12 月份，全國各類市場交易電量合計為 2772 億千瓦時，占全社會用電量比例 39.0%；1-12 月，全國各類市場交易電量合計為 28344 億千瓦時，占全社會用電量比例 39.2%，較 2018 年提升 9.0pct。
12 月，全社會用電量 7111 億千瓦時，同比增長 13.8%，第二產(chǎn)業(yè)用電增速 15.1%，對全社會用電量增長的貢獻(xiàn)率為 79.6%；1-12 月，全社會用電量累計 72255 億千瓦時，同比增長 4.5%。
（節(jié)選自華創(chuàng)證券 作者：龐天一）
行業(yè)重點數(shù)據(jù)
用電側(cè)：12 月，全社會用電量 7111 億千瓦時，同比增長 13.8%，第二產(chǎn)業(yè)用電增速 15.1%，對全社會用電量增長的貢獻(xiàn)率為 79.6%；1-12 月，全社會用電量累計 72255 億千瓦時，同比增長 4.5%。
發(fā)電側(cè)：12 月發(fā)電量同比增長 3.5%，小電廠發(fā)電量增長更快。受益準(zhǔn)東—華 東、榆橫—濰坊、扎魯特－山東青州等特高壓投產(chǎn)，新疆、陜西、吉林發(fā)電量增速較高。
煤價：12 月，全國電煤均價 477.6 元/噸，同比下降 6.5%，環(huán)比下跌 1.1%；2019 年，全國電煤均價 493.9 元/噸，同比下降 7.0%，平均下降 37.2 元/噸。前 11 月，河南、海南、福建等地電煤下跌幅度最大，分別下降 77.5、74.7、74.2 元/噸。
市場化：12 月份，全國各類市場交易電量合計為 2772 億千瓦時，占全社會用電量比例 39.0%；1-12 月，全國各類市場交易電量合計為 28344 億千瓦時，占全社會用電量比例 39.2%，較 2018 年提升 9.0pct。
疫情復(fù)盤
（一）2003 年經(jīng)濟(jì)高速發(fā)展起決定性作用，SARS 疫情影響有限
經(jīng)濟(jì)高速發(fā)展起起決定性作用，SARS 疫情對發(fā)電量的影響不大。2001 年加入 WTO 后，中國經(jīng)濟(jì)進(jìn)入新的增長周期，即便 2002 年末-2003 年中期的 SARS 疫情肆虐，經(jīng)濟(jì)依然高速發(fā)展。2003 年 GDP 增速達(dá)到 10%，較 2002 年提升 0.9pct；全社會用電量同比增長 15.4%，發(fā)電量同比增長 13.4%，較 2002 年下降 1.2pct；來水偏枯，火電扛鼎，發(fā)電量增速達(dá) 16.6%，較 2002 年提升 3.8pct。
廠網(wǎng)分開，電力體制改革快速推進(jìn)。2002 年 12 月，國務(wù)院下發(fā)了《電力體制改革方案》（即電改“五號文”），提出了“廠網(wǎng)分開、主輔分離、輸配分開、競價上網(wǎng)”的 16 字方針并規(guī)劃了改革路徑，組建兩大電網(wǎng)公司和五大電力集團(tuán)。
受益發(fā)電量高增和電力改革，電力板塊超額收益明顯。2003 年 2 月 1 日-2003 年 12 月 31 日，SW 電力、SW 火電、水電板塊相對滬深 300 超額收益分別為 21.3%、28.3%、14.4%。由于來水較差，水電板塊表現(xiàn)一般；得益于用電需求高增和水電擠壓效應(yīng)勢弱，火電板塊表現(xiàn)優(yōu)秀。
火電龍頭表現(xiàn)優(yōu)秀，區(qū)域標(biāo)的超額收益較小。華能國際和國電電力超額收益分別為 45.6%和 63.0%；受 SARS 影響較大的北京和廣東區(qū)域電力標(biāo)的京能電力、粵電力 A 超額收益分別為-7.7%、9.4%；受 SARS 影響較小的湖北區(qū)域電力標(biāo)的長源電力超額收益為 1.2%；水電標(biāo)的桂冠電力超額收益 15.2%，表現(xiàn)不如火電龍頭股。
2003 年火電行情主要是得益于用電需求高速增長，疊加來水較差，屬于板塊邏輯，龍頭關(guān)注度更高；無論受 SARS影響是大是小，區(qū)域火電標(biāo)的表現(xiàn)均不如龍頭標(biāo)的。
