电煤:前期总体偏松后期趋于平衡

 http://www.lgmi.com    发表日期:2010-9-27 9:00:26  兰格钢铁
    迎峰度夏期间,电煤供需形势呈“前期总体偏松、后期趋于平衡”的基本特点。6―8月,全社会用电量达1.14万亿千瓦时,同比增长14.3%;电力行业耗煤量达4.22亿吨,同比增长8.8%。

    电煤消耗回落明显多方因素综合作用

    分月来看,6月电力需求和电煤消耗的增速显著回落,煤炭产销两旺,电煤供应充足,电厂电煤库存快速上升;7月部分地区迎来高温天气,电煤耗用水平明显上升,电煤供应则在“前期库存攀升”和“未来消费预期下调”的双重压力作用中逐渐下滑;8月电煤消耗迎来自今年2月以来的最高水平,电煤供需实现总体平衡。

    这种情况发生,是以下多方面因素综合作用的结果。在煤炭生产环节,产煤省区煤炭产量持续高位运行,煤炭日均产量连续3个月突破940万吨,较上年同期增长超过10%。进口环节,月进口量突破千万吨已成常态,来自印尼、澳大利亚等国的进口煤已成为沿海电厂的重要支撑。运输环节,大秦、侯月等铁路干线和唐山、黄骅等港口煤炭运力明显增强,铁路运量和主要港口中转运量同比增速均在15%以上。房地产调控政策效应逐渐显现,加之节能减排工作力度加大,钢铁、有色金属等高载能行业的生产受到一定程度的限制,部分工业用电、用煤需求得到抑制。随着跨区输电能力进一步提升,跨区电量较去年同期超出12%以上。大范围、持续性的降雨使得主要江河和水库来水较丰,水电迎来大发,发电量较上年同期增长25%以上。发电企业采取“提前储煤”策略,电厂电煤库存连续4个月上升。国家发改委等部门加强了电煤价格的调控力度和电煤合同的监管,有效抑制了“煤价持续单边上涨”的局面。

    供需两侧趋向平衡电煤储运工作加强

    当前全国大部分地区天气正处于由“热”转“凉”的过渡期,电煤产、运、销、耗齐高的旺季特征逐渐消退。

    从需求侧看,降温负荷对电力需求的拉动作用持续减弱,9月上旬日均发电量较8月负荷高峰已下降9%左右,这种情况可能会一直持续到11月;其次,为完成“十一五”节能减排目标任务,各地节能减排工作步入冲刺阶段,对电力需求和电煤消费具有一定的抑制作用。国家电网公司电力供需研究实验室预计,9~12月全国电力行业耗煤将达到5.8亿~6.0亿吨,同比增长1%~3%;全年电力行业耗煤将达到17.2亿~17.4亿吨,同比增长9%~10%。

    从供应侧看,煤炭生产环节,虽然近期连续发生的矿难事故对河南等地的煤炭生产造成一定影响,部分煤矿企业仍可能采取“减产保价”措施应对市场疲软。但由于内蒙古、山西等省区煤炭新增产能的大规模释放,煤炭生产仍将维持较高水平。煤炭进口环节,由于近期国际煤市低迷,煤炭现货价格和海运价格出现回落,“性价比”优势将促使月进口煤保持千万吨级的水平;煤炭运输环节,受沿海台风天气、大秦铁路检修等因素影响,港口和铁路运力运量可能受到一定掣肘,但不至于对煤炭供应造成大范围、实质性的困难。

    综合供需两侧走势及当前电煤库存状况,在接下来的几个月里,预计全国电煤供需将呈“前期宽松,后期平衡”的变化趋势。尽管如此,由于电煤市场的结构性矛盾及恶劣天气、交通中断等不确定因素存在,个别地区高峰时段仍可能发生电煤供需偏紧状况。明年年初,在今年受到抑制的高耗能行业产能可能集中释放,加之天气寒冷,电煤消耗水平将大幅上升,若供应不济,供需形势可能由“平衡”转向“偏紧”。

    为确保电煤供应,有关部门和单位应高度重视,协同做好电煤储运工作。政府需要做好铁路、港口、发电企业、煤炭企业、电网企业之间的指导协调工作,使煤炭生产、销售、运输等环节衔接通畅。并利用当前电煤供需形势相对缓和的契机,尽快完善煤价、电价调控机制,避免“煤价单边上涨”现象频繁发生。发电企业则要做好煤炭需求分析预测,继续适度提前储煤,确保电煤库存处于正常合理水平。电网企业需密切跟踪各地电力和电煤供需形势,加快电网建设、做好迎峰度冬预案,保证电网安全稳定运行。煤矿企业应加强安全生产、保障供应,积极兑现签订的电煤合同。
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