据国家统计局发的最新数据，今年1—2月份，生产原煤7.3亿吨，同比增长5.8%，日均产量1244万吨。进口煤炭6064万吨，同比增长70.8%，上年12月份为下降0.1%。据相关测算，两个加起来，总的供应量，差不多比去年同期多出了6500万吨。不过，3月份的供应量跟去年同期差不多。

而在需求测，电煤的消费量却是减的。还是国家统计局的数据，今年1—2月份，发电13497亿千瓦时，同比增长0.7%。其中，火电同比下降2.3%，水电下降3.4%，核电增长4.3%，风电增长30.2%，太阳能发电增长9.3%。不过3月份的燃煤电厂日耗实现了正增长，这也是电煤价格没有大幅下跌的一个主要原因。

由于供应充足、需求相对不足，加上长协托底和进口煤增加，今年的电煤市场整体上会比去年差。不过当前燃煤电厂的日耗还不错，同比是正增长，真正的考验会是四月份电厂检修的时候，贸易商需要控制好风险。

限电反思：煤电不可或缺

进入新世纪以来，我国电力装机保持高速增长，据中电联统计，截至2022年底，全国全口径发电装机容量25.6亿千瓦，蝉联世界第一电力装机大国多年。

但2020年底，湖南省发改委一则《关于启动2020年全省迎峰度冬有序用电的紧急通知》却如“平地惊雷”般地将缺电的事实带入公众视野——我国电力装机增长了6倍有余且产能过剩，缘何“拉闸限电”再度来袭？

2021年，“限电”的寒气持续蔓延。这一年，需求侧工业生产恢复、冬季寒潮、夏季持续高温天气等因素带动负荷快速增长；供给侧能耗双控、煤炭价格上涨、来水偏枯等多重因素制约电力供应能力。供需之间此消彼长，全国大范围开启有序用电。

“前两年限电的共性原因在于部分地区没有把握好减碳节奏。间歇性、波动性新能源装机大增，但是提供保障托底能力的煤电迎来‘关停潮’，盲目唱衰煤电甚至‘妖魔化’煤电的声音盛行。‘要先立后破，而不能未立先破’。”业内人士盛某告诉记者。

近年来，煤电发展受限，新增装机不断下滑，低碳转型的加快，使煤电发展一度陷入“休止”，一些减碳退煤的观点称“应在短期内迅速淘汰优先退役1.12亿千瓦煤电机组”。“十四五”初期，关于“十四五”时期煤电是“再建”还是“再见”的争论渐渐有了答案。

从经济性、技术成熟度、产能等多方面因素综合来看，短期内，新型储能尚不具备大规模替代煤电、承担保障系统安全稳定运行的重任，煤电依然是我国电力系统的“顶梁柱”。“未来2~3年，我国电力需求仍将维持刚性增长，核电、水电等电源建设周期较长，投产时序已基本明确。受地缘政治影响，气源、气价等因素对我国气电发展的约束性进一步加大，气电发展存在不确定性。随机性、间歇性的特征决定了风电、光伏无法稳定出力。”业内专家告诉记者。

上述专家进一步表示，新能源能量密度低决定了其短期内无法提供与煤电相当的保障容量。“截至2022年6月底，全国新能源发电装机容量达到6.9亿千瓦，但可靠保障容量仅3000万千瓦，不足全国煤电可靠保障容量的3%。未来一段时期内煤电仍是保障我国电力可靠供应的压舱石。”

纠偏迫在眉睫。2021年12月，中央经济工作会议指出，传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上。要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合。

然而，随着用电负荷快速增长，同时受部分地区煤电建设投产滞后、部分水电大省汛期来水偏枯等因素影响，2022年四川、重庆等地区电力供需再度陷入紧缺，折射出我国电力行业更深层次的供需矛盾——“结构性过剩”与“结构性不足”共存，电力行业供给已跟不上需求变化。

当前煤炭及电力运行展望

春节以来电力消费逐步回升，电煤供应保持平衡。2023年以来，电力行业认真贯彻落实党中央国务院关于能源电力安全保供的各项决策部署，全力以赴保供电、保民生，全国电力系统安全稳定运行。春节后，企业复工复产率稳步上升，拉动全国日均发电量规模回升，同比上年有所增加。从电煤消耗看，2023年2月以来，在经济快速恢复的拉动下，南方地区、华北地区以及华中地区耗用原煤量增速均超过20%。

从库存情况看，截至2月中旬，中电联统计范围内的燃煤电厂日均入厂煤量同比增长0.4%，由于入厂煤量远低于耗用量，导致电煤库存持续降低，可用天数同比减少0.8天。从市场价格看，今年以来，电煤市场价格整体有所回落。截至2月17日，CECI沿海现货5500千卡/千克成交价为955元/吨，自去年8月中旬以来，首次进入政府要求的市场价格合理区间，但仍远高于长协区间上限770元/吨。随着春节后经济回暖，耗煤量不断攀升，煤炭价格止跌回涨。当前，电煤价格水平仍明显高于煤电企业承受能力，煤电企业燃料成本无法全部向外疏导，煤电和热力企业连续多年巨额亏损的局面仍在延续。

