今年8月以来，全国各省份纷纷出台了一系列“能耗双控”举措，通过限制高耗能企业用电量、提高电价、限制用电时段等方式，以期实现能耗减排的目的。双控措施折射出中国电力供给缺口问题，其成因和背后的逻辑是市场关注的重点。中国73%的电力来源于火力发电，本轮供电紧张的现象正是由于火电的原材料动力煤供不应求导致的。相较之下，其他清洁能源占比较小，且受限于电力供应不稳定、储能问题未解决、产能利用率低等因素，不是当下的主要矛盾。因而，下文将从海外与国内两方面来逐层剖析中国煤炭的供需问题。
从全球角度来看，四季度海外煤炭供给趋紧。从全球产销结构上来看，2020年全球煤炭产量达到77.4亿吨，其中中国占比达50.40%，超过前十名剩余国家的产量之和。其余产量较大的国家依次为印度、印度尼西亚、美国、澳大利亚和俄罗斯等国。在煤炭消费量方面，全球总计消耗煤炭1514.2万亿焦耳，中国占全球总量的54.33%，位列世界首位，其余依次为印度、美国、日本、南非、俄罗斯和印度尼西亚等国。
通过对比产销数据可以发现，中国每年仍需进口一定量的煤炭才能满足国内需求。而从全球范围来看，可能对中国煤炭进口产生较大影响的主要有印度、澳大利亚、印尼和俄罗斯四国。
与中国相似，煤炭也是印度的主要能源。印度2021年仍将扩大煤炭产能和燃煤发电装机容量作为首要任务，截至9月底其煤炭发电量占比已由去年的54.8%提升至64.51%。但同期其国内煤炭产量仅增长5.53%，至7~8月份煤炭进口量同比下降45%，供需缺口持续扩大，对海外进口依赖度提升，加大了全球煤炭供给压力。
澳大利亚是传统的煤炭出口大国，但短期内对中国出口难有改观。因而，目前海外进口的主要变量是印度尼西亚和俄罗斯两国。这一判断也印证在了中国的煤炭进口数据上，2019年1~8月份中国煤炭进口量中60%来自于澳大利亚，俄罗斯与印尼分别占比18%。2021年同期，自澳大利亚的进口量已归零，印尼和俄罗斯填补了这部分份额，占比提升至40%和43%。但是，目前印俄两国在煤炭生产及运输方面均面临着一定程度的困难。 印尼方面，今年上半年煤炭产量为2.86亿吨，仅刚刚持平疫情前水平，一个重要原因是当地疫情出现了反复。除了疫情反复之外，气候变化也是煤炭生产的扰动因素之一。今年印尼雨季提早至9~10月，10~11月极有可能出现包括大雨和强风在内的极端天气，到年底或将出现“拉尼娜”现象，这一系列的气候变化，使得下半年煤炭生产及出货节奏放缓。并且，作为近年来工业化发展迅速的东南亚国家，印尼的主要产业结构正在逐步实现工业化，在此带动下，能源需求量将有显著提升。但今年以来煤价大涨，印尼煤企大幅增加煤炭出口，导致国内供应不足，目前，印尼国家电力公司库存已低位运行。8月7日，印尼能源矿务部以出口禁令的形式颁布关于“禁止向海外销售煤炭”的法令，对34家煤炭公司实施制裁，预计四季度煤企出口将有所下降。
俄罗斯的形势也不容乐观，主要是受到了疫情及其自身运力的影响。今年1~4月份其煤炭产量仍符合季节性规律，但从4月份开始，产量大幅下滑，7月有一定反弹后，8月再次出现滑坡，低于往年同期水平。造成这一现象的主要原因为4~7月期间俄罗斯疫情出现反复，严重影响了煤炭产量。并且，俄罗斯在对中国煤炭出口渠道方面，也存在较大限制。俄罗斯出口中国的煤炭主要依靠海运，自远东地区东方港及纳霍德卡港经日本海流入中国，目前海运面临着全球性的运力紧张、运费涨价的问题，煤炭运力提升空间有限。而由铁路运输的部分，受现有铁轨设施状态的影响，可利用运力不足，且自身成本较高，短时间内无法承担更多的运输负荷。因此，短端上无论是从自身扩产能力还是运力角度出发，都对俄罗斯四季度煤炭扩大出口形成了较大的压制作用。
从国内的供需层面来看，后续供给缺口仍存。中国煤炭自身的产量可满足93%的消费需求，仅有7%需要进口。由于早年煤炭扩产规模增长迅速，供需缺口自2011年开始不断缩小，至2016年已出现供大于求的局面。此后中国开始淘汰过剩产能，供需缺口也随之扩大，疫情期间中国表现“一枝独秀”，承接国内外大量订单，致使2021年供不应求的局面愈演愈烈。
