【太阳2】煤炭需求淡季不淡 预计价格还将小幅上涨

二季度煤炭需求仍将增长,煤炭价格可能会保持稳定,夏季消费旺季来临前有可能小幅上涨。
中新社援引中国能源报4月29日的报道称,下一阶段中国将有可能出现局部地区煤炭供应趋紧的现象,再度出现2009年那样的冬季大规模“煤荒”的可能亦不是没有。
4月23日,从国家能源局一季度能源经济形势新闻发布会上获悉,由于2009年四季度以来房地产新开工面积保持较高增幅,对上游行业的拉动作用日渐显现。国家能源局综合司司长周喜安表示,预计二季度全
国电力、钢铁、建材、有色行业的产品产量仍将保持增长,直接拉动全社会煤炭需求。
“尽管二季度是煤炭消费淡季,但煤炭需求将呈淡季不淡的特点。”周喜安说,如西南地区旱情持续至5月中旬,水电出力仍将受到制约,当地电煤需求将较同期增加。
需求继续整体回升
“由于电力需求将步入夏季用电高峰,加上经济继续回升以及水电出力下降等因素影响,电煤需求有望逐步增加。”中商流通生产力促进中心煤炭分析师李廷说。
周喜安表示,国内经济企稳回升依靠的主要是第二产业,目前钢铁、建材、有色、化工等行业快速增长的动力依旧,2010年以来西北、华北、华中等地高载能行业用电增幅一直保持较高水平。二季度全国从南到北陆续开始春耕生产,加之西南抗旱等,农业和农村生产用电也将增加。尽管二季度是全年用电淡季,但因存在刚性需求,预计全社会用电量仍将保持高位。
4月17日,国务院再度发出《关于坚决遏制部分城市房价过快上涨的通知》,通知要求要增加居住用地有效供应,加快保障性安居工程建设等等。因此,未来房地产开发投资可能仍会继续保持较快增长,“这将继续带动钢材、水泥、玻璃以及焦煤等产品需求。”
李廷说。
4月22日,广东省经济和信息化委员会在新闻发布会上透露,广东将告别两年来的电力宽松局面,再次进入缺电局面,“电力电量双缺,缺口超过350万千瓦”。
据广东省宏观经济管理部门省经信委的最新预测,预计二季度负荷需求在5500-6500万千瓦之间,电量需求约953亿千瓦时,同比增长
13.7%,4月份受旱灾影响比计划减少200-300万千瓦已成定局。
为了预防旱情所带来的电煤紧张,日前山东省政府甚至下发通知,首次打破重点发电企业电煤库存为15天的惯例,提高至30天左右,并要求在夏季用电高峰到来之前准备就绪。
产量高速增长难持续
2010年由于接连发生安全事故,下一阶段主产省煤矿安全监管力度将加大,煤炭生产进度将更加理性,同时,河南等产煤大省2010年全面开展煤炭资源整合,山西整合后的煤炭产量下半年集中释放,周喜安说:“预计二季度全国煤炭产量
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4月,国家安监总局和国务院安委会先后下发通知,要求加强在建矿井安全检查和在各行业开展安全生产检查,这将导致短期煤炭产量受到一定影响。河南省
3月初下发的《河南省煤炭企业兼并重组实施意见》尚未对原煤产量带来实质影响。4月22日,河南省政府出台《河南省2010年安全发展行动计划》,要求煤炭百万吨死亡率控制在0.79以内,并且在年底前煤矿企业要完成煤矿兼并重组任务。
“如果未来整合能够按计划顺利推进,二季度其原煤产量或将受到一定影响,从而减缓全国原煤增长势头。
”李廷认为。
一季度全国煤炭产能增加1.74亿吨,对此,有山西省煤炭工业厅官员表示:“这几乎是整个日本全年的煤炭需求量。”而其中作为煤炭大省的山西,一季度完成原煤产量1.6亿吨,同比增加5045万吨,增幅达45.86%。
4月20日,山西煤炭工业厅副巡视员侯文锦表示:“在全国原煤年产量已达30亿吨的情况下,这样的高增长既不符合国内可持续发展策略,也不可能长期保持。”
迎峰度夏拉升价格
4月15日,国家发改委在其官方网站发文分析称,第二季度中国煤炭价格可能会保持稳定,但在夏季消费旺季来临前有可能小幅上涨。
发改委表示,目前国内市场煤炭供求关系明显改善,因此预计煤炭价格总体将在目前价位保持稳定。
但“受来水情况等因素影响,不排除迎峰度夏期间煤炭价格出现上涨的可能”。
往常情况下,云南等西南省份的水力发电量峰值出现在每年6-10月间。但云南省气象局预测,2010年云南要到5月中下旬才会进入雨季,在雨季来临前,云南省旱灾将会延续,干旱范围和影响、受灾面积和人口都还将扩大。
广东省经信委预测,缺电将带动煤炭价格的整体上扬。目前,广东煤炭价格持续小幅度上升,尽管煤炭价格趋于平稳,但火电机组负荷高位运行,煤炭需求旺盛的基本格局不会改变,煤炭价格存在上扬的动力。
侯文锦说,随着夏季用电、用煤高峰的到来和煤炭增加产量趋近极限,下一阶段中国将有可能出现局部地区煤炭供应趋紧的现象,再度出现2009年那样的冬季大规模“煤荒”的可能亦不是没有。
“近年来,迎峰度夏时的用电和用煤量已经逐渐超过了冬季供暖高峰。而就是在几年前,冬季用煤量还一直是全年的最高峰值。”他说。

