电煤与电力供应紧张原因分析及有关建议

　　能源安全是关系我国经济社会发展的全局性、战略性问题。2021年，我国部分地区出现了缺煤、限电等能源供应问题，尤其四季度以来，能源保供面临严峻挑战。党中央、国务院高度重视，采取系列政策措施确保了采暖季及重要活动期间电力、热力供应安全。

　　2021年煤电以不足50%的装机占比，生产了全国60%的电量，承担了70%的顶峰任务，发挥着电力安全稳定供应、应急调峰、集中供热等重要的基础性作用。煤电在电力系统中的基础保障性和系统调节性特性，决定了在相当长时期内仍将承担保障我国能源电力安全的重要作用。电煤的充足稳定供应，是煤电机组有效出力的基础，电网安全对电力燃料供应能力提出更高要求。随着煤炭行业淘汰落后产能持续推进、安全环保要求不断升级，煤炭产能产量供应弹性不足，原有区域性供需平衡被打破，阶段性、区域性供需失衡明显。

　　为深入贯彻落实习近平总书记重要指示批示精神，以及党中央、国务院关于能源稳定供应的决策部署，全面总结去年以来的能源电力保障工作，防范再次出现市场供需失衡和供应安全问题，中电联开展了“2021年电煤与电力供应紧张原因分析调研”，在多形式调研的基础上，形成调研报告,厘清导致能源电力、尤其电煤供应不足的原因，研判未来发展需求及面临的问题，并提出针对性建议，供政府有关部门参考。

2021年电煤与电力供应紧张情况及主要原因

2021年有序用电情况

　　近年来，我国部分省市在迎峰度夏、迎峰度冬等用电高峰期间又出现采取有序用电情况，反映出结构性、时段性供用电矛盾问题。

　　2021年，全国电力供需形势总体偏紧，全国最高发受电电力为11.92亿千瓦(出现在7月14日)，同比增长7.9%。同年全口径装机容量同比增长7.9%，但水电、火电和核电等基础性电源新增装机容量仅同比增长4.5%，远低于发受电力增长幅度，造成顶峰能力明显减弱。

　　分时间看，在年初、迎峰度夏以及9~10月部分地区电力供应紧张。尤其9~10月，全国电力供需总体偏紧，超过20个省级电网采取了有序用电措施。从有序用电执行情况看，部分地区有序用电负荷达到最大负荷的20%以上，甚至达到工业负荷的50%以上，接近可限负荷极限，导致个别地区少数时段出现拉闸限电。

2021年有序用电的主要原因

　　经课题组调研分析，主要有以下5个方面的原因：

　　一是在宏观经济、气温等因素拉动下，用电量快速增长。2021年，我国全社会用电量同比增长10.3%。另外，极端天气加剧部分地区电力供应紧张，例如，南方区域夏季高温干旱天数偏多等。

　　二是水电等清洁能源发电出力减少。2021年，全国水电发电量同比下降1.1%，全国水电设备利用小时同比降低203小时。水电发电量负增长，汛期主要流域降水偏少是最主要原因，主要影响华东、华中和南方区域。需要特别关注的是，天气情况对水电、风电和光伏发电等的发电出力也影响显著，会直接导致煤电出力与对电煤需求量的变化，例如，东北区域的部分时段新能源出力骤减，导致电力供应存在短时缺口。

　　三是电煤和天然气等一次能源供应偏紧，火电机组有效出力受阻。煤炭产量与用煤需求明显不匹配，特别在2021年迎峰度夏和度冬期间，煤炭市场供需严重失衡，煤炭库存持续处于历史低位，导致煤电机组有效出力受阻。天然气供应与需求面临同样问题，部分地区由于天然气供应紧张、价格高企等原因影响燃机出力。2021年生产天然气2053亿立方米，比上年增长8.2%，但同期天然气表观消费量同比增长15%左右。迎峰度夏期间，广东、江苏等部分地区气源紧张，造成部分燃机停机，影响电力供应。

　　四是多重因素叠加，部分省份跨省区电量调入减少。主要受水电发电量减少、送出省份用电需求增加等影响，部分外购电占比较大的省份输入电量明显下降或基本持平，难以满足本省用电需求的较快增长，是输入电量占比较大的省份缺电的主要原因之一。

