今年入夏以來，受持續高溫天氣和經濟恢復增長等因素影響，全國電力需求持續上升。同時，由於來水偏幹，水電出力不足，電煤供應繼續面臨較大壓力。
8月30日以來，西南地區極端高溫造成的電力供應緊張局面得到有效緩解，電力供應平穩有序。在火電壓力驟增的情況下，動力煤價格處於高位，各地的動力煤供應也在持續。
緊張的
老韓是個中間人，長期從事煤炭貿易，和山西等地的煤炭生產企業關系不錯。近日，他對第壹財經記者表示，之前動力煤供應相當緊張，但目前略有緩解。但是華中和南方電廠的很多動力煤收購商還是每天聯系他，說需要增加煤炭的收購。“現在是賣方市場，也要選擇有實力的客戶，資金雄厚的國企優先。”
今年以來，煤炭價格持續高位運行。尤其是8月份以來，川渝地區電力需求緊張，加上持續高溫少雨等天氣影響，水電捉襟見肘。和上述火電廠壹樣，國內多個核心省份的火電廠壓力飆升。在巨大的需求下，動力煤整體處於供應減少需求增加的格局，形成了動力煤階段性供應緊張的局面，煤價持續高位運行。
國家統計局8月24日發布的數據顯示，8月中旬，全國各類煤炭價格呈上漲趨勢，其中無煙煤(洗精煤塊、揮發分≤8%)價格為1577.1元/噸，較上期上漲110.3元/噸，漲幅為7.5%。普通混煤(山西煤粉和塊煤的混煤，發熱量4500大卡)價格為908.3元/噸，較上期上漲8.3元/噸，漲幅0.9%；山西大雲(5000大卡)價格1013.3元/噸，上漲13.3%。
“目前5500大卡資源市場價格(北方港口收盤價)仍在1.200元/噸左右高位運行。”8月31日，某國有電力公司相關負責人對第壹財經記者表示，與中長期合同定價價差較大，後續合同履約率可能存在不確定性，會影響發電企業供電。
老韓介紹，目前山西產煤區到秦皇島港的運輸均價是980元/噸，這還只是到煤炭下水港的價格。“如果真的運到電廠，每噸要增加1，000元以上。現在長江等河流水資源缺乏，也影響大船運輸，費時費力。工廠實際價格應該達到1.200元/噸左右。”
老韓說，之前國家發改委有嚴格的限價規定，他們不敢賣高價。但在煤炭資源如此匱乏的當下，他們也需要支付壹筆“小數目”，即房費。“這些應該是事先討論過的，所以不要壹時改變主意。所以煤到電廠的價格肯定比我們報道的多。”
根據國家發改委相關文件公告要求，自5月1以來，煤炭中長期交易價格和現貨價格處於合理區間，其中秦皇島港汙水煤(5500大卡)中長期和現貨價格分別高於每噸770元和1155元。
8月31，北方原煤產區壹電煤生產商介紹，由於前段時間川渝高溫幹旱，電煤價格有所上漲。雖然最近稍有緩解，但遭遇暴雨襲擊，多個礦區停產，產地采購困難。疊加港高熱量煤現貨緊張，貿易商報價已下探。5500大卡的市場價是1240 ~ 65438。個別報價1300元/噸，5000大卡市場報價1150 ~ 1180元/噸，部分報1200元/噸。
事實上，全國煤炭產量仍在增加。6月5438-7月，全國煤炭產量25.6億噸，同比增長11.5%，增加2.6億噸。23個產煤省區中，18省區增產。山西、內蒙古、陜西、新疆等四個重點產煤省份增產2.4億噸，占全國產量增量的91%。
同時，多位接受采訪的電力行業人士對第壹財經記者表示，今年在電煤供應方面，與以往不同的是，各電廠基本都提前備戰應對高峰期，但煤價依然居高不下。
對此，國家能源局不斷加大力度，指導督促煤炭企業加快先進產能釋放，促進煤炭生產持續高位運行，確保電廠存煤穩定在歷史高位。8月1至8月17，全國煤炭產量210萬噸，日均產量1233萬噸，同比增長19.4%。全國電廠日均供煤800萬噸，電廠存煤654.38+0.7億噸以上，支撐煤電機組全面穩定發展。
煤炭庫存方面，央企華潤集團旗下華潤電力對第壹財經記者表示，截至8月29日，公司煤炭庫存698.5萬噸，庫存可用天數20.8天；浙能電力回復第壹財經記者稱，公司所轄(浙江省內)火電廠有效庫存目前為15天以上。
覆蓋物
