国资报告特别策划 | 解码煤电困局

编者按：

多年来，我国能源领域一直存在煤炭、电力顶牛的现象。2021年二季度以来，受多种因素影响，煤价高企，电煤供应紧张。入冬前后，煤电企业或无煤可买，或无钱买煤，导致电力供应不足，多地出现拉闸限电，给我国经济运行和民众生活带来一定影响。

党中央国务院高度重视能源保供工作，国资委党委从2021年国庆之前就开始作出安排，并组建能源保供专班，先后召开多次会议进行部署。电力央企负重前行，确保多发电、早供暖；煤炭央企积极让利，带头多产煤、稳价格。经过多方努力，煤炭、电力供应紧张局面已经得到有效缓解，但冬春之交的能源保供压力依旧存在。

《国资报告》记者深入采访了相关部门、行业协会，以及煤炭企业、电力企业和专家学者，推出了特别策划《解码煤电困局》，对此次能源供应短缺出现的原因进行了深入剖析，并为更快、更好解决煤炭、电力顶牛问题出谋划策。现为您全文分享如下——

转载自：微信公众号“ 国资报告”

策划：闫永 郭大鹏

采写：本刊记者 刘青山

《国资报告》杂志2022年第1期

多年来，我国能源领域一直存在煤炭、电力顶牛的现象。2021年二季度以来，受多种因素影响，煤价高企，电煤供应紧张。2021年10月，5500大卡动力煤价格（如无特殊指代，本文所指煤价均以此为准）一度超过2600元/吨，是年初价格的4倍。煤电企业或无煤可买，或无钱买煤，导致电力供应不足，多地出现拉闸限电，给我国经济运行和民众生活带来一定影响。

党中央国务院高度重视能源保供工作，要求确保煤炭供应，控制煤炭价格。作为大国顶梁柱、能源主力军，国资央企闻令而动，勇于担当。国资委党委从2021年国庆之前就开始作出安排，并组建能源保供专班，先后召开多次会议进行部署。电力央企负重前行，确保多发电、早供暖；煤炭央企积极让利，带头多产煤、稳价格。

经过多方努力，煤炭、电力供应紧张局面已经得到有效缓解。2021年12月24日召开的2022年全国能源工作会议显示，12月份以来，全国煤炭日均产量较9月份增加了200万吨，全国统调电厂存煤较9月末增加9000万吨，超2020年最高水平。

与此同时，煤炭价格持续回落。2021年12月26日，5500大卡动力煤价格跌破千元。

但是，由于用电高峰期、冬季供暖期、水电枯水期三期叠加，以及极端天气、国际价格等不确定性因素影响，冬春之交的能源保供压力依旧存在。

日前，《国资报告》记者深入采访了相关部门、行业协会，以及煤炭企业、电力企业和专家学者。各方对此次能源供应短缺出现的原因进行了深入剖析，并为更快、更好解决煤炭、电力顶牛问题出谋划策。

记者调研采访发现，对形势估计不足导致的煤炭供应远远不能满足需求，是导致本轮煤炭价格上涨的根本原因；价格信号传导不畅、预警机制失灵、行业资本炒作和国际价格带动，是加剧煤炭价格上涨的重要因素。

行业专家和煤炭、电力企业建议，应正确看待煤炭在我国能源保障安全格局中的地位，优化宏观调控方式、避免运动式弃煤；加快技术创新、合理预留冗余量，增强煤炭柔性应急保障能力；深化电价市场化改革，畅通价格传导机制；加大失信惩戒，更好发挥电煤中长期合同“稳定器”作用，用制度构建煤炭、电力互利共赢格局，真正打破煤电顶牛困局，实现上下游长周期平稳运行。

一家欢乐一家愁？

煤炭占我国已发现化石能源总量的97%。是我国一次能源中唯一可以避免对外依赖的种类。

与此同时，电能在我国终端能源消费结构中居于越来越重要的地位。“十三五”期间，电能消费占比从2015年的22.1%上升至2020年底的26.5%。

长期以来，煤炭与电力彼此依赖。据统计，当前我国超过一半的煤炭用于发电，而六成的电力来自煤炭。

唇亡齿寒，本该共生共荣。

但是，长期以来，我国对上网电价和终端电价实施严格管制。而煤炭价格则在经历了计划管制、半放开之后，自2013年1月起变成了纯市场化决定。市场煤、计划电的格局，导致煤炭和电力一直处在顶牛状态。

