凛冬将至，持续不断的拉闸限电和煤电紧缺问题，引起了政府高层领导重视！
媒体获悉，10月8日，国务院总理李克强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，会议提出上调市场交易电价浮动范围等6条措施。
会议指出，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。会议要求：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。
媒体注意到，自去年我国发布“碳中和”目标以来，国家能源局定下了“2021年我国煤炭消费比重将下降到56%以下”的控煤指标。有机构预测，“至2060年，火电将退出历史舞台”，火电发展似乎必然走上“下坡路”。
但据国家统计局数据，截至今年上半年，我国的火力发电量约为2.83万亿千瓦时，占全国发电量比例高达73%，数据可见，火电依然是我国的主力电源。而这次电煤紧张后国常会六条措施的出台，对火电的重视甚至是依赖程度又在权宜式出现。
在当下，因煤炭供需失衡、进口下降以及安全监管等多重因素，煤价疯狂上涨，致使火电企业发电意愿明显降低，在火电供应不足的情况下，我国限电、停产现象屡见不鲜，限电危机已席卷江苏、浙江、山东、福建、广西、云南等10余省，再加之即将步入冬季，民生取暖需求开始增长。此时此刻，国常会出手解决电力及煤炭供应问题可谓是正当其实。
对国常会的六项部署，媒体提取其中关键表述，加以解读：
1、坚持民生优先，保障好群众生活和冬季取暖用能，确保发电供热用煤特别是东北地区冬季用煤用电。
在煤价上涨的大趋势下，一些地方“一刀切”式的拉闸限电，已引发社会对人民群众冬季能源保供的担忧。守住民生用能底线，始终是我国的头等大事，这一条位居六项措施之首，有其紧迫性和必要性。
实际上，在此之前，国家发改委于今年9月已做出明确：一方面，要求推动煤炭中长期合同对发电供热企业直保并全覆盖，确保发电供热用煤需要；另一方面，发电供热企业和煤炭企业在今年已签订中长期合同基础上，再签订一批中长期合同，将发电供热企业中长期合同占年度用煤量的比重提高到100%。这项举措既坚守民生用煤底线，又充分发挥煤炭中长期合同保供稳价的“压舱石”作用，有效降低社会用煤成本。
在政府部署，相关单位已有所行动，如国铁集团就已表示，将到达东北地区的煤炭运输列为保供重点，进一步加大装车组织力度，具体措施包括：充分运用集宁至通辽、锡林浩特至乌兰浩特铁路能力，优先满足内蒙古中部地区到东北地区的电煤直达运输需求；加强满洲里、绥芬河等口岸站组织，保障进口煤运输快捷畅通；加强铁水联运煤炭和通辽、霍林郭勒地区煤炭运输组织，千方百计增加煤炭运量。
从上述措施看，对今冬民生取暖用能问题，可以保持乐观和信心。
2、在保障安全生产的前提下，推动具备增产潜力的煤矿尽快释放产能，加快已核准且基本建成的露天煤矿投产达产。
今年以来，煤价多番连涨，至9月30日，动力煤市场价已经上涨至1682.5元/吨，远超历史高点。疯狂上涨的煤价背后，主要是因为煤炭供应不足，这已经成为了这次电煤紧张的关键因素。国常会此条部署，意在紧急驰援以增加煤炭供应，进而平抑煤价。
媒体注意到，近期一些产煤大省如内蒙古，已发出紧急通知要求增加煤炭供应。
在内蒙古能源局发布的《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》明确要求：锡林郭勒盟、乌海市、鄂尔多斯市能源局、呼伦贝尔市工信局立即通知列入国家具备核增潜力名单的72处煤矿，在确保安全的前提下，从即日起，可临时按照拟核增后的产能组织生产，共计核增产能9835万吨，核增部分是该72个煤矿原有年产能的55.11%。
业内人士预计，由于该部分产能即日便组织生产，并要求10月底完成核增流程，预计该部分煤矿后续很快便可开始贡献煤炭产量增量，将缓解北方地区当前煤炭供给紧张的囧况。
此外，山西省也与河北、山东、江苏、浙江、天津等14个省（区、市）签订了四季度煤炭中长期保供合同。辽宁在与山西对接签约350万吨煤炭资源的同时，加大本省产煤和储煤力度，要求各地确保供热储煤量开栓前达到60%、元旦前达到80%、春节前达到100%。
当然，这只是针对当下形势所做出的权宜之计，并不意味着煤炭的口子已经放开，碳中和下“控煤”红线始终需要遵守，煤炭市场的动态平衡需要用更长远的视角来看待。
