煤炭市场研报（2024年7月）
刘纯丽
（中能传媒能源安全新战略研究院）
◆ 6月整体经济活动表现不一。出口和基建投资同比增长超预期加速，制造业投资保持强劲，但出口隐患仍存；社会消费品零售总额增速不及预期；房地产销售同比跌幅有所收窄、低位企稳。2024年上半年我国GDP同比增长5.0%，经济运行总体平稳。国家统计局表示，从短期来看，二季度经济增速回落有极端天气、雨涝灾害多发等短期因素的影响，也反映出当前经济运行中的困难挑战有所增多，但综合来看，下半年我国发展面临的有利条件强于不利因素，稳中向好、长期向好的发展态势不会改变。
◆ 6月，北方地区高温，南方强降雨天气持续，水电出力大幅增加，清洁能源发电量充足，挤占火电空间，终端采购以长协为主。同时电行业开工率不足，以刚需采购为主，对港口市场支撑力不足，6月底主产区滞销，部分煤矿下调销售价，港口市场部分自燃风险较高煤源降价促销，市场价格加速下行。进入7月，全国高温天气增多，火电耗煤明显提升，电厂库存开始下降。在高日耗能带来需求改善的预期下，贸易商挺价情绪升温，煤电价格小幅反弹，但仅维持3天，即重回僵持局面。当前仍处传统旺季，气温升高提振电厂日耗，煤价下行的空间不大，总体表现为震荡偏弱运行。下半年，若进口煤数量继续保持在高位水平，随着国内原煤产量恢复，在整体供应相对宽松的格局下，预计煤炭价格上涨空间有限，或因下游补库形成小幅反弹，但难形成趋势性行情，整体维持震荡偏弱运行。
◆ 6月全国规模以上工业原煤产量4.1亿吨，同比增长3.6%，增速由负转正。1—6月份，全国规模以上工业原煤产量22.7亿吨，同比下降1.7%，降幅较前5月收窄1.3个百分点。分地区看，疆煤产量逐步增长，山西地区减量最为明显，而内蒙古超越山西重回第一产煤大省。2024上半年，我国煤炭供应呈现国内减量、进口补充增加、整体供应基本与去年持平的特征。下半年，预计重点产煤省份会加大生产力度，以尽可能达到或接近年初产量目标。但在稳产稳供叠加安全生产主基调背景下，全年原煤产量增速预计将会放缓。
◆ 6月份我国煤炭进口量延续高位，全月进口煤炭4460.3万吨，同比增长11.9%；1—6月份，全国累计进口煤炭24957.2万吨，同比增长12.5%，在去年同期创下历史新高的基础上，进一步向上攀升，且增量明显。而同时，煤炭进口价格不断下降，这正是我国煤炭进口量维持高位的最直接原因。当前正处传统需求旺季，电厂日耗已较前期有明显攀升，预计短期内煤炭进口量将继续维持在相对高位，即使回落亦幅度有限。
6月，北方地区高温，南方强降雨天气持续，水电出力大幅增加，清洁能源发电量充足，挤占火电空间。高温用电需求增量有限，终端采购以长协为主。6月下旬，煤电发电量、电煤耗量均环比下降，入厂煤量环比稍有增长，电厂存煤继续上涨。根据中电联燃料数据统计，6月20日至28日纳入电力行业燃料统计的发电集团燃煤电厂日均发电量环比减少2.7%，同比减少6.9%。电煤耗量环比减少5.1%，同比减少6.9%。电煤库存可用天数27.7天，较上年同期增加2.8天。临近月底，煤炭整体供给小幅收紧，但高库存支撑下终端补库需求不强，且非电行业开工率不足，以刚需采购为主，对港口市场支撑力不足，主产区出现滞销情况，部分煤矿为刺激拉运，陆续下调销售价，港口市场部分自燃风险较高煤源降价促销，市场价格加速下行。6月28日中电联CECI曹妃甸价格指数5500大卡、5000大卡、4500大卡三种规格品分别报收于852元/吨、754元/吨、653元/吨，较5月底价格分别下跌27元/吨、25元/吨、30元/吨。