（二）經(jīng)濟(jì)增速不復(fù)當(dāng)年強勁，電力防御屬性值得關(guān)注
2020 年新春之際，新型冠狀病毒肺炎疫情肆虐，對國家和人民的工作生產(chǎn)、生活方式都產(chǎn)生了時空維度的影響。團(tuán)結(jié)一致，萬眾一心，堅信我們一定會戰(zhàn)勝疫情，屆時萬物更新。
當(dāng)前，經(jīng)濟(jì)增速不如 2003 年強勁，疫情前期對工業(yè)生產(chǎn)的影響預(yù)期將超過 2003 年，用電需求預(yù)計將受到一定程度影響。低優(yōu)先級火力發(fā)電量受影響最大，高優(yōu)先級水力發(fā)電幾乎不會受到影響。
行業(yè)重點數(shù)據(jù)概覽
（一）12 月份用電增速 13.8%，第二產(chǎn)業(yè)用電量增速高達(dá) 15.1%
12 月份，全社會用電量 7111 億千瓦時，同比增長 13.8%，前值 4.7%。分產(chǎn)業(yè)看，第一產(chǎn)業(yè)用電量 72 億千瓦時，同比增長 31.0%，前值 3.8%，占比 1.0%，對全社會用電量增長的貢獻(xiàn)率為 2.0%；第二產(chǎn)業(yè)用電量 5235 億千瓦時，同比增長 15.1%，前值 3.6%，占比 73.6%，對全社會用電量增長的貢獻(xiàn)率為 79.6%；第三產(chǎn)業(yè)用電量 1021 億千瓦時，同比增長 12.1%，前值 10.7%，占比 14.4%，對全社會用電量增長的貢獻(xiàn)率為 12.8%；城鄉(xiāng)居民生活用電量 782 億千瓦時，同比增長 6.6%，前值 4.1%，占比 11.0%，對全社會用電量增長的貢獻(xiàn)率為 5.7%。
1-12 月，全社會用電量累計 72255 億千瓦時，同比增長 4.5%，前值 4.5%。分產(chǎn)業(yè)看，第一產(chǎn)業(yè)用電量 780 億千瓦時，同比增長 4.5%，占全社會用電量 1.1%，對全社會用電量增長的貢獻(xiàn)率為 1.4%；第二產(chǎn)業(yè)用電量 49362 億千瓦時，同比增 3.1%，占全社會用電量的 68.3%，對全社會用電量增長的貢獻(xiàn)率為 55.9%；第三產(chǎn)業(yè)用電量 11863 億千瓦時，同比增長 9.5%，占全社會用電量的 16.4%，對全社會用電量增長的貢獻(xiàn)率為 27.9%；城鄉(xiāng)居民生活用電量 10250億千瓦時，同比增長 5.7%，占全社會用電量的 14.2%，對全社會用電量增長的貢獻(xiàn)率為 14.8%。
2019 年 1-11 月份，用電量前五名的省區(qū)分別是：廣東（6165 億千瓦時）、江蘇（5698 億千瓦時）、山東（5651 億千瓦時）、浙江（4270 億千瓦時）、河北（3473 億千瓦時）。其中，用電量增速前五的省份分別是：廣西（12.8%）、西藏（11.3%）、內(nèi)蒙古（9.2%）、海南（8.9%）、新疆（8.7%）；青海、河南、甘肅、上海呈現(xiàn)負(fù)增長，增速分別為-3.3%、-1.2%、-0.6%、-0.1%。
2019 年 1-11 月份，全社會用電量增速高于全國平均水平（4.5%）的省份有 15 個，依次為：廣西（12.8%）、西藏（141.3%）、內(nèi)蒙古（9.2%）、海南（8.9%）、新疆（8.7%）、云南（8.5%）、江西（8.0%）、安徽（7.7%）、湖 北（7.4%）、湖南（7.1%）、四川（7.1%）、廣東（6.0%）、山西（5.0%）、陜西（4.6%）。
（二）12 月份發(fā)電增速 3.5%，小電廠增速更明顯
12 月，規(guī)模以上電廠發(fā)電量 6544 億千瓦時，同比增長 3.5%。分類型看，火力發(fā)電量 5082 億千瓦時，同比增長 4.0%，占規(guī)模以上電廠發(fā)電量的 77.7%；水力發(fā)電量 687 億千瓦時，同比下滑-4.4%，占比 10.5%；核能發(fā)電量 332 億千瓦時，同比增長 14.0%，占比 5.1%；風(fēng)力發(fā)電量 359 億千瓦時，同比增長 0.7%，占比 5.5%；太陽能發(fā)電量 85.6 億千瓦時，同比增長 15.2%，占比 1.3%。
