预计2023年全国全社会用电量9.15万亿千瓦时，比2022年增长6%左右。煤炭方面，我国将继续立足于自身资源禀赋，充分发挥煤炭在能源供应中的兜底保障作用，积极推进智能化煤矿核准建设，推动在建煤矿尽快投产达产，全面增强煤炭安全增产保供能力和韧性。自今年1月以来，各省市通过地方两会发布2023年政府工作报告，明确提出了2023年的煤炭计划产量。其中，山西省、内蒙古自治区、陕西省2023年计划煤炭产量分别达到13.65亿吨、12.5亿吨、7.5亿吨以上，新疆提出进一步释放煤炭优质产能，全年预计原煤产量4.13亿吨。总体看，煤炭生产将继续向晋陕蒙新地区集中，其他地区煤炭产量可能继续下降，煤炭产需逆向分布格局愈加明显。预计2023年国内原煤产量或将达到46亿吨，供应能力继续增强。其中，电煤消费总量在与上年水电出力持平的情况下，将同比增长5000万吨左右。

进口煤方面，随着国际煤炭供需形势逐步缓解，我国煤炭进口会相对平稳。其中，中澳关系有所缓和，澳煤进口政策适度放宽。澳煤若价格有优势，将优化我国现有进口煤来源，补充国内市场需求，并对国内煤炭价格产生一定影响。

2023年电煤中长期合同签订兑现力度加大。国家发展改革委对中长期合同签订的覆盖面、兑现率、执行价格的监管力度不断加强，转变了原有的国内煤炭市场供应结构。2023年火电企业普遍加大了长协煤的采购力度，随着国内煤炭产量的增加，长协煤兑现率会明显提升，火电企业市场煤采购量将逐步减少，发电成本有望下降。

对电煤保供稳价的建议

2022年，国家有关部门出台一系列煤炭增产增供政策，在煤炭、电力等各方努力下，全国电力供需整体平衡。今年煤炭产能还将继续释放，以保障经济快速恢复的用能需求，但电煤的保供稳价工作还面临一定的困难。供应方面，尽管国家要求电力热力企业长协全覆盖，但从目前的长协签订情况看，还存在区域性不平衡以及运力保障不足等影响后续履约率的问题。此外，中长协合同中变相涨价、物流环节加价等不规范不合理的条款仍较为普遍。价格方面，受国际能源供应紧张暂无缓解迹象及国内经济回升的双重预期，电煤价格在今年高位波动的可能性较大。煤质方面，电煤供应热值已连续3年持续明显下降，根据中电联行业统计数据测算，2022、2021年电煤热值同比下降幅度均在100千卡/千克以上，从目前看，下降的趋势仍未得到明显控制。2023年，电煤稳定安全供应工作仍然艰巨。鉴于以上情况，笔者建议:

一是构建电煤库存安全预警体系。建立健全电煤安全信息沟通制度，加强各电厂供、耗、存数据的监测，提升数据预报准确性、及时性、真实性。加强电煤安全应急保障制度建设，针对安全警戒线下的电厂启动应急保供预案，事后分析原因、厘清责任，对长协合同供应主体单位和电厂建立监督考核机制，保障电煤安全供应和国民经济稳定运行。

二是充分发挥电煤中长期合同重要作用。要全面压实责任，落实煤炭企业29亿吨电煤长协签订任务。加强煤电企业长协履约率、价格到位率统计分析，对当前煤炭企业变相涨价、物流环节加价、不合理煤质奖励等问题加强监管。进一步规范贸易商长协，要求扣除流通服务费用后，折算港口价、坑口价应符合有关政策明确的合理价格区间。进一步加大铁路运力支持，建议按照应排尽排要求，优先安排国有重点发电企业的铁路运力计划，重点支持增加陕西到河南及“两湖一江”、山西、蒙西、新疆等外运铁路运力计划，确保运力足额配置，为合同兑现打下坚实的基础。

三是加强极端天气下电煤供需形势研究。气象因素对电煤供需关系的影响不容忽视，极端天气下电煤供应紧张现象时有发生。若2023年夏季仍延续2022年高温少雨情况，则需建立极端天气下供需分析的研究框架和方法论，提前预警各个地方储备煤的增量，充分发挥地方储备煤应急保障作用，应对极端天气下电煤需求的骤然增长。

四是提高电煤供应质量。电煤供应需加强质量监控和要求,同等供应量情况下加大高热值煤炭供应，合理控制低质煤供应，可提高有效供应量，既有利于提高煤炭存储、运输效能，又有利于降低物流成本，减少碳排放。

五是确保煤炭价格稳定在合理区间。在增加有效供给的前提下，加强价格指导和日常监管，严厉打击控制产量、捂盘惜售、哄抬价格、恶意炒作、垄断同盟等扰乱正常市场秩序的行为，确保电煤价格稳定在合理区间。加强电煤产、供、需等各环节有效监测，提高真实数据统计和市场分析的水平，建立有效价格动态监管体系，做好市场重大变化前的预测预警。