连日来，安徽省西北部的一家国有煤矿内，水平线以下700多米的矿井里，机械轰鸣，矿工忙碌，开采出来的新煤乌黑锃亮。这些煤很快将被运至几百公里外的火力发电厂，用作电煤库存储备，以备电力保供之需。

今年入夏以来，受持续性大范围高温天气、经济恢复增长等因素影响，全国用电需求持续走高；同时，由于来水偏枯，水电出力不足，导致电煤供应保障持续面临较大压力。

自8月30日起，西南地区由极端高温引起的电力供应紧张情况得到有效缓解，电力供应平稳有序。而在火电压力骤升之下，电煤价格处于高位，各地的电煤保供也在持续。

紧张

老韩是一位长期从事煤炭贸易的中间商，与山西等地的煤矿生产企业关系较好。最近他告诉第一财经记者，此前电煤供应颇为紧张，目前稍有缓解，但是每天仍有许多华中地区以及南方电厂的电煤采购人士联系他，表示需要加大采购煤炭，“现在是卖方市场，我们也要挑有实力的客户，资金雄厚的国企是优选”。

今年以来，煤价持续高位运行，特别是8月以来，川渝地区电力需求紧张，加之连续高温、少雨等天气影响，水电捉襟见肘，像上述火电厂一样，全国多个核心省份的火电厂压力骤升，巨大的需求之下，动力煤整体处在供减需增格局，形成了电煤阶段性供应紧张的局面，煤炭价格持续高位运行。

国家统计局8月24日公布的数据显示，8月中旬全国各煤种价格均呈上涨走势，其中，无烟煤（洗中块，挥发份≤8%）价格1577.1元/吨，较上期上涨110.3元/吨，涨幅7.5%；普通混煤（山西粉煤与块煤的混合煤，热值4500大卡）价格908.3元/吨，较上期上涨8.3元/吨，涨幅0.9%；山西大混（5000大卡）价格1013.3元/吨，上涨13.3%。

“当前5500大卡资源市场价格（北方港平仓价）仍在1200元/吨左右高位运行。”8月31日，一家国有电力公司相关负责人告诉第一财经记者，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。

老韩介绍，目前从山西产煤区域运到秦皇岛港，均价是980元/吨，这还只是到煤炭下水港口的价格，“如果实际运到电厂，每吨还得再增加100多元，现在长江等河道水资源匮乏，也影响大型船舶运输，费时还费力，实际到厂价格应该要达到1200元/吨左右”。

老韩说，此前国家发改委有严格限价规定，他们也不敢卖高价，但在电煤资源如此紧缺的当下，也需要支付“小款”，即居间费，“这些要提前商量好，别到时候变卦。因此煤炭到电厂的价格，肯定不止我们报的数”。

按照国家发改委相关文件公告要求，自5月1日起，煤炭中长期交易价格和现货价格均有了合理区间，其中，秦皇岛港下水煤(5500大卡)中长期、现货价格每吨分别超过770元、1155元。

8月31日，一位北方原煤产区动力煤人士介绍，受到前段时间川渝高温干旱影响，动力煤价格出现上涨，最近虽然稍有缓和，但又遇到暴雨，多个矿区停工停产，产地采购难度较大，叠加港口高卡煤现货偏紧，贸易商报价有所上探，5500大卡市场报价1240~1280元/吨，个别报价1300元/吨，5000大卡市场报价1150~1180元/吨，也有报至1200元/吨。

事实上，全国的产煤量还是增长趋势。1至7月，全国煤炭产量25.6亿吨，同比增长11.5%，增产2.6亿吨。23个产煤省区中，18个省区实现增产。山西、内蒙古、陕西、新疆等4个重点产煤省区合计增产2.4亿吨，占全国增产量的91%。

同时，多位受访的电力行业人士告诉第一财经记者，今年在电煤保供方面，与以往不同的是，各电厂基本都有提前战备，以应对高峰时期，但煤炭价格依然高企。

对此，国家能源局持续加大工作力度，指导督促煤炭企业加快释放先进产能，推动煤炭产量持续高位运行，保障电厂存煤稳定在历史高位水平。8月1日至17日，全国煤炭产量2.1亿吨，日均产量1233万吨，同比增长19.4%。全国统调电厂日均供煤800万吨，电厂存煤稳定在1.7亿吨以上，支撑煤电机组满发稳发。

在库存煤方面，央企华润集团旗下的华润电力告诉第一财经记者，截至8月29日，公司煤炭库存698.5万吨，库存可用天数20.8天；浙能电力回复第一财经记者称，公司下辖的火力发电厂（浙江省内）的有效库存目前达15天以上。

