“十四五”期间，受新冠疫情、俄乌冲突等多重因素影响，全球能源供应整体趋紧。为保障国家能源安全，我国立足“以煤为主”的基本国情，近年来加大煤电机组建设力度，2021年至2023年6月份，国内新核准煤电项目近200个、装机总量达1.6亿千瓦，达到近年来最高水平，为发挥煤电兜底保障作用打下坚实基础。建议需重点关注“十四五”期间新建煤电和煤矿项目的投产进度，一方面确保优质核增产能的稳定释放，另一方面加快优质煤源基地建设，同时，强化联营保障，统筹优化内贸 (略) 场布局，推动煤炭行业量质并举发展，以此保障新增煤电机组的用煤安全。

一、煤电兜底保障能力持续增强

一是煤电在电力安全保障中“顶梁柱”作用发挥更加凸显。过去两年，区域性的用电紧张和乌克兰危机引发的能源短缺，进一步凸显了煤电对保障我国电力供应发挥着至关重要的作用。一方面，我国经济社会还在快速发展，用电量还有很大增长空间。据预测，到2050年，我国全社会用电量和人均用电量较目前将翻一番。尽管近年来风电、光伏、水电等新能源装机规模快速增长，但鉴于新能源发电效率不高、发电稳定性较差等因素，短期内无法提供可靠的电力支撑，煤电装机还需保持合理增长，如2022年和2023年我国水电大幅欠发，造成西南、华中、华南等区域电力供应紧张，通过煤电增发有力的保障的区域电力供应稳定。另一方面，煤电可有效缓解高峰时段和极端天气下的电力保供压力，煤电以不足50%装机，提供70%顶峰能力和近80%的调节能力。同时，煤电也为大规模可再生能源并网提供支撑，在稳定电力供应基础、支撑电网高峰负荷等方面发挥了“顶梁柱”作用。数据显示，2022年，夏季高峰时段全国最高负荷同比增长6.4%，煤电机组顶峰能力较2021年同期提升1.5亿千瓦，有力的保障了夏季用电高峰。因此，无论是为电力供应兜底，还是支撑新能源增量发展，短期都离不开煤电。

二是保障性煤电电源项目建设加快。“双碳”目标提出后，我国能源结构调整加速，煤电装机增量整体呈现下降趋势，2021年和2022年全国新增煤电投产装机仅分别为2803万千瓦和2823万千瓦，为过往15年的最低水平。但2020至今，我国电力缺口呈扩大趋势，2020年、2021年和2022年平均每月电力缺口分别为144亿千瓦时、167亿千瓦时和257亿千瓦时，部分地区和部分高峰时段电力缺口更为明显。为保障国家能源安全，自2021年我国夏秋季节出现了多年未见拉闸限电现象之后，煤电的核准及建设有了明显的提速。2021年国内核准的煤电项目装机总量仅为1855万千瓦，2022年核准装机总量达到9072万千瓦，是2021年的近5倍；2023年上半年核准装机总量为5040万千瓦，已达2022年总量的55.56%。从核准煤 (略) 份看，东 (略) 依旧是新增煤电装机的主要贡献者。2022年和2023年上半年审批通过煤电项目装机最多（均超500万千瓦） (略) 份分别为：广东（2418万千瓦）、江苏（1942万千瓦）、河北（1377万千瓦）、安徽（828万千瓦）、江西（802万千瓦）、河南（735万千瓦）、山东（668万千瓦）、浙江（532万千瓦）、广西（532万千瓦）、湖北（535万千瓦）。

二、煤炭能源“基石”作用持续夯实 保障能力更加稳固

一是国内原煤产量实现较快增长，持续发挥能源“稳定器”和“压舱石”作用。为保障国家能源安全，2021年和2022年我国通过煤矿核增、调增产能等方式加快提升国内煤炭供应量，两年间原煤产量同比增量和增幅分别达2.28亿吨、5.8%和4.3亿吨、10.4%，远高于“十三五”期间年均2500万吨的增量，原煤生产处于快速增长期，为应对国际紧张的能源局势和国内快速增长的能源需求发挥了“稳定器”和“压舱石”作用。特别是2022年我国煤炭行业取得了显著的增产成就，从规模上看，中小煤企原煤生产增速更快，大型煤企商品煤增长率更高，产量占总产量的62%；从产地分布来看，晋 (略) 份占全国原煤产量的81%，贡献全国91%的增量，其中新疆产量占比9%、增量占比为22%。如国家能源集团坚持安全合规增产保供， (略) 自产煤供应已连续21个月保持在5000万吨峰值水平，有效发挥了能源保供作用。

