近日，国家发改委印发《2023年电煤中长期合同签订履约工作方案》。该方案为新一年电煤中长期合同签订指明了方向，从签约方、签约量、价格、合同文本到运力等方面都进行了明确规定。通过对比不难发现，此次方案发布的时间提前了，往年大多在12月初召开的全国煤炭交易会上公布。

　　除了公布时间提早外，此次方案规定的内容与现行的电煤中长期合同实施方案相似，这说明煤炭中长协制度进入稳定期。有章可循，有规可依，煤炭中长协制度对规范煤炭市场起到了预期效果。

2023年电煤中长期合同签订履约工作方案与2022年部分不同之处

　　新一年工作方案执行性更强

　　方案显示，2023年电煤中长期合同签约方为所有在产的煤炭生产企业和所有发电、供热用煤企业，贸易商也可以参与中长期合同的签订。方案对贸易商签约进行了规定，允许贸易商合法合规加价销售，但扣除合理流通服务费用后，折算的港口价、出矿价应在有关政策明确的价格合理区间内，而且不能通过其他贸易企业再次转售给发电企业。

　　在数量上，方案要求，2023年的中长期合同签约量原则上不低于煤炭企业自有资源量的80%、动力煤资源量的75%。2021年9月以来核增产能的保供煤矿核增部分需按承诺全部签中长期合同。除了具体比例外，新一年的中长期合同总量暂按26亿吨的规模落实，与2022年数量相当。

　　在价格上，方案要求，产地按各地区明确的价格合理区间签订合同；以港口价格计算的电煤中长期合同按“基准价+浮动价”签订，同样也不能超过价格合理区间。下水煤合同基准价按5500大卡动力煤每吨675元执行。浮动价实行月度调整，当月浮动价按全国煤炭交易中心综合价格指数、环渤海动力煤综合价格指数、CCTD秦皇岛动力煤综合交易价格指数综合确定。选取以上3个指数每月最后一期价格，按同等权重确定指数综合价格。

　　方案要求，新一年电煤中长期合同签约方使用国家统一的《电煤中长期合同示范文本》。合同范本分两种，一种是直供直销合同，一种是贸易煤合同。所签合同需明确数量、质量、期限、煤源、电厂、月度分解量、价格和质量偏差结算机制、运输方式、“欠一补三”条款和仲裁条款。

　　在运力配置方面，方案要求运输方式由供需双方协商确定并提前与运输企业协商一致，签订产运需三方合同。对需要通过铁路运输的合同，原则上单笔合同量应在20万吨及以上。不具备发运组织能力的中小煤炭企业、发电供热企业可以委托重点保供贸易商代为组织。

　　在时间上，方案规定，衔接资源并完成合同签订录入和诚信履约承诺书签订，在2022年11月25日前完成。

　　煤炭中长协制度进入稳定期

　　据了解，有明确定价机制的电煤中长期合同是从2016年开始的。当时，确定5500大卡动力煤基准价为535元，在这个基础上参照市场的变化做出相应的调整。此后几年，电煤中长期合同不断调整和细化，不断与当时的煤炭市场相适应，并带有一定市场引导性。在各方的推动下，煤炭中长期合同制度不断健全，“基准价+浮动价”价格机制得到广泛认可，签约履约率稳步提升，产运需各方有效衔接，信用监管体系初步形成，煤炭中长期合同的“压舱石”作用越来越明显。

　　在总结运行经验的基础上，2023年，方案进一步拓宽了煤炭社会供应面，并将贸易商吸纳进来，供给量有望进一步增加。同时，中长期合同履约监管将更加严格，违约惩戒措施操作性更强。

　　中国煤炭工业协会数据显示，2021年全国共有15家煤企产量在5000万吨以上，合计产量为24.6亿吨，占全国原煤产量的60.5%。不难看出，煤炭行业集中度进一步提高，大型现代化煤矿成为煤炭生产主体，这为煤炭中长协制度实施奠定了良好的基础。2020年之后，特别是2021年9月以来，煤炭市场发生变化，国内外诸多因素导致煤炭供应偏紧。2021年和2022年，我国煤炭中长期合同补充要求频繁调整，不断适应“保供稳价”的政策导向，并对重点民生刚需用煤环节进行全面保障。

