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。 |