对此，国泰君安认为，当前煤炭短期保供产能投放节奏持续低于预期，而未来考虑到新增产能有限，碳达峰前煤炭供给或将处于紧张状态，煤炭价格或将长期维持高位。
3、针对煤电企业困难，实施阶段性税收缓缴政策，引导鼓励金融机构保障煤电企业购煤等合理融资需求。
一直以来，我国煤炭交易是市场化机制，而电力因涉及民生问题并不完全市场化，即“市场煤、计划电”，在煤价高企的情况下，发电成本并不能传导至下游，进而导致诸多煤电厂陷入亏损。火力发电企业“吐槽”：如今每发一度电就会产生部分亏损，发电越多，亏损越多。
针对煤电厂当下的经营困难，国家拿出了实施阶段性税收缓缴政策为煤电“减负”，另一方面则鼓励金融机构对煤电融资给予支持，这对于陷入亏损资金紧张的火电起来来说，是个好消息。
10月4日，中国银保监会已印发《关于服务煤电行业正常生产和商品市场有序流通 保障经济平稳运行有关事项的通知》，强调要保障煤电、煤炭、钢铁、有色金属等生产企业合理融资需求。要督促银行保险机构全力做好今冬明春能源电力保供金融服务工作，满足能源电力供应合理资金需求，积极支持煤炭主产区和重点煤炭企业增加电煤供应。
不过，对于金融机构来说，大多数将ESG（即环境，社会，管治）指标作为融资重要考核标准，对于煤电等灰色产业兴趣不大，煤电企业的融资需求会不会真正得到有效满足，还需要打个问号。
4、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%，并做好分类调节，对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮20%的限制。
同样是因为“市场煤，计划电”的原因，煤炭价格上下浮动不受限制，而电价则一直受限于上下浮动分别不超过10%、15%，这便致使当下煤炭价格已经浮动30%的时候，电价浮动还是在10%左右，这显然违背市场化的基本原则，令煤电企业缺乏发电的动力。
此次，国常会对电价浮动范围的调整，实质是“涨电价”，这对于涨价阻力极大的电价问题来说，可谓是下了大决心。这对于缓解煤电企业压力，从根源上破解电力供需矛盾，进而保证冬季供电需求将起到重要作用，该条是本次六项措施中最为关键且力度最大的“一味药”。
媒体了解到，截至目前，已有部分省市对电价做出了相应调整。
比如，广东省自10月1日起拉大峰谷电价差，峰平谷比价从现行的1.65∶1∶0.5调整为1.7∶1∶0.38。尖峰电价在峰谷分时电价的峰段电价基础上上浮25％。峰谷分时电价政策与尖峰电价实施范围均不包括居民用户；居民用户可自主选择是否执行峰谷分时电价政策。
河南省宣布从11月1日起适当扩大分时电价执行范围，峰平谷电价比调整为1.64:1:0.41，峰段电价以平段电价为基础上浮64％、谷段电价以平段电价为基础下浮59％。
5、加快推进沙漠戈壁荒漠地区大型风电、光伏基地建设，加快应急备用和调峰电源建设。
“双碳”目标发布后，以风电、光伏为代表的清洁能源替代以火电为代表的传统能源的趋势愈演愈烈，国家更是提出“构建以新能源为主体的新型电力系统”，这意味着未来主力能源当是风电、光伏。
然而，当下火电仍是主力能源的定位无法撼动，国家生产、人民生活很大程度上还在依赖火电，在火电出现危机的情势下，更加凸显了新能源建设的紧迫性和重要性。国常会本条部署仍是对过往政策的延续，进一步强调了新能源的价值，预计未来还会有更多的支持、扶持政策出台。
6、完善地方能耗双控机制，推动新增可再生能源消费在一定时间内不纳入能源消费总量。
中国是能源消费大国，能源利用效率较低。2006～2020年全国能源消费总量从28.6亿t标准煤增长至49.8亿t标准煤，14年间增长了21.2亿t，同时单位GDP能耗仍是世界平均水平的1.5倍。
在此背景下，我国从“十一五”开始设定单位GDP能耗降低20％的约束性目标，“十二五”首提能源消费总量控制并初步建立双控目标责任考核机制，“十三五”和“十四五”继续实施能耗总量和强度“双控”制度。
正是这条政策红线，酿成了部分省市“一刀切”式的拉闸限电，加剧了能源危机，带来了民生用能问题和一定程度的恐慌。这些地方的做法不可取，但又属无奈之举，因为电煤紧张是现实问题。
国常会本条部署提出“推动新增可再生能源消费在一定时间内不纳入能源消费总量”，这一条把工作做的很细，一方面可提升企业绿电交易需求，补充火电不足的问题，另一方面也照顾了地方能耗双控超标的问题，缓解了各级政府达成双控要求的压力，在一定程度上避免了“拉闸限电”情况的加重。