比如，2008年到2012年，煤炭市场价格一路走高，秦皇岛港5500大卡动力煤价格最高达到了800元/吨以上。五年平均价格较2003—2007年几乎翻了一番。这一阶段，发电企业出现了持续性经营困难，包括五大发电央企在内的火电企业集体亏损。

到了2015年底，煤炭价格回落到370元/吨。煤炭企业经营压力加大，间接引发了煤炭行业的供给侧结构性改革。

2017—2020年，煤炭价格逐步恢复正常，4年平均价格为591元/吨。在这一阶段，煤炭行业累计利润超过一万亿元。2017年，五大发电集团火电业务亏损132亿元。

2021年二季度以来，煤价屡破历史纪录，发电企业经营压力骤增。

大唐国际张家口发电厂厂长、党委副书记姚振纲介绍说，2020年企业入厂标煤单价格为548元/吨（含税），2021年1—10月，企业入厂标煤单价格已上涨为970元/吨（含税）。“张家口发电厂一直都具有较强的盈利能力，但2021年出现了建厂以来的首次亏损。”

记者在国家电投采访时了解到，煤价最高时，沿海发电企业每发一度电，仅燃料成本就要亏损两毛多钱，而运输成本更高的内陆电厂亏损更多。

2021年10月26日，华能国际披露三季报，该公司2021年第三季度实现营业收入498.9亿元，同比增长16.82%。但该公司同期净利亏损34.99亿元，同比下降幅度高达203.05%。对于利润的大幅度下滑，华能国际在财报中给出的理由就是“境内燃料价格上涨”。

中电联统计表明，2021年10月，大型发电集团平均到场标煤单价达到1561元/吨，是上年同期价格的2.35倍。“大致测算，1—10月电煤价格上涨导致全国煤电企业电煤采购成本额外增加4318亿元。”中电联副理事长夏忠说。

此消彼长。煤炭企业的境遇则明显不同。

国家统计局公布的数据显示，2021年1—11月全国规模以上工业企业中，煤炭开采和洗选业利润总额增长2.23倍。有专家预计，2021年煤炭行业利润有望接近6000亿元，较2020年增加3000亿元。

煤炭供应无法满足增长需求

在多数人印象中，中国既不缺煤炭储量，也不缺煤炭产能。为什么会出现影响如此巨大的煤炭价格无序上涨？

综合采访调研的各方观点来看，引发此轮煤价上涨的因素很多，其中包括国际能源价格上涨带动、应对资本炒作能力不足等，但根本原因，还是供需失衡。

从需求端看，由于国内经济复苏较早，大批国际订单向国内转移，导致2021年用电量过快上涨。2021年前10个月，我国用电量增长12.1%。远超“十三五”期间增长水平。受来水偏枯影响，2021年5月以来，水电发电量逐月下降。前10个月，全国规模以上电厂水电发电量10222亿千瓦时，同比下降2.3%，增速比上年同期回落6.5%。而装机增长迅猛的光伏、风电合计发电量仅为11.6%，尚不足以支撑我国电力的主要需求。

更多的担子，压在了煤电肩头。中电联提供的数据显示，2021年前十个月，煤电以不到一半的装机，完成了近六成的发电量，支撑了超过七成的高峰负荷需求，仍然是我国电力供应的主力军，对保障电力系统安全和能源安全供应，具有重要的作用。

尤其是在我国广大北方地区，煤电企业是供暖的主力军。据发改委2019年的统计，全国燃煤取暖面积约占总取暖面积的83%。可以说，煤电企业在保障我国北方地区人民温暖过冬中发挥着顶梁柱的作用。

2021年10月底各类型全口径发电装机容量占比情况

2021年1—10月各类型全口径发电量占比情况

2021年前十个月，我国煤电发电量4.11万亿千瓦时，同比增长12.0%。国家统计局数据显示，同期规模以上企业原煤产量为33亿吨，同比仅增长了4%，增速远远低于用电量增速。