3月以来,多地出现淡季“电荒”现象,目前全国已有湖南、浙江、江苏、广东、安徽、陕西、河南、四川等十几个省出现了不同程度的缺电现象,一些地方甚至出现了限制居民用电的情况。4月28日,中电联(中国电力企业联合会)表示,今年夏季可能出现3000万千瓦的电力供应缺口,5天后,中电联警报升级,称缺口在4000万千瓦以上,将面临2004年以来最严重的一次“电荒”。此次电荒的发生既有需求的原因,也有供给的原因,总的来说,还是需求增长过快。
1、此次电荒是结构性和局部性的
首先,从电力需求层面看,今年是“十二五”开局之年,中央已强调今年是结构调整之年,国内生产总值预计增长8%左右。地方政府为政绩所使,投资热情依然高涨,希望大干快上,有个好的开端。在此背景下,一批新项目加快推进,节能减排压力减弱,一些因环保限制措施而放缓的项目又开始释放,短期内经济的高速增长加大了用电的供需缺口。
其次,从电力供给层面看,我国能源资源集中在西部,而用电需求集中在东部,生产地与消费地呈逆向分布。“西电东输”和“西煤东运”也成为“十二五”时期我国能源结构调整的重中之重。一季度全国新增发电装机1379万千瓦,新增发电设备主要集中在能源资源相对丰富的西部地区,如:甘肃、内蒙古、新疆和山西等地。而煤炭资源相对匮乏的东部地区新增不多,如2010年浙江省新投产的装机容量仅为83万千瓦,今年至今还没有新机组建成投产。作为我国一次和二次主要能源的电力和煤炭,缺电的地方同时也缺煤。此外,电力、煤炭又同受输送通道的“瓶颈”制约,也是导致目前及今后电力供应紧张的重要原因。
第三,受干旱影响,华中电网所属区域来水不足,导致水力发电低于正常水平;同时主要煤炭运输线路大秦线的检修,也影响了西煤东送,导致煤炭供应时段性短缺和煤价的上涨。
第四,火电出力不足,发电企业积极性不高也是一个原因。但这不是今年才有的,是老问题遇到新话题。究其原因,是由于电煤价格“双轨制”和发电企业上网电量、上网电价的不公平,导致煤炭企业供煤不积极、电力企业发电也不积极。煤电价格之争是行业、企业解决不了的老问题,体制、机制的问题不解决,很难调动煤炭和电力企业供煤和发电的积极性。
2、煤电全面紧张的可能性不大
从上可知,与2004年相比,今年的所谓“电荒”是属于结构性、局部性的,煤电紧张没有像炒作的那么严重,也不会发生如2004年的全国大范围的煤电紧张状况,没必要那么“恐慌”。
一是目前电力缺口被放大,某些机构预测的3000万千瓦的电力供应缺口虽然与2004年数字相同,但是,2004年的电力装机为3亿千瓦,3000万千瓦的缺口相当于缺电10%,而今年不同,目前的电力总装机已达10亿千瓦,3000万千瓦的缺口仅为3%。因此,今年的电荒被放大了。电力缺口被放大的同时,煤炭供给却在增长,中国煤炭工业协会数据显示,今年前4个月,全国原煤产量11.2亿吨,同比增长11.1%。并且,煤炭铁路运输与港口发送量大幅增加。前4个月,全国铁路煤炭运量完成73062万吨,增长13.1%;全国主要港口煤炭发运量20951万吨,同比增长21.4%。“十一五”期间,全国煤炭产量由23.5亿吨增长到2010年的32.4亿吨,年均增加1.78亿吨。煤炭产量、运量同步快速增长,可以说,目前的“缺电”并非完全因为“缺煤”或“欠运”。对于这种局部区域和时段煤炭需求增长的“虚高”,煤炭企业要保持清醒的头脑,切不可盲目扩大生产,使隐性的煤炭供大于求变为显性,到时出现效益下滑,只有自己“埋单”。
二是当前我国发电装机容量能够满足目前的电力需求。目前的火电机组开工率并未达到临界点。反映机组是否“开足马力”的“火电设备利用小时数”虽然有所上升,但是距离2004-2007年电荒时的高区间仍然有一定距离:2010年这一数值是5031小时,低于2004年的5991小时。这表明目前的装机还是能够满足眼下的电力需求。今年4月以来,国家已经先后出台了三个相关政策,从稳定电煤价格、提高部分地区上网电价、提高非民用电价以及有序管理用电需求入手,确保电力供应安全。可以预计,在夏季用电高峰前,中央、地方有可能会出台更多细化的政策保证电力供应,这些政策应该可以有效发掘现有电力供给潜力。
三是出现煤电全面紧张的可能性不大。2004-2007年的电荒特征是煤电的全面紧张。而此次对“电荒”出现恐慌的主要来自某些机构和媒体,并非来自企业。目前也没有出现煤电全面紧张的迹象,出现拉闸限电的省区也多在长江中下游地区;而浙江、贵州、广东、湖南、江西等地实行错峰用电,也多属于未雨绸缪的措施。作为经济运行的真正主体,企业尚未出现因为缺电而限制生产的严重情况。
总的来说,在煤炭供给增长较快的背景下,所谓“电荒”的发生主要在于需求的过快增长。要避免“电荒”,仍然需要限制能源的过度消费和控制高耗能产业的过快发展。未雨绸缪,国有煤炭企业要保证合同电煤不涨价,电网企业应适当让利给发电企业,只有煤电携手,才能共渡“电荒”和即将来临的迎峰度夏。

