杨方亮

(中国煤炭加工利用协会，北京市朝阳区，100013)

煤炭是我国的基础能源，据《中国矿产资源报告2018》显示，我国煤炭查明资源量为1.67万亿t，占化石能源资源量的比重约为94%[1]。从煤炭的主要用途上看，煤炭既是重要的动力燃料，也是重要的工业原料。近年来，我国经济社会的高速发展带动了煤炭生产和消费规模的快速增长，2013年我国煤炭生产和消费量分别达到了39.7亿t和42.4亿t[2]。随着我国经济社会发展进入新常态，经济增长方式逐步从规模扩张型向质量效益型转变，由工业需求特别是钢铁、建材、化工等重工业需求带动的煤炭消费需求增长开始快速回落。同一时期，我国的新能源、可再生能源发电快速发展，能源结构调整的步伐进一步加快，煤炭能源消费需求也被部分替代。

从煤炭消费规模上看，电力、钢铁、建材和化工四大行业仍是煤炭终端消费的主要方向。统计数据显示，“十二五”以来，受煤炭消费需求增速放缓、能源结构调整、煤炭清洁高效利用技术进步等诸多因素的影响，电力行业煤炭消费量一直保持在20亿t左右的规模，但电力行业煤炭消费量占煤炭消费总量的比重呈总体上升的趋势，截至2019年，这一比重已升至55%以上。在国家继续推进煤炭行业去产能的大背景下，煤炭经济运行虽有好转，但煤炭市场价格周期性波动依然较大，煤炭市场价格的波动也直接影响到煤炭企业的生产运营和相关企业的战略实施。研究电力行业煤炭消费需求前景，有助于各级煤炭生产企业更精准地把握市场需求的主要方向，提高煤炭产品价格和市场竞争力。对于发展煤电一体化、煤电联营的综合性能源企业而言，也可以更科学地安排煤、电上下游生产，提高产业链的能源总体利用效率，提升煤炭清洁高效利用水平。

1 电力行业煤炭消费现状

1.1 煤炭消费概况

相比其他一次能源而言，煤炭价格较为低廉且易于获取，因此我国的一次能源消费主要以煤炭能源为主，在能源技术未发生根本性突破的前提下，煤炭作为我国主要一次能源的现状不会发生根本性改变。根据国家统计局2006-2019年发布的能源消费结构数据显示，2006年以来我国煤炭消费总量由不足21亿t标准煤增长至2019年的28亿t标准煤，增幅达35%，2006-2019年我国能源消费总量和煤炭消费情况如图1所示。

由图1可以看出，2012年后我国煤炭消费总量快速增长势头放缓并开始回落，随着产业结构调整战略的推进，煤炭需求开始缓慢回升。从整体趋势上来看，我国煤炭消费量虽然近期增幅较小，但总体呈上升趋势，形成这一情况的主要原因，一方面是由于煤炭依然是我国的主体能源，电力、钢铁、建材和化工及民用燃煤等多个领域对煤炭的需求依然较为旺盛，煤炭作为燃料的功能在短期内难以被新能源、可再生能源替代，价格和供应保障能力等方面的优势仍然较为明显；另一方面，煤炭作为工业原料的作用，钢铁、化工等下游行业主要产品的市场需求依然处于高位并保持较为稳定的产出量，对煤炭需求依然较为旺盛。

图1 2006-2019年我国能源消费总量和煤炭消费情况注：数据来源国家统计局

1.2 电力行业煤炭消费情况

近年来，我国电力能源随着国民经济的快速增长而快速发展，电力总装机规模由2006年的6.2亿kW增长至2019年底的20亿kW，火电、水电、风电、太阳能和核电的装机规模快速扩大。从电力能源结构上看，水电、风电、太阳能等可再生能源占电力装机的比重快速提高，能源结构进一步优化。可再生能源装机规模占电力总装机的比重由2006年的21%上升至2019年的38.4%，火电装机规模占比由2006年的77%下降至59%。我国电力装机结构变化情况如图2所示。