　　五是地方政府基于能耗“双控”的限电措施,一定程度上“烘托”了用电紧张气氛。2021年8月，国家发改委印发的《2021年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》显示，青海、宁夏、广西等12个地区在能耗降低和能源消费总量方面均呈现严峻态势，上半年“双控”目标均未能完成。为完成能耗“双控”年度目标，各省区采取对电解铝等高耗能企业实施限电限产等措施，尽快改善能耗问题。

电煤紧缺情况及主要原因

2021年电煤紧缺情况

　　2021年，全国煤炭消费量同比增长4.6%。其中，电厂发电、供热消耗原煤同比增长10.2%，折合标煤消耗量同比增长7.8%。规模以上煤炭企业原煤产量40.7亿吨，同比增长4.7%，其中前三季度同比增长3.7%，原煤生产呈明显的前低后高特征。由于原煤产量增速远低于同期煤电消耗量增速，市场严重供不应求，价格持续高位攀升，电厂存煤逐步降至低位。根据中电联统计监测，9月底，中电联统计口径燃煤电厂煤炭库存同比减少45.7%;电煤可用天数11.4天，电煤库存低于7天的燃煤电厂合计193个，占比31%。进入四季度，随着国家大力推进煤炭增产保供，全国煤炭产量和市场供应量持续增加。

　　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。

　　五是煤电企业大面积严重亏损影响保供能力。由于电煤价格的非理性上涨，燃料成本大幅上涨，2021年五大发电集团煤电板块亏损1427亿元，累计亏损面达到80%左右，整体资产负债率同比提高2.2个百分点。若高煤价持续，煤电企业现金流紧张，电力企业将面临资金链断裂风险，部分煤电企业将陷入无钱买煤的困境。同时，电厂技改、设备检修维护等安全投入欠账较多、隐患增多，部分电厂甚至无法维持正常的电力生产，企业的稳定生产能力下降，已严重威胁电力保供和系统安全稳定运行。

　　相关建议

　　保障能源供应安全将是未来能源工作的重点之一，确保电煤充足稳定供应是保障国家能源电力安全的关键。面对近期更加复杂严峻的国内外挑战，更需要从能源安全的角度加强统筹和顶层设计，建立稳定持续的供应机制和长效协调机制，从增加煤炭产能、增强产量弹性、完善长协和市场机制、加强形势监测和预测预警等方面加强电力燃料供应保障体系建设，保障电力燃料供应安全，做好全社会电力、热力用能保障工作，防范再次出现市场供需失衡和供应安全问题。

　　一是加强能源安全产业链统筹。面对复杂严峻的国内外能源供需形势，坚持系统思维，进一步深入研究煤、电、油、气等多类型能源协调互济关系，充分认识电煤充足稳定供应在能源电力安全中的主要作用，进一步加强各类型电源的统筹规划和电力跨省跨区送电交易和平衡，进一步完善有序用电管理和电力市场化建设，同时推动进一步完善煤电价格补偿机制、容量电价机制等，以市场化手段优化煤电功能和结构，提高电力保障能力。

　　二是提升煤炭有效供应能力。加快协调已获批产能落地，建立煤炭储备产能，提高煤炭区域保供能力，把提高有效供应能力责任落实到安全、环保、土地生态等各环节，将月度标准煤销售量作为产煤省份和主要企业保供考核标准，切实加强煤炭质量管理，避免煤质进一步下降。

　　三是增强煤炭生产供应弹性。制定煤矿保供与弹性生产机制，建立保供煤矿“白名单”，形成煤矿应急生产能力，优化煤矿生产组织，增强进口煤补充作用的稳定性。

　　四是强化中长期合同机制。加强组织协调，确保中长期合同全覆盖等政策稳健持续。优化相关机制，重点解决煤质严重不匹配、运输流向错配等问题，推广“优质优价”的分档级差定价机制。加强运输协调和履约监管。

　　五是加强形势监测和预测预警。加强统计数据规范性、准确性，摸清全国煤炭产能、有效产量、煤质等供应能力底数。加强能源安全监测预警，强化苗头性、倾向性、潜在性问题研判。完善应急保供协调机制，强化政策落实和监督管理措施，充分发挥运行协调、环境保供、安全等多部门协同工作合力，充分调度中央和地方，政府和企业、行业协会等社会第三方力量的协同作用，做好应对预案，保障能源稳定运行。

　　中国电力企业联合会

　　课题组组长:安洪光

　　成员单位:理事长、有关副理事长单位

　　主笔人：叶春、尹琳琳、刘伟、刘峻江、郑小侠、王啸宇、宋建华、刘雪飞、李绍丽