小電廠發(fā)電量增長更快。12 月份，全社會用電量 7111 億千瓦時，同比增長 13.8%；規(guī)模以上電廠發(fā)電量 6544 億千瓦時，同比增長 3.5%。規(guī)模以上電廠只包含了年主營業(yè)務(wù)收入為 2000 萬及以上的電力企業(yè)。全社會用電量增速與模以上電廠發(fā)電量增速的差異主要在于主營業(yè)務(wù)收入 2000 萬以下的電力企業(yè)發(fā)電量增長較快，特別是小水電機(jī)組。
1-12 月，規(guī)模以上電廠累計發(fā)電量 71422 億千瓦時，同比增長 3.5%。分類型看，火力發(fā)電量 51654 億千瓦時，同比增長 1.9%，占規(guī)模以上電廠發(fā)電量的 72.3%；水力發(fā)電量 11534 億千瓦時，同比增長 4.8%，占比 16.1%；核能發(fā)電量 3484 億千瓦時，同比增長 18.3%，占比 4.9%；風(fēng)力發(fā)電量 3577 億千瓦時，同比增長 7.0%，占比 5.0%；太陽能發(fā)電量 1172 億千瓦時，同比增長 13.3%，占比 1.6%。
1-12 月，發(fā)電量前五名的省區(qū)分別是：山東（5586 億千瓦時）、內(nèi)蒙古（5327 億千瓦時）、江蘇（5015 億千瓦時）、廣東（4726 億千瓦時）、四川（3671 億千瓦時）；火力發(fā)電量前五名的省區(qū)分別是：山東（5169 億千瓦時）、內(nèi)蒙古（4556 億千瓦時）、江蘇（4439 億千瓦時）、廣東（3346 億千瓦時）、山西（2931 億千瓦時）；水力發(fā)電量前五名的省區(qū)分別是：四川（3076 億千瓦時）、云南（2666 億千瓦時）、湖北（1330 億千瓦時）、貴州（675 億千瓦時）、廣西（541 億千瓦時）；風(fēng)力發(fā)電量前五名的省區(qū)分別是：內(nèi)蒙古（613 億千瓦時）、新疆（391 億千瓦時）、河北（277 億千瓦時）、云南（245 億千瓦時）、甘肅（227 億千瓦時）；目前 7 個省區(qū)擁有在運核電站，發(fā)電量排名分別是：廣東（1102 億千瓦時）、浙江（629 億千瓦時）、福建（621 億千瓦時）、江蘇（329 億千瓦時）、遼寧（327 億千瓦時）、廣西（172 億千瓦時）、海南（97 億千瓦時）；太陽能發(fā)電量前五名的省區(qū)分別是：內(nèi)蒙古（112億千瓦時）、青海（110 億千瓦時）、新疆（101 億千瓦時）、甘肅（90 億千瓦時）、寧夏（87 億千瓦時）。
特高壓影響送受兩端發(fā)電格局，新疆、陜西、吉林發(fā)電量增速較高。1-12 月，西藏（16.5%）、陜西（14.1%）、廣西（12.0%）、新疆（9.6%）、內(nèi)蒙古（8.5%）、吉林（8.4%）發(fā)電量增速較高。西藏、廣西、內(nèi)蒙古主要是由于用電需求旺盛；新疆同時得益于 9.2%的用電量高增速和 42.9%的外送電量增加，準(zhǔn)東—華東（皖南）±1100 千伏特高壓于 2019 年 9 月投產(chǎn)后，已外送電量 115.8 億千瓦時；陜西、吉林主要是得益于外送電量的快速增長，榆橫—濰 坊 1000 千伏特高壓交流輸變電工程和扎魯特－山東青州特高壓直流輸電工程投產(chǎn)，分別促使陜西和吉林外送電量增長 17%、13.5%。
受需求、外送等因素影響，湖北、吉林、陜西火電發(fā)電增速較高。1-12 月，火電發(fā)電量增速高于 10%的省區(qū)分別是：西藏（73.1%）、廣西（22.0%）、湖北（18.4%）、陜西（14.3%）、吉林（9.9%）；低于-10%的省區(qū)是：青海（-13.3%）。西藏、廣西火電發(fā)電高增主要由于本省電力需求旺盛，吉林、陜西主要由于外送能力大幅提升，湖北主要由于省內(nèi)需求旺盛疊加水電出力大幅下滑；青?；痣姲l(fā)電大幅下滑主要是由于水電超發(fā)擠壓火電。