叠加

第一财经记者采访发现，近期的电煤价格持续高位运行，主要还是与高温干旱下电网负荷过大有关，加之最近持续暴雨，也影响了矿区产煤。

今年8月，长江流域出现大范围高温伏旱天气，21个省级电网负荷创历史新高。中下旬晋陕蒙主要煤炭矿区和铁路沿线连续出现暴雨、大雨天气，迎峰度夏能源保供经历重大考验。“现在产煤大户都集中向川渝地区供应，同时满足长协合约，能够流通到计划外的电煤少之又少。”老韩说。

以中央骨干能源企业国家能源集团为例，截至8月29日，国家能源集团商品煤资源量完成5512万吨，其中自产煤4694万吨，同比增长12.1%。针对川渝地区电力供应需求，国家能源集团协调国铁运力，向川渝地区增供46万吨，同比增长140%。

华润电力在煤炭供应方面却略显尴尬。华润电力称，公司没有自产煤源，电煤中长期合同保障能力较弱，“且我司火电厂主要集中在长江三角洲、珠江三角洲，基本无坑口电厂，运距远，价格高，经营压力大”。

随着长江流域的持续干旱，河道水位下降，导致大型船舶靠港停靠成为问题，也进一步影响了煤炭供应，企业不得不转换运输方式。

中国煤炭资源的80%分布于北方，“北煤南运”的过程中，水运成为关键。华东地区一家大型发电企业相关负责人在接受第一财经记者采访时表示，由于南京长江大桥高度的限制，该省境内的沿江电厂就是采用海进江模式，江船吨位随着造船工艺的进步，主流船型在8000~15000吨，目前水位偏低的情况下，按海事部门的要求，一般找船控制在12000吨左右，对整体煤炭保供影响不大，“长江流域旱情目前对公司沿江电厂影响也在可控范围内。”

煤炭的运输还包括铁路，华润电力对第一财经记者表示，铁路运力在特定时间上、区域上存在持续偏紧现象，部分长协、进口煤应急替代补签资源无法有效兑现。另外，部分补签长协合同运输条件极差，供应商要求坑口交货，但买方自提自运受户头及车站限制。

“特别在供暖季运力组织困难，可能出现无法兑现的现象。同时，跨省汽车运输受疫情管控等因素影响，效率降低，物流成本增加。”华润电力称。

最近，持续暴雨叠加疫情，也影响了煤炭生产。

8月以来，在产煤大区陕西榆林、内蒙古鄂尔多斯等地，在暴雨天气和疫情因素之下，煤炭生产以及销售受到影响。

8月中旬，鄂尔多斯市遭遇强降水天气，局地暴雨，这也给煤炭生产带来影响。动力煤矿山数据显示，降雨主要集中于准格尔旗、达拉特旗、东胜区、伊金霍洛旗，共涉及煤炭产能8.1亿吨，多数煤矿收到相关部门通知暂停生产，煤矿开工阶段性受阻。由于多数属于露天煤矿，一旦出现强降雨，造成矿区积水，就会影响开采安全和效率。暴雨过后，抽干积水才能继续作业。

受核心矿区降雨影响，8月国家能源集团28座自产矿井先后生产受限，涉及产能超过2.9亿吨。

8月22日，产煤重镇陕西省榆林市在重点人群筛查和密接筛查中2人核酸检测结果呈阳性，感染者为运煤司机及其同伴。此后，榆林市对运煤司机加强管控。

“煤炭运输多是集卡或者铁路，车辆流动意味着人员流动，产煤地区疫情防控形势严峻。”一位当地经销煤炭的人士对第一财经记者表示。

8月30日，《榆林日报》消息称，为确保能源保供任务，神木市决定81处产煤企业实行产销隔离、封闭管理，在安全生产的前提下释放产能，保障能源供给。在运输方面，坚持保供运输“畅而不漏”，推行交通卡口张贴封条，末端企业“五位一体”查验，司乘人员全程不下车。

当天，据榆林市召开疫情防控工作会消息，截至8月30日，该市共有171处煤矿正常生产建设，全部实行产销分离；工作人员每日进行核酸检测，实行封闭式管理。

“我们的司机到了高速口，要做核酸，不能下车，全程封闭式管理，下了高速抵达矿区，还要凭健康码进入，流程还是比以前多了一些韩电，对运输带来影响。”一位电煤贸易人士表示。

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韩电，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%。

华润电力告诉第一财经记者，国家发改委针对电煤市场无序状态，先后出台303号文、4号公告、进口替代补签以及574号文换签补签等宏观调控措施，有效整顿了市场秩序，但还存在一些困难和问题。

华润电力称，晋陕蒙部分民营煤炭企业对国家政策执行不到位，拒绝对外购合同换签，如内蒙古鄂尔多斯、乌海等地，“我司已积极向国家发改委反映实际情况，但依旧难以解决”。