对此，记者采访的多位专家表示，统计局的这一数据应该不包括表外煤炭产量。“表外煤炭产量”是指煤矿超出核定产量之外的超额生产部分，这部分煤炭没有煤炭经营销售专用票据，俗称“黑煤”。

2021年3月，新的“刑法修正案”通过，其中第十一条规定：涉及安全生产的事项未经依法批准或者许可，擅自从事矿山开采、金属冶炼等作业活动的，若发生重大伤亡事故或其他严重后果的现实危险，处一年以下有期徒刑、拘役或管制。对此，业内称为“煤炭超产入刑”。这一规定的出台，有效抑制了煤矿违法超产。

“出于土地考虑、安全考虑、环保考虑，超能生产的煤炭没有了，手续不全的煤矿产能没有了。”一位不愿透露姓名的专家说，表外煤炭产量谁也说不清具体有多少，“但我们估计在4亿—8亿吨之间。如计算减少的这一部分表外产量，则我国2021年煤炭产量处于负增长状态。”

这位专家表示，供需失衡的重要原因，就是有关部门对煤炭需求和供给的平衡关系把握不准，不符合标准的关停了，符合标准的放行不够，“宏观的没管好，微观的管太死”。

“双碳”目标提出后，个别地方统筹不周、跟风表态，实施运动式“减碳”，特别是对煤炭在我国能源结构中的地位缺乏准确客观认识，导致部分煤炭开发建设和产能释放受到制约；一些金融机构对煤炭企业、煤电企业限贷、抽贷，加剧了相关企业的融资压力。

受多种因素影响，2021年的长协合同签约情况也不尽如人意。

据了解，2021年电厂与煤炭企业签订的有铁路运力保障、纳入国家重点监管的长协合同6.8亿吨，不足发电及供热用煤总需求量的4成。有的省份甚至连一吨长协合同都没签，对煤炭的稳定供应带来了巨大压力。

一直以来，我国煤炭区域分布不均，北多南少、西多东少。上一轮供给侧结构性改革之中，湖北、江西、重庆、四川等省份变为煤炭净调入省区，区域基本保障能力明显下降。据统计，2021年以来，晋、陕、蒙三省区煤炭产能占全国的72%左右。

“在此背景下，产煤地区不可避免地有限产提价，优化局部利益的冲动”。有专家表示，依靠三省区保障全国煤炭稳定供应，压力加大。中东部地区随时可能出现区域性、季节性不平衡。

进口煤炭的变化，也是加剧煤炭供应紧张的又一因素。

多年来，进口煤炭约占我国进口总量的5%—10%。受多种因素影响，2021年前五个月，我国进口煤量同比下降了25%，6月以后虽有所恢复，但直至9月底仍处于同比下降水平。9月起，进口煤炭数量明显上升。海关总署公布的数据显示，2021年1—10月，我国共进口煤炭25734万吨，同比增长1.9%。

中煤集团副总经理汤保国表示，进口煤种的变化，导致国内高卡低硫煤种极为紧缺，原本大量使用高热值进口煤的造纸、建材等非电行业，普遍和电厂抢夺高热值动力煤，进一步推高了煤炭市场价格。

多年来，一直存在的市场煤、计划电之间的价格传导机制不畅，以及预警系统作用不足，导致了煤炭、电力之间供需严重失衡矛盾长期不为社会所知，问题没有得到及时重视和解决，直到缺电影响了局地民众生活，才暴露出来。

此外，中国人民大学应用经济学院兼职教授吴疆在《能源》杂志发文称，煤炭运销等中间环节分布着数万家代理机构，“9月份抢购、囤积、抬价，10月份高价收割国有发电厂，更是蕴藏大量腐败，亟待清理查处”。

在上述原因的共同作用下，我国2021年的国内煤炭市场供需形势和市场价格出现了前所未有的严峻态势。

国资央企积极发挥

能源保供主力军作用

中央企业承担了我国90%以上的油气供应，承担了60%以上的电力供应，承担了25%以上的煤炭供应。能源保供工作开始后，国资央企坚决贯彻落实党中央、国务院决策部署，积极发挥保供主力军作用。