二是进口煤量维持高位，有效发挥供应补充作用。2023年以来，我国延续煤炭进口零关税政策，并于2月份解除澳煤进口限令，随着国际能源价格下跌、需求下滑，加之进口煤价格较内贸煤有较大优势，国外煤炭加速流入中国，推动我国进口煤量大幅增长。根据海关总署数据，2023年1-9月中国进口煤炭3.48亿吨、同比增长73.1%，处于历史同期新高，全年预计进口总量在4.5亿吨左右。整体上看，进口煤的大幅增长，有效发挥了能源补充供应作用，各月供应量维持在4000万吨上下水平，8月份达到年内新高4433万吨，9月份回落至4214万吨。

三、存在的问题

近年来煤炭行业在“增产保供”主基调下，产量和进口煤量得到快速提升，在保障国家能源安全的同时，出现产能逐渐达限、安全问题凸显、进口煤增量动能不足、煤质下降明显等问题；同时，为保障我国负荷中心用电安全，集中规划建设了一批煤电项目，随着项目集中投运，未来两到三年电煤保障压力较大。

（一）在产煤矿产能达限，短期内增量困难

今年以来，国内原煤供给增量开始收缩。在2022年原煤供应大幅增加4.3亿吨的情况下，新增产能逐步达限，依靠产能核增推动的原煤增量开始乏力。当前我国煤矿生产能力48.3亿吨，在产产能45.5亿吨，2022年产量45.6亿吨，产能利用率已达100%；加之煤矿持续高强度生产下安全生产问题逐渐凸显，安全强监管引发供给约束， (略) 场造成一定冲击；同时煤价下行也对供应端形成反向压制，主产地发运到港成本价与港口价持续倒挂，部分高成本煤矿被迫减产。根据国家统计局数据，今年1-9月我国原煤月均产量稳定在3.8-3.9亿吨之间，同比呈现增幅降低趋势，由1月份的6.9%逐月降至9月份的1.6%；环比呈现大幅减量或小幅增量，7月份降低1255万吨，6、8月份增量也仅维持在400-460万吨的较低水平。

（二）新建及潜在煤矿产能不足，未来两年增量压力较大

整体上看，后期我国煤炭供应增量主要依靠新建煤矿的投产。因“十三五”期间我国煤炭供需基本平衡，煤矿项目核准和建设进入低谷期，年均增量仅为2000万吨。根据国家统计局数据，2020年、2021年、2022年和2023年1-9月煤炭开采和洗选业固定资产投资额增长率分别为-0.7%、11.1%、24.4%和9.4%，说明当前在建大型煤矿项目多为近两年核准启动，按照矿井3-5年的建设周期，该批项目将在2025-2027年*续投产，形成增量贡献，因此未来两年可能面临无煤可增、无（新）矿可采的困境。同时，当前我国在产煤矿也面临着采掘潜力不足的问题。据悉，山西地区重点矿井平均可采剩余年限仅为设计年限的1/3、不足20年，鄂尔多斯地区不足30年。根据煤炭工业协会数据，截止2022年，我国在建千万吨级煤矿24处左右、设计产能3亿吨/年左右，但仍有500处30万吨级以下煤矿待退出关闭。因此未来几年新建矿井所增产能将部分抵消资源枯竭矿井和30万吨以下矿井的退出产能，依靠新建矿井实现产量大幅增长的空间有限。

