考慮疫情影響的華中地區電煤供需形勢預測

別芳玫， 陳熙， 方仍存， 李斯吾

(國網湖北省電力有限公司經濟技術研究院， 湖北 武漢430077)

0 引言

2020 年受疫情影響, 我國經濟面臨極大衰退風險, 華中地區電力需求從前幾年的高基數大幅下滑, 煤炭作為經濟發展所需的重要能源產品和生產資料, 也深受全球疫情蔓延所帶來的前所未有的沖擊, 國內、 國際煤炭市場劇烈波動, 影響極為深刻[1]。 “迎峰度夏” 期間華中電網電煤供需仍存在較大不確定性, 華中電網個別電廠存在缺煤停機的可能。

1 2019 年電煤供需形勢

1.1 2019 年全國電煤價格走勢

2019 年煤炭市場隨著供求結構進一步改善,由“緊平衡” 轉向“寬平衡”, 市場價格全年呈現前平后跌的倒“L” 型走勢。 環渤海動力煤價格指數(BSPI) 1 月為571 元/ t, 之后小幅上揚并保持平穩, 2—10 月總體穩定在577 元/ t 左右, 11—12月煤炭需求整體偏弱, 各行業均處于消耗庫存階段, 沿海煤炭市場交投活躍度較低, 環渤海煤炭價格承壓下行。 截至12 月末BSPI 為551 元/ t, 較上年同期下降18 元/ t[2]。 2019 年國內動力煤價格呈現倒“L” 型走勢的因素如下:

從煤炭供應方面來看: ①煤炭政策繼續維穩,原煤供應寬松, 行業集中度加速提升。 2019 年原煤產量37. 5 億t, 同比增長4. 2%； 2019 年晉陜蒙新地區煤炭產量合計29. 6 億t, 占全部煤炭產量的76. 9%, 同比提升1. 7 個百分點； ②進口煤管控較松、 價格低位, 代替部分內貿煤需求。 2019 年進口煤均價為535. 6 元/ t, 同比下降7. 0%； 2019 年全國煤炭進口量為3. 0 億t, 同比增長6. 3%, 較上年提升了2. 4 個百分點； ③煤炭鐵路運輸量同比增加。 2019 年全國鐵路累計煤炭運輸量完成24. 6 億t, 同比增長3. 3%。

從煤炭需求方面來看: ①煤炭消費增速放緩。2019 年全國煤炭消費量約28. 0 億t 標準煤, 同比增長1. 0%； ②宏觀經濟下行, 全社會用電量增長放緩, 電煤需求走弱； 2019 年GDP 同比增長6. 1%, 較上年同期下降0. 6 個百分點, 經濟增速連續兩年下降； 2019 年, 全社會用電量同比增長4. 5%, 較上年同期下降4. 0 個百分點； ③受氣候影響, 我國2019 年普遍降雨偏多, 水電超發,2019 年水力發電量同比增長4. 8%, 較上年上升0. 7 個百分點。 全國火力發電量同比增長1. 9%,較上年同期下降4. 1 個百分點。

2019 年, 受煤炭產能保持增長、 進口煤量高位徘徊、 我國經濟下行壓力、 水電超發等因素影響, 國內煤炭行業呈供強需弱格局, 市場供需逐步向供給寬松方向轉變, 煤炭價格呈前平后跌倒的“L” 型走勢, 如圖1 所示。

圖1 2018—2019 年環渤海動力煤價格指數

1.2 2019 年華中地區電煤供需情況

2019 年, 華中地區電煤供需形勢總體寬松,全網火電廠來煤量合計23 641 萬t, 耗煤量合計23 453 萬t。 截至12 月底, 全網庫存2 095 萬t,存煤天數17 天, 同比增加188 萬t, 創近年同期新高。 2019 年全網電煤庫存總體呈上升走勢, 除2、3 月受春節、 氣溫影響, 電煤庫存低于1 500 萬t,其余各月電煤庫存均在1 650 萬t 以上。 受極寒天氣影響, 全網用電量大幅上升, 2 月全社會用電增長13. 4%, 電煤庫存急劇下滑, 電煤供需形勢偏緊； 此后為保障“迎峰度夏” 期間電力可靠供應,各火電廠加大采煤力度, 電煤庫存逐月回升至較高位； 度夏度冬期間, 地區用電雖增長強勁, 但供煤量也隨之創新高, 全網電煤供需形勢總體寬松。2019 年全網火電廠電煤供耗情況見表1。