第壹財經記者采訪發現，近期動力煤價格居高不下，主要與高溫幹旱下電網負荷過大有關，近期持續暴雨也影響了礦區煤炭產量。
今年8月，長江流域出現大範圍高溫伏旱天氣，21省級電網負荷創歷史新高。中後期，晉陜蒙主要煤礦區和鐵路出現持續暴雨和大暴雨，迎峰度夏期間能源供應經歷重大考驗。“目前各大煤炭生產企業都集中供應川渝，同時滿足長協，能流通到計劃外的煤炭很少。”老韓說。
以中央骨幹能源企業國家能源集團為例。截至8月29日，國家能源集團商品煤資源達到551.2萬噸，其中自產4694萬噸，同比增長1.2+0%。針對川渝供電需求，國家能源集團統籌全國鐵路運力，向川渝供電46萬噸，同比增長140%。
華潤電力在煤炭供應上略顯尷尬。華潤電力表示，公司無自產煤源，動力煤中長期合同保障能力較弱。“而我們的火電廠主要集中在長三角和珠三角，基本沒有坑口電廠，運距長，價格高，經營壓力大。”
隨著長江流域持續幹旱，河道水位下降，導致大船靠港問題，進壹步影響煤炭供應，企業不得不改變運輸方式。
中國80%的煤炭資源分布在北方。在“北煤南運”的過程中，水運成為關鍵。華東某大型發電企業相關負責人在接受第壹財經記者采訪時表示，由於南京長江大橋的高度限制，該省沿江電廠采用從海上入河的模式。隨著造船技術的進步，主流船型是8000 ~ 1.5萬噸。目前水位較低時，根據海事部門要求，搜船壹般控制在1.2萬噸左右。
煤的運輸也包括鐵路。華潤電力對第壹財經記者表示，鐵路運力在某壹時段、某壹區域已經持續緊張，部分長協和進口煤炭應急替代資源無法有效兌現。此外，部分補充長期合同運輸條件極差，供應商要求坑送，但買方自送受限於賬戶和車站。
“尤其是供暖季，運力組織難度大，可能會出現無法兌現的現象。同時，省際汽車運輸受疫情控制等因素影響，降低效率，增加物流成本。”華潤電力表示。
近期持續暴雨的疫情也影響了煤炭生產。
8月以來，在陜西榆林、內蒙古鄂爾多斯等產煤區，受暴雨和疫情因素影響，煤炭生產和銷售受到影響。
8月中旬，鄂爾多斯市遭遇強降水，局部暴雨，煤炭生產也受到影響。據Mysteel動力煤礦數據顯示，此次降雨主要集中在準格爾旗、達拉特旗、東勝區、伊金霍洛旗，* * *涉及煤炭產能865438+億噸，大部分煤礦已被相關部門通知停產，因此煤礦開工分階段受阻。由於大多屬於露天煤礦，壹旦出現強降雨，造成礦區積水，會影響開采安全和效率。暴雨過後，可將積水排幹後再繼續作業。
受核心礦區降雨影響，8月份國家能源集團28個自產礦井限產，涉及產能超過2.9億噸。
8月22日，產煤大市陜西省榆林市2人在重點人群篩查和密切接觸者篩查中核酸檢測陽性。感染者是煤車司機和他們的同伴。此後，榆林市加強了對煤車司機的管控。
“煤炭運輸多為卡車或鐵路，車輛的移動意味著人的移動。產煤區疫情防控形勢嚴峻。”當地壹位煤炭經銷商告訴第壹財經記者。
8月30日，《榆林日報》報道，為確保能源供應任務，神木市決定對81煤炭生產企業實行產銷隔離、封閉管理，在安全生產的前提下，釋放產能，保障能源供應。交通方面，堅持“貨源暢通、運輸不漏”，推進交通檢查站張貼封條，開展碼頭企業“五位壹體”檢查，做到司機和乘客時刻不下車。
同日，榆林市召開的疫情防控工作會議消息稱，截至8月30日，全市共有煤礦171座，全部實現產銷分離；工作人員每天進行核酸檢測，實行封閉式管理。
“我們司機到了高速，要做核酸，下不了車。整個過程是封閉的。當他下了高速公路，到達礦區時，他必須用健康密碼進入。過程還是比以前多，對運輸有影響。”壹位煤炭貿易商說。
矛盾的
煤電仍是中國最重要的能源。
第壹財經記者了解到，煤電以不到50%的裝機容量生產了全國60%的電力，承擔了70%以上的調峰任務。在保障我國安全穩定供電方面，煤電起到了保障供電和靈活調節的作用，是目前我國電力系統的“支柱”。
隨著俄烏沖突影響世界能源形勢，加劇進口煤炭供應的不確定性，國際煤炭價格居高不下，增加國內煤炭產量成為保障供應的關鍵。國家統計局信息顯示，6月5438-7月，原煤產量25.6億噸，同比增長11.5%；進口煤炭13852萬噸，同比下降18.2%。
