（原标题：国常会部署做好电力和煤炭等供应 推动具备增产潜力的煤矿尽快释放产能）

随着冬季的临近，冬季能源供应问题成为重中之重。10月8日，国务院常务会议再度部署煤炭、电力保供事宜。会议指出，要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。

今年7月以来，国内由于环保、安全检查趋紧，海外进口煤炭受限，国内产能释放不及预期等因素的影响，动力煤市场供需偏紧情形持续。加上部分地区能耗双控等因素，东北、华南、华东、西南等多地出现拉闸限电的情形，电力供应趋于紧张。

21世纪经济报道记者注意到，从7月份开始，国家发改委就力推包括投放储备煤、鼓励产能核增、联合试运转延期等多项保供措施。但受多种因素影响，保供措施进展缓慢。不过，近期多方正在加紧部署，以期尽快缓解电力供应紧张的局面，并备战“冬供”。

打响煤炭“保供战”

晋陕蒙三省份依据国家发改委的要求，已经陆续公布今年四季度煤炭长协保障供应量约1.45亿吨。

9月29日，山西省保供十四省区市四季度煤炭中长期合同对接签订会举行。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、辽宁等5个省市，晋能控股集团有限公司对接广西、江苏、吉林、安徽、上海、浙江等6个省区市，山西焦煤集团承担河南省保供任务，华阳新材料集团承担海南省保供任务，潞安化工集团承担山东省保供任务，其余保供任务由山西省各市煤炭企业承担。

10月1日，陕西省发改委官网刊发消息称，为缓解东北、华南、华东地区多个省份电力供需紧张的形势，陕西省会同各产煤市、省内重点煤炭生产企业迅速摸查全省煤炭产能，按照国家下达陕西省的任务，安排3900万吨煤炭保障湖南、湖北等14省份，协调落实省内火电企业四季度保障发电供热用煤926万吨需求。

10月2日，内蒙古鄂尔多斯市能源局官方公众号披露，内蒙古将承担18个省区（市）、5300万吨的长协煤源保供任务。根据早前内蒙古能源局所举行的中长协保供合同对接会，鄂尔多斯市的29户重点煤炭生产企业将落实上述保供任务，具体包括国家能源集团准能公司、汇能集团、蒙泰集团、伊泰集团、淮矿集团等企业。

然而，今年煤炭保供的压力不可谓不大，部分意外因素的发生甚至增加了难度。

刚刚过去的国庆假期，山西遭遇大范围的强降雨，对当地煤炭产业带来影响。山西省应急管理厅10月5日发布公告显示，截至10月4日8时，山西省共转移人员1.07万人，停产煤矿27座、非煤矿山99座、危化企业7家，停工在建工程231个，关闭景区74个。

在当前本就供需偏紧的动力煤市场背景下，山西省二十几座煤矿因防汛需要而关闭，引发节后动力煤市场产生更大缺口的担忧。作为国内第一大产煤大省，山西目前公布的生产煤矿超600座。据国家统计局数据，2020年，全国规模以上原煤产量共完成38.4亿吨，同比增长0.9%。其中，山西省2020年原煤产量10.63亿吨，成为国内历史上第二个原煤年产量超过10亿吨的省份，并且在产量上超越内蒙古。

事实上，合理加快煤炭产能的释放已经成为当前的一项重点工作。10月8日的国常会指出，要在保障安全生产前提下，推动具备增产潜力的煤矿尽快释放产能，加快已经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。交通运输部门要优先保障煤炭运输。

松动电价浮动限制

今年夏季以来，由于夏季高温、经济增长、工业生产带动的电力需求暴增，国内电力供应增速不及预期。从供应端来看，可再生能源发电不足，而伴随着大宗商品涨价的风潮，煤炭价格的暴涨为煤电企业增添了巨大的经营压力。

21世纪经济报道记者注意到，针对煤电企业所面临的困境，10月8日的国常会也指出，要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。

值得注意的是，此次国常会明确提出，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%，对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮20%的限制。”

今年6月，国家发改委曾在官网回应称，将逐步缓解电价交叉补贴、还原电力商品属性，一番表态引起市场热议。关于电价如何进行调整，涉及到各方纠葛，各界对此态度都非常谨慎。

然而，随着一场席卷南北的限电风潮，电价调整的讨论再度热络起来：飞涨的煤炭与稳定的电价形成了鲜明对比，如何将飞涨的成本进行疏导，以此来缓解电力供应紧张的局面？

实际上今年以来，包括广西、云南、内蒙古等地都已经对电力交易价格进行了调整，适度放开电价上浮限制。而从9月底开始，部分省份开始通过对电价机制进行小幅调整，来缓解煤炭价格上涨带来的压力。

9月27日，湖南省发改委发布《湖南电力市场燃煤火电交易价格浮动机制试行方案》（下称《湖南方案》），提出在确定电力市场交易基准价格的基础上，引入燃煤火电企业购煤价格作为参数，按一定周期联动调整交易价格上限，建立与煤炭价格联动的燃煤火电市场交易价格上限浮动机制，合理体现发电、用电成本，降低市场风险。

9月30日，广东省发改委也宣布，自10月1日开始拉大峰谷电价差，尖峰电价在峰谷分时电价的峰段电价基础上上浮25%。

对外经济贸易大学教授、能源经济学家董秀成对21世纪经济报道记者指出，煤炭价格带来的成本上升需要向下游疏导，否则就会引发经济运行和电力供应方面的问题。

电价的调整总是会引起各界的关注，因而相关动作也都较为谨慎。但随着煤炭价格的飞涨，开放电价限制，合理疏导用电成本已经成为多方共识。

“燃煤发电‘基准价+上下浮动’的市场化价格机制需要从实际出发，应持续监测煤炭产—供—运—销环节价格政策执行情况。”华北电力大学经济管理学院教授袁家海对21世纪经济报道记者表示，对于2019年底实施的浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%的过渡措施要灵活调整，合理疏导发电企业生产运行成本，并曾建议首先移除不允许上浮的限制措施，进一步扩大工商业用电的市场化程度，真正通过市场机制实现“煤电联动”。