由图2可以看出，我国火电装机主要包括煤电、煤矸石综合利用发电、燃气发电、生物质发电和垃圾发电等，其中煤电是火电的主力，煤电装机占火电装机总量的比重长期保持在90%左右，我国煤电装机情况如图3所示。

由图3可以看出，煤电装机规模由2009年的6亿kW增至2019年的10.4亿kW，增幅达73%。

我国煤电机组发电量占比情况如图4所示。

图2 我国电力装机结构变化情况注：数据来源国家统计局、中电联

图3 我国煤电装机情况注：数据来源中电联

图4 我国煤电机组发电量占比情况注：数据来源中电联

由图4可以看出，我国煤电发电量由2009年的28665亿kW·h增加至2019年的45600亿kW·h，煤电发电量占当年电力发电总量的比重由77.2%降低至60.8%。

我国电力行业的煤炭消费主要由煤电机组发电用煤和供热用煤两部分组成，我国电力行业煤炭消费情况如图5所示。

图5 我国电力行业煤炭消费情况注：数据来源国家统计局

由图5可以看出，2006年以来我国电力行业煤炭消费量由13.1亿t增加至2019年的21.5亿t，占当年煤炭消费总量的比重由2006年的51.4%增长至55.2%。从趋势上看，电力行业煤炭消费量和占比均随着煤电发电量增长而呈上升趋势。

1.3 分区域电力行业煤炭消费情况

目前，我国燃煤电厂的分布特征主要与区域经济发展程度(用电负荷需求)和是否为煤电能源基地等因素关联密切，因此主要的燃煤发电机组主要集中在京津冀、珠三角和长三角等经济发达地区，以及内蒙古、山西、新疆等煤电能源基地。根据中电联发布的数据显示，2018年全国主要省区电力行业煤炭消费量见表1[3]，共计消费煤炭22.3亿t，其中电力行业煤炭消费量较大的省份分别是内蒙古、山东、江苏、山西、河南、浙江、广东、河北和安徽等，分布特征与前述分析基本一致。

表1 2018年全国主要省区电力行业煤炭消费量

2 影响电力行业煤炭产品需求的因素分析

2.1 宏观层面煤炭消费量影响因素分析

2.1.1 宏观政策影响

影响我国电力行业煤炭消费需求的因素，从“量”上看，主要是受宏观外部环境的影响居多，这些因素一是包括全社会电力能源消费的总需求、能源生产供应结构；二是包括替代能源的供应能力，如水电丰裕度、风电、太阳能装机规模，新能源、上网电量、新能源电价补贴，核电装机规模等；三是包括下游用电行业如重工业的用电产业政策、第三产业用电需求变化等；四是包括电力行业燃煤电厂总体盈利水平，相关因素诸如煤炭市场价格、火电发电上网电价、行业平均利用小时数、环保政策等。

电力行业煤炭消费需求受上述诸多因素的叠加影响，其中国家层面的能源战略影响最为深远。从我国电力装机结构中煤电占比的持续降低，再到水电、风电和太阳能发电装机及发电量的持续大幅增长，而后再到煤电发电量占总发电量比重的持续下降等一系列变化，可以明显看出国家层面为推动能源结构优化、削减煤炭能源消费在一次能源消费中的占比等能源产业政策，对电力行业煤炭消费需求产生的深远影响。

国家层面对于新能源产业政策的变化，也从侧面影响着电力供应结构中的新能源发电装机和发电量规模。在国家推动风电、光伏发电发展初期，国家给予了风电、光伏发电较为优惠的上网电价补贴，相关设备生产企业也有相关扶持政策，这些举措极大地推动了风电、光伏发电装机的发展。2006年《可再生能源法》正式实施，加上可再生能源发电全额收购制度的出台，风电产业进入了大范围开发、规模发展的时期；同一时期，光伏发电也开始起步，2013年，国家确立分类光伏标杆电价政策，光伏发电也进入高速发展时期。截至2019年底，我国的风电、太阳能发电(光伏发电)装机规模位居世界第一位。