2 影響電煤供應的主要因素分析

2.1 宏觀政策對電煤供應的影響

1) 在疫情保障供應方面。 2020 年2 月國家能源局發布《關于做好疫情防控期間煤炭供應保障有關工作的通知》, 文件指出: ①統籌疫情防控, 抓好復工復產, 保障煤炭穩定供應； ②暢通公路運輸, 積極爭取鐵路運力支持, 做好產運需三方銜接, 保障全國電煤庫存處于合理水平； ③優先安排好疫情重點地區以及東北、 京津唐等地區的煤炭供應； ④要嚴格執行煤炭中長期合同及“基準價+浮動價” 定價機制[3]。 3 月初, 除湖北省外全國各產煤省區均已復工復產, 全國在產煤礦產能34. 31 億t/ a, 產能復產率83. 4%, 日產量基本恢復到正常生產水平[1]。

2) 在去產能方面。 2019 年8 月發改委等相關部門制定《30 萬噸/ 年以下煤礦分類處置工作方案》, 該方案指出: 到2021 年底, 全國30 萬t/ a以下煤礦數量減少至800 處以內。 2020 年4 月國務院安委會發布《 全國安全生產專項整治三年行動計劃》, 該計劃進一步指出: 到2022 年, 要堅決關閉不具備安全生產條件的煤礦, 全國煤礦數量減少至4 000 處左右, 大型煤礦產量占比達到80%以上。 未來煤炭行業集中度將進一步提升。

3) 運力方面。 2019 年9 月, 發改委等部門聯合發布《關于加快推進鐵路專用線建設的指導意見》, 該意見旨在加快鐵路專用線建設進度, 增加鐵路貨運量, 實現鐵路干線運輸與重要港口、 大型工礦企業、 物流園區的高效聯通和無縫銜接[4]。未來華中四省新增煤炭運輸專線7 條, 專線的建設將有效提升華中地區煤炭的鐵路運輸能力, 保障電煤可靠供應。

4) 中長期合同簽訂方面。 2019 年11 月, 國家發改委下發《關于推進2020 年煤炭中長期合同簽訂履行有關工作的通知》。 ①切實提高中長期合同簽訂的數量； 規模以上煤炭、 發電企業集團簽訂的中長期合同數量, 應達到自有資源量或采購量的75%以上, 較2019 年水平有合理增加； ②規范簽約行為； 鼓勵煤炭供需雙方使用合同示范文本簽訂中長期合同。 ③提高履約水平； 中長期合同季度履約率應不低于80%、 全年履約率不低于90%；④優化煤炭運輸方式, 發揮鐵路新增輸煤通道能力, 加大向浩吉、 瓦日等新增運力線路的資源傾斜力度。 2020 年, 吉浩、 瓦日鐵路運量預計將達到6 000 萬t、 11 600 萬t[5]。

2.2 電煤運力情況分析

我國煤炭資源區域分布不均, 北多南少, 西多東少, 而煤炭消費主要集中在東部沿海地區及南方地區。 煤炭供需呈逆向分布, 促使我國形成“ 西煤東調” “北煤南運” 的煤炭運輸格局[8-9]。 我國煤炭運輸一直采用“以鐵路運輸為主, 水路和公路運輸為輔” 的運輸方式, 因此煤炭運輸結構、運力大小的變化將成為影響煤炭供需的關鍵因素。

華中地區電煤主要來源于山西、 陜西、 內蒙等煤炭主產區, 2019 年9 月浩吉鐵路的開通將優化華中地區煤炭運輸體系, 保障地區能源供應安全。其中: ①從運輸能力來看, 吉浩鐵路為重載運煤專線, 聯通蒙陜晉豫鄂湘贛七省區, 規劃年運輸能力2 億t 以上, 2020 年計劃完成6 000 萬t, 大力提升華中地區鐵路運煤量； ②從運輸方式來看, 在吉浩鐵路投運前, 由于缺乏南下通道, 陜蒙煤炭分別通過鐵路系統轉運和 “ 鐵水聯運” 送至 “ 兩湖一江”, 無直達線路, 運費較高； 吉浩鐵路投運后,陜蒙優質煤炭將直達華中四省, 從而降低煤炭運輸成本, 縮短煤炭運輸周期。 據公開資料顯示, 浩吉鐵路較大秦線“海進江” 運輸成本節省50 元/ t左右, 運輸時間節約2 周左右[6-7]； ③從能源安全來看, 浩吉鐵路投運后, 將一定程度上緩解地區因運力缺乏而帶來的煤炭供應緊張局面, 有助于穩定華中地區迎峰度夏期間電煤供應, 保障地區能源供應安全。

