$大唐发电(00991)$ $华能国际电力股份(00902)$ $华电国际电力股份(01071)$ 目前新闻没有出来，以下都是主观分析。附传闻链接：网页链接
“增产能：采取综合措施增加3亿吨的有效产能，其中，投资技改项目增加1.5亿吨，停工停产的煤矿、露天煤矿增加1.5亿吨，各省加快进度逐个梳理停工停产煤矿，符合条件的加快复产”。
投资技改项目，应该是完成升级的5G智能煤矿，现在是全自动开采，远程操控的，这部分煤矿是有很大产能提升的空间的。现在的智慧煤矿，一般可以分成三个部分：工作面、地下操作室、地面信息中心。
下图是井下工作面，生产已经实现全自动，员工只是需要定期巡检，做一下维修保养、更换易损件之类的工作。
图中的机械臂转动，煤块掉落到下面的传送带，直接运输到地面仓库。
下图是地下操作室，距离工作面一般有不少距离，比传统开采方式的安全性大大提升。
下图是地面信息中心，也可以在一定程度上操控井下工作面的机器。
所以，结论是智慧井工矿完全是有能力，在保证安全的基础上提升产能的，只要能提升核定产能，实际产能可以立刻增长。（目前智慧煤矿的产能利用率一般只有额定最大功率的40%-50%）
另外1.5亿吨是停工停产的露天煤矿。露天矿安全性没问题，停产停工的煤矿，复产复工也比较容易，因为土层剥离、煤场、运输道路这些都是现成的。
综合看，这3亿吨增长的产能并没有牺牲矿工的生命安全而盲目扩张，所以我认为可行性很高。
增产量：全国日产煤量要维持在1260万吨/日，其中各省增加量，内蒙390万吨、山西360万吨、陕西190万吨、新疆95万吨、河北15万吨、黑龙江15万吨、河南34万吨、山东34万吨、贵州35万吨、宁夏28万吨
这个没什么问题，现在煤炭日产量已经维持在1200万吨/日以上。
增储备：全国实现6.2亿吨的储备，中央ZF7000万吨、地方ZF1.5亿吨、发电企业2亿吨、煤炭企业1亿吨且必须做到7天储备能力 其它大用户1亿吨
这个也不是新闻，去年FGW已经在说要增加1.5亿吨的煤炭储备了。其他的发电企业2亿吨、煤炭企业1亿吨本来就是有的。
增长协：全国各省上报的都做到了100%长协，但存在很多问题，对虚报省份要追责，国家不给予其它资源支持。由于目前进口煤可能无法兑现，对上报时有进口煤的企业补签应急保障性的中长期合同
这个也很合理，目前确实有传闻，说沿海进口煤企业的进口煤配额部分，无法在国内签长协。浙能电力在互动平台问答上也佐证了这个传闻。
控价格：经国务院批准的长协价为570-770元（以下均对应5500大卡）要严格执行，基准价所有煤炭企业按675元执行，坑口价不得超700元，港口不得超900元，各别企业通过成立子公司等拉高价格的行为，要严肃追查
这个是发哥日常操作，不这么来两句，我都要怀疑不是发哥。
加快大型风、光项目的建设，国家马上准备下发第三批大型基地建设，结合煤电的优先考虑。
这个是超预期了，第二批基地455GW还没分配完，这都第三批了吗？不过想想也合理，前两天新闻，国家明确说电不够用，先是要加大新能源开发力度，后面才说是要释放优质产能。
第一批风光电基地比较分散，但是100GW不算很大。
第二批以沙漠、隔壁、采煤沦陷区为主，以周边煤电为支撑，455GW要开发到2030年。
所以，第一批基地比较分散但量不够，第二批主要是在内蒙，所以第三批基地出台也很合理，主要是第一批基地的后续，补量。
加快煤电投产投运，请煤电企业放心，国家会为煤电找到长期生存的模式。煤电要跟风、光、储开展联营模式。
依旧是非常合理。1GW煤电可以带3GW的风光电，以大唐为例，50GW火电在不搭配储能的情况下可以配套150GW的风光电。问题是，按照大唐发电1年6GW的速度，开发完这150GW要太久。所以，煤电跟纯新能源供应商开展合作联营势在必行——煤电负责调峰，并且向新能源运营商收取一定的费用。
可能有人会问，这不就是以前的调峰补偿吗？当然不是，调峰补偿是电网给新能源、火电搭桥，火电没有议价权，钱是电网给火电的，人为刀俎我为鱼肉，调峰补偿自然很低。而煤电和纯新能源运营商开展联营模式，意思是火电有选择权、议价权，调峰补偿自然就高了。我认为，火电调峰补偿的收费，可以跟储能的成本看齐，这个利润远高于现在的调峰补偿。
总结：我认为这个会议内容是真的。第一，所有内容都非常合理；第二，有序释放优质产能、加大新能源投资力度，这些都是跟国家政策对得上号的；退一步说，就算这个新闻是假的，也只是产能核增的数字上有出入，产能核增是可行的，必要的，所以是势在必行的。第三，淡季煤价都干到1500了，一把手说要控制港口煤价不超过一千，现在市场明明白白告诉你要造反，你们觉得，是发哥继续装死，等下煤价继续破2000的概率高，还是核增产能、加大新能源投资力度的可能性高呢？