2017年，国家发展改革委、国家能源局下发了《关于促进西南地区水电消纳的通知》，推动解决西南地区弃水电问题；2019年政府工作报告中明确提出加快解决风、光、水电消纳问题的工作任务。新能源、可再生能源等一系列相关政策的出台，是目前电力消费持续增长而电力行业煤炭消费保持相对稳定的重要原因之一。

2.1.2 环保政策的影响

近年来，国家层面陆续出台了若干对煤炭消费影响较大的环保政策。2014年9月，国家发展改革委、环境保护部、商务部、海关总署、国家工商总局、国家质检总局联合发布了《商品煤质量管理暂行办法》，暂行办法中明确提出商品煤应满足：灰分(褐煤≤30%、其他煤种≤40%)、硫分(褐煤≤1.5%、其他煤种≤3%)等指标。超过600 km运输的商品煤同时还应满足：褐煤发热量(Qnet,ar)≥16.5 MJ/kg、灰分(Ad)≤20%、硫分(St,d)≤1%；其它煤种发热量(Qnet,ar)≥18 MJ/kg，灰分(Ad)≤30%，硫分(St,d)≤2%。对在经济发达地区销售的商品煤，提出了“京津冀及周边地区、长三角、珠三角限制销售和使用灰分大于16%、硫分大于1%的散煤”的要求，这一要求在《煤炭清洁高效利用行动计划(2015-2020年)》中也得到了进一步的确认。2015年，环境保护部、国家发展改革委、国家能源局联合印发了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，推动燃煤电厂开展超低排放改造。从目前来看，相关环保政策的实施对电力行业煤炭需求的影响主要表现在进一步压缩了劣质煤市场，扩大了低灰、低硫煤种的市场需求，长期影响动力煤市场的需求走向。

2.1.3 煤电产业政策的影响

国家层面一直致力于推动国内大型清洁高效煤电机组的发展，提高煤电行业总体环保水平和能源利用效率。2014年，国务院发布《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》，提出“提高煤电机组准入标准，新建燃煤发电机组供电煤耗低于300 g 标准煤/(kW·h)”要求，同年国家发展改革委、环境保护部、国家能源局联合下发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》，明确“全国新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300 g标准煤/(kW·h)”“到2020年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310 g/(kW·h)，其中现役60万kW及以上机组(除空冷机组外)改造后平均供电煤耗低于300 g/(kW·h)”等系列发展目标。

诸如上述煤电系列产业政策的实施和推进，煤电行业的格局发生了深刻变化，一方面煤电机组构成由300 MW亚临界机组为主，逐步发展至600 MW、1000 MW等超临界、超超临界机组为主的阶段, 我国火电行业机组构成情况如图6所示； 另一方面，煤电机组平均供电煤耗持续降低，我国火电机组全国平均供电煤耗如图7所示。煤电机组技术的进步和机组构成的变化，降低了单位发电量的煤炭消费，客观上降低了煤电行业总体的煤炭消费需求，同时也影响了煤炭产品质量的消费需求。

图6 我国火电行业机组构成情况

图7 我国火电机组全国平均供电煤耗

为了理顺煤、电关系，促进两大关联行业上下游产业协调发展，2015年，国家发展改革委印发了《关于发展煤电联营的指导意见》，推动煤电联营发展。在此基础上，2019年，国家发改委、国家能源局又印发了《关于加大政策支持力度进一步推进煤电联营工作的通知》，加快推动煤电联营发展。截至2019年底，煤炭行业煤电联营总装机规模超过3.2亿kW。煤电联营的快速发展对煤炭产品消费需求的影响，主要体现在下游煤电企业煤炭消费需求与上游煤炭供应环节之间的信息交换更加精准，更有利于推动煤炭产品的精细化生产，可以根据下游用户的需求，在洗选加工环节订制对应的煤炭产品。同时，也有利于建设煤矸石、煤泥等综合利用电厂、低热值煤综合利用电厂的企业，可根据综合利用电厂和常规煤电联营、煤电一体化电厂对燃料的不同需求，利用煤炭洗选加工环节实现不同产品的精准化生产，实现煤炭的分质利用，提高资源利用效率，降低环境污染。

