電煤供應保障持續面臨較大壓力電煤價格處於高位
連日來，安徽省西北部的壹家國有煤礦內，水平線以下700多米的礦井裏，機械轟鳴，礦工忙碌，開采出來的新煤烏黑鋥亮。這些煤很快將被運至幾百公裏外的火力發電廠，用作電煤庫存儲備，以備電力保供之需。
今年入夏以來，受持續性大範圍高溫天氣、經濟恢復增長等因素影響，全國用電需求持續走高;同時，由於來水偏枯，水電出力不足，導致電煤供應保障持續面臨較大壓力。
自8月30日起，西南地區由極端高溫引起的電力供應緊張情況得到有效緩解，電力供應平穩有序。而在火電壓力驟升之下，電煤價格處於高位，各地的電煤保供也在持續。
緊張
老韓是壹位長期從事煤炭貿易的中間商，與山西等地的煤礦生產企業關系較好。最近他告訴第壹財經記者，此前電煤供應頗為緊張，目前稍有緩解，但是每天仍有許多華中地區以及南方電廠的電煤采購人士聯系他，表示需要加大采購煤炭，“現在是賣方市場，我們也要挑有實力的客戶，資金雄厚的國企是優選”。
今年以來，煤價持續高位運行，特別是8月以來，川渝地區電力需求緊張，加之連續高溫、少雨等天氣影響，水電捉襟見肘，像上述火電廠壹樣，全國多個核心省份的火電廠壓力驟升，巨大的需求之下，動力煤整體處在供減需增格局，形成了電煤階段性供應緊張的局面，煤炭價格持續高位運行。
國家統計局8月24日公布的數據顯示，8月中旬全國各煤種價格均呈上漲走勢，其中，無煙煤(洗中塊，揮發份≤8%)價格1577.1元/噸，較上期上漲110.3元/噸，漲幅7.5%;普通混煤(山西粉煤與塊煤的混合煤，熱值4500大卡)價格908.3元/噸，較上期上漲8.3元/噸，漲幅0.9%;山西大混(5000大卡)價格1013.3元/噸，上漲13.3%。
“當前5500大卡資源市場價格(北方港平倉價)仍在1200元/噸左右高位運行。”8月31日，壹家國有電力公司相關負責人告訴第壹財經記者，與中長期合同定價的價差較大，後續合同履約率或將存在不確定性，影響發電企業的電煤保供。
老韓介紹，目前從山西產煤區域運到秦皇島港，均價是980元/噸，這還只是到煤炭下水港口的價格，“如果實際運到電廠，每噸還得再增加100多元，現在長江等河道水資源匱乏，也影響大型船舶運輸，費時還費力，實際到廠價格應該要達到1200元/噸左右”。
老韓說，此前國家發改委有嚴格限價規定，他們也不敢賣高價，但在電煤資源如此緊缺的當下，也需要支付“小款”，即居間費，“這些要提前商量好，別到時候變卦。因此煤炭到電廠的價格，肯定不止我們報的數”。
按照國家發改委相關文件公告要求，自5月1日起，煤炭中長期交易價格和現貨價格均有了合理區間，其中，秦皇島港下水煤(5500大卡)中長期、現貨價格每噸分別超過770元、1155元。
8月31日，壹位北方原煤產區動力煤人士介紹，受到前段時間川渝高溫幹旱影響，動力煤價格出現上漲，最近雖然稍有緩和，但又遇到暴雨，多個礦區停工停產，產地采購難度較大，疊加港口高卡煤現貨偏緊，貿易商報價有所上探，5500大卡市場報價1240~1280元/噸，個別報價1300元/噸，5000大卡市場報價1150~1180元/噸，也有報至1200元/噸。
事實上，全國的產煤量還是增長趨勢。1至7月，全國煤炭產量25.6億噸，同比增長11.5%，增產2.6億噸。23個產煤省區中，18個省區實現增產。山西、內蒙古、陜西、新疆等4個重點產煤省區合計增產2.4億噸，占全國增產量的91%。
同時，多位受訪的電力行業人士告訴第壹財經記者，今年在電煤保供方面，與以往不同的是，各電廠基本都有提前戰備，以應對高峰時期，但煤炭價格依然高企。
對此，國家能源局持續加大工作力度，指導督促煤炭企業加快釋放先進產能，推動煤炭產量持續高位運行，保障電廠存煤穩定在歷史高位水平。8月1日至17日，全國煤炭產量2.1億噸，日均產量1233萬噸，同比增長19.4%。全國統調電廠日均供煤800萬噸，電廠存煤穩定在1.7億噸以上，支撐煤電機組滿發穩發。
在庫存煤方面，央企華潤集團旗下的華潤電力告訴第壹財經記者，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，公司下轄的火力發電廠(浙江省內)的有效庫存目前達15天以上。
疊加
