核心觀點：

加快推動能源電力轉型，是碳達峰、碳中和戰略目標的主要內(nei) 容和關(guan) 鍵領域。在轉型過程中，既麵臨(lin) 能源生產(chan) 和消費總量繼續顯著增長的約束，還要解決(jue) 可再生能源接入比例逐步提高、用電負荷特性持續變化，對電力係統安全穩定運行提出的更高要求，尤其今年下半年全國多地出現電力供應缺口，更突出體(ti) 現了煤電對保障電力供應安全的兜底作用。

預計“十四五”電力行業(ye) 用煤需求年均增長2.4%左右，2030年達24.5-25.3億(yi) 噸，用煤需求季節性波動強度進一步增大；發電用天然氣需求年均增長超過10%。電力安全高度依賴電力燃料供應。

提出如下建議：一是統籌做好上下遊能源行業(ye) 能源轉型頂層設計，提升煤炭供應能力，增強供應彈性。二是進一步完善推進煤炭產(chan) 供儲(chu) 銷體(ti) 係建設，確保電煤穩定供應。三是建立和完善市場機製和價(jia) 格機製，推動煤電轉型和健康持續發展。四是持續加大財稅費政策支持力度，提高火電企業(ye) 持續發展能力。五是加快推進關(guan) 鍵核心技術的研發和規模化應用。 

一、當前火電發展及燃料供需現狀

1.煤電發展和電煤供需現狀

煤電作為(wei) 我國主力電源，長期以來,發揮著電力安全穩定供應、應急調峰、集中供熱等重要的基礎性作用。2020年底，燃煤機組裝機10.8億(yi) 千瓦，為(wei) 2000年的5倍。隨著電力產(chan) 業(ye) 轉型升級，風水光核等清潔能源的快速發展，煤電裝機占比逐年下降，利用小時數明顯降低。2020年煤電裝機占總裝機的比重49.1%，首次降至50%以下；利用小時4340小時，比2011年下降965小時；煤電發電量占總發電量的比重60.8%，煤電依然是中國電力供應中不可或缺的主力電源。

圖1  2010至2020年全國煤電裝機及占比情況

2020年，全國電廠發電及供熱消耗原煤23.0億(yi) 噸，占全國煤炭消費量53%，其中華北區域消耗量最高，華東(dong) 次之。煤炭去產(chan) 能效果明顯，產(chan) 能步向主產(chan) 地、大型企業(ye) 集中。2020年，全國原煤產(chan) 量38.4億(yi) 噸，同比增長0.9%，其中，山西、內(nei) 蒙古、陝西三省原煤產(chan) 量占全國煤炭產(chan) 量的71.4%，比2015年提高7.0個(ge) 百分點。由於(yu) 煤炭資源和消費需求的逆向分布，近半數煤炭依賴跨省區運輸，2020年，內(nei) 蒙古、山西、陝西合計調出煤炭16.7億(yi) 噸，占當年全國煤炭產(chan) 量的48.5%，調出地集中、調出量大，加大了煤炭產(chan) 運需銜接難度和壓力。進口煤是國內(nei) 煤炭資源的重要補充，在穩定電煤整體(ti) 供應體(ti) 係、促進鍋爐配煤摻燒、改善企業(ye) 經營等方麵發揮了積極的重要作用。

2016年下半年以來，受各種因素影響，煤炭供應形勢持續偏緊。尤其是今年3月份以來，各月產(chan) 量增速均在零上下或負增長，電煤需求增長超預期而產(chan) 量增加乏力，市場供應嚴(yan) 重不足。坑口、港口、用戶端等各環節價(jia) 格均大幅跳漲，屢創新高，遠遠高於(yu) 電力企業(ye) 承受能力，煤電企業(ye) 陷入整體(ti) 虧(kui) 損。同時電煤的緊張形勢也隨之影響電網的穩定運行，多個(ge) 地方不得已采取有序用電，甚至出現了拉閘限電現象。