2021年9月27日下午国务院召开专题会议，国资委当晚紧急召集14家央企能源企业主要负责人召开专题会议，部署央企保供工作。第一时间成立了国资委领导担任组长的保供工作专班，建立了工作日报、督促落实、考核约束和政策协调四个工作机制，全力推动保供工作。截至2021年12月31日，国资委先后组织召开能源电力保供专题会议11次，国资委领导带队赴8家中央企业集团、内蒙古2家煤矿、北京2家电厂和大亚湾核电基地督导调研。同时，国资委紧急研究制定了今冬明春能源供应保障专项奖惩办法，把保供工作作为相关央企主要考核指标，对作出特殊贡献的企业予以考核奖励，对工作不力、造成保供事故的实行一票否决，并严肃追责。

煤炭央企主动作为增产保供，煤炭产量屡创纪录；发电央企不计代价补充电煤库存，快速启动临停燃煤机组，全力以赴多发多供；电网央企统筹全网资源，加强运行监测，保障电网稳定运行，为能源电力保供作出了积极贡献，以实际行动体现了国资央企的责任担当。

国资委有关部门提供的数据显示，2021年9月27日以来，中央企业煤炭日均产量达到295万吨。截至2021年12月31日，中央企业煤炭年产量首次突破10亿吨达到10.2亿吨，创历史新高，同比增加6.4%，同比增幅高于全国2.2个百分点，为能源安全保供和人民群众温暖过冬奠定了牢固基础。

作为目前唯一的专业化煤炭中央企业，2021年1—11月，中煤集团商品煤产量1.99亿吨，同比增长10.56%；煤炭贸易量3.54亿吨，同比增长12.72%；发电量491.15亿千瓦时，同比增长11.66%，产销量再创历史新高。保供开始后，中煤集团以6%的产能占比，认领了1970万吨的煤炭保供任务，占全国保供任务的13%。

作为我国最大的能源央企，国家能源集团的煤炭产销量约占全国的17%。2021年1—11月，国家能源集团生产煤炭5.2亿吨，同比增长6.4%；销售煤炭6.6亿吨，同比增长8.1%；完成发电量9991亿千瓦时，同比增长15.4%。在前期生产能力已经满负荷的情况下，国家能源集团四季度又增签了1775万吨的保供任务。

同时，国家能源集团和中煤集团不为利益所动，坚决执行长协定价机制不动摇。

2021年，中煤集团签署中长期合同1.45亿吨，占集团自有资源80.3%。1—10月，中煤集团长协均价630元/吨，每吨较市场现货均价低413元。10月以来，中煤集团先后三次率先下调现货销售价格。1—10月份，中煤集团煤炭销售长现均价704元/吨，吨煤让利达339元/吨。据估算，2021年中煤集团向下游用户让利突破200亿元。

截至2021年10月底，国家能源集团供应自产长协煤4.6亿吨，累计向社会让利超400亿元。

相比之下，电力央企肩上的担子更重，面临的困难更多。

国资委有关部门提供的数据显示，2021年中央发电企业全年发电量达到49538.4亿千瓦时，较2020年的44972.9亿千瓦时增加了10%以上。其中，央企煤电应发尽发，以52.2%的装机占比，完成了30077.5亿千瓦时的发电量，在总发电量中的占比达到61%，较2020年增加了9%。

中国大唐承担着北京三分之二的电力供应任务，担负着2022年冬奥会赛区及周边2.7亿平方米的供暖任务。其旗下的张家口电厂是北京的重要电源支撑点和京津唐主网上的重要枢纽变电站。

张家口发电厂厂长、党委副书记姚振纲说，2021年8—10月，燃煤供应异常紧张，为确保企业燃煤可靠供应，企业领导分组带队频繁前往山西、内蒙古等地拓展煤源，并成立驻矿办事处，派驻专人实时加强与晋能控股等煤炭企业沟通长协煤采购事宜，最大限度提升长协合同兑现量；同时，主动与太原、呼和浩特铁路局等部门协调，全力保障燃煤运力充足。此外，为降低燃料成本，该厂持续强化燃煤采购调运、煤场堆放及分磨上煤管理，结合机组负荷变化情况，科学开展精细化配煤掺烧，实现了掺烧效益的最大化。