二季度和三季度是湖南煤炭市场的传统淡季,但今年湖南省内煤炭市场呈现出淡季不淡的特征,主要原因是该省工业经济保持稳定增长,煤炭消费持续增加。业内人士预计,湖南省内经济仍将维持较高的增长速度,因此对煤炭的刚性需求将维持在较高水平。
今年1-6月,随着湖南省经济形势的不断好转,电力需求出现大幅度增加,全省发电量累计达519.8亿千瓦时,较去年同期增加22.3
%。其中,火电发电量324.8亿千瓦时,同比增加40.8
%,水电发电量192.5亿千瓦时,同比下降0.4 %。
受湖南省内煤矿停产整顿等因素影响,全省煤炭生产和消费数量并不平衡,上半年煤炭产量2196.3万吨,同比下降4.8%,电煤消费量1326.2万吨,同比增加46.2%。但湖南煤炭市场并未出现大的波动,这主要因为雨季来临,水电及时出力,并逐渐加大,火电厂的电煤消耗较快。而湖南省冶金煤消费增速有所放缓,这主要是受经济结构调整和节能减排措施落实的影响。
与往年不同,今年湖南省政府对电煤库存提前做了充分准备。按照湖南省政府对夏季电煤储备的有关要求,7月初,湖南省经委、湖南省煤炭工业局等多部门联合对省内10家骨干火电厂及煤炭公司的存煤情况进行检查核实,7月12日,湖南省统调电煤库存已达390.8万吨,总量远超266万吨的储备要求。
相关部门预计,今年迎峰度夏期间,工业和居民空调用电会呈现快速增长势头,湖南统调用电需求在265亿千瓦时左右,同比将增长16.9%;最大用电负荷将突破1700万千瓦,同比将增长16%;最大日电量3.7亿千瓦时,同比将增长17%。如果出现持续高温天气,电网负荷和用电量可能会进一步增长。据湖南省经济和信息化委员会能源处相关负责人介绍,迎峰度夏期间,日耗电煤9万吨以上方能满足省内用电需求,以目前的库存水平,可以确保今夏电煤需求。
业内人士预计,在库存充足、供应逐步增加、需求增速放缓的情况下,下半年湖南煤炭市场将维持供需平衡的局面。“随着雨季的结束,火电出力势必增加,电煤消耗也将增加,但受钢材价格下行的影响,钢厂对煤炭、焦炭采购价格纷纷作出调整,在钢厂限产的情况下,冶金煤需求会有所减少。”
值得注意的是,进入6月后,受执行差别电价等国家调控政策的影响,湖南省工业用电增幅有所放缓。(湖南省煤炭工业局肖功勋供稿)