2.燃氣發電和天然氣供需現狀

2020年底，全國燃氣發電裝機容量9802萬(wan) 千瓦，占發電裝機比例4.5%，主要分布在京津冀、長三角和珠三角等東(dong) 部經濟發達地區。除部分地區供熱機組外，多以調峰調頻為(wei) 主，約占燃氣發電機組總容量的70%。2020年，全國燃氣發電機組發電量為(wei) 2485億(yi) 千瓦時，占全國發電量的3.3%。燃氣發電利用小時較低。燃氣發電企業(ye) 經營成本居高不下。

我國天然氣資源不足，對外依存度逐年增長。2020年，天然氣進口量1397億(yi) 立方米，同比增加5.3%，對外依存度為(wei) 43.0%。儲(chu) 氣設施建設落後、調峰矛盾突出，尤其近幾年來“煤改氣”政策下，我國冬季天然氣消費量激增，峰穀差也更加突出。

二、能源轉型中的火電發展及燃料需求

1.能源轉型下火電發展規模及布局

黨(dang) 的十九屆六中全會(hui) 及中央經濟工作會(hui) 也提出，傳(chuan) 統能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基礎上。《中共中央 國務院關(guan) 於(yu) 完整準確全麵貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》中強調要統籌煤電發展和保供調峰。國務院在《2030年前碳達峰行動方案》中明確要嚴(yan) 格控製新增煤電項目，有序淘汰煤電落後產(chan) 能，加快現役機組節能升級和靈活性改造，積極推進供熱改造，推動煤電向基礎保障性和係統調節性電源並重轉型。

中短期內(nei) ，煤電裝機達峰前，煤電機組盡可能按照“增容控量”的思路安排運行，現有機組延壽及靈活性改造，同時新增部分裝機滿足電力平衡要求，盡可能利用清潔能源發電，減少碳排放。預計“十四五”、“十五五”期間，全國煤電裝機新增1.5、0.3億(yi) 千瓦，2025年、2030年全國煤電裝機分別達到12.3、12.6億(yi) 千瓦，2030年，全國煤電裝機達峰。遠期來看，對於(yu) 我國煤電退出程度仍存在不同觀點，取決(jue) 於(yu) 各項關(guan) 鍵技術的發展路徑和成熟程度。

燃氣發電具有調節速度快、調峰幅度大、二氧化碳排放低等優(you) 勢，燃氣發電在能源轉型中的定位和發展方向相對比較明確，“十四五”及以後，調峰電源將是氣電發展的主要方向。從(cong) 成本、對外依存度、化石能源特性上看，燃氣發電不宜成為(wei) 持續快速大量發展的電源，可以適度推進。預計到2025年、2030年全國氣電裝機分別達到1.5、2.35億(yi) 千瓦。

2. 電力燃料需求預測及展望

預計“十四五”期間電力消費將以中速保持剛性增長。綜合考慮我國經濟發展階段、電能替代、新型城鎮化建設、能效水平提升，根據中電聯相關(guan) 研究，預計“十四五”、“十五五”期間，我國全社會(hui) 用電量年均增速分別為(wei) 4.8%、3.6%，2025年、2030年我國全社會(hui) 用電量分別為(wei) 9.5萬(wan) 億(yi) 、11.3萬(wan) 億(yi) 千瓦時。

在充分考慮用電需求和保障用電安全的基礎上，以優(you) 先發展清潔能源、促進電力行業(ye) 綠色低碳發展為(wei) 原則，從(cong) 發揮兜底和調節性作用角度預測煤電、氣電發電量。預計“十四五”期間，煤電、氣電發電量年均分別增長2.4%、12.5%左右；進入“十五五”時期，隨著儲(chu) 能技術的成熟和應用，清潔能源、核電等加快發展，煤電發電量增長有限，總體(ti) 呈倒“V”型走勢波動，煤電發電量年均增速-0.7%～0.1%，氣電發電量增長相對平穩，與(yu) “十四五”增速基本持平，2030年氣電發電量6700億(yi) 千瓦時左右。

綜合考慮煤電機組出力情況、設備升級、節能改造和參與(yu) 深度調峰對煤耗的影響，預計2025年電力行業(ye) 用煤25.2億(yi) 噸左右，“十四五”年均增速2.4%左右，2030年電力行業(ye) 用煤24.5-25.3億(yi) 噸。考慮到極端天氣、清潔能源的消納以及儲(chu) 能技術的發展情況，所帶來的用電需求增長的不確定性，煤電的兜底保障作用或不可缺，在經濟保持正常發展情況下，煤電出力或將高於(yu) 預期，電煤需求增長存在突破以上預測的可能。電力燃料耗用波動性增大，夏、冬兩(liang) 季呈雙高峰。電網安全高度依賴電力燃料供應。