进入7月，全国高温天气增多，特别是南方地区出梅和高温天气“无缝衔接”，广东等部分沿海地区电力负荷创新高，带动火电耗煤明显提升。7月初煤电发电量、电煤耗量环比增幅较大，电厂库存在连续几个月增长后到达顶峰，开始下降。在高日耗能带来需求改善的预期下，贸易商挺价情绪升温。7月4月煤价止跌横盘，7月8日开始小幅反弹，但3天后再次止涨企稳，随后小幅回落。七月流火终败于需求不振，7月中旬煤电发电量、电煤耗量周环比回落。根据中电联燃料数据统计，7月11日至19日纳入电力行业燃料统计的发电集团燃煤电厂日均发电量环比减少2.4%，同比减少12.6%。日均电煤耗量环比减少2.4%，同比减少11.5%。电煤库存可用天数25.3天，较上年同期增加4.1天。随着煤电日耗的回落，煤炭市场再次僵持，价格趋稳。但毕竟当前仍处传统旺季，气温升高对电厂日耗带来提振，煤价下行的空间不大，总体表现为震荡偏弱运行。据市场信息，7月26日北方港口市场5500大卡、5000大卡、4500大卡煤炭价格分别报价为860～865元/吨、760～770元/吨、655～665元/吨。
2024年上半年煤炭市场震荡运行，煤炭价格先涨后跌、再涨再跌，总体呈现倒“W”型，港口煤炭价格与产地相比变化幅度较小。1月至3月中旬价格一直处于高位状态，春节过后，受复工复产不及预期影响，煤价有短暂上涨，进入3月，气温回升，进入煤炭消费传统淡季，价格一路走低，4月中旬跌至近两年最低价，五一过后，随着传统旺季临近，煤价开始快速反弹，而后煤价开始进入窄幅震荡阶段。6月30日，环渤海港5500大卡动力煤报价840～865元/吨，较2月底的940～960元/吨下降100元/吨，与去年同期基本保持同一水平。下半年，若进口煤数量继续保持在高位水平，随着国内原煤产量恢复，在整体供应相对宽松的格局下，预计煤炭价格上涨空间有限，或因下游补库形成小幅反弹，但难形成趋势性行情，整体维持震荡偏弱运行。
6月下旬，亚太地区终端用户库存均较为充足，主要采购国中国和印度采购需求均不振；虽然受印尼南加降水、南非铁路检修时间后移、俄罗斯煤炭支付依旧受限等因素影响，整体供应边际减少，但需求侧缺乏支撑，煤价依旧以下跌为主。据市场信息，截至6月28日，澳大利亚纽卡斯尔港动力煤价格指数为132.03元/吨，南非理查兹港动力煤价格指数为106.43美元/吨，分别较6月21日下降1.63%、5.71%；欧洲三港动力煤价格指数为108.5美元/吨，与6月21日持平。印尼4500大卡的巴拿马型船FOB报价大致72～74美元/吨，小幅回落；印尼3800大卡巴拿马型船FOB报价为54～55美元/吨，报价也有所松动。
7月初由于市场采购积极性不强，市场成交数量不多，国际煤价延续了上月下跌走势。直至7月中旬，随着日韩用电需求上涨，煤炭询货意愿增加，市场多空交织，煤炭价格涨跌互现。印尼中高卡煤市场货源偏紧，4500大卡巴拿马型船FOB报价大致70～71美元/吨，报价基本维稳；印尼低卡煤随着亚太地区日耗急速回升报价小幅上探，3800大卡巴拿马型船FOB报价为54～55美元/吨。而印尼能源与矿产资源部发布的动力煤月度参考价（HBA）显示，7月份印尼热值6322大卡高品位动力煤的HBA价格连续2 个月环比上涨，为123.00美元/吨，月环比上涨6.05%。澳煤方面，部分买家对各煤种询盘采购较为积极，各煤种以涨价为主。7月15日当周，澳煤6000大卡煤种价格反弹，澳煤5500大卡煤种8月装期CAPE船型货盘FOB估价88美元／吨，环比上涨0.2美元/吨。澳煤6000大卡煤种9—10月装期Handy船型FOB估价134美元／吨，环比上涨3美元/吨。
近日国际能源署发布的全球煤炭市场趋势报告指出，尽管水电、太阳能和风能有所复苏与扩张，但受主要经济体电力需求激增的抵消作用影响，预计全球煤炭需求在2024年和2025年将基本保持稳定。报告指出，过去几年，为巩固国家能源安全防线，缓解国际市场价格波动对国内能源供应的影响，中国煤炭产量提升。而印度近期对基础设施和矿山扩建的投资也促进了其煤炭产量的增长。报告分析，今年上半年受中国产量同比减少1.7%的影响，全球煤炭产量同比略降0.7%。报告预计2024年全球煤炭产量在2023年稳步增长之后同比微降0.3%，降至89.39亿吨。