（三）煤炭消费格局变化和政策制约，加剧负荷中心煤炭保供压力

随着我国“双碳”目标设定和碳排放双控政策实施及煤源地政府的政策支持下，以煤化工为代表的煤炭深加工利用比重迅速上升，加之西电东输煤源地电源项目的快速建设， (略) 的煤炭就地利用率大幅提高，我国煤炭消费格局也在发生变化，主要呈现“北煤南运+就地转化”的两端型消费，特别是西北地区煤炭消费量已由1995年的20.5%提升至2021年的38.2%，已超过长三角、泛珠三角、华中地区的31.6%，西北地区煤炭就地转化能力不断增强。此种消费格局，在煤炭资源增量不足的情况下，将对“北煤南运”需求增量形成压制。同时，黄河流域煤矿产能约占全国的80%，每采一吨煤约消耗1.7吨水，黄河流域煤与水矛盾突出。为保护黄河水资源利用，针对黄河水权提出“五水五定”（以水定城、以水定地、以水定人、以水定产）原则，随着该项政策的实施预计将对未来煤矿产能造成一定影响。

（四）进口煤增量动能不足，补充作用发挥有限

今年以来，尽管进口煤量维持在历史高位水平，但从发展趋势来看，进口煤增长动能已显不足。一方面从成本来看，进口煤相对内贸煤价格优势缩小，进口量见顶回落。今年以来随着国内煤炭价格整体下跌，内贸煤与进口煤价差逐步缩小，进口煤成本优势逐步减弱，倒逼进口煤缩量。另一方面从进口煤来源看，我国95%的进口煤来源于印澳俄蒙，来源较为单一，受新兴经济体对煤炭需求增加、出口国政策限制和国际政治环境等因素影响，预计2023年我国进口煤在4亿吨左右，增量较困难。

（五）煤质下降或成常态，间接影响煤炭实际有效供给

近年来受煤矿增产扩能煤质下降、矿井地质条件转差、煤源地环保趋严原煤入洗率下降和大量进口低热煤涌入国内等因素影响，国内煤炭供应热值长期处于低位，港口煤炭库存结构失衡，优质煤供应持续不足。此种情况下，燃用低质煤大幅增加了电企总耗煤量，间接影响煤炭实际有效供给，增大保供压力；同时也不利于迎峰度夏和迎峰度冬期间机组顶峰发力，影响保供安全。根据中电联行业统计数据测算，2022年全国煤炭供应平均热值较2021年下降了200千卡/公斤，2022、2021年电煤热值同比下降幅度均在100千卡/公斤以上。进入2023年，电煤热值下降的趋势仍在持续，电煤中长期合同兑现平均热值较上年同期降低约100千卡/公斤。

（六）新建煤电项目投运较集中，电煤保供压力较大

预计到2023年年底我国“十四五”期间核准煤电项目总装机将达到2亿千瓦，按照煤电项目2-3年的建设周期，该批煤电机组预计集中在2024-2026年投产运行，考虑到电力系统一般会额外配置20%的备用机组，测算将新增电煤需求约3亿吨；特别是2022年新建的9072万千瓦煤电机组，预计在2024-2025年*续投运，将新增电煤需求1.3亿吨，并且投运时间与新建煤矿投产时间（2025-2027年）存在约两年的错位期。以国家能源集团为例，预计2025-2026年期间将有4500万千瓦新建煤电机组投运，将增加电煤需求约8000万吨。

从电煤供应来看，2022年我国电煤消费达到23.6亿吨，2023年我国电煤中长协供应量提升到26亿吨，基本上能够满足电力和供暖用煤需求。按照新建机组投运时间，预计未来两年需新增1.3亿吨的电煤供应量，这在当前国内核增产能达限、新建产能短期无法补充、进口煤增量停滞、煤质大幅下降的背景下，未来两年电煤保供形势依然严峻。

四、相关建议

结合上述问题，为保障我国电煤供应与需求平衡，从核增产能释放、煤电协同发展、煤炭产运储销体系完善、资源梯次供应、煤炭行业量质并举发展五个方面提出相关建议。

一是政策支持优质煤矿产能核增，确保核增产能稳定释放。据悉当前我国491个保供煤矿中，仅有87个完成相关证照办理，且第一批246个保供煤矿、3.5亿吨核增产能将于明年3月份到期，需要有新的政策支持。加之今年以来各地证照手续不全的煤矿已*续收到监管机构停产、减产通知，对煤炭产能释放造成一定影响。针对此问题，希望国家层面给予支持，协助企业完成产能核增办理，确保核增产能持续释放。同时，加强对产能核增煤矿的监管，一方面对有重大隐患等问题的煤矿中止产能核增，另一方面对优质动力煤煤矿继续挖潜核增产能，确保在新建矿井投运前满足新建煤电项目的电煤需求保障。