3.電力燃料供應情況展望

未來煤炭產(chan) 量在“十四五”時期需維持一定增長。煤炭進口方麵，近幾年進口煤量維持2.7-3億(yi) 噸左右，預計後期進口煤量大概率維持在3億(yi) 噸左右。從(cong) 目前煤炭規劃意見來看，煤炭產(chan) 量增速遠低於(yu) 電力用煤增速。若進一步提升煤電利用效率與(yu) 清潔化水平的同時，大力壓降散燒煤和工業(ye) 用煤，用煤結構進一步向電力傾(qing) 斜，其他行業(ye) 用煤及散燒煤需求控製在預期範圍內(nei) ，電煤供需可基本實現平衡。

煤電基礎保障性和係統調節性電源的係統定位，對電煤安全、穩定、充足供應提出更高要求，電力燃料供應需要在能源轉型中維持動態平衡。煤炭供應的緊平衡與(yu) 電煤需求波動性增強的矛盾更加突出，煤炭供應應對需求波動的彈性不足，易出現時段性、區域性供需失衡情況。

三、相關(guan) 建議

我國經濟進入高質量發展階段，電力需求和負荷將繼續保持較快增長。“雙碳”目標下，能源電力行業(ye) 轉型調整步伐加快，並處於(yu) 構建以新能源為(wei) 主體(ti) 的新型電力係統的進程中，電力安全穩定供應的難度更大，季節性及極端天氣下電力供應緊張的情況將明顯增多，需要發揮煤炭在能源中的主體(ti) 作用，以及煤電在電力係統中的兜底保供和調峰調頻作用。

一是統籌做好上下遊能源行業(ye) 能源轉型頂層設計。統籌規劃煤炭產(chan) 能，繼續核增部分煤炭產(chan) 能，提升煤炭供應能力，防止煤炭產(chan) 量收縮過快，提高部分用煤地區的內(nei) 部平衡保障能力，保持進口煤政策的連續性，確保電煤、電力供應安全。

二是進一步完善推進煤炭產(chan) 供儲(chu) 銷體(ti) 係建設。研究建立煤炭儲(chu) 備產(chan) 能和應急生產(chan) 能力，製定煤礦保供與(yu) 彈性生產(chan) 機製，優(you) 先組織滿足條件的先進產(chan) 能煤礦，形成煤礦應急生產(chan) 能力，增強供應彈性。完善煤炭生產(chan) 模式和中長期合同中均衡的供應模式，提高煤炭生產(chan) 交易的彈性。完善煤炭儲(chu) 備製度要求，分時段製定煤炭儲(chu) 備天數標準。持續完善煤炭運輸體(ti) 係建設，打通運輸瓶頸。

三是建立和完善市場機製和價(jia) 格機製。進一步完善和推動電煤中長協機製。進一步理順電力、熱力價(jia) 格與(yu) 煤炭、天然氣價(jia) 格機製，建立成本傳(chuan) 導順暢、聯動合理、調節有效的市場化價(jia) 格機製。完善電力市場輔助服務補償(chang) 與(yu) 交易機製，健全完善煤電參與(yu) 電力輔助服務的政策機製，出台針對深度調峰和備用機組的兩(liang) 部製電價(jia) 。

四是持續加大財稅費政策支持力度，提高火電企業(ye) 持續發展能力。針對當下的火電機組經營困難的問題，向經營困難的燃煤機組提供專(zhuan) 項資金補貼，維持企業(ye) 正常生產(chan) 經營。征收特別收益金，效仿石油行業(ye) 征收特別收益金的模式,設定征收煤炭特別收益金的煤價(jia) 下限，充分發揮收益金的調節作用。加大對煤電去產(chan) 能等工作支持力度，給予財政、稅收、金融等優(you) 惠政策，減輕企業(ye) 改革成本壓力。

（來源: 中電聯規劃發展部，轉自中電聯網站）