2.1.4 上网电价关联政策的影响

燃煤发电上网标杆电价是影响煤电企业盈利水平的重要因素，燃煤发电上网标杆电价的变化，间接影响到煤电企业燃煤原料的采购决策，进而影响煤炭消费需求。2015年12月，国家发展改革委印发《关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知》，燃煤发电上网价下调约0.03元/ kW·h；2017年3月，国家发展改革委、国家能源局印发了《关于有序放开发用电计划的通知》，提出“逐年减少既有燃煤发电企业计划电量、新核准发电机组积极参与市场交易”，并逐步降低计划电量比例，推动“发电企业与售电企业、用户及电网企业签订市场化发购电协议(合同)，鼓励签订中长期合同，并在合同中约定价格调整机制。燃煤发电企业的协议(合同)期限应与电煤中长期合同挂钩，发售电价格的建立与电煤价格联动的调整机制，调整周期应充分考虑到电煤中长期合同的调整周期；有集中竞价的地区鼓励建立价格调整机制，具体调整方法由双方在协议(合同)中明确”；2019年10月，国家发展改革委印发《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，推动“燃煤发电标杆上网电价机制改为‘基准价+上下浮动’的市场化价格机制。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。对电力交易中心依照电力体制改革方案开展的现货交易，可不受此限制”；2019年11月，国家发展改革委办公厅印发《关于推进2020年煤炭中长期合同签订履行有关工作的通知》，要求切实提高中长期合同签订数量，规范签约行为，坚持和完善中长期合同价格机制。

燃煤发电上网标杆电价的调整，一方面会影响煤电企业采购燃料煤、提高储煤量的积极性，需求受煤炭产品价格因素的影响更加显著；另一方面，也会推动煤电企业通过提高机组效率、降低供电能耗、确保环保达标情况下削减环保支出等方式，消化上网电价下调的影响，相应的为达到上述目标，也会提高煤电企业对订制化煤炭产品的需求。国家有关部门推动电煤中长期合同签订履行，传导至煤炭市场，最直接的影响应该是煤炭生产企业如何通过安排煤炭生产和洗选加工，既满足合同履约的需要，又满足合同外煤炭市场的需求。

2.2 微观层面煤炭产品需求影响因素分析

宏观层面的主要影响是电力行业煤炭需求量，微观层面的主要影响是煤炭产品的种类和质量需求。煤炭产品的质量需求主要受到在役燃煤发电机组的锅炉单机容量、炉型、燃烧方式等因素的影响。其中，煤质变化对锅炉设备的影响主要体现在安全性(着火稳定性、结渣结焦、受热面磨损等)、经济性影响(锅炉出力及参数、燃烧完全程度、主要辅机电耗及易损件损耗、锅炉排放)方向。而燃煤煤质对电厂运行成本的影响主要体现在燃煤煤质影响机组可用率、维修成本、能量转换效率和机组出力。国内燃煤电站锅炉主要有常规煤粉锅炉、循环流化床锅炉(CFB)，而常规煤粉锅炉按照蒸汽参数分类可分为中压、高压、亚临界、超临界、超超临界，目前主要以亚临界、超临界和超超临界锅炉为主；按照用煤技术条件分类，燃煤电站锅炉又可分为无烟煤锅炉、烟煤锅炉、贫煤锅炉和褐煤锅炉；循环流化床锅炉按照蒸汽参数分类可分为中压、高压、亚临界、超临界几个类别，目前燃煤CFB锅炉主要以煤矸石、煤泥综合利用机组、低热值煤综合利用机组及劣质煤(褐煤)CFB机组为主[5]。锅炉设计煤种、校核煤种、实际入炉煤种存在一定差异，且随着煤炭市场价格的变化，这一差异可能会放大。一般而言，循环流化床锅炉对煤种的适应性最好，常规煤粉锅炉适应性稍差，对煤质指标要求较高；从经济性和运行安全性角度看，循环流化床锅炉更适宜燃用劣质燃料(高灰、低热值、高硫劣质煤、洗中煤、褐煤和煤泥等)，常规煤粉锅炉适宜燃用低灰、低硫、高热值动力煤[6]。