第壹財經記者采訪發現，近期的電煤價格持續高位運行，主要還是與高溫幹旱下電網負荷過大有關，加之最近持續暴雨，也影響了礦區產煤。
今年8月，長江流域出現大範圍高溫伏旱天氣，21個省級電網負荷創歷史新高。中下旬晉陜蒙主要煤炭礦區和鐵路沿線連續出現暴雨、大雨天氣，迎峰度夏能源保供經歷重大考驗。“現在產煤大戶都集中向川渝地區供應，同時滿足長協合約，能夠流通到計劃外的電煤少之又少。”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量完成5512萬噸，其中自產煤4694萬噸，同比增長12.1%。針對川渝地區電力供應需求，國家能源集團協調國鐵運力，向川渝地區增供46萬噸，同比增長140%。
華潤電力在煤炭供應方面卻略顯尷尬。華潤電力稱，公司沒有自產煤源，電煤中長期合同保障能力較弱，“且我司火電廠主要集中在長江三角洲、珠江三角洲，基本無坑口電廠，運距遠，價格高，經營壓力大”。
隨著長江流域的持續幹旱，河道水位下降，導致大型船舶靠港停靠成為問題，也進壹步影響了煤炭供應，企業不得不轉換運輸方式。
中國煤炭資源的80%分布於北方，“北煤南運”的過程中，水運成為關鍵。華東地區壹家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，由於南京長江大橋高度的限制，該省境內的沿江電廠就是采用海進江模式，江船噸位隨著造船工藝的進步，主流船型在8000~15000噸，目前水位偏低的情況下，按海事部門的要求，壹般找船控制在12000噸左右，對整體煤炭保供影響不大，“長江流域旱情目前對公司沿江電廠影響也在可控範圍內。”
煤炭的運輸還包括鐵路，華潤電力對第壹財經記者表示，鐵路運力在特定時間上、區域上存在持續偏緊現象，部分長協、進口煤應急替代補簽資源無法有效兌現。另外，部分補簽長協合同運輸條件極差，供應商要求坑口交貨，但買方自提自運受戶頭及車站限制。
“特別在供暖季運力組織困難，可能出現無法兌現的現象。同時，跨省汽車運輸受疫情管控等因素影響，效率降低，物流成本增加。”華潤電力稱。
最近，持續暴雨疊加疫情，也影響了煤炭生產。
8月以來，在產煤大區陜西榆林、內蒙古鄂爾多斯等地，在暴雨天氣和疫情因素之下，煤炭生產以及銷售受到影響。
8月中旬，鄂爾多斯市遭遇強降水天氣，局地暴雨，這也給煤炭生產帶來影響。Mysteel動力煤礦山數據顯示，降雨主要集中於準格爾旗、達拉特旗、東勝區、伊金霍洛旗，***涉及煤炭產能8.1億噸，多數煤礦收到相關部門通知暫停生產，煤礦開工階段性受阻。由於多數屬於露天煤礦，壹旦出現強降雨，造成礦區積水，就會影響開采安全和效率。暴雨過後，抽幹積水才能繼續作業。
受核心礦區降雨影響，8月國家能源集團28座自產礦井先後生產受限，涉及產能超過2.9億噸。
8月22日，產煤重鎮陜西省榆林市在重點人群篩查和密接篩查中2人核酸檢測結果呈陽性，感染者為運煤司機及其同伴。此後，榆林市對運煤司機加強管控。
“煤炭運輸多是集卡或者鐵路，車輛流動意味著人員流動，產煤地區疫情防控形勢嚴峻。”壹位當地經銷煤炭的人士對第壹財經記者表示。
8月30日，《榆林日報》消息稱，為確保能源保供任務，神木市決定81處產煤企業實行產銷隔離、封閉管理，在安全生產的前提下釋放產能，保障能源供給。在運輸方面，堅持保供運輸“暢而不漏”，推行交通卡口張貼封條，末端企業“五位壹體”查驗，司乘人員全程不下車。
當天，據榆林市召開疫情防控工作會消息，截至8月30日，該市***有171處煤礦正常生產建設，全部實行產銷分離;工作人員每日進行核酸檢測，實行封閉式管理。
“我們的司機到了高速口，要做核酸，不能下車，全程封閉式管理，下了高速抵達礦區，還要憑健康碼進入，流程還是比以前多了壹些，對運輸帶來影響。”壹位電煤貿易人士表示。
糾結
煤電仍是我國最主要的電力來源。
第壹財經記者了解到，煤電以不足50%的裝機占比，生產了全國60%的電量，承擔了超過70%的頂峰任務。在保障我國電力安全穩定供應中，煤電發揮著兜底保供、靈活調節作用，是當前我國電力系統的“頂梁柱”。
