2023年是全面贯彻落实党的二十大精神的开局之年，也是为全面建设社会主义现代化国家开好局起好步的关键一年，宏观经济发展将坚持稳字当头、稳中求进的发展态势。由于疫情对经济运行的扰动明显消退，经济高质量发展获得了更加有利的外部条件。国家经济形势整体回升向好，将带动电力消费快速增长。根据中电联预测，预计2023年全国全社会用电量9.15万亿千瓦时，同比增长6%左右，若经济超预期发展，电力消费增速或将更高。

但同时，也给近年来较为紧张的电力供应保障带来压力。在新能源装机占比不断增加的背景下，燃煤发电稳定供应的天然特性尤为珍贵，其重要性也日渐凸显，煤电的价值被重新评估。当前，煤电依然是保供主力，电煤则是决定煤电能否充分发挥主力军作用的重要一环。

尽管2023年电煤消费保障能力总体继续增强，但中长期合同兑现、优质产能释放、物流运力保障、进口煤政策变化等不确定因素，成为电煤是否能够足量供应的隐忧，在用能高峰时段，局部地区电煤供应仍可能出现供需失衡的情况，煤电保供任重道远。

01

2022年煤炭市场回顾

全年煤炭产量创新高。国家统计局数据显示，2022年，全国生产原煤45.0亿吨，同比增长9.0%（见图1）。近五年来，我国原煤产量保持较快增长，特别是2022年，在国家全力推动煤炭增产增供的一系列政策下，全年新增煤炭产能超过3亿吨，全年日均产量1200万吨以上。其中，晋、陕、蒙、新四省（区）煤炭产量占全国煤炭产量的81%，充分发挥了增产增供“主力军”作用。2023年1月以来，多省区明确提出了2023年煤炭计划产量，预计2023年国内原煤产量将继续保持增长。

煤炭进口量为近四年最低。2022年，受国际局部冲突等影响，国际能源价格高位波动，全年进口动力煤价格呈现先升后降的趋势，动力煤进口总量总体呈现下降趋势，根据海关总署统计，全年进口煤炭2.9亿吨，同比下降9.2%（见图2）。产量基本维持在近五年来的平均水平。

铁路运力向长协保供煤倾斜，发挥保链稳链作用。据国家铁路总公司数据，2022年，国家铁路完成货物发送量39亿吨、同比增长4.7%（见图3）。电煤运输方面，铁路运输企业开展电煤保供专项行动，将运力资源向电煤运输倾斜，通过浩吉、侯月、瓦日、唐包等煤运大通道，组织西煤东运、北煤南运、疆煤外运，大力开行万吨列车，确保电煤运输畅通高效，运输和供应的重心向晋陕蒙特别是新疆地区转移。2022年底，国家铁路完成电煤运输14.9亿吨，同比增长13%，创历史最好水平，发挥了交通运输及物流在能源安全供应中的保链稳链作用。

电煤需求总量同比增长。2022年，受来水偏枯影响水电出力较同期明显下降，火电发电量填补水电缺口拉动电煤需求快速增长。2022年，全口径火电发电量5.73万亿千瓦时，同比增长1.2%。其中，全口径煤电发电量5.08万亿千瓦时，同比增长0.7%，占全国总发电量的比重为58.4%。纳入中电联电力行业燃料统计的燃煤发电企业累计耗用煤量17.3亿吨，同比增长1.3%。月度日均耗煤量随气温变化波动明显。

近五年来，全国煤炭消费总量随着GDP增长同步逐年上升，2022年预计达到30.3亿吨标准煤（见图4）。

02

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。

03

“三改联动”的艰巨挑战

“三改联动”有利于推动煤电机组清洁、高效和灵活性水平提高，是实现煤电高质量发展的主要抓手。2021年10月，国家发改委、能源局印发《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，正式提出了节能提效、供热和灵活性改造三方面目标要求。在灵活性改造方面，针对存量煤电机组，坚持应改尽改原则，预期改造规模2亿千瓦，增加系统调节能力3000～4000万千瓦。节能降耗方面，改造重点在供电煤耗300克/千瓦时以上的机组，对无法改造的机组逐步淘汰（含转为应急备用电源），改造规模不低于3.5亿千瓦；供热改造方面，针对具备供热条件的纯凝机组，在落实热负荷需求的前提下，改造规模力争达到5000万千瓦。

灵活性改造的主要目标是降低煤电机组最小出力、快速启停、快速升降负荷。目前，通过低负荷稳燃、热电解耦等技术改造，可以将煤电机组的最小稳定出力降至20%～30%的额定容量，但存在增减出力响应时间较长、爬坡速率较慢等问题，同时还伴随着煤耗增加、机组损耗增加和运营成本增加等问题。此外，灵活性改造需要投入的资金多，没有回收机制，没有正常盈利模式，加上近两年燃料成本高，企业亏损严重，部分企业持观望心态，积极性不高。还有煤质问题，以及灵活性改造在锅炉低负荷稳燃方面存在技术性挑战。