2020 年1—5 月華中地區外省煤占本地區電煤總量的68. 8%, 較2019 年同期提高了0. 4 個百分點。 由表2 可知, 除河南省電煤對外依存度較低外, 湖北、 湖南、 江西三省電煤對外依存度分別為100%、 86. 0%和97. 8%, 較上年同期相比, 河南、 江西分別提升了5. 5 個百分點和2. 5 個百分點, 湖南降低了4. 5 個百分點, 受《30 萬噸/ 年以下煤礦分類處置工作方案》 政策影響, 到2021 年, 華中部分地區30 萬t/ a 以下煤礦主動退出。 未來華中地區電煤對外依存度將繼續提高。 因此, 電煤運力仍是保障度夏期間電煤供應的重要影響因素。

表2 2020 年1—5 月華中各省電煤來源情況表

據2020 年1—5 月統計數據顯示, 華中地區火運、 汽運、 水運電煤占電煤總量的比重分別為55. 4%、 23. 1%、 21. 5%, 火運煤較上年同期提升了10. 1 個百分點, 汽運煤、 水運煤分別較上年同期降低了4. 6 個百分點和5. 3 個百分點。 分省來看, 華中四省火運煤占比均在45% 以上, 河南、湖北、 湖南三省火運煤占比超過50%, 且首次超過汽運煤、 水運煤, 目前江西水運煤占比最大, 具體情況見表3。

具體來看: 鐵路運輸是華中地區電煤最主要的運輸方式, 2020 年1—5 月華中地區火運煤4 241萬t, 同比增長2. 0%。 分省來看, 河南、 湖北、湖南、 江西火運煤占比分別為59. 6%、 53. 5%、54. 0%和46. 0%, 較上年同期分別大幅提高13. 3個百分點、 5. 4 個百分點、 11. 2 個百分點、 5. 5 個百分點。 受浩吉鐵路開通影響, 預計2020 年“迎峰度夏” 期間華中地區鐵路煤炭運輸能力將逐步釋放。

表3 2020 年1—5 月華中各省電煤運輸情況表萬t

水路運輸方面, 湖北、 湖南、 江西港口資源發達, 水運煤占比較高, 分別達45. 1%、 40. 3%、47. 1%, 河南省無水運煤。 2020 年1—5 月華中地區水運煤占比為21. 6%, 較上年同期下降5. 3 個百分點。 其中湖南、 湖北、 江西水運煤占比較上年同期下降11. 0 個百分點、 3. 8 個百分點和8. 7 個百分點。 受浩吉鐵路開通等因素影響, 地區鐵路“直達煤” 較傳統“下水煤” 具有一定的成本和時間優勢, 因此火運煤將繼續擠占水運煤運量, 預計2020 年“迎峰度夏” 期間華中地區煤炭水路運力相對寬裕。

公路運輸主要受國家環保政策影響, 從嚴治理公路超載, 公路運煤成本不斷提高, 整體運力下降。 受此影響, 華中地區汽運煤量大幅減少, 2020年1—5 月地區汽運煤占比23. 1%, 較去年同期減少了4. 6 個百分點。 其中河南、 湖北、 湖南汽運煤占比較上年同期分別下降13. 3 個百分點、 1. 6 個百分點、 0. 2 個百分點。 受疫情期間高速過路費免費政策影響, 2020 年1—5 月江西汽運煤較去年同期增長39 萬t, 隨著該政策5 月6 日到期后, 江西汽運煤增長受到一定影響。 預計2020 年“迎峰度夏” 期間華中地區汽運煤仍將繼續減少。

2.3 電煤價格走勢預判

2020 年以來, 受新型冠狀病毒肺炎疫情影響,煤價先漲后跌。 環渤海動力煤價格指數( BSPI)由1 月的553 元/ t 上漲至2 月的559 元/ t, 3 月開始下滑, 截至5 月20 日煤價降至528 元/ t, 較1月末下跌25 元/ t。 分月來看, 近期煤價波動的主要原因包括: 1—2 月受疫情影響, 煤炭市場供需兩弱, 電廠增量補庫使得煤價出現小幅上漲。 3—5月全國疫情逐步好轉, 復工復產有序進行, 煤炭供應能力強于需求, 需求弱勢占據相對主導地位, 煤價承壓下跌。 二季度隨著復產復工有序進行, 經濟社會運行秩序加快恢復, 行業耗煤需求穩步恢復。截至5 月20 日, 環渤海動力煤價格指數(BSPI)為528 元/ t, 環比上行2 元/ t, 煤炭價格指數低位小幅反彈[9-10]。