煤炭消费方面，报告预计欧洲与东北亚地区受需求放缓影响，煤炭进口量将进一步下滑。据中国煤炭经济研究会数据，1—5月德国煤炭进口量同比下降31.2%。而中国、印度及越南作为新兴市场，其煤炭进口量被普遍看好将持续上扬。2023年全球煤炭使用量达87.02亿吨，比2022年增长2.6%，创全球煤炭消费历史最高水平。2024年前6个月，全球煤炭消费量预计增长1.0%，达到 43.08 亿吨。预计2024全年将达到87.37亿吨，同比增长0.4%。
继2023年全球煤炭贸易量增长至略高于15亿吨，创历史最高纪录后，报告预计2024年全球煤炭贸易量将继续小幅增长1.0%。由于天然气价格较近几年更为稳定，今年上半年煤炭价格维持区间波动。国际能源署表示，煤炭价格已回落至全球能源危机前水平，但由于通胀压力，煤炭价格仍处于高位。
煤炭供需：6月原煤产量同比增长转正，煤炭进口继续保持高位
6月原煤产量同比增长3.6%，日均产量达1351.3万吨
6月份原煤生产由降转增，增速由负转正。当月全国规模以上工业产量4.1亿吨，同比增长3.6%，5月份为下降0.8%；日均产量1351.3万吨，较5月份的1238.2万吨增加了113.1万吨，较去年同期增加51.3万吨，一举创下了历史第二高位，仅次于2023年11月份的1379.9万吨。1—6月份，全国规模以上工业原煤产量22.7亿吨，同比下降1.7%，降幅较前5月收窄1.3个百分点。
图3 2020—2024年月度规模以上工业原煤产量
中国煤炭工业协会统计与信息部统计数据显示，1—6月排名前10的企业原煤产量合计为11.4亿吨，同比减少4659万吨，占规模以上企业原煤产量的50.2%。分地区看，疆煤产量逐步增长，1—6月累计原煤产量24018.0万吨，同比增长13.4%；山西地区受区域内开展“三超”及隐蔽工作面专项整治及黄河治理等因素影响，减量最为明显，1—6月累计原煤产量58788.7万吨，同比下降13.5%；而内蒙古上半年累计产量63384.6万吨，同比增长3.8%，超越山西重回第一产煤大省。
表1 2024年1—6月全国规模以上企业原煤产量（分地区）
今年上半年，我国煤炭供应呈现国内减量、进口补充增加、整体供应基本与去年持平的特征。1—6月国内原煤产量和进口煤炭合计总量25.15亿吨，而2023年同期为25.22亿吨。7月以来，受汛期、安全事故、重要会议等因素影响，主产区安监趋于严格，煤矿生产心态谨慎，煤炭产量释放或将低于预期。
目前，煤矿经过前几年较大力度的产能释放，基本已应增尽增，后续产量增量多源自新建矿井投产，预计空间有限。今年下半年，预计重点产煤省份会加大生产力度，以尽可能达到或接近年初产量目标。但在稳产稳供叠加安全生产主基调背景下，全年原煤产量增速预计将会放缓。
6月份我国煤炭进口量延续高位，全月进口煤炭4460.3万吨，较去年同期的3987.1万吨增加473.2万吨，增幅为11.9%；较5月份的4381.6万吨增加78.7万吨，增幅为1.8%。2024年1—6月份，全国累计进口煤炭24957.2万吨，同比增长12.5%，在去年同期创下历史新高的基础上，进一步向上攀升，且增量明显。
而同时，煤炭进口价格不断下降。6月煤炭进口额为433650万美元，同比下降3.41%，环比增长2.70%。据此推算当月进口均价为97.22美元/吨，同比下跌15.38美元/吨，环比上涨0.86美元/吨。2024年1—6月煤炭累计进口金额2516590万美元，同比下降9.3%，上半年煤炭进口均价100.84美元/吨（约合人民币732元/吨）。
