伴随冬季临近，受需求上行加剧的煤电供需矛盾和多地强化能耗双控制度的影响，供暖季能源保供问题成为社会关切。
国务院总理李克强10月8日主持召开国务院常务会议，进一步部署做好今冬明春电力和煤炭等供应，保障群众基本生活和经济平稳运行。
针对今冬明春电力、煤炭供求压力依然较大的情况，国常会强调，保障能源安全、保障产业链供应链稳定是“六保”的重要内容，要发挥好煤电油气运保障机制作用，有效运用市场化手段和改革措施，保证电力和煤炭等供应。
会议强调，各地要严格落实属地管理责任，做好有序用电管理，纠正有的地方“一刀切”停产限产或“运动式”减碳，反对不作为、乱作为。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。对不落实能源保供责任的要严肃追责。
落实煤炭增产增供
会议称，今年以来国际市场能源价格大幅上涨，国内电力、煤炭供需持续偏紧，多种因素导致近期一些地方出现拉闸限电，给正常经济运行和居民生活带来影响。有关方面按照党中央、国务院部署，采取一系列措施加强能源供应保障。
会议要求坚持民生优先，保障群众生活和冬季取暖用能，特别要确保东北地区冬季用煤用电。
8月底以来，“限电”蔓延至江苏、浙江、广东等20多个省份，个别地方甚至将“限电”延伸至居民用电领域。而这一轮的“拉闸限电”，既与各地遏制“两高”项目盲目发展的举措有关，也与今年以来国内电力需求快速增长，而电力生产和煤炭供应增速不及需求增速有关。
在需求端，国家能源局最新数据显示，今年1-8月，全社会用电量累计达到5.47万亿千瓦时，同比增长13.8%；其中，第二产业用电达到了3.65万亿千瓦时，占总用电量的66%，同比增速达到13.1%。
在供给端，火电仍然是主要发电来源。天风证券宏观分析师宋雪涛指出，由于澳煤进口持续收紧、蒙煤通关时间受疫情扰动延长、国内部分煤矿因环保要求和矿山事故等问题停产检修，煤炭价格持续攀升，电厂存煤天数回落至历史低位，生产成本压力日益突出。
为进一步缓解供需矛盾，会议提出，在保障安全生产前提下，推动有潜力的煤矿释放产能，加快已核准且基本建成的露天煤矿投产达产。交通运输部门要优先保障煤炭运输。
事实上，中国煤炭的主产区晋陕蒙近期保供政策频频落地。
10月7日晚，内蒙古能源局一份名为《内蒙古自治区能源局关于加快释放部分煤矿产能的紧急通知》在网络流传。该文件要求相关部门通知列入国家具备核增潜力名单的72处煤矿，可临时按照拟核增后的产能组织生产。
根据名单，72处煤矿共计核增产能9835万吨，在原有17845万吨/年的生产能力基础上增长55%。
第一财经记者8日中午致电内蒙古能源局，该局工作人员告诉记者，确有此文件。“为了满足应急保供的需要，我们临时采取了增产措施，边释放边核定。如果核定时发现不符合标准，将会退回。如果想要转化为永久产能，还需要进一步申请和批复。”
中国煤炭工业协会官方公众号8日发布消息称，鄂尔多斯市能源局会同自然资源等有关部门，加快解决煤矿手续办理、临时用地、产能核增等各类问题，千方百计促进煤炭企业产能核增。该市积极落实国家18个省区发电供热用煤中长协煤源，由鄂尔多斯市29户重点煤炭生产企业全部承担18个省区（市）5300万吨煤源任务。
除内蒙古之外，山西和陕西也是煤炭保供大省。
9月29日，山西省召开保供14省区市四季度煤炭中长期合同对接签订会。按照相关要求，中央驻晋煤炭企业将保供天津、福建、河北、广东、辽宁五个省市，晋能控股集团对接广西、江苏、吉林、安徽、上海、浙江等六个省区市等，涉及保供量5500万吨。
国庆期间，山西省遭遇强降雨。据新华社消息，截至10月4日8时，山西省停产煤矿27座、非煤矿山99座。不过，业内人士分析称，此次山西大雨涉及阳泉、吕梁、临汾等地，以焦煤、无烟煤生产为主，对炼焦煤和喷吹煤的短期影响较大，对动力煤市场影响有限。
据央视消息，近期东北、华南、华东地区多省份电力供需形势较紧，陕西省积极主动履行煤炭区域协同保供职责，组织各产煤市、省内重点煤炭生产企业迅速增加煤炭产能，编制了国家下达陕西的保障湖南、湖北等14省份3900万吨煤炭任务分解表，协调落实了省内火电企业四季度保障发电供热用煤926万吨需求。
中信证券8日发布研报称，近期政策密集落地，反复强调增产保供、提升长协覆盖率以及需求端“能源双控”政策的推进，对短期市场预期产生了扰动。但综合各类政策预期，保供政策完全达效还需要时间，预计行业供给紧张的格局年内难被扭转。
