标题：电煤
名称简介
电煤顾名思义就是用来发电的煤!  堆积如山的电煤
质量要求
发电用煤的质量要求。电厂煤粉炉对煤种的适用范围较广，它既可以设计成燃用高挥发分的褐煤，也可设计成燃用低挥发分的无烟煤。但对一台已安装使用的锅炉来讲，不可能燃用各种挥发分的煤炭，因为它受到喷燃器型式和炉膛结构的限制。
电煤指标
符 号 单 位 质量标准
收到基低位发热量Qnet,ar kcal/kg ≥xxxx大卡
干基挥发分Vd % ？
收到基全硫 St,ar % ≤？
收到基全水分Mt % ≤？
收到基灰分Aar % ≤？
灰熔融性软化温度ST ℃ 》？
哈氏可磨性指数HGI _ ？
粒度  mm 0—？
指标详解
①挥发分。挥发分是判明煤炭着火特性的首要指标。挥发分含量越高，着火越容易。根据锅炉设计要求，供煤挥发分的值变化不宜太大，否则会影响锅炉的正常运行。如原设计燃用低挥发分的煤而改烧高挥发分的煤后，因火焰中心逼近喷燃器出口，可能因烧坏喷燃器而停炉；若原设计燃用高挥发分的煤种而改烧低挥发分的煤，则会因着火过迟使燃烧不完全，甚至造成熄火事故。因此供煤时要尽量按原设计的挥发分煤种或相近的煤种供应。　②灰分。灰分含量会使火焰传播速度下降，着火时间推迟，燃烧不稳定，炉温下降。　③水分。水分是燃烧过程中的有害物质之一，它在蒸发过程中吸收大量的热，对燃烧的影响比灰分大得多。　④发热量。煤的发热量是锅炉设计的一个重要依据。由于电厂煤粉对煤种适应性较强，因此只要煤的发热量与锅炉设计要求大体相符即可。　⑤灰熔点。由于煤粉炉炉膛火焰中心温度多在1500℃以上，在这样高温下，煤灰大多呈软化或流体状态。　⑥煤的硫分。硫是煤中有害杂质，虽对燃烧本身没有影响，但它的含量太高，对设备的腐蚀和环境的污染都相当严重。因此，电厂燃用煤的硫分不能太高，一般要求最高不能超过2.5%。
电煤趋势
中国电力科学院院长郭剑波4月25日在“第二届中国电力发展和技术创新院士论坛”上透露，作为产煤大省的晋陕蒙宁新五省区燃煤火电装机占全国燃煤火电装机的比重将由2010年的24%提高到2015年的30%、2020年的39%、2030年的45%。
郭剑波说，未来10年，我国能源需求增长迅速，负荷总量将比2010年翻一番；2020年68.3%负荷将分布于京广线以东的中东部地区；我国能源开发将进一步西移和北移。
他预计，2015年我国跨区电网输送容量为2.5亿千瓦，占全国总负荷的25.3%；2020年，我国跨区电网输送容量为3.2亿千瓦，占全国总负荷的25%。
据介绍，我国煤炭保有储量的76%分布在北部和西北部地区，具备开发条件的大型煤电基地主要包括晋陕蒙宁新等五大产煤大省的15个基地，可开发电源规模超过6亿千瓦，2020年外送规模2.7亿千瓦。据此测算，五大产煤省跨区电网输送容量占全国总负荷约1/5。[1]
缓解“电荒”
  抢运电煤应对“电荒”[2]2011年5月29日，两艘电煤运输船并排绑定，安然通行在长江南京段航道。近期，受长江航道水位偏低等因素影响，包括江苏省在内的全国多地电煤供应趋紧，加重电力保障压力。针对长江航道电煤运输船舶过往频繁的问题，江苏省内沿江城市海事、航道部门采取发送导引信息、开辟“绿色通道”等助航措施，确保长江航道电煤运输船安全通行，尽快缓解“电荒[3]”。
厦门海关急放235万吨进口电煤驰援电网
江西告急！湖南告急！广东告急！……眼下全国已有十余省遭遇缺电危机，而动力煤（电煤）货源紧缺是主要因素之一。5月19日，8.94万吨电煤经厦门海关加急验放，从漳州港进口，该批电煤可发电2.24亿度，相当于5.2万个家庭1年用电量。今年以来，这已经是该关验放的第22批进口电煤。这些电煤的快速通关疏运和投入生产，有效缓解了华东电网的“燃煤之急”。 
