考虑政策、运力、价格因素的电煤供需形势预测

陈 梦，别芳玫，周小兵

（国网湖北省电力公司经济技术研究院，湖北 武汉 430077）

0 引言

2016年以来，随着煤炭去产能步伐加快，短期供应减少，煤炭价格快速上升。“迎峰度夏”期间，主要产煤地区又受到暴雨天气影响，铁路运力紧张，煤炭外运受阻，导致华中地区部分主要依靠铁路运煤的电厂库存出现急剧下降。此外，2016年上半年华中地区用电需求疲弱，同时全网来水偏多，水电大发，由此火电厂存煤意愿显著降低，迎峰度夏前电煤库存未得到及时补充。受价格、运力与火电厂预期等多重不利因素影响，电煤供需形势偏紧。为避免再次出现电煤供需紧张的局面，本文深入分析了宏观政策、运力、价格对电煤供需形势的影响，并对2017年“迎峰度夏”期间华中地区的供煤、耗煤、存煤情况进行了定量预测，最后对保障全网电煤供应提出了措施和对策。

1 2016年电煤供需形势

1.1 2016年全国电煤价格走势

2016年，受供给侧结构性改革、煤炭市场供需变化等多重因素影响，国内煤炭价格增幅较大。环渤海动力煤价格指数（BSPI）由年初的347元/t上升到11月初的高点607元/t，涨幅达74.9%，见图1。

影响2016年国内煤炭价格大幅上涨的因素：产量方面，煤炭行业去产能效果显著，产量下降迅速。2016年国务院确定了煤炭生产276个工作日制度，积极推进煤炭行业去产能，2016年全国退出煤炭产能近3×108t，成效显著，全国煤炭产量降幅高达9.4%。需求方面，煤炭需求阶段性上升，助推煤价上涨。2016年下半年，受全国大部分地区高温少雨因素影响，水电发电量持续下降，大大刺激了火电用煤需求。第三季度全国煤炭消费由负转正，同比增长约0.5%，推动了煤价的上涨。市场预期方面，社会补库存恢复性增长。9月份以来，随着煤价的上涨和煤炭需求旺季的来临，电厂等用煤大户对煤炭市场预期发生改变，补库存意愿强烈，补库存力度加大，推动了煤价的进一步上升。运力方面，煤炭运力紧张推波助澜。近几年来，受煤炭运输需求下降因素影响，铁路部门积极发展其他货源，使得煤炭运力包括敞篷车辆逐步减少。此外，交通运输部牵头的公路货车违法超限超载行为专项行动在8月18日正式开展，使得煤炭公路运输部分转向铁路运输，进一步加大了煤炭铁路运输压力，推高了煤炭消费地的价格[1]。

为抑制煤炭价格过快上涨，9月初国家开始实施“保供应、稳煤价”措施，对所有具备安全生产条件的合法合规煤矿，在采暖季结束前都可按330个工作日组织生产，增加煤炭供应量，加大铁路运煤力度，保障全国煤炭供需形势平稳，四季度动力煤价格高位回稳，BSPI维持在590元/t的水平未继续上涨。

图1 2015～2016年环渤海动力煤价格指数Fig.1 Bohai-rim steam-coal price index in 2015～2016

1.2 2016年华中地区电煤供需情况

截至 2016年 12月底，全网库存 1 532×104t，存煤天数14 d。分月来看，各月月末库存较上年同期降幅多在200×104t以上，其中6～9月平均降幅达430×104t，9月末存煤天数降至近年来新低，仅10 d。影响2016年全网电煤库存下滑的原因如下：一是部分火电厂对下半年发电需求预计不足。上半年水电发电量大幅增长，火电发电需求下降，火电企业普遍对后期发电形势不乐观，对电煤需求预计不足。二是煤炭价格上涨，火电厂存煤积极性不高。煤价持续上涨，火电厂发电边际利润大幅下降，存煤积极性明显下滑，部分电厂选择停机检修。三是受暴雨天气等因素影响，煤炭运输环节受阻。2016年迎峰度夏期间，一方面受暴雨天气影响，铁路运力紧张，煤炭外运受阻，导致华中地区部分主要依靠铁路运煤的电厂库存急剧下降，另一方面，铁路部门为提高货运经济性、均衡往返货运能力，导致空车回车较慢，进一步加剧了电煤运输车皮紧张的状况[2]。