由于饥不择食，湿煤、粘煤较往年明显增加。姚振刚说，每次遇到给煤机不下煤的情况，运行及锅炉车间的人员就要去到给煤机旁边，用大锤敲击给煤机的落煤筒。“煤炭供应最紧张那段时间，为了能时刻保证落煤，经常是一敲一整宿。”

国资委有关部门提供的数据显示，截至2021年12月31日，中央企业电煤库存量9569万吨，高于2020年同期29.2%。电煤库存可用天数20.1天，高于2020年同期5.1天。

国家电网和南方电网全面启动应急机制，加强运行监测和负荷预测，坚决落实“限电不拉闸”，加大跨区调度力度，保障了各类电源“能并尽并、能用尽用”。2021年9月以来，电网企业累计组织跨区跨省支援732次，电量53亿千瓦时。截至2021年12月31日，全国有序用电连续55天清零。

尽管当前能源保供工作已经取得明显成效，但今冬明春保供压力仍在。相关煤炭企业和电力、电网企业高度重视、严阵以待。

中煤集团根据国家有关部委《关于加快做好释放煤炭先进产能有关工作的通知》要求，推动符合条件的煤矿产能核增，实现新增产能2760万吨。其中，平朔公司东露天矿结合实际煤层赋存条件，保供期间生产能力核定为2500万吨/年，已通过专家评审，保障了保供期间产能合法合规释放。

针对张家口等涉及“冬奥会”的重点保供单位，中煤集团制定一对一应急预案措施，除催促加大自提力度外，与太原局、呼局和京局等路局密切联动，开通多个用户流向直达专列，点对点运至保供电厂，确保关键电厂关键时点不断供。

“与此同时，中煤集团始终坚持安全生产、连续生产是最直接有效的保供措施，时刻绷紧安全弦，正确处理安全与保供的关系。”汤保国说，中煤集团以“百日安全”活动为抓手，持续营造高压严管态势，全力以赴做好今冬明春增产保供工作。

作为我国首个2亿吨级煤炭生产基地，2021年12月12日，国家能源集团神东煤炭集团单日煤炭装车总数完成142列，再次刷新日装车外运纪录。面对疫情与严寒天气的双重考验，国家能源集团雁宝能源全员每7天做一次核酸检测，保证每班生产操作岗位人员能够100%到岗，日均生产煤炭10万吨左右。

冬奥开幕在即，为确保赛事期间张家口赛区的配套电力设施稳定运行，国网冀北电力张家口供电公司组织精干力量对所涉102条输电线路开展全天候无死角特巡。“在测试活动期间，我们采用‘卫星+可视化+人工’立体巡护模式，安排专人使用红外线测温仪和无人机等科技手段，24小时不间断地对配套电力设施沿途加强监测，切实做好电力故障维修和监测工作，打造点线面一体化全天候无死角巡护体系。”张家口供电公司运检部负责人表示。

为进一步确保今冬明春能源保供工作，中国大唐张家口电厂从燃煤采购计划落实、长协煤催交催运、火车运力协调以及汽车清洁运输等多方面都做了准备，并成立燃料保供控价党员突击队，组织70人的应急卸煤队及钩机、翻斗车等卸煤机械，定期进行冻煤接卸演练。姚振刚还表示，将深化与晋能控股、中煤集团等煤企合作关系，力争实现2022年中长期合同全覆盖，确保冬奥会期间煤场满库存运行。

“下一步，国资央企系统将上下联动、齐心协力，共同推动国有企业带头打赢打好今冬明春保供攻坚战，为维护社会稳定和经济平稳运行作出更大贡献。”国务院国有资产监督管理委员会秘书长、新闻发言人彭华岗说。