二是加快优质煤源基地建设，持续完善煤炭产运储销体系。围绕山西、蒙西、蒙东、陕北、新疆五大煤炭供应保障基地布局优质产能，替代“高风险、高成本、低质量”产能，重点结合露天煤矿生产运营探索建立煤矿弹性产能和弹性生产机制，着力提升煤炭安全稳定供应能力；围绕煤源基地逐步完善出区外运通道建设，降低物流环节成本；围绕沿海、沿江、运煤通道沿线布局大型煤炭储备基地，提升煤炭储备能力，平抑淡旺季需求峰谷；适当降低电煤中长协签订比例，提升履约兑现能力， (略) 场留出一定空间，活 (略) 场，建立和完善统一开放、层次分明、功能齐全、竞争 (略) 场体系和 (略) 场交易体系。国家能源集团新街台格庙矿区，为内蒙古自治区唯一国家重点项目， (略) 将台格庙矿区等在蒙煤炭项目纳入自治区和国家煤炭产能储备清单，加快推进煤矿项目建设进度，实现优质产能尽早释放；同时，支持国家能源集团国能e商煤炭交易平台在煤炭行业推广应用，加快推动煤炭交易“线上化”，逐步实现监管“智能化”。

三是优化供应渠道、强化联营保障，构建煤、电协同可持续发展新途径。此次新建煤电项目主要集中在华东、华南、华中、华北地区等负荷中心，距离晋陕蒙主煤源地相对较远，且多为百万千瓦高效机组，投运时间较为集中。建议国家层面加强对新建煤电机组投运时间和新建煤矿项目投产时间进行跟踪，做好近两年内国内电煤产能与需求之间的平衡。通过优化“长协+现货+进口”的供应渠道，提升电煤保障能力，一方面强化电煤中长协履约，稳定电煤供应基础量，另一 (略) 场煤调节、进口煤补充作用，保障电煤供应稳定。同时，引导企业探索尝试煤电联营新路子、新方法、新模式，充分发掘煤炭、煤电、新能源合作潜力,以高质量联营推动产业结构优化调整，如通过虚拟股比合作、共建储煤基地或储能基地等方式，实现风险共担、利益共享、耦合发展。

四是统筹优化内贸 (略) 场布局，构建“四线联动”资源梯次供应格局。通过疆煤出区入宁、入蒙西，补充替代宁东和蒙西两大西电东输电源点的用煤需求，置换出的部分蒙西资源和陕西资源供应 (略) 场，构建西线保供格局；通过蒙古煤南下销售补充京津冀和山东 (略) 场，置换出的蒙西资 (略) 场，构建中线保供格局；逐步做大俄煤进口量，供应东北和华东区域，构建东线保供格局；增加华南地区印尼煤和澳煤的进口量，并通过珠江水系或铁路系统向西南华中地区销售延伸，构建南线销售格局。通过构建梯度供应格局，进一步提高煤炭产能集中度，充分利用运输通道能力，优化产用两端对接，提升煤炭精准保供能力。希望国家支持国家能源集团疆煤出区铁路建设，尽快与公司自营铁路网联接，助力疆煤出区保供能力建设；同时，支持公司将自营高栏港打造成为国家级进口煤储备集散基地。

五是多措并举推动煤炭行业发展由“保量”向“量质并举”转变。一方面在当前供需相对宽松情况下，建议加强煤质管控，推动煤炭产业链提质增效，助力行业发展由粗放扩张型向提质保障型转变。不断提升原煤入洗率，加强对煤矿的排矸管理督导、加强进口煤煤质监督指导、绿色低碳化发展引导，实现国内煤炭供给量质双升，助力“双碳”目标实现。另一方面发挥优质大矿引导带动作用，加快推进采掘条件好的煤矿，尤其是国有优质大型煤矿的审批、建设速度，缓解全国范围内的生产接续紧张及煤炭质量下降局面。充分考虑能源央企保供责任大、开采技术优、接续资源不足的实际，将新增资源优先配置给能源骨干央企，增强煤炭供应兜底保障能力。同时，加快实施碳排放双控政策，制定标准、明确考核，倒逼煤炭行业高质量发展。