2 影响电煤供应的主要因素分析

2.1 宏观政策对电煤供应的影响

2016年年初，社会煤炭库存已超出3×108t，远远超出市场需求。国家为缓解煤炭行业产能过剩，发布《关于进一步规范和改善煤炭生产经营秩序的通知》，要求从2016年开始，按全年作业时间不超过276个工作日重新确定煤矿产能。在国家多部门对煤炭生产进行政策性干预的背景下，煤炭产量降幅超预期，煤炭市场出现供应偏紧的局面，煤价一改持续4年大幅下滑的形势，大幅反弹。为了保障煤炭平稳供应、促进煤价保持在合理水平，2016年11月国家发改委等部门组织召开了“推动签订中长期合同做好煤炭稳定供应工作电视电话会议”（以下简称“会议”），会议要求“加快和增加符合安全条件的产能释放，所有具备安全生产条件的合法合规煤矿，在采暖季结束前都可按330个工作日组织生产”。2017年3月初，国家发改委表示，供暖季结束后政策预案的基本考虑是，“先进产能煤矿和生产特殊紧缺煤种的煤矿原则上不实行减量化生产措施，煤炭调入数量多、去产能后资源接续压力大的地区，由所在地省级政府自行确定是否实行减量化生产措施，国家不做硬性要求”。这就意味着，2016年4月开始实施的煤矿企业276个工作日弹性限产政策2017年将放宽执行，全年煤炭供给大概率不会再出现局部和阶段性紧张情况。国家能源局发布的《2017年能源工作指导意见》中也提出，2017年原煤产量目标为36.5×108t，较2016年增长2×108t左右。

会议还要求，有关地区、部门和企业进一步加快签订中长期合同，建立煤炭行业平稳发展的长效机制，鼓励煤企与用户签订有量有价的长协，希望各家煤炭集团在适当释放产量保供的情况下稳定价格。目前，在发改委的“撮合”下，神华和中煤两大煤企与五大发电集团签订了中长期合同，五大发电集团总装机容量、火电量、电煤消耗量均占全国的44%左右。合同签订情况具体为：数量按照前三年实际平均量，基准价是535元/t，调价依据按上月末市场实际成交价，价格变动供需双方风险各担50%，合同签一年，2016年12月1日开始执行。与以往相比，此次电煤中长期协议明确了定价机制，采取煤炭供应基准价格基础上，建立随市场变化的挂钩机制，基准价基础上的价格波动由双方合理分担。

2.2 电煤运力情况分析

华中地区电煤主要来源于山西、陕西、内蒙等煤炭主产区，外省煤占本地区电煤总量的68.7%，其中，湖北、湖南、江西火电厂均对外省电煤依存度很高，三省外省电煤占电煤总量的比重高达94.7%，见表1。今年以来，各省陆续发布了《2017年度拟关闭退出煤矿名单》，其中江西、湖北退出煤矿数量最多，河南退出煤炭产能最多，这将使得华中地区电煤对外依存度继续提高。因此，电煤运力是保障电煤供应的重要影响因素[3]。

表1 2017年1～5月华中各省电煤来源情况表Tab.1 Sources of thermal coal in Central China from January 2017 to May

我国煤炭主产区外送能力分析：我国煤炭资源主要集中在山西、陕西及内蒙古西部，而用煤“大户”集中在华东、华南地区，于是形成了独特的“北煤南运、西煤东送”的煤炭运输格局。煤炭产区有两条传统的运煤线，为“大秦线”（山西大同-河北秦皇岛港）和“朔黄线”（山西神池-河北黄骅港），过去产区运输通道容量制约了煤炭的外送能力。随着2016年“准池线”“蒙冀线”相继投产，产区煤炭运输格局发生剧烈转变，增加了产区外送能力，降低了运输费用，缩短了运输距离。“准池线”“蒙冀线”开通后，山西、内蒙、陕西等产区的煤炭不再需要经“大包线”“大准线”等支线运到大秦线，再转运到秦皇岛港，而是改由“准池线-朔黄线-黄骅港”“蒙冀线-曹妃甸港”。从中长期来看，随着煤炭行业去产能工作的持续推进，新建线路和码头的陆续投产，未来煤炭产区外送不再存在瓶颈。