打好煤电解局组合拳

多年来，我国已经出现了多次煤电顶牛。不过，在新冠肺炎疫情肆虐、“双碳”目标提出、电力体制改革等复杂背景下，这一次显得更加复杂。

未来应该如何更好平衡煤炭、电力之间的关系？如何平衡能源安全与“双碳”目标的关系？《国资报告》采访的相关专家提出了如下建议：

一是正确认识煤炭煤电地位。能源安全是国家安全的重要组成部分。习近平总书记提出，能源的饭碗必须端在自己手里。近年来，我国石油、天然气对外依存度持续攀升，2020年已分别达到73%和43%。而我国煤炭储量丰富，占全国已发现化石能源资源总量的97%左右，是端在自己手上的能源饭碗。

煤炭工业协会提供数据表明，目前，我国能源消费结构中煤炭依然占57%左右，并且在今后较长时期内，煤炭作为我国主要能源的态势难以改变。中电联提供的数据表明，目前，我国煤电以不到五成占比的装机，生产接近六成的电量，并支撑超过七成的高峰负荷需求。煤电对保障电力系统安全和能源安全供应，依旧发挥着至关重要的作用。

但是，一段时间以来，尤其是“双碳”目标提出后，局地和少数人出现了污名化煤炭、煤电的迹象，甚至出现了一刀切关闭煤矿、抛弃煤炭的做法。某种程度上，这也是加剧本轮煤炭供应紧张的原因之一。

对此，日前召开的中央经济工作会议提出，“要正确认识和把握碳达峰碳中和。实现碳达峰碳中和是推动高质量发展的内在要求，要坚定不移推进，但不可能毕其功于一役。”“传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上。”

张宏表示，在“双碳”目标的推进过程中，煤炭要承担支撑作用、桥梁作用、兜底作用、应急作用。他预计，“十四五”时期，煤炭在一次能源消费结构中的比重将继续回落，但煤炭消费总量还将在40亿—42亿吨左右的峰值区间波动。

按照中电联提供的数据，预计2025年我国全社会用电量将达到9.5万亿千瓦时左右。由于水电、核电项目建设工期长，“十四五”期间新投产规模比较确定；而新能源发电能够参与电力平衡的有效容量低。为保障电力供应安全，预计“十四五”期间需新增煤电1.9亿千瓦；考虑退役情况，到2025年煤电装机达到12.5亿千瓦。按2021年10月煤电装机10.9亿千瓦计算，尚有10%以上的增长空间。

夏忠建议，政府部门应持续给予金融和财政等政策支持，保障火电企业燃料采购资金。对符合支持条件的煤电、供暖等企业建立快速响应机制，开辟绿色办贷通道，优先安排贷款审批投放；对符合支持条件的煤电等企业和项目不违规抽贷、断贷，维持企业资金链正常运转，切实保障火电企业燃料采购资金到位，坚决杜绝因资金短缺而出现缺煤缺气停机问题。

二是增强能源保障应急能力。煤炭生产弹性有限，既涉及采掘、通风、供排水等多环节，还要面对水、火和瓦斯等灾害，生产刚性约束强，煤矿恢复生产周期较长，2021年已有突出表现。

因此，夏忠表示，总体上实现供需基本平衡的同时，考虑到恶劣天气、新能源和水电出力不稳等因素，煤炭需求的波动区间会比较大。建议在匹配需求的基础上，保证一定规模的应急供应量。在这方面，火电企业就常年保有一定冗余量，有时候不发电，机子也要转。“这一点我们和煤炭工业协会是有共识的。”

汤保国说，未来煤炭将从工业的粮食，转变为能源安全的“压舱石”。“未来煤炭生产不是越多越好，而是需要时可快速启动生产，不需要时可低成本保持生产能力。”他说，产能可低成本宽负荷调节的柔性矿井将替代当前的高产高效矿井成为未来煤矿建设的新形式。从源头上破解繁重能源保供任务与煤炭产业长远发展的矛盾，增加煤炭行业的应急运行弹性。

近年来，我国煤炭产业先后经过多轮兼并重组，产业集中度已有所提高。但是，相对电力行业而言，集中度仍嫌不足。目前，央企承担着65%的电力保供任务，但却只掌握了25%的煤炭资源。两者之间的结构性失衡，对央企更好完成能源保供任务带来了硬性限制，长远来看，也不利于国家能源安全保障。也正因为如此，电力央企成了煤炭涨价的最大受害者。