具体而言，今年5月之前中国煤炭产量仍强于往年，但5月至7月期间，由于安全生产要求趋严，煤炭产量明显下滑。8月份虽有回升，但仍无法匹及消费量的增长速度。
中国今年的煤炭需求量远高于往年同期，主要带动项为工业用电。原因有两个方面：首先是中国作为全球首个复工复产的工业强国，大量生产订单涌向中国，导致工厂需要全面扩大产能以满足大幅上涨的需求，从而推高了能源需求。其次，各地加大新能源基础设施建设，新能源装机量不断攀升。但新能源的诸多材料，例如玻纤、硅料、纯碱等均为高耗能产业，对能源的需求也出现了较大涨幅。
因而，在能耗高涨的局面下，中国的煤炭供需缺口一路上扬，截至7月缺口已达到3837万吨，大幅高于往年同期。库存方面，9月末沿海八省份煤炭库存仅为1851万吨，远低于往年，并且尚未出现缓解趋势。在这一背景下，近期多地出台了限电等措施，但距离弥补现在的煤炭供需缺口仍有一定差距。因此，自今年5月份以来煤炭期货价格出现了一轮快速上涨，并且屡创历史新高。
在高企的煤炭价格的影响下，火力发电量在8月份出现了反季节性下降，限电措施密集出台后，全社会用电量也在旺季出现下滑，这将严重影响到经济的持续发展。针对目前煤炭供需缺口扩大，电力紧张的局面，我们认为原因主要有如下四点：
一是可灵活增设的煤矿产能数量有限。煤炭行业自2016年起持续淘汰过剩产能，由2016年的2.75亿吨一路下降至1亿吨，与此同时煤炭新增产能在2011年之后一直处于下滑状态，已由最高点的4亿吨下降至去年年末的9078万吨。而所淘汰掉的产能，主要是对价格较为敏感的小型煤矿，留下的是以刚性供给为主的大型煤企，因而在目前价格上涨的情况下，总产出提升幅度没有跟上需求的步伐。
第二，实际供给提升空间有限。中国煤炭行业目前的产能利用率达到73.1%，创历史新高，已接近行业的天花板。在产能利用率达到顶峰的状态下，尽管有扩产的政策导向，但是企业仍旧难以在短时间内扩大产能。以山西和内蒙古为例，山西主要以地底煤矿为主，在已有矿洞达到开采峰值的情况下，扩产只能通过新增矿洞来实现，但矿洞有较长的扩产周期，难以满足短期需求。内蒙古虽以露天煤矿为主，但满足扩产需求的大型挖掘机等重型机械生产周期也较长，无法解决目前的短缺问题。同时近期国内煤炭运力也受到了多因素的扰动：北煤南运受大秦铁路处于检修阶段影响，运力大幅低于往年同期水平；西煤东运线路需先将煤炭运至北部港口再转运南方，但沿海海运运费处于近年来高点，影响到供给增速。
三是煤企扩产资金来源较为匮乏。目前煤炭涨价所带来的现金流，尚不足以覆盖煤企扩大产能所带来的资本开支需求。近年来地方煤企的月均债券发行量保持在300亿元左右，但去年永煤事件之后月度发行量骤减至不足百亿元。地方煤企融资黯淡的局面持续了至少6个月，直到今年5月地方煤企融资环境才稍有好转，但仍尚未完全恢复。
四是现有新能源发电量难以提供有力支撑。以新能源发电中占比较高的水电和风电为例，水电方面，受今年西南地区降雨量偏小的影响，全年水力发电量同比增幅处于下降区间，总体发电量弱于去年同期。风电方面，中国目前装机容量为281.99亿瓦，但实际发电量为29.45亿瓦，产能利用率仅为10.4%，总体而言二者对于用电量的支撑有限。
综合上文的分析，我们认为本轮煤炭短缺所映射出的更深层次原因，在于全球产业链漂移与能源体系调整之间的冲突。在疫情蔓延的背景下，中国率先实现复产复工，过去一年大量的生产订单涌入，全球供应链对中国的依赖度越发提升，中国有完善的工业体系可以承接，但是工业产能背后的能源基础设施很难快速调整。商品订单、工业产能、能源消费、能源基础设施与能源供给有着层层递进、一一对应的关系，爆增的订单意味着后续链条需要在短时间内迅速进行调整。而能源体系基础设施的建设，需要较长的周期，同时全球地缘政治环境也影响着体系调整的进程。短期内能源体系难以调整完毕，能够灵活调度的能源有限。因而，在目前的局势下，供需缺口难以迅速得到缓解。政府部门已经及时出台了很多保生产、保民生的政策，我们认为在年底之前，还会有政策陆续出台，这是我们应关注的重点。
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