26日,江西省发改委召开全省电力供需形势新闻通气会。江西省电力供应在一两年内处于趋紧状态,实行“有序用电”将成为常态。

用电高峰明显提前

一季度,江西省生产总值同比增长13%,增幅比全国平均水平高3.3个百分点;财政总收入增长52.7%,其中地方财政收入增长48.8%。其他各项主要经济指标增长速度也明显高于全国平均水平,部分经济指标增幅创造了历史新高。省发改委主任姚木根表示,我省经济发展已经进入快速增长的轨道,出现了多年梦寐以求的良好态势,今年GDP跨入“万亿俱乐部”没有悬念。

记者了解到,与往年相比,今年我省一开年即遇到用电高峰,且用电高峰明显提前。除了用电晚高峰,又增加了一个早高峰,主要时段为9时至11时30分,这主要是由企业生产用电上升形成的高峰。从高峰持续时间看,今年以来,全网统调用电负荷一直保持在1000万千瓦以上,用电峰值居高不下,呈现出淡季不淡、旺季更旺的供需态势。

“这说明,江西的电力供应形势已发生较大变化,开始从‘供需总体平衡,矛盾相对缓和’过渡到‘供需总体趋紧,矛盾较为突出’。”姚木根表示。

【太阳2】煤炭需求淡季不淡 预计价格还将小幅上涨。矛盾凸显:开年即遇用电高峰,峰值居高不下

由于经济发展速度不断加快,我省地区生产总值今年跨入“万亿元俱乐部”已无悬念。随着电力需求大幅度上升,我省用电形势正逐步从“供需总体平衡,矛盾相对缓和”逐步过渡到“供需总体趋紧,矛盾较为突出”。

从一季度情况看,全省全社会用电量、工业用电量增幅在全国各省市中均名列前茅,用电负荷1月初即连续4次突破峰值,1月10日最高达到1211万千瓦。

今年迎峰度夏期间,我省电网最大供应能力约1360万千瓦,应对最高峰可能存在100万千瓦左右的缺口。

与往年相比,今年我省电力供需形势有以下特点:从用电紧张出现的季节看,往年用电高峰出现在夏、冬两季,今年一开年即遇到了用电高峰;从高峰出现的时段看,往年主要是晚上居民集中用电形成,近年来增加了一个“早高峰”,主要时段是上午9时至11时30分,与工业生产快速增长的势头完全对应;从高峰持续时间看,今年以来,我省全网统调用电负荷一直保持在1000万千瓦以上,用电峰值居高不下。

江西首现“淡季”电荒

3月29日,江西电网开始实施有序用电,这预示着江西的供用电高峰来临了。

不过,与往年不同,今年江西的用电高峰似乎来得有点太早了。据江西省电力公司有关人员介绍,江西供用电形势的紧张局面,一般都发生在每年的夏季或冬季用电高峰时期,但今年首次出现了“淡季”缺电现象,高峰时期电力缺口甚至达到了130万千瓦左右。

有关人士称,主要是四个方面造成了江西“淡季”缺电。

首先,经济形势的加速度造成江西全省用电负荷增长超出预期。自今年1月份以来,伴随着江西经济的高速发展,江西电网最大用电负荷始终保持在1000万千瓦以上的高位运行状态,江西用电负荷增幅居全国前列,现有发电装机容量不足。

其次,江西70%以上的电煤需由省外调入,在当前全国各地供用电普遍紧张的情况下,江西从外部调运电煤更加困难,电煤供应问题日益突出,加上煤质较差,造成火电机组非计划停运和集中计划检修,影响机组出力。

第三,2011年以来,江西省降水持续偏少,降水量之少为有完整气象记录以来同期第二位,而长期气象预报显示,今年二季度江西水库来水还将持续偏少,这些严重影响到水电顶峰出力。探因:为何年年缺电?