进口煤价格的持续走弱是我国煤炭进口量维持高位的最直接原因。2024年上半年，流入我国市场的进口煤资源充足，进口煤价格整体偏弱运行。受船期影响，6月到港的进口煤大多是5月采购的货源。与国内同品质货源相比较，多数进口煤在多数时段仍然存在一定的性价比优势。因此，国内下游电厂对进口煤的需求仍在稳步增加。虽然国内中转港口库存、终端库存均高企，场地紧张，新到煤船等待时间拉长，卸船效率降低，但是在价格优势的影响下煤炭进口量持续保持增长状态。
2024年已过半，据市场信息，电厂已基本完成了8月份的进口煤采购，近期招标到厂时间大多在9月中旬前后。当前正处传统需求旺季，电厂日耗已较前期有明显攀升，预计短期内煤炭进口量将继续维持在相对高位，即使回落亦幅度有限。
水电发电量大幅提升，规模以上工业火电发电量降幅扩大
6月份，全社会用电量8205亿千瓦时，同比增长5.8%。从分产业用电看，第一产业用电量128亿千瓦时，同比增长5.4%；第二产业用电量5304亿千瓦时，同比增长5.5%；第三产业用电量1607亿千瓦时，同比增长7.6%；城乡居民生活用电量1166亿千瓦时，同比增长5.2%。1—6月，全社会用电量累计46575亿千瓦时，同比增长8.1%，其中规模以上工业发电量为44354亿千瓦时。从分产业用电看，第一产业用电量623亿千瓦时，同比增长8.8%；第二产业用电量30670亿千瓦时，同比增长6.9%；第三产业用电量8525亿千瓦时，同比增长11.7%；城乡居民生活用电量6757亿千瓦时，同比增长9.0%。
6月份规模以上工业发电量7685亿千瓦时，同比增长2.3%，增速与5月份持平；规模以上工业日均发电256.2亿千瓦时。1—6月份，规模以上工业发电量44354亿千瓦时，同比增长5.2%，增速较前5个月下降0.3个百分点。分品种看，6月份，规模以上工业火电、核电降幅扩大，水电增速加快，风电由降转增，太阳能发电增速回落。其中，规模以上工业火电同比下降7.4%，降幅比5月份扩大3.1个百分点；规模以上工业水电增长44.5%，增速比5月份加快5.9个百分点；规模以上工业核电下降4.0%，降幅比5月份扩大1.6个百分点；规模以上工业风电增长12.7%，5月份为下降3.3%；规模以上工业太阳能发电增长18.1%，增速比5月份回落11.0个百分点。
当前，水电来水改善明显，发电量持续提升，而新能源发电消纳形势较好，火电需求受到挤压。据中电联数据，5月单月，全国发电设备平均利用小时275小时，同比下滑3.5%。其中受益于来水修复，水电平均利用小时308小时，同比增加33.9%；而因去年同期基数较高、水电来水修复叠加火电新装机释放，火电平均利用小时314小时，同比下滑7.7%；核电629小时，同比下滑3.4%；风电187小时，同比下滑12.6%；太阳能140小时，同比上升17.7%。
随着全国范围内风电和太阳能发电能力逐年增加，发电量也不断创下纪录新高。根据国家统计局初步测算，2024年上半年全社会能源消费总量同比增长4.7%左右，较一季度放缓约0.5个百分点。国家支持非化石能源发展政策效应逐步显现，新能源消费快速增长，用能结构持续改善，天然气、水核风光电等清洁能源消费比重较上年同期提高2.2个百分点，能源绿色化清洁化底色进一步凸显。
2024年上半年，受房地产市场低迷、基建项目开工延缓及极端天气、雨水洪涝灾害多发等因素影响，钢铁行业总体需求较为不振，行业运行偏弱，钢价先后出现两次探底走势。6月份钢铁行业PMI为47.8%，环比下降2个百分点，结束连续2个月环比上升态势，反映出行业承压放缓。水泥市场需求深度下滑，上半年全国累计水泥产量同比降幅达10%，产量为2011年以来同期最低水平。6月份，全国单月水泥产量1.64亿吨，同比下降10.7%，环比下降8.7%。
