跨区抢煤和停机现象频现 多地煤电企业苦等"口粮"

今年上半年开始,电煤价格始终高位运行,三季度电煤供应偏紧,导致煤电厂库存持续降低,发电亏损进一步加剧,跨区抢煤和停机现象频现。
2021-09-25 00:02 全球财富网

今年上半年开始,电煤价格始终高位运行,三季度电煤供应偏紧,导致煤电厂库存持续降低,发电亏损进一步加剧,跨区抢煤和停机现象频现。

“目前电厂采购的市场煤价已经达到2000元/吨,长协煤价大约1400元/吨。”

“现在厂里电煤库存不足一周,我们各地找煤,但出价再高也不好找。”

“四台百万千瓦机组,每天发电亏损800万元,从入夏开机到现在一直开足马力发电。”

“库存不够,很多电厂不仅面临停机,还可能遭遇资金链断裂风险。”

“电网调度最近也很头疼,调谁谁不愿开机,只能通过约谈,继续保持机组发电。”

记者近日密集接到多地煤电企业反馈,因电煤库存告急、保供压力骤增,当前电厂、机组不论规模和装机大小,都在苦等“口粮”,正常生产陷入巨大困境,甚至有电厂为避免持续亏损而选择停机。

中国煤炭工业协会9月3日发布的《2021年上半年煤炭经济运行情况通报》显示,上半年煤价始终高位运行,6月末,全国煤企存煤约5000万吨,同比降26%;全国主要港口合计存煤6298万吨,同比降8.3%;全国火电厂存煤约1.1亿吨,同比减少2100万吨,可用约18天。电煤量少价高,但电力需求却处于持续提振状态。中电联日前发布的数据显示,上半年全国全社会用电量同比增长16.2%,全国规模以上火电发电量同比增长15%。

“6、7月迎峰度夏期间,各发电集团还能扛一扛,现在实在扛不住了。各地都缺煤,大家都出来找,价格水涨船高,可即便如此也几乎买不到。”有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增产量、保供应、稳价格。

电煤供不应求 价格不断攀高

供需失衡,直接推高了电煤价格。

“眼下最大的任务是全力买煤。”东北某煤电厂人士告诉记者,“我们派人全国跑,内蒙古也去,完全不考虑运费。贵州本身也产煤,现在也跟我们一起去山西抢煤,他们光运费就要350元/吨,比我们成本还高。”

东部沿海某煤电厂负责人向记者透露:“当前全国各地煤炭减产减量,‘僧多粥少’自然推高价格就高,目前北方电厂入场标煤含税价大概升至1400元/吨左右。”

中电联9月6日、9月16日连续发布的两期“中国电煤采购价格指数(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分别达到924元/吨、786元/吨和1053元/吨和829元/吨。截至9月9日,5500大卡、5000大卡电煤离岸综合价为1060.57元/吨、845.13元/吨,分别比8月月度综合价上涨7.57元/吨和16.13元/吨。

进口煤方面,两期进口电煤指数到岸综合标煤单价分别为1201元/吨、1182元/吨。其中1201元/吨为连续9期上涨且创历史新高的价格,1182元/吨是连续9期价格上涨后首次出现小幅回落,但仍处于历史高位。“内贸煤价上行,进口煤市场情绪渐浓,国际海运费继续上涨,价格倒挂形势未获缓解。” 9月6日发布的CECI分析周报指出。

“进口煤虽大幅涨价,也需排队采购。” 上述东部沿海煤电厂负责人告诉记者,各大港口的进口煤现在也十分抢手。

记者注意到,除了电煤,其他煤炭产品价格也处于高位。国内焦煤、焦炭等主要煤炭期货中,焦煤主力2201合约突破3000元/吨,全天涨幅达7.21%。山西某煤企人士表示:“电煤破1000元/吨,喷吹煤破2600元/吨,主焦煤甚至超过焦炭的价格,达3600元/吨,这样的高价还是第一次见。”

电厂亏损持续 隐藏多重风险

电煤价格破千、电厂大面积持续亏损,对煤电行业意味着什么?

一位不愿具名的专家给记者算了一笔账:“假设标煤1000元/吨,按照当前35万千瓦超临界机组供电煤耗300克/千瓦时计算,燃料成本为0.3元/千瓦时。如果加上水、油、减排等成本和动辄几十亿的银行贷款财务成本,以及机组日常维护检修、人员工资、政府各项基金税收等综合成本,说‘发一度电,赔一毛钱’,一点都不为过。”

“这已经是非常简化的计算模型了,部分电煤价格当前已逼近1700元/吨,甚至2000元/吨,也有相当一部分机组煤耗超过300克/千瓦时,亏损情况更严重。当前东部地区不少供热机组和百万千瓦发电机组也开始亏损。”上述东部沿海煤电厂负责人说。

中国社科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,缺电必然是一个最直接的隐患。“社会上有观点认为,煤电小时数并不高,未利用的小时数代表容量仍很充足,无需担心供给安全,这是典型的计划思维。关键问题在于,这些容量的成本没有被回收,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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