缺煤?缺钱?缺积极性?

有专家指出,电荒只是表象,实质是煤荒,缺电的背后就是缺煤。

华能国际电力股份有限公司江西分公司(下称“华能江西分公司”)计划部主管李福根告诉记者:“江西虽然说有一些煤矿资源,但产的煤属于劣质煤,产量也少。”“因为买不到好煤,我们就按照一定的比例将外面的优质煤和江西的劣质煤掺着用,以前是二者比例是20%,现在有可能达到50%。”李福根无奈地说,“所以,现在不是买煤,应该说是抢煤!现在是哪里有煤都买,都要跑到内蒙古、新疆了,因为山西、陕西的煤大家都抢疯了。”

华能江西分公司燃料办公室副主任王文杰介绍,由于煤主要依靠铁路运输,为了抢到车皮,某些火电企业还必须向中间商缴纳一定的费用,据说车皮费已高达80元/吨,这就更加剧了煤的运输成本。因为国内煤炭市场竞争激烈,华能江西分公司从2009年开始大量购买国外煤炭资源。2010年,该公司就购买了300多万吨的印尼煤。此外,煤价从2007年就开始涨价,个别矿标准煤已涨至1200元/吨,但火电企业的上网电价浮动不是很大,造成一些火电企业长期亏损。再加上银行储备金率的不断上调,银行贷款变得越来越困难,华能江西分公司购煤的资金链已经开始断了,购煤变得更加艰难。

4大因素致”淡季”缺电

受用电负荷大幅增长、发电装机容量不足、电煤供应紧张、降水偏少、外购电力困难等多方面因素的影响,自3月底以来,江西全省供用电出现紧张局面,高峰时期电力缺口达到130万千瓦左右。目前江西电网已执行有序供电方案。业内人士分析认为,江西缺电已经由季节性向常态性转变,这一状况可能在较长一段时期内持续存在。这是记者4月13日从江西省电力公司了解到的消息。

记者从电力部门了解到,从以往来看,江西供用电形势紧张,一般发生在每年的夏季或冬季用电高峰时期,而冬季用电紧张很大程度上是受到春运影响,由电煤储运困难引起的。而今年的情况不同于往年,从3月底开始,江西全省供用电形势日趋紧张。

业内人士从4个方面分析了江西出现“淡季”缺电的原因。

江西经济形势加速向好,全省用电负荷增长超出预期,现有发电装机容量不足。今年以来,全省经济发展势头强劲,江西用电负荷增幅居全国前列。截至4月12日,江西统调用电量达201.2亿千瓦时,同比增长31.09%。今年一季度江西全社会用电195.87亿千瓦时,同比增长23.98%。其中工业用电占70%,对用电增长的贡献率最大。自今年1月份以来,江西电网最大用电负荷始终保持在1000万千瓦以上的高位运行状态。

电煤供应问题日益突出,非计划停运和集中计划检修影响机组出力。据悉,江西70%以上电煤需由省外调入,在当前全国各地供用电普遍紧张的情况下,江西从外部调运电煤更加困难。目前全省电煤库存仅为136万吨,只够维持全网发电机组12天左右的“口粮”。而且由于煤质较差,频繁造成火电机组发生非计划停运现象。

受全国性电力供需紧张影响,省外购电十分困难。据悉,当前华东、华北、华中地区不同程度地出现电力供应缺口,尤其以华中地区最为严重。江西周边省份供用电均处“自保”状态,外购电力方面,除了三峡、葛州坝水电外,目前仅有河南省同意短期内向江西输送少量电力。

降雨和来水不足,水电顶峰能力下降。数据显示,今年1至4月,全省降雨和来水不到历史同期均值的一半。特别是入汛以来,全省降雨和来水同比减少七到八成。据中长期气象预报,今年二季度江西水库来水还将持续偏少,影响到水电顶峰出力。

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