（三）火電裝機(jī)增速回升，前 11 月新增 3418 萬千瓦
截至 11 月底，全國 6000 千瓦及以上電廠裝機(jī)容量 18.7 億千瓦，同比增長 5.6%。其中，火電裝機(jī) 11.8 億千瓦，同比增長 4.6%；水電裝機(jī) 3.1 億千瓦，同比增長 1.2%；核電裝機(jī) 0.49 億千瓦，同比增長 24.1%；并網(wǎng)風(fēng)電 1.98 億千瓦，同比增長 12.5%；太陽能發(fā)電裝機(jī) 1.4 億千瓦，同比增長 6.1%。
裝機(jī)容量前五名的省區(qū)分別是：山東（1.30 億千瓦）、內(nèi)蒙古（1.28 億千瓦）、江蘇（1.26 億千瓦）、廣東（1.20億千瓦）、四川（0.94 億千瓦）；火電裝機(jī)容量前五名的省區(qū)分別是：山東（1.07 億千瓦）、江蘇（1.01 億千瓦）、內(nèi)蒙古（0.87 億千瓦）、廣東（0.85 億千瓦）、河南（0.72 億千瓦）；水電裝機(jī)容量前五名的省區(qū)分別是：四川（0.74億千瓦）、云南（0.54 億千瓦）、湖北（0.36 億千瓦）、貴州（0.19 億千瓦）、廣西（0.15 億千瓦）；風(fēng)電裝機(jī)容量前五名的省區(qū)分別是：內(nèi)蒙古（0.29 億千瓦）、新疆（0.19 億千瓦）、河北（0.15 億千瓦）、甘肅（0.13 億千瓦）、山東（0.13 億千瓦）。
陜西火電裝機(jī)集中投產(chǎn)，主要為榆橫-濰坊特高壓配套電源。1-11 月，裝機(jī)容量增速高于 10%的省區(qū)分別是：陜西（16.6%）、青海（12.9%）、廣東（10.4%）、河北（1.0.0%）。陜西主要火電、太陽能裝機(jī)增長較快，清水川電廠二期 2×100 萬千瓦項目、榆能橫山煤電一體化項目 2×100 萬千瓦機(jī)組、陜投趙石畔煤電一體化項目 2×100 萬千瓦項目等相繼投產(chǎn)；青海主要得益于風(fēng)電裝機(jī)的快速增長；廣東主要得益于陽江核電、火電機(jī)組投產(chǎn)；河北主要得益于火電機(jī)組投產(chǎn)。此外，湖北省火電裝機(jī)增速高達(dá) 13.0%，鄂州電廠三期擴(kuò)建工程 2×100 萬千瓦項目、京能十堰 2 ×35 萬千瓦熱電聯(lián)產(chǎn)項目等項目投產(chǎn)。
火電集中投產(chǎn)，新增裝機(jī)增速較高。2019 年 1-11 月,火電 3418 萬千瓦，同比增長 13.3%；水電 338 萬千瓦，同比減少 52.6%；核電 409 萬千瓦，同比減少 31.4%；風(fēng)電 1646 萬千瓦，同比減少 4.3%；太陽能發(fā)電 1796 萬千瓦。
（四）火電利用小時降幅收窄
1-11 月，全國發(fā)電設(shè)備平均利用小時為 3469 小時，比上年同期減少 50 小時?；痣娖骄眯r為 3856 小時，比上年同期降低 90 小時；水電平均利用小時為 3499 小時，比上年同期增加 141 小時。
受需求、外送等因素影響，廣西、四川、新疆、湖北等地火電利用小時提升較快。1-11 月，火電利用小時數(shù)前 5 名 的省區(qū)分別是：內(nèi)蒙古（4898 小時）、江西（4631 小時）、河北（4397 小時）、安徽（4374 小時）、湖北（4291小時）?；痣娎眯r數(shù)增速前 5 名的省區(qū)分別是：廣西（28.4%）、四川（12.4%）、新疆（10.3%）、湖北（6.6%）、貴州（5.5%）。廣西、四川、新疆火電利用小時高增主要由于本省電力需求旺盛，1-11 月廣西、四川、新疆的用電量增速分別為 12.8%、7.1%、8.7%；湖北主要由于省內(nèi)需求旺盛疊加水電出力大幅下滑，1-11 月湖北省用電量增速7.4%，水電發(fā)電量同比下滑 8.4%；貴州主要得益于外送電量的增長，1-11 月貴州外送電量同比增長 12.4%。
（五）2019 年市場化比例較 2018 年提高 9pct.
