另外，煤炭生产继续向主要产煤省份集中。2021年，山西、内蒙古、陕西、新疆、贵州、安徽系全国规模以上煤炭企业原煤产量超亿吨的6个省(区)，其原煤产量占全国规模以上煤炭企业原煤产量的85.9%，比重同比提高1.6个百分点;全国原煤产量亿吨以上企业保持在6家，分别是国家能源集团、晋能控股集团、山东能源集团、中煤集团、陕煤集团、山西焦煤集团。六大集团产量合计约18.5亿吨，较上年增加约1.7亿吨，增长约10%，占全国原煤产量的45%左右，煤炭企业区域性集中度进一步提高。

　　2021年电煤紧缺的主要原因

　　经课题组调研分析，2021年电煤短缺主要有以下5个方面的原因：

　　一是煤炭有效供给量不足。2021年全国原煤产量增长明显低于发电供热用煤增长。同时，由于2021年煤炭供应热值较2020年明显降低，导致煤炭实际有效供给量进一步减少。根据中电联监测，2021年电煤热值较2020年降低110千卡左右，同比下降2.3%，进口煤也由于煤源国结构变化热值下降明显。综合考虑，煤炭有效供给量增速低于全社会耗量增速1.14个百分点，低于电煤耗量增速4.43个百分点。

　　二是煤矿生产缺乏弹性。受多因素影响，2021年，用煤高峰期煤矿产量增加有限，即使在有关部门自5月中旬起，持续出台多种增产增供措施情况下，3~9月当月原煤产量仍同比下降或基本持平，增产效果不及预期。

　　三是区域性和时段性供需结构不平衡。煤炭产业格局转为“中西部为主、向晋陕蒙集中”，多个煤炭产区成为煤炭净调入省，重庆地区关闭了所有煤矿，东北地区煤炭资源枯竭，区域用煤大量依靠跨省区调运。电煤消耗季节性波动明显，与煤矿生产、铁路运输均衡性的矛盾越来越突出。需要特别关注的是，天气因素对短时煤炭供需平衡的影响，将会随着新能源比例的增加愈加显著。

　　四是煤炭产运用储存能力不足。根据数据对比分析，电力企业库存变动幅度明显高于产、运等其他中间环节，一定程度上反映了主要依托电力企业的库存发挥蓄水池作用，应对电量和供热峰谷波动。

　　五是中长期合同机制作用减弱。据调研了解，2021年，部分重点煤企带头减供、涨价，中长期合同严肃性、权威性受到挑战。部分煤炭企业仅按政府文件要求的履约率最低值兑现纳入重点监管的三方互保合同，而未纳入重点监管的中长期合同履约率明显偏低。由于纳入重点监管的电煤中长期合同不足电煤总需求量的40%，电煤中长期合同保供稳价“压舱石”作用明显减弱。特别是在6~8月份保供的关键阶段，电煤中长期合同兑现量减少更为明显。同时，存在违背价格条款、随意定价、减少兑现量、要求搭售现货等违规行为。

电煤及电力需求和面临的挑战

　　根据中电联预测，“十四五”期间，全社会用电量年均增长4.8%，2025年全社会用电量达到9.5万亿千瓦时。综合考虑各发电类型情况，预计2022年全年电煤消耗增长2.5~4.2%，“十四五”电力行业用煤年均增速2.7%左右，2025年电力行业用煤25.5亿吨左右。电煤在煤炭消费中的占比将进一步提高。

　　面临的问题和挑战有：

　　一是煤矿产能释放不及需求增长速度。近年煤炭行业固定资产投资增速相对较低。考虑到煤矿建设周期长且待开发资源有限，煤企投资建矿意愿不强，后续煤炭产能释放空间有限，尤其“十四五”期间煤炭供给或难响应需求增长。上年四季度，保供政策下核增的产能产量转为永久产能的数量尚不明确，保供新增产能难以在短时间内全部形成有效供给，难以满足稳增长需要。今年国务院常务会议提出新增3亿吨产能，手续办理、建设周期等有待协调推进。

　　二是高耗量阶段铁路运力无法满足全部需求。我国煤炭资源和消费需求的逆向分布，形成了“北煤南运”和“西煤东调”的基本运输格局，对跨区域采购运输依赖较大。在近半数煤炭依赖跨省区调运情况下，高峰阶段运力形成一定瓶颈。全国煤炭调出地集中、调出量大，2021年纳入三方互保电煤铁路运力9.5亿吨，煤炭产运需衔接难度和压力很大，用煤高峰阶段，主要煤炭外送通道及主要下水港需全天候满负荷运行，也依然有供应紧张的风险。

　　三是进口煤减少和不确定性增加需国内资源支撑。受新冠疫情、俄乌冲突、能源危机等多因素影响，2022年我国进口煤采购量将明显降低，给国内煤炭供需平衡带来较大缺口，尤其对东南沿海地区影响最为明显。电煤供应须主要依赖国内资源。当前，国家高度重视，已采取补签进口煤应急保障中长期合同、进口煤炭零关税等措施，但政策落地及效果发挥仍存一定不确定性，且弥补其缺口需大量北方港下水，铁路运力存在一定瓶颈。

　　四是安全、土地等政策对产量的影响。煤炭产能核增及接续用地等征用手续繁杂。仍有部分地区在安全监管中存在一个矿出现安全事故，整个区域或所属集团全国煤矿停产整顿的“一人生病，全家吃药”的现象，但根据2021年各月数据分析，煤矿产量稳定在相对较高水平时，并未造成煤矿事故的大幅增加。