电煤供应紧缺价格高企，下游电厂承压：每发一度电，都是在亏损
纠结
煤电仍是我国最主要的电力来源。
第一财经记者了解到，煤电以不足50%的装机占比，生产了全国60%的电量，承担了超过70%的顶峰任务。在保障我国电力安全稳定供应中，煤电发挥着兜底保供、灵活调节作用，是当前我国电力系统的“顶梁柱”。
随着俄乌冲突影响世界能源形势、加剧进口煤炭供给端的不确定性，国际煤价居高不下，国内煤炭增产成为保供的关键。国家统计局的信息显示，1~7月，生产原煤25.6亿吨，同比增长11.5%；进口煤炭13852万吨，同比下降18.2%。
华润电力在全国拥有37座燃煤发电厂、4座燃气发电厂，火电运营权益装机容量为32556兆瓦，占比67.8%。“据统计，华润电力今年前七个月进口煤数量同比下降35%。缺口部分主要依靠国家发改委主导的进口煤替代补签，内贸煤进行补充。”8月31日，华润电力回复第一财经记者称。
在保民生之下，发电企业基本上是应发尽发。
国家能源集团称，8月集团发电量首次并连续4天突破40亿千瓦时，月发电量历史首次达到1200亿千瓦时水平，火电燃煤供应量历史性突破5000万吨。其中，国家能源集团浙江公司宁海电厂8月19日单日发电量1.05亿千瓦时，创近十年单日发电量新高。
浙江省内规模最大的发电企业浙能电力在回复第一财经记者的函件中表示，面对浙江省迎峰度夏高温、高负荷持续居“高”不下的严峻形势，公司下属各发电企业开足马力，确保机组顶峰发电、稳发满发，实现好“承担好责任、发挥好功能”的国企使命，如嘉兴电厂全力保障8台机组顶峰发电，全厂8月连续26天日均发电量超亿千瓦时，创历史新高，为浙江省能源供应发挥了清洁煤电顶梁柱作用。
华润电力则称，多省份用电负荷不断刷新历史峰值，关键时期，华润电力在湖北新投产一台66万千瓦煤电机组，旗下发电机组“应开尽开、应并尽并、应发尽发”，83台煤电机组中79台在网顶峰运行，开机率达95%，单日发电量创历史新高。
持续发电量持续上升，意味着电煤的消耗也十分庞大，电厂压力陡增。
在一座火电站的发电过程中，燃煤成本占据较高的比例。“燃煤成本占火电厂运营成本约70%。”华润电力称，自去年9月以来煤炭价格持续高位，公司燃料成本显著增加，火电净利润出现大幅下滑。
根据华润电力公布的2022年中期业绩，燃料成本方面，2022年上半年，附属燃煤电厂平均标煤每吨单价为人民币1135.2元，较去年同期增长39.7%；平均单位燃料成本为每兆瓦时337.0元，较去年同期增长39.5%。
“上半年公司标煤单价同比上涨322元/吨，导致公司上半年火电业务经营亏损20.27亿，利润同比下降28.29亿。”华润电力称。
同样受到高煤价影响的远不止华润电力一家。中部地区一家省属电力公司相关人士告诉第一财经记者，公司在保障电煤采购储备方面所遇到的主要困难，还是发电成本居高不下。虽然在国家政策的引导下，煤炭价格有所降低，但长此以往，终究还是难以为继，“生产经营压力较大，也严重挫伤了电力企业的积极性”。
“煤炭价格持续高位运行之下，我们现在每发一度电，都是在亏损。”前述国有电力公司相关负责人对第一财经记者进一步表示。一方面是电力保供的责任担当，另一方面又是自身经营实实在在的亏损困境，大多数电厂陷入这样的纠结之中。
今年以来，国家连续出台能源保供稳价政策措施，规定中长期合同定价机制和交易价格区间。2月份，国家发展改革委印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，明确了煤炭价格合理区间，秦皇岛港下水煤5500大卡中长期交易含税价格在每吨570~770元之间，在合理区间内，煤、电价格可以有效传导。
显然，当前实际的煤炭行情已高于这一价格。“在煤炭供需紧张的态势下，570~770元/吨的价格机制难以全面落实，煤炭量紧价高质差问题突出，企业生产经营面临较大困难。”浙能电力回复第一财经记者，当前5500大卡资源市场价格高位运行，与中长期合同定价的价差较大，后续合同履约率或将存在不确定性，影响发电企业的电煤保供。
据中国电力企业联合会，上半年煤电企业采购的电煤综合价持续高于基准价上限，大型发电集团到场标煤单价同比上涨34.5%。