2024年上半年煤化工产业链有所扩张，化工耗煤仍有增量。1—6月化工耗煤同比增长11%，分品种看，甲醇耗煤同比增长13%、尿素耗煤同比增长6%、纯碱耗煤同比增长11%、PVC耗煤同比增长1%，乙二醇耗煤同比增长24%。当前，随着季节性淡季来临，下游产品需求走弱，对上游产品的负反馈正在显现，化工行业开工率承压下降。据市场信息，截至7月16日当周甲醇、尿素开工率为78.6%、81.99%，均低于上半年平均水平。
煤炭调运：大秦铁路运量同比减少，北方港库存有所回落
据国铁集团货运部负责人介绍，今年以来，国铁企业加快推进铁路现代物流体系建设，主动对接企业生产和物流市场需求，加大货运能力投放，大力发展多式联运，加快铁路专用线建设，优化铁路物流产品供给和运输组织，为国民经济回升向好和降低全社会物流成本提供了有力支撑。
2024年1—6月国家铁路完成货运发送量19.24亿吨，同比减少0.36%，且国家铁路单月货运量正在快速增加。6月，国家铁路发送货物3.32亿吨，完成货运周转量2665亿吨公里，同比分别增长6.1%、5.3%，创历史同期新高。目前，我国铁路货运量、货运周转量等指标稳居世界首位，并持续保持高位运行。
在重点物资运输保障方面，国铁企业精心组织迎峰度夏能源保供运输，用好大秦、浩吉、瓦日、唐包、兰新铁路等主要货运通道，大力开行万吨列车，加强西煤东运、北煤南运、疆煤外运组织。6月份，国家铁路煤炭日均装车8.35万车、同比增长5.6%，电煤日均装车5.9万车、同比增长3%，均创历史同期新高。
6月，大秦铁路货物运输量完成3079万吨，同比减少14.61%。日均运量102.63万吨。大秦线日均开行重车65.3列。2024年1—6月，大秦线累计完成货物运输量19292万吨，同比减少7.05%。
6月，北方地区高温，南方强降雨天气持续，清洁能源发电量充足，挤占火电空间。火电企业日耗偏低，非电行业开工率不足，下游库存继续抬升，维持刚需采购。煤炭市场持续僵持，直至月末主产区出现滞销情况，部分煤矿为刺激拉运，陆续下调销售价。全月环渤海各港合计日均调进量115.2万吨，合计日均调出119.3万吨，港口库存维持高位。6月30日北方九港库存合计2705.6万吨，较5月底增加146万吨，并高于去年同期，同比增加51.5万吨。进入7月，长协拉运兑现略有增多，调出量在中高位水平震荡，整体略高于调入，港口库存量走势持续平稳后小幅下降围绕2700万吨上下波动，并于7月9日达到年内高点2736.9万吨。而随着天气入伏，南方大部分地区陷入高温持久战，多地出现大范围37摄氏度以上的酷热天气，局地最高气温达40摄氏度或以上，同时受重要会议影响，主产地产量略有收窄，北方部分港口库存缓步下降。7月24日北方九港库存合计2531.5万吨，略低于去年同期21万吨。
有关统计数据显示，2024年上半年环渤海主要港口合计煤炭库存先降后升再降，日均煤炭库存2172.72万吨，较2023年同期减少352.49万吨，降幅13.96%，但仍高于2022年同期24.40%。下游用户受库存高位、日耗提升缓慢等因素影响，采购连续性较差，上半年港口未经历持续去库过程，整体以累库为主，环渤海港口煤炭库存处于高位水平。据中国港口协会统计，2024年上半年，主要港口企业累计完成煤炭吞吐量65133.21万吨，同比下降1.8%，其中河北港口集团、天津港集团、国能黄骅港务、青岛港集团、日照港集团、连云港港口控股集团等北方主要煤炭下水港口企业累计完成煤炭吞吐量34278.11万吨，同比下降3.44%。
图6 北方九港库存合计年度对比