多位受访者认为，基于国家能源安全和新老能源的稳定衔接考虑，应理直气壮地推进煤炭产业集中度的提高，将煤炭优质资源配置向大型国有能源企业特别是中央企业倾斜，促进产业集中度进一步提升。

“中煤集团、国家能源集团这两个煤炭集团基础好，近几年智能化产业升级的步伐也很快，未来更加具备承担国家能源保障的骨干实力。”汤保国表示。

三是用好中长期合同“稳定器”。煤炭中长协合同制度及“基准价+浮动价”定价机制，是煤炭供给侧结构性改革的重要成果，更是煤炭供需企业长期稳定合作的重要基础，得到了行业上下游的普遍认可。中长期合同始于2016年，由中煤集团和神华集团与中国华电、国家电投率先探索。

张宏表示，中长期合同的应用，不仅能有效平抑行业周期波动对上下游企业的影响，也会对火电企业的安全运营、节能减排带来积极意义。“每一座火电机组都有入炉煤种的效益最大化指标，签订长协合同后，可以稳定供应指向性的煤种。”

但是，由于种种原因，中长期合同制度在执行过程中还是遇到了不少挑战，存在覆盖不到位、签约不规范、履约不到位等问题。

汤保国提到，2020年4、5月份，由于长协价与市场价倒挂，中煤集团部分用户月度兑现率低于50%，合同执行遇到很大困难，给企业的正常生产经营接续带来较大困扰。

2021年以来，由于煤炭价格过快上涨，出现了长协合同签约率低，多个地方煤炭企业拒不执行长协合同的情况。

夏忠提到，2021年以来，由于煤炭分布更加集中，运输压力加大，中长期合同的运力难以保证；部分矿方资源有限，调减了中长协总供应量；部分煤、电双方企业就价格条款难以达成一致。

“年初的长协价就超出了发电企业的承受水平。如果我签了高价长协，企业经营压力加大的责任就可能要由我来承担。我不签，随行就市去买现货，即使价格高一点，也能解释得通。”一位电力行业人士举例说。

据中央发电企业反映，2021年3月以来，由于市场煤价大幅上涨，长协煤价低于市场煤价，部分地方煤炭企业月度兑现率不足50%，有些煤企甚至在四季度保供关键时期也不兑现长协合同，给发电企业的正常生产经营和冬季保供工作带来很大困难。

经过本轮能源保供的冲击之后，煤电双方对中长期合同的地位和作用有了更加深刻的认识。

放眼未来，多方均认为，长协合同来之不易。煤电双方都应该进一步发挥其作用，在继续提高长协煤比例的同时，对于已签订合同但不履行合同的企业，实施惩戒制度。

“明确所有中长期合同，无论是否纳入重点监管，均应满足履约率要求；对履约率极差的企业进行通报，并建立与企业信用评级、铁路运力计划等挂钩的惩戒机制。”夏忠说。

2021年12月3日在山东召开的2022年度全国煤炭交易会上，首次实现了发电供热用煤全覆盖。张宏说，交易会期间，煤炭工业协会着力组织煤炭产运需企业衔接，签订合同总量超过10亿吨，会后又陆续推动合同签订工作，年度煤炭交易合同量超过20亿吨，创历史新高。

四是加快改革发展转型。对煤炭、煤电产业来讲，“双碳”目标的影响将是全面的、深刻的，甚至是颠覆性的。虽然煤炭、煤电未来仍将在中国能源结构中发挥重要作用，但未来只能让位于其他绿色能源。

在总量控制的情况下，怎样提高煤炭、煤电行业的发展质量？是一个挑战性的课题。

对此，中央经济工作会议提出，“要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合。”

张宏认为，要推动煤炭产业数字化、智能化、专业化、定制化、产业集群化、绿色化等六化转变，实现技术升级、产品升级、质量升级、管理升级，从而构建煤炭产业链、供应链发展新格局。