2023年，全国全社会用电量保持稳定增长，煤炭优质产能继续释放，煤炭供应将维持较高水平，电煤消费保障能力逐步增强，但局部时段局部地区电煤供应仍会出现供需失衡的情况。

根据中电联发布的《全国电力供需形势分析预测报告》，预计2023年全国全社会用电量9.15万亿千瓦时，比2022年增长6%左右。煤炭方面，我国将继续立足于自身资源禀赋，充分发挥煤炭在能源供应中的兜底保障作用，积极推进智能化煤矿核准建设，推动在建煤矿尽快投产达产，全面增强煤炭安全增产保供能力和韧性。

自今年1月以来，各省市通过地方两会发布2023年政府工作报告，明确提出了2023年的煤炭计划产量。其中，山西省、内蒙古自治区、陕西省2023年计划煤炭产量分别达到13.65亿吨、12.5亿吨、7.5亿吨以上，新疆提出进一步释放煤炭优质产能，全年预计原煤产量4.13亿吨。

总体看，煤炭生产将继续向晋陕蒙新地区集中，其他地区煤炭产量可能继续下降，煤炭产需逆向分布格局愈加明显。预计2023年国内原煤产量或将达到46亿吨，供应能力继续增强。其中，电煤消费总量在与上年水电出力持平的情况下，将同比增长5000万吨左右。

进口煤方面，随着国际煤炭供需形势逐步缓解，我国煤炭进口会相对平稳。其中，中澳关系有所缓和，澳煤进口政策适度放宽。澳煤若价格有优势，将优化我国现有进口煤来源，补充国内市场需求，并对国内煤炭价格产生一定影响。

2023年电煤中长期合同签订兑现力度加大。国家发展改革委对中长期合同签订的覆盖面、兑现率、执行价格的监管力度不断加强，转变了原有的国内煤炭市场供应结构。2023年火电企业普遍加大了长协煤的采购力度，随着国内煤炭产量的增加，长协煤兑现率会明显提升，火电企业市场煤采购量将逐步减少，发电成本有望下降。

对电煤保供稳价的建议

2022年，国家有关部门出台一系列煤炭增产增供政策，在煤炭、电力等各方努力下，全国电力供需整体平衡。今年煤炭产能还将继续释放，以保障经济快速恢复的用能需求，但电煤的保供稳价工作还面临一定的困难。供应方面，尽管国家要求电力热力企业长协全覆盖，但从目前的长协签订情况看，还存在区域性不平衡以及运力保障不足等影响后续履约率的问题。

此外，中长协合同中变相涨价、物流环节加价等不规范不合理的条款仍较为普遍。价格方面，受国际能源供应紧张暂无缓解迹象及国内经济回升的双重预期，电煤价格在今年高位波动的可能性较大。煤质方面，电煤供应热值已连续3年持续明显下降，根据中电联行业统计数据测算，2022、2021年电煤热值同比下降幅度均在100千卡/千克以上，从目前看，下降的趋势仍未得到明显控制。2023年，电煤稳定安全供应工作仍然艰巨。鉴于以上情况，笔者建议:

一是构建电煤库存安全预警体系。建立健全电煤安全信息沟通制度，加强各电厂供、耗、存数据的监测，提升数据预报准确性、及时性、真实性。加强电煤安全应急保障制度建设，针对安全警戒线下的电厂启动应急保供预案，事后分析原因、厘清责任，对长协合同供应主体单位和电厂建立监督考核机制，保障电煤安全供应和国民经济稳定运行。

二是充分发挥电煤中长期合同重要作用。要全面压实责任，落实煤炭企业29亿吨电煤长协签订任务。加强煤电企业长协履约率、价格到位率统计分析，对当前煤炭企业变相涨价、物流环节加价、不合理煤质奖励等问题加强监管。进一步规范贸易商长协，要求扣除流通服务费用后，折算港口价、坑口价应符合有关政策明确的合理价格区间。进一步加大铁路运力支持，建议按照应排尽排要求，优先安排国有重点发电企业的铁路运力计划，重点支持增加陕西到河南及“两湖一江”、山西、蒙西、新疆等外运铁路运力计划，确保运力足额配置，为合同兑现打下坚实的基础。

三是加强极端天气下电煤供需形势研究。气象因素对电煤供需关系的影响不容忽视，极端天气下电煤供应紧张现象时有发生。若2023年夏季仍延续2022年高温少雨情况，则需建立极端天气下供需分析的研究框架和方法论，提前预警各个地方储备煤的增量，充分发挥地方储备煤应急保障作用，应对极端天气下电煤需求的骤然增长。

四是提高电煤供应质量。电煤供应需加强质量监控和要求,同等供应量情况下加大高热值煤炭供应，合理控制低质煤供应，可提高有效供应量，既有利于提高煤炭存储、运输效能，又有利于降低物流成本，减少碳排放。

五是确保煤炭价格稳定在合理区间。在增加有效供给的前提下，加强价格指导和日常监管，严厉打击控制产量、捂盘惜售、哄抬价格、恶意炒作、垄断同盟等扰乱正常市场秩序的行为，确保电煤价格稳定在合理区间。加强电煤产、供、需等各环节有效监测，提高真实数据统计和市场分析的水平，建立有效价格动态监管体系，做好市场重大变化前的预测预警。

文章来源： ​中国电力企业管理，电联新媒，丰矿煤炭物流