6月份，航运市场新增货盘不多，市场商谈氛围一般，港口库存长时间处于高位，终端寻船拉煤意愿整体偏低，沿海海运指数较5月份呈回调走势，全月在底部窄幅波动。6月28日海运煤炭运价指数OCFI收于617.54点，较5月底回落53.1点，高于去年同期19.38点。进入7月，南方多地降雨暂停后快速升温，沿海电厂日耗回升速度加快，但多数终端库存仍处于近年历史同期高位水平，采购需求持续疲软；水泥、化工等非电行业需求按需采购为主，沿海市场货少船多局面始终未有明显改善，运价保持底部弱稳运行。近日随着全国大范围持续高温天气的延续，终端个别省份煤耗加快，存煤可用天数跌至12天以下，沿海市场释放一波补库需求，各航线运价向下小幅盘整后向上普涨，且涨幅明显。7月23日海运煤炭运价指数OCFI报收于660.89点，环比上涨32.4点。
2024年上半年，沿海干散货航运市场表现低迷，主要航线运价同比均大幅下跌。一方面由于房地产市场不振，建材运输需求下降；同时煤炭运输需求增长基本停滞；虽然其他货种运输需求有所增长，但因体量较小，支持有限，导致1—6月沿海运输总体需求出现多年未见的萎缩。另一方面，交通运输部于2017年下放沿海运力审批权之后，近几年沿海运力快速增长。一增一减，沿海运力供需失衡，且大量纯沿海运力无法参与国际市场，沿海航运市场陷于低价竞争的局面。1—6月OCFI运价均值586.12点，同比下跌17.5%。
6月，国际干散货运输市场行情总体平稳波动上行，不同船型运价走势有所分化。其中，受巴西铁矿石货盘持续释放带动，海岬型船日租金稳中有升，远程矿航线运价涨幅明显。全月波罗的海干散货指数（BDI指数）录得均值1922点，环比5月份上涨1.4%，同比上涨77.6%。由于大西洋航域内的煤炭以及粮食运输需求乏力，同时印度尼西亚以及亚洲缺乏新鲜询盘动向，市场氛围低迷，7月2日BDI指数达到近期高点2179点后波动下探，7月17日报收于1890点，日环比下跌52点，同比上涨817点。
因地缘政治、气候变化持续带来扰动，一定程度上拉长了运输距离，降低了运输效率；同时中国铁矿石进口数量前5月同比增长7%，拉动了海峡型市场（BCI）运费。受上述因素影响，2024上半年，干散货船市场整体表现较好，1—6月BDI指数均值为1836点，同比增长59%。运力方面，据克拉克森统计，截至6月末，全球干散货运输市场船舶总计13783艘，运力总计10.19亿吨，较上月末增加约408万吨。另2024—2026年交付运力占年初运力比分别为3.5%、3.2%、2.4%，增速相对较低。干散货运输行业整体船队供给偏紧，在大宗商品进口需求驱动下，及后续国内制造业回暖、钢材及“新三样”出口增加支撑铁矿需求量，三季度运价指数有望季节性上行，但运价高度取决于国内经济景气度。
6月制造业采购经理指数（制造业PMI）49.5%，与上月持平，连续2个月位于50%荣枯线之下。非制造业商务活动指数和综合PMI产出指数均为50.5%，分别比上月下降0.6和0.5个百分点。从分项指标看，新订单指数、生产指数、从业人员指数及原材料库存指数变动不大，但受国际大宗商品价格下跌和国内有效需求不足等因素影响，原材料购进价格和出厂价格指数分别录得51.7%和47.9%，较上月回落5.2和2.5个百分点。
6月整体经济活动表现不一。出口和基建投资同比增长超预期加速，制造业投资保持强劲，但出口隐患仍存；社会消费品零售总额增速不及预期；房地产销售同比跌幅有所收窄、低位企稳。按年均复合增长率口径，制造业和基建投资、出口和工业生产增速较5月份有所改善，社会消费品零售总额增速基本持稳，而房地产投资增速进一步走弱。
根据国家统计局数据，2024年上半年我国GDP为616836亿元，按不变价格计算，同比增长5.0%，经济运行总体平稳。其中，第一产业、第二产业、第三产业分别同比增长3.5%、5.8%、4.6%，三次产业增加值占GDP的比重分别为5.0%、38.3%和56.7%。二季度三产贡献率下降，终端需求表现偏弱，GDP同比增长4.7%，环比增长0.7%。工业增加值增速持续显著高于社会零售总额增速，经济整体表现仍是供给持续强于需求，结构性分化特征显著。