隨著俄烏沖突影響世界能源形勢、加劇進口煤炭供給端的不確定性，國際煤價居高不下，國內煤炭增產成為保供的關鍵。國家統計局的信息顯示，1~7月，生產原煤25.6億噸，同比增長11.5%;進口煤炭13852萬噸，同比下降18.2%。
華潤電力在全國擁有37座燃煤發電廠、4座燃氣發電廠，火電運營權益裝機容量為32556兆瓦，占比67.8%。“據統計，華潤電力今年前七個月進口煤數量同比下降35%。缺口部分主要依靠國家發改委主導的進口煤替代補簽，內貿煤進行補充。”8月31日，華潤電力回復第壹財經記者稱。
在保民生之下，發電企業基本上是應發盡發。
國家能源集團稱，8月集團發電量首次並連續4天突破40億千瓦時，月發電量歷史首次達到1200億千瓦時水平，火電燃煤供應量歷史性突破5000萬噸。其中，國家能源集團浙江公司寧海電廠8月19日單日發電量1.05億千瓦時，創近十年單日發電量新高。
浙江省內規模最大的發電企業浙能電力在回復第壹財經記者的函件中表示，面對浙江省迎峰度夏高溫、高負荷持續居“高”不下的嚴峻形勢，公司下屬各發電企業開足馬力，確保機組頂峰發電、穩發滿發，實現好“承擔好責任、發揮好功能”的國企使命，如嘉興電廠全力保障8臺機組頂峰發電，全廠8月連續26天日均發電量超億千瓦時，創歷史新高，為浙江省能源供應發揮了清潔煤電頂梁柱作用。
華潤電力則稱，多省份用電負荷不斷刷新歷史峰值，關鍵時期，華潤電力在湖北新投產壹臺66萬千瓦煤電機組，旗下發電機組“應開盡開、應並盡並、應發盡發”，83臺煤電機組中79臺在網頂峰運行，開機率達95%，單日發電量創歷史新高。
持續發電量持續上升，意味著電煤的消耗也十分龐大，電廠壓力陡增。
在壹座火電站的發電過程中，燃煤成本占據較高的比例。“燃煤成本占火電廠運營成本約70%。”華潤電力稱，自去年9月以來煤炭價格持續高位，公司燃料成本顯著增加，火電凈利潤出現大幅下滑。
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，附屬燃煤電廠平均標煤每噸單價為人民幣1135.2元，較去年同期增長39.7%;平均單位燃料成本為每兆瓦時337.0元，較去年同期增長39.5%。
“上半年公司標煤單價同比上漲322元/噸，導致公司上半年火電業務經營虧損20.27億，利潤同比下降28.29億。”華潤電力稱。
同樣受到高煤價影響的遠不止華潤電力壹家。中部地區壹家省屬電力公司相關人士告訴第壹財經記者，公司在保障電煤采購儲備方面所遇到的主要困難，還是發電成本居高不下。雖然在國家政策的引導下，煤炭價格有所降低，但長此以往，終究還是難以為繼，“生產經營壓力較大，也嚴重挫傷了電力企業的積極性”。
“煤炭價格持續高位運行之下，我們現在每發壹度電，都是在虧損。”前述國有電力公司相關負責人對第壹財經記者進壹步表示。壹方面是電力保供的責任擔當，另壹方面又是自身經營實實在在的虧損困境，大多數電廠陷入這樣的糾結之中。
今年以來，國家連續出臺能源保供穩價政策措施，規定中長期合同定價機制和交易價格區間。2月份，國家發展改革委印發《關於進壹步完善煤炭市場價格形成機制的通知》，明確了煤炭價格合理區間，秦皇島港下水煤5500大卡中長期交易含稅價格在每噸570~770元之間，在合理區間內，煤、電價格可以有效傳導。
顯然，當前實際的煤炭行情已高於這壹價格。“在煤炭供需緊張的態勢下，570~770元/噸的價格機制難以全面落實，煤炭量緊價高質差問題突出，企業生產經營面臨較大困難。”浙能電力回復第壹財經記者，當前5500大卡資源市場價格高位運行，與中長期合同定價的價差較大，後續合同履約率或將存在不確定性，影響發電企業的電煤保供。
據中國電力企業聯合會，上半年煤電企業采購的電煤綜合價持續高於基準價上限，大型發電集團到場標煤單價同比上漲34.5%。
華潤電力告訴第壹財經記者，國家發改委針對電煤市場無序狀態，先後出臺303號文、4號公告、進口替代補簽以及574號文換簽補簽等宏觀調控措施，有效整頓了市場秩序，但還存在壹些困難和問題。
華潤電力稱，晉陜蒙部分民營煤炭企業對國家政策執行不到位，拒絕對外購合同換簽，如內蒙古鄂爾多斯、烏海等地，“我司已積極向國家發改委反映實際情況，但依舊難以解決”。
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