跨地区抢煤、停煤的现象是目前许多煤电企业所遭受的痛苦等“粮食”

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跨地区抢煤、停工的现象是目前许多煤电企业所遭受的痛苦等“粮食”

跨地区抢煤、停煤的现象是目前许多煤电企业所遭受的痛苦等“粮食”-第1张

从今年上半年开始,电煤价格始终保持高水平运行,由于三季度电煤供应紧张,煤炭电厂库存持续下降,发电损失进一步恶化,地区间煤炭抢险和停运现象频繁发生。

“现在发电厂购买的市场煤炭价格达到了每吨2000元,长协的煤炭价格约为每吨1400元。 ”

“现在工厂的电煤库存不到一周,各地都在找煤,但是再贵也很难找。 ”

“四台百万千瓦机组每天亏损800万元,从夏天通电到现在一直开着马力发电。 ”

“库存不足,很多电厂不仅面临停工,还可能遭遇资金链断裂风险。 ”

“电网的安排最近也很头疼。 要调整谁不想开机,只有签订合同,让机组继续发电。 ”

近日,收到多家煤电企业反馈的记者表示,由于电煤库存暴涨,确保供应的压力激增,目前电厂、机组无论规模大小,都在等待“粮食”,常规生产陷入巨大困境,持续不断

根据中国煤炭工业协会9月3日公布的《2021年上半年煤炭经济运行情况通报》,上半年煤炭价格始终保持高水平运行,6月底,全国煤炭企业储存煤炭约5000万吨,比去年同期下降26%。 全国主要港口共储存煤炭6298万吨,比去年同期下降8.3%。 全国火力发电厂储存约1亿2100万吨煤炭,比去年同期减少2100万吨,可使用约18天。 虽然煤量少,价格高,但电力需求持续处于震荡状态。 中国电车日前公布的数据显示,上半年全国社会整体用电量比去年同期增长16.2%,全国规模以上火灾发电量比去年同期增长15%。

“6、7月迎来高峰夏季期间,各发电集团还能一个人承担,但现在很难承担。 各地煤炭紧缺,大家都出来找,价格水涨船高,但还是很难买到。”一位煤电行业人士告诉记者,当前电煤供需挑战形势严峻,当务之急是促进煤炭产量增长、保证供应、稳定价格

电煤供应不能要求价格飞涨

供需失衡,直接推高了电气价格。

“现在最大的任务是全力买煤。 ”东北某煤炭发电站的人对记者说:“我们全国派人跑,内蒙古也去,完全不考虑运费。 贵州自己也生产煤炭。 现在也和我们一起去山西抢煤。 他们光运费就要花350元/吨,比我们还要贵。 ”

东部沿海某燃煤电厂负责人向记者明确表示:“目前,全国各地煤炭减产正在进行,‘僧多粥少’的涨价价格自然较高,目前北方电厂入厂标准煤含税价格约上涨至1400元/吨左右。”

据中国电车9月6日、9月16日连续发布的两期《中国电煤购买价格指数(CECI )分析周报》显示,今年7、8月,5500大卡、5000大卡电煤离岸综合价格分别为924元/吨、786元/分截至9月9日,5500大卡、5000大卡电煤离岸综合价格为1060.57元/吨、845.13元/吨,分别较8月综合价格上涨7.57元/吨和16.13元/吨。

进口煤炭方面,两期进口煤炭指数到岸价综合标准煤单价分别为1201元/吨和1182元/吨。 其中每吨1201元连续9期上涨,创历史新高,每吨1182元连续9期上涨后,首次出现小幅下跌,但仍居历史高位。 “国内贸易煤炭价格上涨,进口煤炭市场情绪逐渐浓厚,国际海运费用持续上涨,价格下跌没有得到缓解。 》9月6日发表的CECI分析周报显示。

“进口煤炭大幅涨价,但必须排队购买。 ”上述东部沿海煤炭发电站的负责人告诉记者,各港口的进口煤炭现在也很抢手。

记者注意到,不仅是电煤,其他煤炭产品的价格也处于高位。 在国内焦炭(2693、-93.00、-3.34% )、焦炭) 3218、-116.00、-3.48% )等主要煤炭期货中,焦炭主力2201合约突破3000元/吨,全天上涨7.21%。 山西省一家煤炭公司的相关人士表示,“电煤每吨1000元,喷煤2600元/吨,超过焦炭价格达到3600元/吨,这样的高价是第一次。”

发电站的损失继续隐藏着多种风险

电气价格过千,电厂大面积持续亏损,对煤电行业意味着什么?

