“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。