“十四五”期间，受新冠疫情、俄乌冲突等多重因素影响，全球能源供应整体趋紧。为保障国家能源安全，我国立足“以煤为主”的基本国情，近年来加大煤电机组建设力度，2021年至2023年6月份，国内新核准煤电项目近200个、装机总量达1.6亿千瓦，达到近年来最高水平，为发挥煤电兜底保障作用打下坚实基础。建议需重点关注“十四五”期间新建煤电和煤矿项目的投产进度，一方面确保优质核增产能的稳定释放，另一方面加快优质煤源基地建设，同时，强化联营保障，统筹优化内贸 (略) 场布局，推动煤炭行业量质并举发展，以此保障新增煤电机组的用煤安全。

一、煤电兜底保障能力持续增强

一是煤电在电力安全保障中“顶梁柱”作用发挥更加凸显。过去两年，区域性的用电紧张和乌克兰危机引发的能源短缺，进一步凸显了煤电对保障我国电力供应发挥着至关重要的作用。一方面，我国经济社会还在快速发展，用电量还有很大增长空间。据预测，到2050年，我国全社会用电量和人均用电量较目前将翻一番。尽管近年来风电、光伏、水电等新能源装机规模快速增长，但鉴于新能源发电效率不高、发电稳定性较差等因素，短期内无法提供可靠的电力支撑，煤电装机还需保持合理增长，如2022年和2023年我国水电大幅欠发，造成西南、华中、华南等区域电力供应紧张，通过煤电增发有力的保障的区域电力供应稳定。另一方面，煤电可有效缓解高峰时段和极端天气下的电力保供压力，煤电以不足50%装机，提供70%顶峰能力和近80%的调节能力。同时，煤电也为大规模可再生能源并网提供支撑，在稳定电力供应基础、支撑电网高峰负荷等方面发挥了“顶梁柱”作用。数据显示，2022年，夏季高峰时段全国最高负荷同比增长6.4%，煤电机组顶峰能力较2021年同期提升1.5亿千瓦，有力的保障了夏季用电高峰。因此，无论是为电力供应兜底，还是支撑新能源增量发展，短期都离不开煤电。

二是保障性煤电电源项目建设加快。“双碳”目标提出后，我国能源结构调整加速，煤电装机增量整体呈现下降趋势，2021年和2022年全国新增煤电投产装机仅分别为2803万千瓦和2823万千瓦，为过往15年的最低水平。但2020至今，我国电力缺口呈扩大趋势，2020年、2021年和2022年平均每月电力缺口分别为144亿千瓦时、167亿千瓦时和257亿千瓦时，部分地区和部分高峰时段电力缺口更为明显。为保障国家能源安全，自2021年我国夏秋季节出现了多年未见拉闸限电现象之后，煤电的核准及建设有了明显的提速。2021年国内核准的煤电项目装机总量仅为1855万千瓦，2022年核准装机总量达到9072万千瓦，是2021年的近5倍；2023年上半年核准装机总量为5040万千瓦，已达2022年总量的55.56%。从核准煤 (略) 份看，东 (略) 依旧是新增煤电装机的主要贡献者。2022年和2023年上半年审批通过煤电项目装机最多（均超500万千瓦） (略) 份分别为：广东（2418万千瓦）、江苏（1942万千瓦）、河北（1377万千瓦）、安徽（828万千瓦）、江西（802万千瓦）、河南（735万千瓦）、山东（668万千瓦）、浙江（532万千瓦）、广西（532万千瓦）、湖北（535万千瓦）。

二、煤炭能源“基石”作用持续夯实 保障能力更加稳固

一是国内原煤产量实现较快增长，持续发挥能源“稳定器”和“压舱石”作用。为保障国家能源安全，2021年和2022年我国通过煤矿核增、调增产能等方式加快提升国内煤炭供应量，两年间原煤产量同比增量和增幅分别达2.28亿吨、5.8%和4.3亿吨、10.4%，远高于“十三五”期间年均2500万吨的增量，原煤生产处于快速增长期，为应对国际紧张的能源局势和国内快速增长的能源需求发挥了“稳定器”和“压舱石”作用。特别是2022年我国煤炭行业取得了显著的增产成就，从规模上看，中小煤企原煤生产增速更快，大型煤企商品煤增长率更高，产量占总产量的62%；从产地分布来看，晋 (略) 份占全国原煤产量的81%，贡献全国91%的增量，其中新疆产量占比9%、增量占比为22%。如国家能源集团坚持安全合规增产保供， (略) 自产煤供应已连续21个月保持在5000万吨峰值水平，有效发挥了能源保供作用。

