文_中国电力企业联合会统计与数据中心主任 王益烜

　　党中央、国务院高度重视能源电力供应保障工作，今年以来煤炭产量较快增长，有效应对了7、8月来水形势急转直下、水电出力大幅下降、煤电发电量快速增加的突发情况，有力保障了迎峰度夏用电高峰期对电煤的消费需求。

　　入冬以来，水电出力同比继续大幅下降，电力消费增长带动电煤消耗量同比继续增加，重点煤矿、港口煤炭库存处于相对低位，煤电企业仍然大面积亏损，电力保供特别是煤电保供依然面临较大压力。迎峰度冬需要各方协力、未雨绸缪，避免出现因电煤供应紧张等引发的大面积电力供应紧张状况。 

　　认清困难做好电煤保障工作

　　重点煤矿、港口等环节煤炭库存偏低。今年，电力企业高度重视能源电力保供，充分做好电力燃料保障工作，积极采购电煤。截至11月中旬，电厂电煤库存总体处于正常水平，电厂存煤可用天数超过20天，为后续迎峰度冬电力保供打下了很好的基础。但10月煤炭日均产量环比9月减少95万吨，当前重点煤矿、港口等环节煤炭库存偏低，一定程度上增加了冬季电煤保供的风险。

　　产煤大省重点煤矿库存偏低。10月底，山西、陕西、内蒙古三省区国有重点煤矿库存偏低，未达到前两年同期水平，比2021年同期减少16.0%，比2020年同期减少44.5%。

　　港口煤炭库存处于近4年同期最低水平。根据中国煤炭市场网（CCTD）主流港口煤炭库存监测数据，11月14日主要沿海港口煤炭库存4383万吨，处于近4年来同期最低水平，同比减少18.1%，分别比2019、2020年同期减少9.4%、36.6%。

　　煤炭市场价格高企。煤炭进口价格居高位。欧洲天然气供应紧张导致欧洲等地对煤炭的消费需求快速增长，国际煤炭价格持续上升，屡创新高。澳大利亚纽卡斯尔动力煤价格指数从年初的201.5美元/吨，上涨至9月9日的最高点452.8美元/吨，是2021年同期的2.5倍、2020年同期的9.1倍。近期价格虽有所回落，但11月初的价格仍然在360美元/吨左右的高位。受国际能源紧张等因素影响，我国煤炭进口量比上年减少，采购金额大幅上涨。海关总署数据显示，1～10月，我国进口煤炭2.3亿吨，同比下降10.5%；进口金额2247亿元，同比上涨39.9%，进一步增加了煤电企业经营压力。

　　部分省份电价疏导政策难以落实。《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》明确指出，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。据调研了解，在电煤成本大幅上涨的情况下，部分省份贯彻落实通知中提出的“中长期交易执行燃煤基准价上下浮动20%”这一政策不到位，造成燃煤发电成本未足额疏导，出现发电成本倒挂等问题，加剧了煤电企业亏损。

　　煤炭价格持续高位导致煤电企业持续大面积亏损。前三季度四大发电集团一半以上煤电企业仍处于亏损状态，部分企业现金流紧张。四大发电集团煤电企业资产负债率同比提高11个百分点，持续亏损导致煤电企业负债率大幅提高，增加了电力安全稳定供应风险。根据中电联对某发电集团的调研，9月底该集团资产负债率为72.2%，前三季度煤电板块同比增亏17亿元。受电煤价格持续高位运行影响，部分基层煤机电厂亏损额不断累积，该集团超过四成的煤电企业经营活动现金流无法覆盖利息支出，三成煤电企业经营现金流量为负，四成煤电企业资产负债率超过90%。

　　稳价增产做好今冬电力保供

　　综合考虑宏观经济、疫情、燃料供应、气温、降水以及煤电企业持续大面积严重亏损等多方面因素交织叠加影响，预计迎峰度冬期间全国电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。分区域看，预计迎峰度冬期间华北、东北区域电力供需基本平衡，华东、华中、西北、南方区域电力供需偏紧。

　　针对今冬及明春电力保供面临的挑战，为保障煤电安全有效运行，确保生产生活安全平稳度冬，建议做好以下几个方面的工作：

　　一是增加煤炭产能，保障电力燃料可靠供应。继续加大煤炭先进产能释放力度，统筹协调煤炭产能核准、核增审批办理过程中的困难，协助企业依法合规尽快增产增供。优先组织满足条件的先进产能煤矿建立保供“白名单”，鼓励保供煤矿应急增加产能。对煤炭资源大省开展中长期合同签订情况的督查，确保三个100%政策落地，提高长协兑现，确保电煤稳定供应。加强煤质监督管理工作，加大煤质抽查力度，严控劣质煤进入电煤市场。根据热值明确不同的系数对电煤价格进行折算，引导中长期合同履约的煤质提升。加大对迎峰度冬期间电力供应偏紧地区，如云南、贵州、湖南、四川、广东、浙江、上海等地电煤、发电用燃气的合同履约的执行力度，并在铁路运力方面适当倾斜，提高今冬明春的火电顶峰发电能力。

　　二是对煤电价格成本的有效疏导给予政策支撑。协调督促各地区严格落实《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》要求，确保煤电价格切实上浮到位，疏导煤电企业成本。对电价上浮后仍与煤价水平错位的地区，考虑重新核定基准价，尽快缓解企业经营困难形势，提升保供能力。出台涉高耗能企业落实市场交易电价管理清单，禁止对涉高耗能企业开展优惠电价的交易。进一步明确跨省跨区送电交易价格形成机制，外送价格浮动机制按照落地省燃煤发电基准价执行，充分发挥区域间余缺相济作用。

　　三是保障电力稳定生产。积极对接煤炭生产省份，加快入冬储煤工作。加强在役机组运行管理，减少非计划停机、受阻情况，保障机组稳发满发。上海、浙江、广东等燃气发电占比较大的省份做好燃气资源调配、机组运维等工作，保障燃气发电顶峰能力。四川、云南等水电大省做好蓄水保水工作，为迎峰度冬打好基础。加快重点电源建设进度，提高系统的供应能力。

　　四是推动煤电企业可持续发展。充分发挥煤电机组在保障系统安全运行的基础作用。根据煤电在系统中的作用，因地制宜推动煤电发电能力合理增长，同时积极有序推进煤电“三改联动”，提升煤电兜底保供和系统调节能力。实施煤炭基准价与煤电基准价的联动，畅通电力成本和价格传导机制，疏导企业发电成本，调动发电企业投资建设、增产保供的积极性；对因承担保供责任保持低负荷运行的煤电企业，建立煤电配套调峰的容量补偿机制，完善供热价格形成和调整机制，维持可持续生存和保供能力。探索建立容量成本回收机制，煤电作为安全可靠的电源，要合理体现其容量价值，促进煤电企业可持续发展。