　　时至今日，我国煤炭供需总体保持平衡，煤炭产量、社会库存和电厂库存处于较高水平。数据显示，10月以来，全国煤炭日产量保持在1200万吨以上；10月27日，纳入统计的发电企业煤炭库存高出去年同期3393万吨，库存可用天数25.4天。

　　煤炭中长期合同核心在于交易双方的互保，这种互保关系既是在供需一方强势时对另一方的保障，也是未来供需关系反转时对自身的风险防护，最终实现上下游行业整体持续健康发展。从目前来看，中长期合同制度维护煤炭市场和煤炭经济运行的“压舱石”作用得到充分发挥，煤炭市场得以健康平稳运行。

　　中长期合同价格引导作用趋强

　　2023年煤炭中长期合同签订履约工作方案落地，“基准价+浮动价”的定价机制不变。同时，方案确定2023年电煤中长期合同下水煤5500大卡合同基准价为每吨675元，较2022年的基准价下降25元。重新核定基准价在一定程度上疏导了火电企业的原料采购成本，同时对市场预期有一定引导作用。

　　此外，从方案要求看，随着煤炭中长期合同签订范围的扩大，多数交易将由中长期合同定价。有了稳定的预期，煤炭市场大幅波动的概率下降。

　　市场运行中，在长协煤、市场煤、进口煤中，年度长协煤的价格最低，供应也最有保障。经历了市场的起伏，上下游行业都越来越清晰地认识到，中长期合同制度是维护煤炭市场和煤炭经济运行的“压舱石”，稳煤价还需多发挥中长协的作用。

延伸

　　电厂改变煤炭交割方式以降低运输成本

　　近两年来，电厂的煤炭交割方式正在发生变化。2020年之前，电厂煤炭交割方式多为到厂交割，那时煤炭市场处于供需平衡或供大于求的状态，煤炭供应充足，供应方直接把煤运送到电厂。而2020年之后，特别是2021年9月以来，煤炭市场发生变化，多因素导致动力煤供应偏紧，价格上涨。有数据显示，2021年五大电力集团平均到厂标煤单价(含税)每吨突破1000元，成本压力增大，而目前的电价机制不足以保障电厂的基本收益。在此背景下，煤电企业的盈利空间受到挤压，伴随着利用小时数降低，行业出现大面积亏损。

　　为了降低采购成本，不少电厂变单一到厂交割为到港交割(一港交割、二港交割)，就是在北方港口和长江港口等港口交割，电厂的煤炭交易点逐渐北移。

　　从目前来看，铁水联运新模式很受欢迎，即将铁路货场功能前移至港口，设立“无轨铁路港场”以实现运输资源共享，并通过水运班轮和铁路班列的有效衔接来完成货物运输的多式联运新模式。这种模式拓展了铁路运输和水路运输的服务范围，通过班轮、班列有效衔接，提供“一站式”服务，实现了铁路与港口之间集装箱资源共享，方便客户就近在港口使用铁路集装箱。同时，由于港口开展了铁水联运业务，丰富了运输产品，也同时满足了客户多样化的运输需求。

　　在运输条件改善的基础上，电厂采用海运“拼装”新模式、坑口自提模式，发展了汽车自提煤发运业务，还出现了多个电厂联合运输以降低成本的模式。据一家电厂的负责人介绍，交割方式改变后，原料采购成本较之前降低了不少。

　　众所周知，煤电仍是我国最主要的电力来源。当前，煤电以不足50%的装机占比，生产了全国60%的电量，承担了超过70%的顶峰任务。在保障我国电力安全稳定供应中，煤电发挥着兜底保供、灵活调节作用，是当前我国电力系统的“顶梁柱”。而我国煤炭主产地和主要煤炭调出地在北部，主要消费区在东部和南方，这就形成了北煤南运的格局。因此，煤炭和电力保供，既要煤炭产得出、运得出，又要提高运输效率，降低物流成本。

　　笔者认为，丰富煤炭交割方式对目前电厂来说，是非常好的一个降低成本的方法。电厂应尽量采用大列火车转运，采用就近站台集运，以降低每公里差价，同时及时做好运价分析，关注市场变化，以有效降低物流成本。(周奕)

（文章来源：中国煤炭报）