華潤電力在國內擁有37家燃煤電廠和4家燃氣電廠，火電運營權裝機容量32,556 MW，占比67.8%。“據統計，今年前7個月華潤電力進口煤炭量同比下降35%。缺口主要靠發改委牽頭的進口煤替代替代，國產煤為輔。”8月31日，華潤電力回復第壹財經記者。
在保障民生的情況下，發電企業基本上應該全部出力。
根據國家能源集團的數據，8月份，該集團發電量首次超過40億千瓦時，連續4天。月度發電量有史以來首次達到654.38+0.2億千瓦時的水平，火電供煤歷史性突破5000萬噸。其中，國家能源集團浙江公司寧海電廠8月單日發電量19千瓦時，創近十年新高。
浙江省最大的發電企業浙能電力在回復第壹財經記者的信中表示，面對浙江省夏季高溫、高負荷的嚴峻形勢，公司下屬各發電企業正全力以赴，確保機組錯峰發電，實現“擔當好責任，發揮好職能”的使命。如嘉興電廠全力保障8臺機組的調峰發電，全廠8月日均26天。
根據華潤電力的數據，許多省份的電力負荷不斷刷新歷史峰值。在關鍵時期，華潤電力在湖北新投產了壹臺66萬千瓦的燃煤發電機組，其發電機組“應全面開放、應全面聯合、應全面發展”。83臺燃煤發電機組中，有79臺在電網高峰期運行，開機率達95%，日發電量創歷史新高。
發電量的不斷增加，意味著動力煤的消耗也非常大，電廠壓力陡增。
在火力發電廠的發電過程中，燃煤的成本占了很高的比重。"燃煤成本約占火電廠運營成本的70% . "華潤電力表示，自去年9月以來，煤炭價格居高不下，公司燃料成本大幅增加，火電凈利潤大幅下滑。
根據華潤電力公布的2022年中期業績，燃料成本方面，2022年上半年，下屬燃煤電廠噸標準煤平均單價為65，438+065，438+035.2元，同比增長39.7%；平均單位燃料成本為每兆瓦時337.0元，比去年同期增長39.5%。
“上半年公司標準煤單價同比上漲322元/噸，導致上半年火電業務虧損20.27億，利潤減少28.29億。”華潤電力表示。
受高煤價影響的遠不止華潤電力壹家。中部某省電力公司相關人士對第壹財經記者表示，公司在保證電煤采購和儲備方面遇到的主要困難是發電成本高。雖然在國家政策的引導下，煤炭價格有所下降，但是從長期來看，還是不可持續的。“生產經營壓力大，也嚴重挫傷了電力企業的積極性。”
“在煤價持續高企的情況下，我們每次發電都在虧損。”前述國有電力公司相關負責人進壹步向第壹財經記者表示。壹方面是供電的責任，壹方面是自身運營的真實虧損困境，大部分電廠都陷入了這樣的糾結。
今年以來，國家不斷出臺保障能源供應和價格穩定的政策措施，規定了中長期合同定價機制和交易價格區間。2月，國家發改委發布《關於進壹步完善煤炭市場價格形成機制的通知》，明確了煤炭價格的合理區間。秦皇島港5500大卡汙水煤的含稅中長期交易價格在每噸570~770元之間，在合理的範圍內，煤電價格可以有效傳導。
顯然，目前的實際煤炭市場已經高於這個價格。“在煤炭供需偏緊的形勢下，570~770元/噸的價格機制難以全面落實，煤炭量緊價劣問題突出，企業生產經營面臨較大困難。”浙能電力回復第壹財經記者稱，目前5500大卡資源市場價格高位運行，與中長期合同定價差異較大，後續合同履約率可能存在不確定性，影響發電企業供電。
中國電力企業協會數據顯示，上半年煤電企業采購煤炭綜合價格繼續高於基準價格上限，大型發電集團交付標準煤單價同比增長34.5%。
華潤電力對第壹財經記者表示，國家發改委先後出臺303號文、4號公告、進口替代補充、574號文替代補充等宏觀調控措施，有效整頓了市場秩序，但仍存在壹些困難和問題。
華潤電力表示，山西、陜西、蒙古部分民營煤企未能執行國家政策，拒絕重新簽訂外包合同，如內蒙古鄂爾多斯、烏海等。“我公司已積極向國家發改委反映實際情況，但仍難以解決。”
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