不愿具名的专家给记者记了帐。 “假设标准煤每吨1000元,当前35万千瓦超临界机组的供电煤耗按300克/千瓦计算,燃料成本为0.3元/千瓦小时。 加上水、油、减排等成本,以及动辄数十亿的银行贷款财务成本、机组日常维护检修、人员工资、政府各基金税收等综合成本,说“发了电,赔一毛钱”也不为过。 ”

“这已经是一个非常简化的计算模型,部分电价目前接近1700元/吨,甚至2000元/吨,煤耗超过300克/千瓦时,损失情况更为严重。 目前,东部地区许多供热机组和百万千瓦发电机组也开始亏损。 ”上述东部沿海煤炭发电站的负责人说。

中国社会科学院财经战略研究院副研究员冯永晟指出,如果煤电全面、长期亏损,电荒必然是最直接的风险。 “社会上普遍认为,煤电的小时数并不高,未使用的小时数容量充足,无需担心供给安全,这是典型的计划思维。 问题是,这些容量的成本没有回收,很难转化为现实的电量。 ”

>   上述专家表示,电厂不发电会面临两个细则考核。“按当前煤价计算,假设不发电每日考核80万元,开机每天赔100万元,这种情况下电厂宁可选择被考核也不愿意发电。但电厂有保供职责,再赔也得发。”

  不少煤电企业表示,除了停电风险,整个行业还面临热/电保供压力和潜在的金融风险。“长期亏损导致电厂资金链濒临断裂,尤其北方地区即将迎来供暖季,没钱买煤,如何实现民生保供?”华北某煤电厂人士告诉记者,“目前我国煤电厂都比较‘年轻’,还需支付银行贷款和利息,大面积亏损可能会引发相关金融风险。此外,目前煤电厂的银行贷款普遍有上浮利率,加之银行不愿再继续发放新增贷款,真的是雪上加霜。”

  容量电价待出 成本倒挂待解

  一边陷入亏损,一边继续发电,煤电企业到底该如何纾困?

  冯永晟指出,现有政策体系下,煤电企业的压力在持续增加,需要通过优化投资结构、提升投资效率,缓解煤电业务的成本压力。另外,需要加强发售协调,提升售电环节的竞争力。“但企业个体与煤电行业整体间的关系,无法通过企业层面的主动作为来理顺。根本上,还是需要整体的市场建设来尽快止损。”

  上述专家指出,应该推出容量电价保障电厂基本收益,推动煤、电一定程度上的联动,确保电价至少高于燃料成本,避免成本倒挂、入不敷出。

  中电联规划发展部副主任、燃料分会副秘书长叶春建议,要统筹保供与减排,充分发挥煤电基础托底作用。未来面临“一增一减”,既要为经济发展不断增加能源电力供应,又要为实现降碳目标持续减少碳排放。在“剪刀差”压力下,行业发展必须加大转型力度。“较长一段时间内,煤电在基本负荷保底、热力可靠供应、低耗高效、可靠备用等方面仍具有无可比拟的技术和经济优势,煤电的‘压舱石’和‘稳定器’作用不可替代。无论什么样的电力系统,保障电力供应是首要前提。因此,煤电必将担当保供和减排双重角色,在新型电力系统中发挥重要的基础性电源作用。”

  叶春进一步指出,煤电和新能源从来不是也不会是零和博弈,在储能技术、氢能甚至是更高阶能源尚未发展到可以颠覆传统电力系统本质时,二者在能源体系中的位置不可相互替代,并且缺一不可。

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