从燃料的工业分析指标上看，指标差异对锅炉主辅机设备的影响也各不相同。其中水分(Mt)影响单位燃料热量、降低炉膛温度、机械和化学不完全燃烧热损失增加、排烟损失增加、引风机出力增加、影响制粉系统等，适当的Mt可以促进碳的氧化速度和反应速度，防止燃料自燃，常规煤粉炉的水分一般在10%左右；灰分(Ad)会影响锅炉效率，出现锅炉受热面和制粉系统磨损、炉内结渣、过热器等受热面高温腐蚀等问题，影响省煤器、空预器和除尘系统，常规煤粉率Ad一般在20%以内，机组参数越高灰分要求越严格，CFB锅炉对灰分的适应度较宽，但依然遵循机组参数越高灰分要求越严格这一规律；挥发分(Vdaf)影响燃烧的稳定性(着火温度、不投油助燃的最低负荷)、制粉系统及储煤系统安全、排烟温度及飞灰含碳量，烟煤锅炉的Vdaf一般在30%左右，贫煤锅炉的Vdaf一般在10%～20%，无烟煤锅炉的Vdaf一般在10%以内，褐煤锅炉的Vdaf一般在40%左右，CFB锅炉对Vdaf的适应范围最广；低位发热量(Qnet,ar)低位发热量与灰分、水分密切相关，影响锅炉内效率、送引风机电耗、制粉系统、除渣系统等，常规煤粉炉对燃料Qnet,ar的适应度在18.81～22.99 MJ，机组参数越高对燃料热值要求越严格，CFB锅炉对燃料热值的适应度更宽；硫分(St,d)锅炉低温受热面腐蚀、锅炉结渣，既影响灰渣的下游利用，又增加了SO2排放的环保设施投入和排污费支出，常规煤粉炉入炉燃料St,d一般控制在1%以内，CFB锅炉由于炉型特有的炉内固硫特性，对燃料St,d的适应性更高，可燃用高硫煤；可磨性主要影响磨煤机的能耗和设备磨损速度；灰分构成及熔融性(ST)主要影响锅炉结渣、积灰程度，重要指标包括SiO2比例(SR)、灰的酸碱比、烟煤的等效含碱量等，目前常规煤粉锅炉对入炉燃料灰分构成及熔融性指标要求，主要以ST为参照，实际运行管理过程中对灰的金属离子含量有一定要求，主要是为预防Na、Ka盐类对受热面的金属腐蚀[6-9]。

由于煤在炉膛内的燃烧过程较为复杂，因此在燃煤电厂的运行实践中，锅炉对燃料的适应性不仅取决于煤的特性和锅炉结构，还与炉内温度分布、氧的供应情况、燃烧产物的引出、灰渣的排除及可燃物炉内停留时间等因素有关，一般而言，燃煤电厂对燃料的适应性要高于设计规范的要求。在实践过程中，锅炉入炉燃料的煤质参数变化范围基本都超出设计规范的要求，原因包括燃料来源多样、燃料市场价格变动引发的燃料采购策略变化，以及锅炉长期运行过程中运行人员对锅炉运行参数的调整和对锅炉主机、辅机设备的改造。