二是进口煤量维持高位，有效发挥供应补充作用。2023年以来，我国延续煤炭进口零关税政策，并于2月份解除澳煤进口限令，随着国际能源价格下跌、需求下滑，加之进口煤价格较内贸煤有较大优势，国外煤炭加速流入中国，推动我国进口煤量大幅增长。根据海关总署数据，2023年1-9月中国进口煤炭3.48亿吨、同比增长73.1%，处于历史同期新高，全年预计进口总量在4.5亿吨左右。整体上看，进口煤的大幅增长，有效发挥了能源补充供应作用，各月供应量维持在4000万吨上下水平，8月份达到年内新高4433万吨，9月份回落至4214万吨。

三、存在的问题

近年来煤炭行业在“增产保供”主基调下，产量和进口煤量得到快速提升，在保障国家能源安全的同时，出现产能逐渐达限、安全问题凸显、进口煤增量动能不足、煤质下降明显等问题；同时，为保障我国负荷中心用电安全，集中规划建设了一批煤电项目，随着项目集中投运，未来两到三年电煤保障压力较大。

（一）在产煤矿产能达限，短期内增量困难

今年以来，国内原煤供给增量开始收缩。在2022年原煤供应大幅增加4.3亿吨的情况下，新增产能逐步达限，依靠产能核增推动的原煤增量开始乏力。当前我国煤矿生产能力48.3亿吨，在产产能45.5亿吨，2022年产量45.6亿吨，产能利用率已达100%；加之煤矿持续高强度生产下安全生产问题逐渐凸显，安全强监管引发供给约束， (略) 场造成一定冲击；同时煤价下行也对供应端形成反向压制，主产地发运到港成本价与港口价持续倒挂，部分高成本煤矿被迫减产。根据国家统计局数据，今年1-9月我国原煤月均产量稳定在3.8-3.9亿吨之间，同比呈现增幅降低趋势，由1月份的6.9%逐月降至9月份的1.6%；环比呈现大幅减量或小幅增量，7月份降低1255万吨，6、8月份增量也仅维持在400-460万吨的较低水平。

（二）新建及潜在煤矿产能不足，未来两年增量压力较大

整体上看，后期我国煤炭供应增量主要依靠新建煤矿的投产。因“十三五”期间我国煤炭供需基本平衡，煤矿项目核准和建设进入低谷期，年均增量仅为2000万吨。根据国家统计局数据，2020年、2021年、2022年和2023年1-9月煤炭开采和洗选业固定资产投资额增长率分别为-0.7%、11.1%、24.4%和9.4%，说明当前在建大型煤矿项目多为近两年核准启动，按照矿井3-5年的建设周期，该批项目将在2025-2027年*续投产，形成增量贡献，因此未来两年可能面临无煤可增、无（新）矿可采的困境。同时，当前我国在产煤矿也面临着采掘潜力不足的问题。据悉，山西地区重点矿井平均可采剩余年限仅为设计年限的1/3、不足20年，鄂尔多斯地区不足30年。根据煤炭工业协会数据，截止2022年，我国在建千万吨级煤矿24处左右、设计产能3亿吨/年左右，但仍有500处30万吨级以下煤矿待退出关闭。因此未来几年新建矿井所增产能将部分抵消资源枯竭矿井和30万吨以下矿井的退出产能，依靠新建矿井实现产量大幅增长的空间有限。