12 月份，全國各類市場交易電量合計為 2772 億千瓦時，占全社會用電量比例 39.0%，較 11 月份降低 13.4 pct。省內(nèi)中長期交易電量合計為 2318.5 億千瓦時，其中電力直接交易 1698 億千瓦時、發(fā)電權(quán)交易 324.7 億千瓦時、抽水蓄能交易 725.2 億千瓦時、其他交易 0.7 億千瓦時。省間交易（中長期和現(xiàn)貨）電量合計為 453 億千瓦時，其中省間電力直接交易 97.9 億千瓦時、省間外送交易（網(wǎng)對點、網(wǎng)對網(wǎng)）330 億千瓦時、發(fā)電權(quán)交易 25.1 億千瓦時。
1-12 月，全國各類市場交易電量合計為 28344 億千瓦時，占全社會用電量比例 39.2%，較 2018 年提升 9pct。省內(nèi)中長期交易電量合計為 23016.5 億千瓦時，其中電力直接交易 20286.2 億千瓦時、發(fā)電權(quán)交易 2493.3 億千瓦時、抽水蓄能交易 144.4 億千瓦時、其他交易 92.7 億千瓦時。省間交易（中長期和現(xiàn)貨）電量合計為 5327.5 億千瓦時，其中省間電力直接交易 1485.2 億千瓦時、省間外送交易（網(wǎng)對點、網(wǎng)對網(wǎng)）3585.8 億千瓦時、發(fā)電權(quán)交易 256.5 億千瓦時。
政策及公告
（一）31 家發(fā)電及電網(wǎng)企業(yè)發(fā)布業(yè)績預(yù)告截至 1 月 31 日，共 31 家發(fā)電及電網(wǎng)企業(yè)發(fā)布業(yè)績預(yù)告，其中 21 家預(yù)增，10 家預(yù)減。穗恒運 A、大連熱電、粵電力 A 分別預(yù)計增長 420%、343%、195%。重點公司：華電國際、長江電力、川投能源、長源電力、皖能電力、建投能源、京能電力分別預(yù)增 110%、-4.65%、-17.91%、194.2%、59.1%、45.9%、63%。
（二）川投能源歸母凈利預(yù)減 17.91%，雅礱江水電預(yù)減 17.46%1 月 11 日，川投能源發(fā)布《2019 年年度業(yè)績快報公告》，2019 年報，公司實現(xiàn)歸屬于上市公司股東凈利潤與上年同比減少 17.91%，影響公司利潤變動的主要原因是參股 48%的雅礱江公司報告期內(nèi)凈利潤同比下降 17.46%。雅礱江業(yè)績預(yù)減主要原因：1、錦官電源組所得稅優(yōu)惠到期，所得稅率由 7.5%提高至 15%；2、計提電價讓利。
（三）國投電力 2019 年上網(wǎng)電量增長 6.83%，電價下降 5.05%1 月 10 日，國投電力發(fā)布《2019 年年度主要經(jīng)營數(shù)據(jù)公告》。2019 年，公司境內(nèi)控股企業(yè)累計完成發(fā)電量 1621.42億千瓦時，上網(wǎng)電量 1572.13 億千瓦時，與去年同期相比分別增加了 6.94%和 6.83%；平均上網(wǎng)電價 0.299 元/千瓦時,與去年同期相比下降了 5.05%。我們根據(jù)經(jīng)營數(shù)據(jù)測算，國投電力 2019 年歸母凈利約 52.3 億元，同比增長 19.8%；扣非歸母凈利 48.6 億元，同比增長 11.4%。影響業(yè)績的主要因素：1、受錦官電源組所得稅優(yōu)惠到期和計提電價讓利的影響，雅礱江業(yè)績預(yù)減 17.46%；2、火電廠掛牌出讓，資產(chǎn)處置受益增加 7.9 億元；3、煤價下跌，火電盈利提升。
