“目前電廠采購的市場煤價已經達到2000元/噸，長協煤價大約1400元/噸。”
“現在廠里電煤庫存不足一周，我們各地找煤，但出價再高也不好找。”
“四臺百萬千瓦機組，每天發電虧損800萬元，從入夏開機到現在一直開足馬力發電。”
“庫存不夠，很多電廠不僅面臨停機，還可能遭遇資金鏈斷裂風險。”
“電網調度最近也很頭疼，調誰誰不愿開機，只能通過約談，繼續保持機組發電。”
記者近日密集接到多地煤電企業反饋，因電煤庫存告急、保供壓力驟增，當前電廠、機組不論規模和裝機大小，都在苦等“口糧”，正常生產陷入巨大困境，甚至有電廠為避免持續虧損而選擇停機。
中國煤炭工業協會9月3日發布的《2021年上半年煤炭經濟運行情況通報》顯示，上半年煤價始終高位運行，6月末，全國煤企存煤約5000萬噸，同比降26%；全國主要港口合計存煤6298萬噸，同比降8.3%；全國火電廠存煤約1.1億噸，同比減少2100萬噸，可用約18天。電煤量少價高，但電力需求卻處于持續提振狀態。中電聯日前發布的數據顯示，上半年全國全社會用電量同比增長16.2%，全國規模以上火電發電量同比增長15%。
“6、7月迎峰度夏期間，各發電集團還能扛一扛，現在實在扛不住了。各地都缺煤，大家都出來找，價格水漲船高，可即便如此也幾乎買不到。”有煤電行業人士告訴記者，當前電煤供需挑戰形勢嚴峻，當務之急是促進煤炭增產量、保供應、穩價格。
電煤供不應求 價格不斷攀高
供需失衡，直接推高了電煤價格。
“眼下最大的任務是全力買煤。”東北某煤電廠人士告訴記者，“我們派人全國跑，內蒙古也去，完全不考慮運費。貴州本身也產煤，現在也跟我們一起去山西搶煤，他們光運費就要350元/噸，比我們成本還高。”
東部沿海某煤電廠負責人向記者透露：“當前全國各地煤炭減產減量，‘僧多粥少’自然推高價格就高，目前北方電廠入場標煤含稅價大概升至1400元/噸左右。”
中電聯9月6日、9月16日連續發布的兩期“中國電煤采購價格指數（CECI）分析周報”顯示，今年7、8月，5500大卡、5000大卡電煤離岸綜合價分別達到924元/噸、786元/噸和1053元/噸和829元/噸。截至9月9日，5500大卡、5000大卡電煤離岸綜合價為1060.57元/噸、845.13元/噸，分別比8月月度綜合價上漲7.57元/噸和16.13元/噸。
進口煤方面，兩期進口電煤指數到岸綜合標煤單價分別為1201元/噸、1182元/噸。其中1201元/噸為連續9期上漲且創歷史新高的價格，1182元/噸是連續9期價格上漲后首次出現小幅回落，但仍處于歷史高位。“內貿煤價上行，進口煤市場情緒漸濃，國際海運費繼續上漲，價格倒掛形勢未獲緩解。” 9月6日發布的CECI分析周報指出。
“進口煤雖大幅漲價，也需排隊采購。” 上述東部沿海煤電廠負責人告訴記者，各大港口的進口煤現在也十分搶手。
記者注意到，除了電煤，其他煤炭產品價格也處于高位。國內焦煤、焦炭等主要煤炭期貨中，焦煤主力2201合約突破3000元/噸，全天漲幅達7.21%。山西某煤企人士表示：“電煤破1000元/噸，噴吹煤破2600元/噸，主焦煤甚至超過焦炭的價格，達3600元/噸，這樣的高價還是第一次見。”
電廠虧損持續 隱藏多重風險
電煤價格破千、電廠大面積持續虧損，對煤電行業意味著什么？
一位不愿具名的專家給記者算了一筆賬：“假設標煤1000元/噸，按照當前35萬千瓦超臨界機組供電煤耗300克/千瓦時計算，燃料成本為0.3元/千瓦時。如果加上水、油、減排等成本和動輒幾十億的銀行貸款財務成本，以及機組日常維護檢修、人員工資、政府各項基金稅收等綜合成本，說‘發一度電，賠一毛錢’，一點都不為過。”
“這已經是非常簡化的計算模型了，部分電煤價格當前已逼近1700元/噸，甚至2000元/噸，也有相當一部分機組煤耗超過300克/千瓦時，虧損情況更嚴重。當前東部地區不少供熱機組和百萬千瓦發電機組也開始虧損。”上述東部沿海煤電廠負責人說。
中國社科院財經戰略研究院副研究員馮永晟指出，如果煤電全面、長期虧損，缺電必然是一個最直接的隱患。“社會上有觀點認為，煤電小時數并不高，未利用的小時數代表容量仍很充足，無需擔心供給安全，這是典型的計劃思維。關鍵問題在于，這些容量的成本沒有被回收，很難轉化為現實的電量。”
上述專家表示，電廠不發電會面臨兩個細則考核。“按當前煤價計算，假設不發電每日考核80萬元，開機每天賠100萬元，這種情況下電廠寧可選擇被考核也不愿意發電。但電廠有保供職責，再賠也得發。”
不少煤電企業表示，除了停電風險，整個行業還面臨熱/電保供壓力和潛在的金融風險。“長期虧損導致電廠資金鏈瀕臨斷裂，尤其北方地區即將迎來供暖季，沒錢買煤，如何實現民生保供？”華北某煤電廠人士告訴記者，“目前我國煤電廠都比較‘年輕’，還需支付銀行貸款和利息，大面積虧損可能會引發相關金融風險。此外，目前煤電廠的銀行貸款普遍有上浮利率，加之銀行不愿再繼續發放新增貸款，真的是雪上加霜。”
容量電價待出 成本倒掛待解
一邊陷入虧損，一邊繼續發電，煤電企業到底該如何紓困？
馮永晟指出，現有政策體系下，煤電企業的壓力在持續增加，需要通過優化投資結構、提升投資效率，緩解煤電業務的成本壓力。另外，需要加強發售協調，提升售電環節的競爭力。“但企業個體與煤電行業整體間的關系，無法通過企業層面的主動作為來理順。根本上，還是需要整體的市場建設來盡快止損。”
上述專家指出，應該推出容量電價保障電廠基本收益，推動煤、電一定程度上的聯動，確保電價至少高于燃料成本，避免成本倒掛、入不敷出。
中電聯規劃發展部副主任、燃料分會副秘書長葉春建議，要統籌保供與減排，充分發揮煤電基礎托底作用。未來面臨“一增一減”，既要為經濟發展不斷增加能源電力供應，又要為實現降碳目標持續減少碳排放。在“剪刀差”壓力下，行業發展必須加大轉型力度。“較長一段時間內，煤電在基本負荷保底、熱力可靠供應、低耗高效、可靠備用等方面仍具有無可比擬的技術和經濟優勢，煤電的‘壓艙石’和‘穩定器’作用不可替代。無論什么樣的電力系統，保障電力供應是首要前提。因此，煤電必將擔當保供和減排雙重角色，在新型電力系統中發揮重要的基礎性電源作用。”
葉春進一步指出，煤電和新能源從來不是也不會是零和博弈，在儲能技術、氫能甚至是更高階能源尚未發展到可以顛覆傳統電力系統本質時，二者在能源體系中的位置不可相互替代，并且缺一不可。