记者在码头看到，在海关关员的船边监管下，大型的机械设备一刻不停地从船舱里将煤卷入管道，然后通过密闭的传送通道输送到煤库里。据了解，这些进口电煤主要供应全国最大的火力发电企业之一、华东电网骨干企业——漳州后石电厂。2011年以来，位于漳州港区的漳州后石电厂已累计进口电煤约146.5万吨，货值1.38亿美元，存煤天数一直保持在10天以上，远高于国家7天的警戒线，发电机组负荷维持在90%以上。为加快电煤验放，厦门海关采取“提前报关、实货放行”，船边全天候加班验放等便捷通关措施，使电煤载运船舶实现即靠即卸，不仅满足企业生产需求，还为企业节约每天约3万美元的滞港费用。该关同时指派关员作为企业联络员，及时了解企业需求，安排人员加班加点，以确保通关顺畅。
厦门海关人士告诉记者，1-4月该关区的厦门、漳州、肖厝等港口已进口动力煤235.84万吨，本月底6月初还将有6船44.5万吨电煤进口。随着大批电煤的陆续进口、快速验放，南方用电紧张情况有望持续得到有效缓解。
价格调控
为促进经济结构调整和节能减排，保障电力供应，近日，国家发展改革委发出通知，在全国范围内对发电用煤（以下简称“电煤”）实施临时价格干预措施，同时适当调整电力价格，试行阶梯电价制度。 一是对电煤实行临时价格干预。适当控制合同电煤价格涨幅，规定2012年度合同电煤价格涨幅不得超过上年合同价格的5%。自2012年1月1日起，对市场交易电煤规定最高限价，秦皇岛等环渤海地区主要港口5500大卡电煤平仓价最高不得超过每吨800元；通过铁路、公路运输的电煤市场交易价格，不得超过煤炭生产经营企业2011年4月底的实际结算价格。电煤价格在全国范围内基本稳定后，国家发展改革委将及时公告解除临时价格干预措施。
二是全面清理整顿涉煤基金和收费。除依法设立的基金外，省级以下地方人民政府自行设立的涉煤基金和收费项目，必须在2011年底前取消；省级政府已依法设立的，最高征收标准每吨不得超过23元，低于每吨23元的维持现有水平不变，没有设立的不得设立；各地不得区分省内外用煤按不同标准征收基金和收费。
三是适当提高电价。自2011年12月1日起，将全国燃煤电厂上网电价平均每千瓦时提高约2.6分钱，将随销售电价征收的可再生能源电价附加标准由现行每千瓦时0.4分钱提高至0.8分钱；对安装并正常运行脱硝装置的燃煤电厂试行脱硝电价政策，每千瓦时加价0.8分钱，以弥补脱硝成本增支。上述措施共影响全国销售电价每千瓦时平均提高约3分钱。居民生活用电试行阶梯电价制度，80%的居民户电价不作调整。
四是试行居民阶梯电价制度。将现行单一形式的居民电价，改为按照用户消费电量不同实行不同电价标准，电价随用电量增加呈阶梯式逐级递增。拟实施的阶梯电价分为三档，即各省（区、市）将本地居民户均月用电量按从低到高排序，覆盖前80%用户的电量为第一档；超出第一档并覆盖前95%用户的电量为第二档；超过第二档的电量为第三档。其中，第一档电价近期保持基本稳定，不作调整，第二档电价适当提高，第三档电价较大幅度提高。在实行阶梯电价的同时，对城乡低保对象和农村五保供养对象，由各地根据经济社会发展情况，设置每户每月10千瓦时或15千瓦时的免费用电量。各地实行居民用电阶梯电价的具体方案，由各省级价格主管部门履行价格听证程序后实施。
为保障煤炭、电力价格调控措施的政策效果，国家有关部门将在保障安全生产的前提下，加快释放煤炭产能，增加煤炭尤其是电煤供应；加强铁路运力调配，优先保障电煤运输，尤其是长期合同电煤的运输；加快煤炭产地向消费地的铁路建设，着力消除铁路运力瓶颈制约。