煤炭由主产区运往港口后，再经由铁路、水上、公路三种途径运往华中各省。据2017年1～5月统计数据显示，华中地区火运、汽运、水运电煤占电煤总量的比重分别为50.9%、31.6%、17.5%，其中铁路运输电煤占比最大。分省来看，河南省汽运煤占比达52.7%，无水运煤；湖北、湖南省火运煤和水运煤占比不相伯仲，仅有少量汽运煤；江西火运煤占比达68.2%，汽运、水运煤占比均较低，见表2。

表2 2017年1～5月华中各省电煤运输情况表(单位：104 t)Tab.2 Modes of thermal coal transports in central China from January 2017 to May(unit：104 t)

铁路运输方面，铁路是华中地区电煤的主要运输方式，分省来看，江西省火运煤占比最高，达68.2%，其余三省火运煤占比也均超过45%。煤炭铁路运输主要受运煤线检修、天气、政策等因素影响。2016年“迎峰度夏”期间受铁路检修以及暴雨天气影响，铁路运力一度紧张，煤炭运输受阻，2016年末，发改委提出增加铁路发运煤计划，减少煤炭运输压力，满足下游用煤需求。随后2017年，煤炭中长协产运需三方铁路运输互保协议正式签订，中国铁路总公司对铁路跨区运输的煤炭中长期合同进行运力配置，共配置运量4.9×108t，其中电煤3.6×108t，而华中地区超过半数的电煤为合同煤，由此预计2017年煤炭铁路运输形势将有所好转。

水路运输方面，湖北、湖南两省港口资源发达，水运煤占比较高，分别达49.5%、45.5%，江西省水运煤占比19.2%，河南省无水运煤。煤炭水路运输主要受港口吞吐量影响，2016年环渤海六大港口设计通过能力 7.4×108t，实际下水量仅为 5.6×108t，随着曹妃甸华能5 000×104t级煤码头、华电5 000×104t级煤码头陆续投产，预计2017年水路运输通道容量充足，吞吐量超过去年。

公路运输方面，河南省有超过50%的电煤由省内自产，受经济性影响，公路运输仅适用于运输距离在1 000 km以内，由此河南省汽运煤占比也超过50%，而其余三省汽运煤占比仅为1.8%、7.6%、12.6%。公路运输主要受国家环保政策影响，2016年9月煤炭主产区公路“治超”新政实施，要求运煤车辆加盖，装载力下降，随着国家环保治理力度的不断加大，公路超载治理从严，公路运煤成本将不断提高，整体运力下降，预计2017年河南省汽运煤运输仍将会受一定影响。

2.3 电煤价格走势预判

据6月14日统计数据显示，本报告期2017年6月7～13日，环渤海动力煤价格指数报收于564元/t，环比上涨2元/t，价格指数经过连续十期下跌后，首次反弹。本报告期价格指数止跌回升主要受以下因素影响：一是环渤海动力煤价格经过连续下跌后，已经基本消化了大型煤企下调煤价带来的压力，当前处于需求向旺季过度时期，新生利空不多，继续打压煤价的动能迅速衰减。二是电煤消耗面临确定性上行，煤炭采购需求倾向释放，随着传统夏季用电高峰即将到来，部分火电机组已经提前进入迎峰度夏大负荷阶段，另据悉今夏水电出力较难超出预期，煤电的调峰需求对动力煤市场形成支撑。三是由于近期对煤价上涨的担忧蔓延，提前锁定采购现象增多，煤炭消费企业及贸易商出现“囤货”倾向，但煤炭生产企业不急于扩大销售，可能加剧供需格局转向偏紧。由此，今年“迎峰度夏”期间动力煤价格可能会迎来阶段性的小幅上扬，但从全年来看，缺少“控产量”调控措施的支撑，煤价将不复去年同期神勇[4]。