2.3 煤炭产品市场面临的问题

2.3.1 供需形势主导下的电煤价格机制对动力煤洗选的影响

电煤价格全面市场化后，电煤需求减缓引发价格下行，电煤价格的下行促使动力煤销售进入了买方市场，动力煤洗选的重要性也逐渐凸显，以“值”和“质”取胜；电煤需求超过市场供应能力，又引发新一轮的价格上涨，动力煤洗选的重要性又被忽略。大多数大型电力集团均成立了燃料公司，专门从事燃料采购，一线燃煤电厂的燃料需求反馈到燃料采购环节周期相对偏长，由于现有考核机制的问题，燃料采购环节价格因素依然是采购决策的首要决定因素。生产一线在燃料采购环节话语权和激励不足，使得运行一线对扩大锅炉燃料适应性相对被动。

2.3.2 动力煤洗选产品在电煤消费端的黏性不足，价格依然是主导

动力煤洗选(产品结构调整)生产环节与燃煤电厂终端消费需求之间存在太多中间环节，信息和沟通渠道是相对隔绝的，非坑口煤电一体化的煤电联营项目也存在类似情况，横跨行业的企业主体之间问题更加突出。部分动力煤洗选后陷入“尴尬”境地，洗选后的商品煤在中转、销售环节中又有可能掺入劣质煤。动力煤洗选依然面临煤炭市场景气情况下的“劣币驱逐良币”问题。即便是市场不景气的情况下，洗选后的动力煤产品也无法确立稳定的市场优势。这一问题有待国家尽快出台更加严格并有效的商品煤流通和消费环节监管法律法规予以解决。

3 电力行业煤炭需求前景预测

3.1 电力行业煤炭需求稳中有涨

我国能源禀赋条件以及经济社会发展程度决定了煤炭作为主体能源的地位在短期内不会发生根本转变[10]，新能源、可再生能源和核电的装机规模目前已达到一定阶段，继续大规模扩张的可能性在相关优惠扶持政策退出、核电安全性考量等因素的影响下变得极小。在人均用电量仍然较低的情况下，随着未来我国社会经济的进一步发展，电力需求必然会进一步增长，电力行业的煤炭消费按目前的趋势发展将稳中有涨。由于国家提高清洁高效煤电在煤炭消费中的占比，煤电比例将进一步提高，因此电力行业煤炭消费的需求量仍将保持较高水平。

3.2 电力行业煤炭产品质量要求将进一步提高

随着电力行业全面推动燃煤发电超低排放改造和煤电机组节能技改，百万等级的大型高参数、大容量机组继续投入运行，电力行业对燃料煤产品质量的要求必将大幅提高，为消化国家降低上网电价政策执行和超低排放环保设施运转等带来的成本上升和收入下降，燃用较低灰分、硫分的煤炭产品将成为新的趋势。与此同时，为了解决“三北”(西北、华北、东北)地区新能源弃用和西南地区水电弃用等问题，燃煤发电机组的调峰灵活性要求必将进一步提高。为了确保大型燃煤发电机组达到高效、环保、调峰灵活、负荷响应迅速的要求，针对单机组运行特性的煤炭质量订制化要求也将会逐步成为主流，动力煤洗选也将迎来新的发展机遇。

3.3 不同地区将出现更加显著的差异化需求

从环保政策的走向判断，未来国家对于大气环境质量控制的要求将进一步提高，受到环境容量、区域煤炭消费总量控制和大型煤电能源基地建设的影响，煤电负荷中心将由东部、中部向西部、西北部地区转移，东部和中部主要经济发达地区燃煤发电机组的环保排放控制要求有可能进一步提高。外送电基地和东部、中部地区的电力行业动力煤产品质量需求将出现差异化的变化。东部和中部地区对销往当地的电力用煤的硫分、灰分等主要煤质指标较目前将会有进一步的提高。而处于煤电基地内的煤电项目，可以通过低热值煤发电与常规燃煤发电对进入洗选环节的煤炭产品进行分级利用，对煤炭产品质量的适应性将会高于东部和中部地区。

