，“在我看来，当前的煤炭供应短缺应该是暂时现象，明年开春就会缓和。”与此同时，卓尔德环境研究（北京）中心主任张树伟也表示：“春季之后煤炭价格应该可以回落，但整个冬季可能仍会在高位运行。”

　　涨价的逻辑

　　“此轮煤价的上涨应该是多重因素叠加的结果。”张树伟表示。而在彼此交织的各层因素中，煤炭供应与需求之间的矛盾是支撑煤价持续攀升的底层逻辑。

　　2020年11月以来，国内的用电需求不断增长。

　　一方面，今年5月以来，随着新冠疫情逐渐得到控制，我国下游企业复工进程加快，工业用电需求逐渐恢复。根据国家能源局数据，11月份，全社会用电量为6467亿千瓦时，同比增长9.4%，其中第一产业用电量同比增长12.9%；第二产业用电量同比增长9.9%；第三产业用电量增长8.1%。

　　更重要的是，国外疫情暴发之后，中国承担的“世界工厂”角色进一步推高了用电需求。目前，忙于抗疫的国外市场时有封城停工的情况出现，为满足国外市场的货物供应需求，我国出口超预期增长。今年11月份，我国出口额达到17995亿元，同比增长14.9%。

　　另一方面，伴随拉尼娜效应而来的“冷冬”也使得我国居民用煤、用电需求增加。据了解，今年南方地区已提前进入取暖用电高峰期。长沙供电公司新闻发言人吴东琳公开表示，相比往年，湖南全省已提早一个月入冬。

　　然而，在用煤、用电需求不断推高的情况下，我国的煤炭供给却因安全检查、进口政策等因素影响，出现收缩迹象。

　　据了解，临近年底，煤矿安全检查严格且部分煤矿已完成年度产量指标，供给释放积极性不高。

　　中国国家煤矿安全监察局副局长桂来保在2021年度全国煤炭交易会上表示，截至12月5日，全国煤矿共发生死亡事故122起，死亡和被困人数达224人。在此背景下，山西、江苏、江西、河南等地均对岁末年初安全生产各项工作作出部署。

　　“一般这个时候监管部门检查比较频繁，也严格，所以即使煤价上涨我们也就是正常生产，不会加班超能力生产的。”某煤矿一线工人告诉记者。

　　除此之外，5月以来我国进口煤政策的收紧也导致煤炭整体供应偏紧。国家统计局数据显示，2020年前11个月，我国进口煤炭2.6亿吨，同比下降10.8%，其中，11月我国进口煤炭1167万吨，环比减少206万吨，同比下降43.8%，降幅收窄2.5个百分点。

　　基于上述因素，多家证券分析机构均认为我国煤炭供需仍然偏紧，短期内煤价仍会在高位运行，甚至可能继续上涨。

　　为确保煤炭市场稳定，12月16日，中国煤炭工业协会与中国煤炭运销协会向全体会员单位企业发出了“保安全、保供应、稳价格”倡议书。倡议书提出，煤企要在保证煤矿安全生产的前提下，积极挖潜增产，保障煤炭供应。

　　“控煤”的挑战

　　值得注意的是，12月之后，煤价的高涨叠加我国南方地区用电缺口明显、电力供应形势紧张的情形使得市场上关于“控煤”的讨论又多了起来。

　　近期，“拉闸限电”这个“阔别”已十多年的现象再次进入大众的视野。12月14日，湖南省长沙市发改委发布《关于启动2020年全省迎峰度冬有序用电的紧急通知》，要求自12月8日起，全省启动分时段限电措施。无独有偶，江西省也实施了有序用电的措施，在高峰用电期甚至会中断负荷。

　　对于此次南方地区的限电问题，国家发改委解释称，这主要是工业生产、极寒天气以及外部受电能力有限等原因导致的。中国煤炭资源网数据显示，湖南12月上旬发受电量同比增长19.8%，截至目前最大用电负荷3144万千瓦，较此前冬季历史最高纪录高出163万千瓦；江西12月上旬发受电量同比增长18.4%，截至目前最大用电负荷2631万千瓦，较夏季最大用电负荷高出52万千瓦，创历史新高。

　　然而，湖南、江西在外受电通道已全部送足的情况下，煤电因长期高负荷运行故障风险增加，湖南岳阳电厂、宝庆电厂机组相继故障停运，影响电力供应102万千瓦。

　　吴东琳也曾表示，受燃煤减少、水库水位下降、风力发电受冰冻影响无法有效发电，以及外来电减少等影响，湖南供电形式较为严峻。

　　此外，有业内人士认为，煤价上涨之后，火电厂利润空间被压缩，甚至出现价格倒挂从而导致火电厂发电量下滑，也是出现电力缺口的原因。

　　在这样的背景下，不少人认为南方的电力短缺实际上是煤炭短缺，甚至是煤电短缺，并认为与控煤相比，当务之急是保供应。

　　“不能遇到问题只想供应，节能也是非常重要的课题。有序地组织生产，更高效地节能，这是解决短暂电力供应不足非常有效的方法。”杨富强向记者强调，煤炭供应的短缺是暂时性的，而“控煤”的工作不应该受此影响。

　　华北电力大学教授袁家海团队曾在《中国电力安全经济性分析和保障路径研究》报告中指出，2019年，仅火电机组的装机（11.9亿千瓦）就已经超过各省最大负荷总和（11.06亿千瓦），满足尖峰负荷供应不应继续扩大煤电的装机规模，这是极不经济的，要从电力系统的整体角度出发，优化电力供应结构。

　　上述报告指出，若中国各省电力缺口总和达2454万千瓦，基于当前技术可以通过“需求响应+延寿煤电”供应方式来满足缺口；若通过“开闸”新建煤电来为短时尖峰负荷缺口买单，不仅将进一步增加能源转型成本和气候环境成本，并且从煤电机组全寿命周期（30年）的时间范围看，预计将造成超过2000亿元的投资浪费。