（三）煤炭消费格局变化和政策制约，加剧负荷中心煤炭保供压力

随着我国“双碳”目标设定和碳排放双控政策实施及煤源地政府的政策支持下，以煤化工为代表的煤炭深加工利用比重迅速上升，加之西电东输煤源地电源项目的快速建设， (略) 的煤炭就地利用率大幅提高，我国煤炭消费格局也在发生变化，主要呈现“北煤南运+就地转化”的两端型消费，特别是西北地区煤炭消费量已由1995年的20.5%提升至2021年的38.2%，已超过长三角、泛珠三角、华中地区的31.6%，西北地区煤炭就地转化能力不断增强。此种消费格局，在煤炭资源增量不足的情况下，将对“北煤南运”需求增量形成压制。同时，黄河流域煤矿产能约占全国的80%，每采一吨煤约消耗1.7吨水，黄河流域煤与水矛盾突出。为保护黄河水资源利用，针对黄河水权提出“五水五定”（以水定城、以水定地、以水定人、以水定产）原则，随着该项政策的实施预计将对未来煤矿产能造成一定影响。

（四）进口煤增量动能不足，补充作用发挥有限

今年以来，尽管进口煤量维持在历史高位水平，但从发展趋势来看，进口煤增长动能已显不足。一方面从成本来看，进口煤相对内贸煤价格优势缩小，进口量见顶回落。今年以来随着国内煤炭价格整体下跌，内贸煤与进口煤价差逐步缩小，进口煤成本优势逐步减弱，倒逼进口煤缩量。另一方面从进口煤来源看，我国95%的进口煤来源于印澳俄蒙，来源较为单一，受新兴经济体对煤炭需求增加、出口国政策限制和国际政治环境等因素影响，预计2023年我国进口煤在4亿吨左右，增量较困难。

（五）煤质下降或成常态，间接影响煤炭实际有效供给

近年来受煤矿增产扩能煤质下降、矿井地质条件转差、煤源地环保趋严原煤入洗率下降和大量进口低热煤涌入国内等因素影响，国内煤炭供应热值长期处于低位，港口煤炭库存结构失衡，优质煤供应持续不足。此种情况下，燃用低质煤大幅增加了电企总耗煤量，间接影响煤炭实际有效供给，增大保供压力；同时也不利于迎峰度夏和迎峰度冬期间机组顶峰发力，影响保供安全。根据中电联行业统计数据测算，2022年全国煤炭供应平均热值较2021年下降了200千卡/公斤，2022、2021年电煤热值同比下降幅度均在100千卡/公斤以上。进入2023年，电煤热值下降的趋势仍在持续，电煤中长期合同兑现平均热值较上年同期降低约100千卡/公斤。

（六）新建煤电项目投运较集中，电煤保供压力较大

预计到2023年年底我国“十四五”期间核准煤电项目总装机将达到2亿千瓦，按照煤电项目2-3年的建设周期，该批煤电机组预计集中在2024-2026年投产运行，考虑到电力系统一般会额外配置20%的备用机组，测算将新增电煤需求约3亿吨；特别是2022年新建的9072万千瓦煤电机组，预计在2024-2025年*续投运，将新增电煤需求1.3亿吨，并且投运时间与新建煤矿投产时间（2025-2027年）存在约两年的错位期。以国家能源集团为例，预计2025-2026年期间将有4500万千瓦新建煤电机组投运，将增加电煤需求约8000万吨。

从电煤供应来看，2022年我国电煤消费达到23.6亿吨，2023年我国电煤中长协供应量提升到26亿吨，基本上能够满足电力和供暖用煤需求。按照新建机组投运时间，预计未来两年需新增1.3亿吨的电煤供应量，这在当前国内核增产能达限、新建产能短期无法补充、进口煤增量停滞、煤质大幅下降的背景下，未来两年电煤保供形势依然严峻。

四、相关建议

结合上述问题，为保障我国电煤供应与需求平衡，从核增产能释放、煤电协同发展、煤炭产运储销体系完善、资源梯次供应、煤炭行业量质并举发展五个方面提出相关建议。

一是政策支持优质煤矿产能核增，确保核增产能稳定释放。据悉当前我国491个保供煤矿中，仅有87个完成相关证照办理，且第一批246个保供煤矿、3.5亿吨核增产能将于明年3月份到期，需要有新的政策支持。加之今年以来各地证照手续不全的煤矿已*续收到监管机构停产、减产通知，对煤炭产能释放造成一定影响。针对此问题，希望国家层面给予支持，协助企业完成产能核增办理，确保核增产能持续释放。同时，加强对产能核增煤矿的监管，一方面对有重大隐患等问题的煤矿中止产能核增，另一方面对优质动力煤煤矿继续挖潜核增产能，确保在新建矿井投运前满足新建煤电项目的电煤需求保障。