我国热电联产发展面临的挑战，一是占装机容量近一半的热电联产机组由于没有实现热电解耦，调峰能力十分有限，如果继续按照“以热定电”的运行方式，热电联产机组上网电量压减幅度很有限，给抽凝机组带来的调峰压力过大。二是大型抽凝供热机组比例过大，其热电比通常较小，设计性能决定了其难以全面参与深度调峰。

节能改造方面，国家要求2025年全国火电机组平均供电煤耗达到300克/千瓦时以下，“十四五”期间改造规模不低于3.5亿千瓦。要完成上述目标，需要巨量资金和技术投入，从投入产出看，节能效果能否达到测算预期是关键，存在着机组直至关停时仍难以回收投资的不确定性。

04

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。

05

煤电转型进一步的思考与建议

对有关问题的认识

高煤价问题：当前煤价高位运行，是多种因素叠加引起。少部分是成本推动引起，大部分是市场供需矛盾引起，也存在一定资本炒作因素，目前价位已偏离正常水平，是阶段性高位运行，但仍属周期涨落，是市场常态。

现行电价机制问题：现货市场三部制电价机制目前在一些地方属于试行阶段，作为市场微观主体的基层煤电企业对电量电价、容量电价和辅助服务电价都不同程度表达不满。认为日前电量电价不能报高，容量电价对大机组不公，辅助服务电价无法补偿成本等。研究认为，试行阶段需要观察期，长期看只要坚持经济折旧与物理折旧相匹配，补偿收益与辅助服务质量相匹配，容量电价、辅助服务定价机制就会越来越合理；电量电价是在限价下的市场竞争，部分成本没有传导到下游，这是火电企业对全社会的贡献。

储能问题：储能是实现新能源大规模开发，高比例接入，支持新型电力系统建设的关键。由于困扰储能项目规模化发展的价格机制和安全问题都有待解决，火电企业开发储能存观望心态。近期一些地方出台的新能源项目按不低于10%比例（时长不低于2小时）配建或租赁储能设施；以及电网企业要求新能源项目不得低于项目容量的20%（时长2小时）配建储能要求，将储能建设问题变成了发电集团在当地发展新能源的前置问题，同时也给希望自我转型的基层火电企业增加了很大困难。研究认为，开发新能源需要上一定规模储能，但选择何种技术路线，给予哪些政策扶持，需要政府及时出台政策指导。

当前工作的建议

抓长协煤供应。长协煤占火电企业现有燃料来源的70%，是电厂最可靠、最低成本的燃料来源，稳住长协煤，就保证了基本安全和利益。发电集团要组织力量加强长协煤兑现监管，确保质、量、价兑现；开展多种方式煤电合作，为煤炭生产企业实现“双碳”目标转型发展出谋划策，在新时代共谋新发展。

积极推动“三改联动”，实现煤电产业向数字经济转型。要加快灵活性改造，优先安排低负荷稳燃、宽负荷脱硝、机组控制系统优化等；全面推动供热机组高背压供热、低压缸微出力改造，对工业蒸汽机组开展多台机联动供汽改造；根据经济实用性，开展通流及运行优化调节、烟风系统改造、热力系统优化等。争取通过改造挖掘20%~30%的调节潜力，释放出巨大的调峰容量，加大对新能源的接纳能力。

要利用“三改联动”机会，尽可能在改造部位安装传感设备，实时采集烟气、蒸汽等介质压力、温度变化数据；建立工业互联网平台，分析、加工、处理介质参数，优化设计操作工艺流程，形成标准化工业操作软件和智能调节控制软件，推动煤电产业智能运营。

加快研究煤电企业新型储能建设问题。卡诺电池是一种新兴的技术，被称为“抽水蓄电”，用于廉价的、独立于场地的中大规模电能储存。它将电能转化为热能，将热能储存在廉价的储存介质中，如水或熔盐，并根据需要将热能转化为电能，容量可达100兆瓦/1000兆瓦时。业界认为比起传统储能电池，其可更经济、更环保地解决全球可再生电力的存储问题。储能产业的立，有利于实现热电解耦，有利于大规模新能源接入，有利于新型电力系统建设。储能建设要尽早规划，各级政府、科研机构、国有资本责无旁贷。

勇于管理创新，激发基层企业活力。发电集团既有的管理制度体系适用于将基层煤电企业视为电力生产单元进行管理，而没有形成一套适应向新能源转型的放权、激励、风控和考核机制，势必束缚火电企业转型发展的内生动能。煤电企业深耕地方，有自身的资源禀赋，有自我转型的破局需求。新时代需要新观念，要通过制度创新和管理创新解放生产力。

文章来源： 电联新媒，中国电力企业管理