比如，中煤集团制定了以煤炭产业为基石、以煤基清洁高效转化利用产业和能源综合服务产业为两翼、以新能源等战略性新兴产业为重要增长极的四业协同高质量发展的“十四五”规划。

汤保国表示，将充分利用所在区域内荒漠、戈壁、露天矿排土场、复垦区，结合矿区区域电网、坑口电厂和地上、地下存量资源，聚焦提高产品回收率、降低能源资源消耗、加快化工产品链下游延伸、发展煤基高端产品、新能源技术耦合，积极布局风、光、储等新能源产业，实现矿区转型与生态修复、农林牧渔业、综合能源服务协同发展，加快构建“源网荷储”“风光火储”一体化和多能互补的新能源产业新格局。

在“碳达峰、碳中和”大趋势下，火电企业积极抢抓绿色转型发展的机遇。

几年来，以五大发电集团为代表的电力企业积极推进煤电机组节能减排技术改造，当前我国已有超过90%的煤电厂完成了超低排放改造。

夏忠建议，未来煤电机组要尽可能按照“增机减量”的思路安排运行。“煤电机组将更多地提供系统调峰、调频、调节、备用等服务，平衡新能源出力。在提升电力系统应急备用能力的同时，为新能源发电让路。”

比如，作为世界在役最大的火力发电厂，大唐托克托发电公司开展机组灵活性改造，已顺利完成机组20％深度调峰，并从锅炉燃烧控制、重要辅机控制等方面摸索出一套常规动作，并提交了完整的试验报告。这一举措能有效缓解电网低谷调峰压力，减少新能源调峰弃电。2021年10月20日，随着内蒙古大唐托克托200万千瓦新能源打捆外送项目在内蒙古自治区呼和浩特市开工建设，大唐托克托发电公司正式由传统的火力发电向风、光、火等多能互补一体化转型，并将逐步改造成为世界最大的多能互补综合能源基地。

与此同时，电力企业大力发展新能源。截至2020年底，国家能源的新能源占比为25.8%；华能为36.61%；大唐为38%；华电为43%；国家电投为56%——截至2021年11月底，国家电投新能源占比已超过60%。得益于此，2021年前三季度，国家电投的净利润保持了较好水平，达到136亿元。

2021年12月16日，国家能源集团召开氢能产业发展专题会。会议指出，要充分认识氢能产业发展的引领性和紧迫性，发挥在新能源制氢、工业附加制氢方面的优势，将制氢、储氢作为产业发展的切入点，引入社会化科研成果，推进氢能与煤基能源产业、新能源产业协调发展，培育构建集团公司新的核心竞争力。

此外，推广煤电联营模式，也是进一步化解煤电矛盾的重要手段。

华能伊敏煤电是我国最早的煤电联营企业之一。建厂之初，就实行了煤电一体化规划、管理、运营，电厂建在煤矿坑口，实现了煤、电、水、汽等资源的综合循环利用，降低了企业运行成本。煤价高企的2021年，有着充足煤炭保障的伊敏煤电发电量屡创新高。截至2021年10月底，其累计上网利用小时在蒙东同类型直调电厂中排名第一，单日发电量4次突破8000万千瓦时。

由神华集团与国电集团重组的国家能源集团，是业内的煤电联营标杆企业。2021年前三季度，国家能源集团的净利润逆势增长24.44%。同时，其也是五大发电企业中唯一一家负债率降低到60%以下的企业。

深化改革，畅通煤电价格传导机制，也是优化煤电关系的重要举措。

2021年10月11日，国家发改委出台了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号），提出了全面放开工商业用户进入市场、取消燃煤机组计划电量、保持居民农业用电价格稳定等一系列重要举措。《通知》明确，要有序推动全部燃煤发电电量进入市场形成市场交易电价，将上下浮动的范围扩大为原则上均不超过20%，用电多的高耗能行业市场电价不受上浮20%限制。

夏忠表示，政策出台后，将在一定程度上缓解燃煤发电企业经营困难、激励企业增加电力供应，抑制不合理电力需求，改善电力供求状况，更好保障电力安全稳定供应。“化解煤电矛盾，最终还是需要市场化形成的、随行就市的、真实反映系统供需和成本的价格信号。”