（四）華能國際 2019 年上網(wǎng)電量下降 4.38%，電價下降 0.35%1 月 16 日，華能國際發(fā)布《2020 年度電力雙邊直接交易成交結(jié)果》，2019 年第四季度，公司境內(nèi)完成發(fā)電量 1028.19億千瓦時，同比下降 0.86%；完成售電量 1001.90 億千瓦時，同比增長 2.28%；2019 年全年，公司境內(nèi)完成發(fā)電量4050.06 億千瓦時，同比下降 5.91%；完成售電量 3881.82 億千瓦時，同比下降 4.38%；2019 年全年公司中國境內(nèi)各運行電廠平均上網(wǎng)結(jié)算電價為 417.00 元/兆瓦時，同比下降 0.35%。2019 年全年，公司結(jié)算市場化交易電量 2164.38億千瓦時，交易電量比例為 56.4%，比去年同期增長 12.92 個百分點。我們參照經(jīng)營數(shù)據(jù)，假設(shè)資產(chǎn)減值維持 2018 年水平，測算華能國際 2019 年歸母凈利約 56.0 億元，同比增長 289%。
（五）長江電力歸母凈利預(yù)減 4.65%1 月 16 日，長江電力發(fā)布《2019 年度業(yè)績快報公告》。2019 年，公司實現(xiàn)利潤總額 266.24 億元，比上年同期下降1.42%，歸屬于上市公司股東的凈利潤 215.60 億元，比上年同期下降 4.65%。利潤總額下降主要系 2019 年長江流域來水總體偏枯，公司發(fā)電量減少所致；凈利潤下降主要系川云公司享受的“三免三減半”企業(yè)所得稅優(yōu)惠政策已于2018 年底到期，2019 年起川云公司僅享受西部大開發(fā)稅收優(yōu)惠，適用所得稅稅率由 7.5%升至 15%所致。
（六）華電國際歸母凈利預(yù)增 110%1 月 17 日，華電國際發(fā)布《2019 年年度業(yè)績預(yù)增公告》。預(yù)計 2019 年年度實現(xiàn)歸屬于上市公司股東的凈利潤與上年同期重述后數(shù)據(jù)相比，將增加人民幣 15.5 億元到人民幣 19.0 億元，同比增加約 90%到 110%。2019 年累計發(fā)電量為 2,151.09 億千瓦時，比上年同期重述后數(shù)據(jù)增長 1.84%；上網(wǎng)電量完成 2,014.37 億千瓦時，比上年同期重述后數(shù)據(jù)增長 2.09%。發(fā)電量及上網(wǎng)電量同比增長的主要原因是本集團(tuán)新增機(jī)組的電量貢獻(xiàn)。2019 年，本集團(tuán)市場化交易電量約為 1,081.8 億千瓦時，交易電量比例為 53.7%，上年同期重述后的比例為 43.6%，較上年同期重述后數(shù)據(jù)增加10.1 個百分點。2019 年本集團(tuán)的平均上網(wǎng)電價為 414.49 元/兆瓦時，較上年同期重述后數(shù)據(jù)增長 1.16%。
（七）《關(guān)于做好疫情防控期間煤炭供應(yīng)保障有關(guān)工作的通知》 2 月 1 日，國家能源局發(fā)布《關(guān)于做好疫情防控期間煤炭供應(yīng)保障有關(guān)工作的通知》。通知要求：抓好復(fù)產(chǎn)復(fù)工，保障煤炭穩(wěn)定供應(yīng)；嚴(yán)禁以各種理由不履行中長期合同，嚴(yán)禁限制煤炭外銷；對復(fù)工復(fù)產(chǎn)進(jìn)度遲緩、產(chǎn)量恢復(fù)慢的煤礦，各地和有關(guān)中央企業(yè)要強化責(zé)任落實，及時進(jìn)行督促約談。
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