今年6月7日以前，环渤海动力煤价格指数曾连续十期下跌，累计下跌44元/t，主要原因有：一是下游需求方面，随着电力企业煤炭库存状况好转，电厂采购积极性下滑，淡季刚性需求主要转向长协煤采购，市场压价明显；二是煤炭生产方面，目前上游煤矿开工率较高，部分煤企产能置换后产量得到释放，市场供给不断增加，叠加大秦线检修结束，环渤海港口存煤也呈上涨走势；三是进口煤方面，进口煤冲击作用进一步显现，今年前5个月累计进口煤及褐煤同比增长超过30%，进口煤的大幅提升置换了下游企业采购需求，同时进口煤价的持续回落，助推我国煤炭价格进一步向下调整。由此，我们认为“迎峰度夏”过后，随着煤炭行业淡季深入，下游需求持续放缓，煤炭库存持续增加，短期内煤价难有趋势性上涨行情。

3 电煤供需形势预测

3.1 火电发电量预测

针对华中地区2017年“迎峰度夏”期间的电量需求预测，一方面考虑上年基数较高；另一方面考虑中国经济回升的稳定性和可持续性仍有待观察；此外，2017年“迎峰度夏”期间天气按历史平均气温考虑，由此预计今年6～9月华中地区用电需求增长将较去年整体有所下降。2017年6～9月各月全网调度口径用电量分别为579.8×108kW·h、681.4×108kW·h、700.2×108kW·h、566.2×108kW·h，合计2 528×108kW·h，同比增长4.1%。

火电需发电量计算公式如下：

火电需发电量=调度用电量需求-净受电量-水电可发电量-风电可发电量-太阳能可发电量

据气象部门初步预测，今年“迎峰度夏”期间，水库来水方面，华中地区主要流域来水总体正常或略偏少，其中长江上游来水正常或略偏少，清江流域偏少1～2成，沅水流域来水持平或略偏多。因此，汛期水电发电量预测将参考历年来水电发电量占装机的比重均值，按略低于该均值考虑。风电、太阳能发电量占比较小，暂参考2017年1～5月已发实际电量，按夏季风力发电偏少、太阳能发电偏多的原则进行预测。

由表3可见，2017年“迎峰度夏”期间火电需发电量合计1 673×108kW·h，各月需发电量分别为363.6×108kW·h、445.9×108kW·h、478.0×108kW·h、385.2×108kW·h。

表3 2017年6～9月华中电网电量平衡表（单位：108 k W·h）Tab.3 Electricity balance sheet of central China power grid from June 2017 to September（unit：108k W·h）

3.2 耗煤量预测

耗煤量=火电需发电量×单位煤耗

参考华中2016年各月调度口径火电发电量及火电厂耗煤量，计算得到全网火电厂单位煤耗如表4所示，各月均值为4.2×104t/108kW·h。上节已算得今年“迎峰度夏”期间各月火电需发电量为363.6×108kW·h、445.9×108kW·h、478.0×108kW·h、385.2×108kW·h，由此算得各月耗煤量分别为1 527×104t、1 873×104t、2 007×104t、1 618×104t。

3.3 购煤量预测

参考近年来“迎峰度夏”期间电煤供应情况，对2017年6～9月供煤量进行预测。近两年，全网6月较5月供煤量提高约150×104t，7、8月较6月水平继续提高约100×104t，9月供煤量有所下滑，较8月水平下降约200×104t。2017年5月全网供煤量为1 650×104t，按上述规律，预计今年6～9月各月供煤量分别为1 800×104t、1 900×104t、1 900×104t、1 700×104t。

表4 2016年华中全网火电厂单位煤耗情况Tab.4 Unit coal consumption of heat-engine plants in Central China

3.4 电煤供需形势预测

期末电煤库存计算公式如下：

期末电煤库存=期初电煤库存+购煤量-耗煤量

由表5可见，2017年“迎峰度夏”期间，全网月均耗煤量与去年同期大体相当，约1 700×104t/月；购煤量在 1 800×104～1 900×104t/月，明显高于去年同期水平1 600×104t/月，同时也高于耗煤量；加之“迎峰度夏”前即5月底，电煤库存情况已好转，存煤较去年同期提高250×104t，故今年6～9月华中全网各月电煤库存均可维持在较高位，电煤供需形势总体宽松。然而，值得警惕的是，由于目前煤价水平仍较高，可能会对火电厂购煤积极性产生负面影响，此外，还存在未按约定的数量、交货期限等履行电煤合同的风险，若在此情形之下，火电厂实际购煤量远低于计划量，3季度库存未能得到有效补充，又或是夏季华中地区出现持续高温天气、运力受限等突发性事件，部分地区也有可能出现电煤供应紧张的局面。