国家统计局表示，从短期来看，二季度经济增速回落有极端天气、雨涝灾害多发等短期因素的影响，也反映出当前经济运行中的困难挑战有所增多，特别是国内有效需求不足的问题比较突出，国内大循环不够顺畅等等。但综合来看，下半年我国发展面临的有利条件强于不利因素，稳中向好、长期向好的发展态势不会改变。
国家发展改革委、国家能源局联合印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》
为全面贯彻党的二十大精神，认真落实党中央、国务院决策部署，按照《2024—2025年节能降碳行动方案》有关要求，实施分领域分行业节能降碳专项行动，统筹推进存量煤电机组低碳化改造和新上煤电机组低碳化建设，加快构建清洁低碳安全高效的新型能源体系，近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》（以下简称《行动方案》）。
《行动方案》对标天然气发电机组碳排放水平，明确分阶段推进煤电低碳化改造建设的主要目标；综合国内国际成熟技术方案，提出生物质掺烧、绿氨掺烧、碳捕集利用与封存等3种煤电低碳发电技术路线，并对煤电低碳化改造建设的项目布局、机组条件、降碳效果等作出具体要求。《行动方案》明确加大资金支持力度、强化政策支撑保障、优化电网运行调度、加强技术创新应用等4方面保障措施，并对项目组织、项目实施、宣传推广等提出工作要求。
下一步，国家发展改革委、国家能源局将支持各有关方面申报实施煤电低碳化改造建设项目，确定有关项目清单并加强组织实施，持续推动降低煤电碳排放水平，为积极稳妥推进碳达峰碳中和提供有力支撑。
近日，中国电力企业联合会发布《中国电力行业年度发展报告2024》（以下简称《报告2024》）。《报告2024》重点反映了2023年电力消费、电力生产与供需、电力投资与建设、新型电力系统、电力市场建设、电力安全与可靠性、电力低碳环保、电力企业发展与经营、国际电力发展与合作、电力标准化、科技与数字化等情况，并对2024全年及中长期电力发展进行了展望。
《报告2024》披露，2023年，国内电煤市场整体区域平衡，电煤中长期合同履约率明显提升，煤炭现货价格总体回落。煤电企业经营状况略有好转，五大发电集团全年火电业务利润总额为196亿元，部分发电集团火电业务仍处于亏损状态。
综合当前阶段我国的经济增长潜力，以及国家宏观调控目标，《报告2024》提出，2024年我国宏观经济运行将保持平稳增长，成为拉动电力消费增长的最主要动力，预计2024年全国全社会用电量增速接近2023年。2024年新能源新增装机将保持快速增长，电力供应能力继续提升，为保障电力稳定供应提供了基本支撑；但由于新能源发电出力以及来水存在不确定性，常规电源增加规模小于用电负荷增加规模，均增加了电力生产供应的潜在风险。综合考虑用电增长、电源投产等情况，预计2024年全国电力供需形势呈现总体紧平衡态势；迎峰度夏和度冬用电高峰期，部分区域中的部分省级电网电力供应偏紧，部分时段可能需要实施需求侧管理等措施。
在电力发展展望方面，电力中长期绿色低碳发展助力践行“双碳”目标。从需求总量上看，我国经济发展长期向好，电力需求将持续保持刚性增长。预计2030年全国全社会用电量达到13万亿千瓦时以上，绿氢、抽水蓄能和新型储能的用电需求将显著提高。从供应结构上看，推动能源供给体系清洁化低碳化，持续加大非化石能源电力供给，推进大型风光电基地及其配套调节性电源规划建设，统筹优化抽水蓄能建设布局。
（本报告数据来源：国家统计局、中电联官网、中国煤炭市场网、煤炭江湖）
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