3.4 新技术、新业态对煤炭消费需求的影响

为了确保煤炭、电力基础能源的稳定供应，维护能源安全，煤电企业整合趋势将进一步推进，加上煤电能源基地建设，煤电一体化、煤电联营将是未来的发展方向，国家继续推动煤电联营发展工作的力度将会进一步加强，煤炭行业煤电联营机组规模预计将会继续扩大。对于实施煤电联营、煤电一体化的项目而言，开展煤炭产品从开采、洗选到入炉燃烧的全流程优化，可以提高全流程效率，提升煤炭产出水平将变得更易于操作和实施，并且可根据不同电厂的需求，利用洗选和配煤过程，实现产品效益的最大化。

随着全面征收环境税政策的执行和矿区生态环境保护要求的进一步提高，如何降低煤矸石、粉煤灰、二氧化硫、氮氧化物和粉尘的排放，也将会在下一阶段成为煤电企业需要考虑的重要问题。随着燃煤发电技术的进一步发展，适应高参数、大容量机组高效、环保运行的要求，能实现减排、减碳、高调峰能力的动力煤产品将具有更加广阔的市场空间。CFB发电技术的进步，为实现煤矸石、煤泥和中煤等低热值燃料就地转化创造了技术条件，可充分利用煤炭洗选加工过程，将煤炭产品线与下游煤电企业需求有机结合，实现煤炭产品的清洁高效分级利用。

从长远发展看，随着智慧能源、智能化电厂、智能化矿山、智能化选煤厂等新技术应用场景逐步增多，煤电联营电厂、煤电一体化电厂的煤炭消费需求可以通过大数据平台和智能化控制系统与煤炭生产和洗选加工单元进行数据交换，实现实时响应和产品方案的智能化输出。对于非煤电联营电厂的煤炭消费需求，可以通过数据接口、数据交换、数据共享等方式，在洗选加工环节、运输环节监测，在中转港口或储煤基地内完成配煤，减少不必要的中间环节，降低煤炭物流成本的同时，提高终端利用效率。

4 结论与建议

通过对电力行业煤炭产品需求现状进行的梳理，分析了影响煤炭产品需求的因素。结合未来需求预测，可以较为清晰地看到煤炭产品需求的现状和未来前景：电力行业的煤炭产品消费需求将保持相对稳定并略有增长；未来对煤炭产品质量的要求将会提高，价格与产品质量在市场竞争过程中都将发挥重要作用。

结合上述判断，建议煤炭生产企业在未来的企业决策过程中做到以下几点。

(1)充分挖掘基于现有煤炭资源和下游电煤客户需求的洗选产品优化方案，提高现有产品对下游客户需求的匹配程度。

(2)应高度关注国家能源产业政策，特别是电力产业政策走向对电煤产品线需求的影响。

(3)应高度重视电煤用户精细化生产诉求，充分调研已有电煤用户、潜在用户需求，从只重视热值、灰分等少量指标，向全面系统地满足电厂用户锅炉特性转变，积极应对煤电机组构成变化对电煤需求的影响。

(4)高度重视动力煤配选，完善动力煤产品的煤质指标适应范围。对于拥有储煤基地、港口等设施的企业，通过外购煤炭，扩大配选规模，通过配选调整产品指标，扩充动力煤产品线。

(5)对具备一定煤电联营规模的企业，统筹考虑动力煤洗选、炼焦煤洗选与煤电联营电站项目燃料需求，实现梯级利用；积极主动研究进口电煤对动力煤洗选的影响，做好与进口动力煤竞争的准备。

(6)开展选煤厂产品订制化生产，充分应用互联网+、大数据平台等手段，实现与电厂终端消费环节的信息共享，提升全产业链的效率。打造从煤炭资源开发、洗选加工、物流至电厂消费终端的煤炭能源供应链管理体系。通过建设跨区域的储煤基地、码头，以及实施煤电联营等方式，减少流通环节对煤炭产品质量的过多影响。建立洗选加工与电厂消费产出的大数据分析系统，充分挖掘选煤厂产品结构调整与电厂产出的关系，优化生产、洗选过程和电煤消费过程，借助智能化选煤厂建设，实现全流程效率与产出的优化。