表5 华中电网“迎峰度夏”电煤平衡表（单位：104t）Tab.5 Thermal coal balance sheet of central China power grid during the summer of 2017（unit：104t）

4 对策建议

1）采取各项措施提升电煤库存，为“迎峰度夏”做好准备。要求华中四省所有燃煤电厂加强与省内各煤矿的沟通协调，同时增加省外煤采购力度，努力扩展进煤渠道，刚性执行“迎峰度夏”期间煤炭采购计划，力争6月20日前各燃煤电厂电煤库存均不低于7 d。

2）加强应急信息管理，强化预警管理。密切跟踪电煤库存低于7 d电厂的电煤供应情况，一旦出现可能因缺煤影响出力的情况，第一时间向电力监管部门、政府主管部门及国调中心汇报，争取予以协调支持。包括协调煤矿及运输部门，保障电厂电煤供应充足；启动电煤存量与发电量联动机制，在保证电网安全的前提下，合理安排开机方式及电量，以平衡电煤消耗，避免出现因缺煤造成机组停机；以考核为手段，制定相应奖惩办法，敦促电厂蓄煤保电等。

3）合理安排水火组合，保障夏季电力供应安全。“迎峰度夏”期间可通过合理安排水火组合、优化开机方式来均衡各电厂的电煤库存。此外，出台于2001年的三峡分电方案没有充分考虑各省的能源资源平衡，造成能源流向不合理，目前各方对三峡分电方案的弊端已有充分认识，建议积极推动国家尽快调整方案，减少水电外送规模，以降低华中地区电煤对外依存度高带来的能源安全风险。

4）滚动开展华中电网电煤供应形势分析，指导电厂按需采购燃煤。加强与省调及直调电厂信息沟通，及时掌握电煤供、耗、存情况。根据最新天气水情预测，滚动调整电力需求预测结果，分析电煤变化趋势，并加强关注国家政策导向，以指导电厂燃料采购策略。

5）建议征收价格调节基金补贴火电企业。去年电煤价格持续大幅上涨，火电企业亏损严重，存煤积极性锐减。在煤价上涨无法控制、电价不能同步提高的情况下，建议政府向煤炭企业征收价格调节基金，当煤价上涨较多导致火电企业普遍亏损时，利用价格调节基金补贴火电企业，使火电企业有能力购煤和储煤。

6）建议加快建设储煤基地，以缓解湖北省煤炭供需的阶段性、局部性不平衡的问题。目前，华中各省已有规划或在建的煤炭储备基地项目，但已建成投运的储煤基地为数不多。企业建设储煤基地将增加储存、装卸煤炭的资金成本，没有政府的支持，单纯由企业来建设和运营难度很大。因此，建议由政府主导储煤基地建设，对承担建设任务的企业提供强有力的政策支持和资金支持，以加快储煤基地的建设步伐。

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[2] 顾宇桂，朱发根，单葆国.近期电煤供需偏紧的原因分析[J].能源技术经济，2010，22（3）：5-9.GU Yugui,ZHU Fagen,SHAN Baoguo.Analysis of the origins of the recent tight supply situation of the electricity coal market[J].Energy Technology and Economics,2010,22(3)：5-9.

[3] 宋永华，孙静.美国电煤市场及其对我国的启示[J].电力技术经济，2009（3）：1-6.SONG Yonghua,SUN Jing.Operation of power coal market in usa and its enlightenments to China[J].Electric Power Technologic Economics,2009(3)：1-6.

[4] 于立宏，郁义鸿.纵向结构特性与电煤价格形成机制[J].中国工业经济，2010（3）：65-75.YU Lihong,YU Yihong.The characteristics of vertical structure and price forming mechanism of power coal[J].China Industrial Economy,2010(3)：65-75.