二是加快优质煤源基地建设，持续完善煤炭产运储销体系。围绕山西、蒙西、蒙东、陕北、新疆五大煤炭供应保障基地布局优质产能，替代“高风险、高成本、低质量”产能，重点结合露天煤矿生产运营探索建立煤矿弹性产能和弹性生产机制，着力提升煤炭安全稳定供应能力；围绕煤源基地逐步完善出区外运通道建设，降低物流环节成本；围绕沿海、沿江、运煤通道沿线布局大型煤炭储备基地，提升煤炭储备能力，平抑淡旺季需求峰谷；适当降低电煤中长协签订比例，提升履约兑现能力， (略) 场留出一定空间，活 (略) 场，建立和完善统一开放、层次分明、功能齐全、竞争 (略) 场体系和 (略) 场交易体系。国家能源集团新街台格庙矿区，为内蒙古自治区唯一国家重点项目， (略) 将台格庙矿区等在蒙煤炭项目纳入自治区和国家煤炭产能储备清单，加快推进煤矿项目建设进度，实现优质产能尽早释放；同时，支持国家能源集团国能e商煤炭交易平台在煤炭行业推广应用，加快推动煤炭交易“线上化”，逐步实现监管“智能化”。

三是优化供应渠道、强化联营保障，构建煤、电协同可持续发展新途径。此次新建煤电项目主要集中在华东、华南、华中、华北地区等负荷中心，距离晋陕蒙主煤源地相对较远，且多为百万千瓦高效机组，投运时间较为集中。建议国家层面加强对新建煤电机组投运时间和新建煤矿项目投产时间进行跟踪，做好近两年内国内电煤产能与需求之间的平衡。通过优化“长协+现货+进口”的供应渠道，提升电煤保障能力，一方面强化电煤中长协履约，稳定电煤供应基础量，另一 (略) 场煤调节、进口煤补充作用，保障电煤供应稳定。同时，引导企业探索尝试煤电联营新路子、新方法、新模式，充分发掘煤炭、煤电、新能源合作潜力,以高质量联营推动产业结构优化调整，如通过虚拟股比合作、共建储煤基地或储能基地等方式，实现风险共担、利益共享、耦合发展。

四是统筹优化内贸 (略) 场布局，构建“四线联动”资源梯次供应格局。通过疆煤出区入宁、入蒙西，补充替代宁东和蒙西两大西电东输电源点的用煤需求，置换出的部分蒙西资源和陕西资源供应 (略) 场，构建西线保供格局；通过蒙古煤南下销售补充京津冀和山东 (略) 场，置换出的蒙西资 (略) 场，构建中线保供格局；逐步做大俄煤进口量，供应东北和华东区域，构建东线保供格局；增加华南地区印尼煤和澳煤的进口量，并通过珠江水系或铁路系统向西南华中地区销售延伸，构建南线销售格局。通过构建梯度供应格局，进一步提高煤炭产能集中度，充分利用运输通道能力，优化产用两端对接，提升煤炭精准保供能力。希望国家支持国家能源集团疆煤出区铁路建设，尽快与公司自营铁路网联接，助力疆煤出区保供能力建设；同时，支持公司将自营高栏港打造成为国家级进口煤储备集散基地。

五是多措并举推动煤炭行业发展由“保量”向“量质并举”转变。一方面在当前供需相对宽松情况下，建议加强煤质管控，推动煤炭产业链提质增效，助力行业发展由粗放扩张型向提质保障型转变。不断提升原煤入洗率，加强对煤矿的排矸管理督导、加强进口煤煤质监督指导、绿色低碳化发展引导，实现国内煤炭供给量质双升，助力“双碳”目标实现。另一方面发挥优质大矿引导带动作用，加快推进采掘条件好的煤矿，尤其是国有优质大型煤矿的审批、建设速度，缓解全国范围内的生产接续紧张及煤炭质量下降局面。充分考虑能源央企保供责任大、开采技术优、接续资源不足的实际，将新增资源优先配置给能源骨干央企，增强煤炭供应兜底保障能力。同时，加快实施碳排放双控政策，制定标准、明确考核，倒逼煤炭行业高质量发展。