国家发展改革委要求，电力企业要严格执行国家电价政策，加强管理，挖潜降耗，确保电力供应安全稳定；煤炭企业要加强自律，严格执行电煤临时价格干预措施；各地不得擅自对高耗能企业实行优惠电价措施。国家发展改革委将于近期及明年分别组织开展全国性的电煤重点合同执行情况检查和清理涉煤基金及收费情况专项检查，对不执行国家煤炭、电力价格调控政策的行为进行严肃处罚，典型案例将公开曝光。
据悉，国家采取上述综合调控措施的主要背景是逐步理顺煤电关系，保障迎峰度冬期间电力供应，促进节能减排。今年1-9月全社会用电量增长11.95%，部分地区增速在15%以上，节能减排形势较为严峻，且保障电力供应的压力较大。同时，煤炭价格持续多年上涨，火电企业发电成本大幅增长。在整体调控方案研究、酝酿过程中，国家发展改革委通过座谈会等多种形式广泛征求了地方人民政府、主要煤炭生产经营企业的意见，有关方面均表示愿意积极承担社会责任，稳定煤炭价格。居民用电阶梯电价的方案，2010年10月份已经通过互联网公开征求了全社会的意见，并根据意见反馈情况，提高了电量分档标准和第三档电量的提价幅度，对80%的居民户电价不作调整，对城乡低保、农村五保等低收入群体设置了免费用电量。
国家发展改革委表示，此次煤炭电力价格调控措施的出台，一方面将有利于促进煤炭、电力行业的协调发展；另一方面将有利于抑制能源不合理消费尤其是高耗能行业过快增长，促进经济结构调整和节能减排。 [4]
电煤价格并轨 两大行业各自谋划
电煤价格并轨如今箭在弦上，只待具体方案正式发布。与之密切相关的煤炭电力两大行业都在紧急各自谋划，为即将实施的政策调整做好准备。
“电煤价格并轨方案已经得到国务院批示”，华电集团政策与法律事务部主任陈宗法日前向记者表示，2013年合同煤与市场煤价格实现并轨是肯定的，“但这次政府批示的很可能只是一个原则，方案还需一段时间进一步修改，而电企的诉求应该是他们主要考虑的。”[5]
国家发展改革委关于解除发电用煤临时价格干预措施的通知[6]
为进一步深化煤炭市场化改革，充分发挥市场配置资源的基础性作用，根据当前发电用煤（以下简称“电  国家对发电用煤临时价格干预措施下月起解除[6]煤”）供需形势和价格变化情况，决定解除自2012年1月1日起实施的电煤临时价格干预措施。现将有关事项通知如下：[6]
一、解除电煤临时价格干预措施
鉴于当前电煤供需逐步趋缓、电煤价格在全国范围内基本稳定，根据《中华人民共和国价格法》第三十二条规定，决定从2013年1月1日起，解除对电煤的临时价格干预措施，即取消《国家发展改革委关于加强发电用煤价格调控的通知》（发改电[2011]299号）中对合同电煤价格涨幅和市场交易电煤最高限价的有关规定，电煤由供需双方自主协商定价。[6]
二、进一步做好煤炭价格监测工作
解除对电煤临时价格干预措施后，各省级价格主管部门要进一步加强煤炭价格监测工作，特别是电煤价格监测，进一步完善电煤生产经营情况监测制度，建立电煤价格监测、预警制度。山西、内蒙古、陕西等主要产煤省（区）价格主管部门要按月监测主要煤炭生产企业的电煤结算价格、产量、热值、成本等情况。若电煤价格出现非正常变化，要及时向我委报告。[6]
三、切实加强电煤市场监管
各省级价格主管部门要继续加强对电煤市场的监管，切实做好对煤炭生产、销售过程中各类违规设立的涉煤基金和收费项目的清理整顿工作，并开展监督检查。地方各级政府不得采取行政手段不正当干预企业煤炭供销等经营活动。严禁企业之间达成价格垄断协议控制煤价；不得采取降低热值、降低煤质、以次充好等手段变相涨价；不得哄抬煤炭价格。对煤炭经营中的价格违法行为，各级价格主管部门将依法予以严肃查处。[6]