一名资深煤炭行业分析师对第一财经记者分析，“目前国家煤炭保供政策的力度很强，所以市场预期发生了变化，不同于之前供需关系紧张的判断。接下来就要看政策落地的情况。从3-8月份的情况来看，落地效果并不理想。如果四季度能达到预期，供求形势肯定会好转。”
改革完善煤电价格市场化形成机制
除了加大供应外，在厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强看来，此次会议出台的政策另一落脚点放在了调节电价上。
由于火电是主要发电来源，林伯强告诉第一财经，目前“缺电”主要有两个原因：一是买不到煤，二是买不起煤。“一般来说火电厂的利用小时数接近5500个小时，但今年满打满算只有4500个小时。从整个系统来看，可以发现火电没有得到充分利用。”
从行业来看，多地大规模限电，叠加能源价格持续走高，加剧煤电企业的亏损。申港证券研报指出，原材料端动力煤继续创新高，目前火电厂以现货动力煤发电将承担接近0.2元每度电亏损。
日前，国家发展改革委经济运行调节局就今冬明春能源保供工作答记者问时指出，要按价格政策合理疏导发电成本。指导各地切实组织好电力市场交易，严格落实燃煤发电“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，让更多电量进入市场交易，不得对市场价格在合理范围内的正常浮动进行不当干预，让价格合理反映电力供需和成本变化。
上述国常会进一步明确，支持煤电企业增加电力供应。针对煤电企业困难，实施阶段性税收缓缴政策，引导金融机构保障合理融资需求。
根据会议，要改革完善煤电价格市场化形成机制。推动燃煤发电电量全部进入电力市场，在稳定居民、农业、公益性事业电价前提下，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%，加强分类调节，对高耗能行业由市场交易形成价格，不受上浮20%限制。鼓励地方对小微企业和个体工商户用电实行阶段性优惠。
据不完全统计，自今年7月底以来，内蒙古、四川、宁夏、上海、浙江、山东、广东、湖南8个省份陆续出台细则，允许上浮“上网电价”，浮动范围均不超过此前国务院要求的10%。
对此，华南理工大学电力学院电力系主任、教授荆朝霞日前接受第一财经记者采访时表示，目前只是允许售电公司传导到代理的市场化用户，未进入市场的用户仍根据其用电类型按目录电价缴费。这种情况下，市场用户有退出市场的冲动。目前一般通过高的退出成本来限制市场用户退出市场，但过高的退出成本也不利于市场的可持续发展。
荆朝霞认为，上网电价浮动机制的建立对于理顺价格机制将发挥重要作用。未来，不仅要对市场用户电价联动，还需要对非市场用户的目录电价也定期联动，才能形成统一有序的市场。
国家统计局数据显示，工业是拉动今年用电增长的主要动力。上半年，工业用电量同比增长16.5%，对全社会用电量增长的贡献率近70%，明显超过往年水平。
林伯强认为，高耗能行业交易电价不受上浮20%限制的规定，本质上是从需求侧调节用电需求，同时促进产业结构升级。“对于高耗能企业来说，电价是至关重要的成本。过去，很多地方实际上对于高耗能企业的电价是打了折扣的，借此吸引相关企业入驻，增加税收。在供需不平衡的背景下，这种做法很不合理，改变势在必行。”
华北电力大学能源互联网研究中心副主任刘敦楠进一步对第一财经表示，本次会议在电力市场方面具有三个重要意义：一是改变了2016年以来实行的电煤价格“双轨制”，取消了原来的基准电量和基准价，推动燃煤发电电量全部进入电力市场；二是明确了电价上下浮动的范围，尤其是允许上浮电价，改变了市场对于电价“只降不升”的预期；三是扩大了市场化电价的用户范围，除了居民、农业、公益性事业用户以外，包括小微企业和个体工商户在内的工业用户等都可以进入电力市场，未来可能会通过电网公司进行代理。
“市场组织的边界条件变了。在发电侧，燃煤发电全部进入电力市场；在用户侧，除居民、农业、公益性事业用户以外的所有用户都可以进入电力市场。这有利于理顺价格关系，让市场机制发挥应有的作用。”刘敦楠说。
刘敦楠认为，随着电力市场的开放程度日益提高，电力市场的建设进度也需提速。具体来说，既要加快完善包括中长期交易、现货交易、辅助服务交易等的市场体系，也要加大电力交易机构和平台建设力度，为即将全面入市的广大用户，特别是小微企业做好服务。