從全年來看, 我國煤炭市場供需向寬松方向轉變的態勢沒有改變, 并考慮到國外疫情擴散、 全球經濟衰退等不確定因素, 預計全年煤炭價格將呈現弱勢震蕩格局, 價格總體低于去年同期水平。

從需求側看: ①隨著各項配套政策、 措施(包括“ 新基建” ) 的落地, 我國經濟社會運行秩序加快恢復, 電力、 鋼鐵、 建材、 煤化工等主要行業耗煤需求將穩步恢復； 但受疫情全球爆發影響, 貿易運輸受到影響, 外貿相關制造企業產能釋放有限, 工業用電、 用能增長乏力, 煤炭總體需求預計將回落至39 億t 以內； ②清潔能源替代作用加強, 電煤需求持續放緩； 2020 年一季度全國發電量同比下降1 000 億kW·h； 同期, 風電、 太陽能、 核電等新能源發電較快增長, 其中, 核電增長6. 9%、 風電增長18. 1%、 太陽能發電增長8. 6%； 同時, 隨著南方進入梅雨季節, 水電出力將增多, 清潔能源替代作用將更加明顯, 擠壓電煤需求。

從供給側看, 當前煤炭產能釋放速度遠超煤炭需求速度, 煤炭總體產能過剩將成為今后一個時期的常態。 ①煤炭產能加速釋放。 隨著我國疫情防控階段性成效進一步鞏固, 各地積極推進復工復產, 蒙晉陜新等主要產煤省區和大型煤炭企業已基本復產達產, 煤炭產能加速釋放； ②煤炭鐵路運力增強。 我國將充分發揮鐵路新增輸煤通道能力, 加大向浩吉、 瓦日等新增運力線路的資源傾斜力度, 并加快構建現代煤炭物流體系。 其中, 浩吉鐵路開通后, 給5 億t 陜煤外運提供了一條快捷的通道, 華中地區煤炭供應將顯著提升[11-12]。 2020年, 受疫情影響, 煤炭行業總體供強需弱, 在宏觀政策層面對煤炭價格維穩趨勢以及長協合同的共同作用下, 2020 年 “ 迎峰度夏” 期間, 煤炭價格2020 年下探幅度有限, 但價格總體低于去年同期水平。

3 電煤供需形勢預測

3.1 火電發電量預測

2019 年華中地區用電受經濟增長放緩、 夏季氣溫偏低、 上年基數較高等因素影響, 2019 年6—9 月增速分別為2. 5%、 -2. 9%、 3. 9%、 2. 9%。 針對地區2020 年迎峰度夏期間的電量需求預測, 一是考慮2019 年用電基數較低； 二是預計2020 年夏季電網大部地區氣溫接近常年同期甚至偏高, 高溫(氣溫≥35 ℃) 日數較常年同期偏多, 可能出現階段性高溫熱浪； 三是考慮受疫情影響, 2020 年中國經濟下行壓力較大[13-15]。 綜合考慮疫情防控、對沖政策、 氣候、 電能替代等因素, 預計2020 年6—8 月華中地區用電需求的增速將較2019 年有所提升, 但較前幾年有所下降。 預計2020 年6—9 月全網調度口徑用電量合計3 073. 7 億kW·h, 同比增長1. 2%。

據氣象部門初步預測, 2020 年迎峰度夏期間,華中地區夏季降水總體呈“ 南北多、 中間少” 分布, 氣候狀況總體偏差, 澇重于旱。 與常年同期相比, 河南北部、 湖南東部、 江西大部等地降水偏多兩到五成, 暴雨過程和暴雨日數多于常年同期, 強度偏強。 因此, 汛期水電發電量預測將參考歷年(2004—2019 年) 水電發電量占裝機總量的比重均值, 按稍高于該均值考慮。 風電、 太陽能發電量占比較小, 暫參考2020 年1—5 月已發實際電量, 按夏季風力發電偏少、 太陽能發電偏多的原則進行預測。 依照公式: 火電需發電量＝調度用電量需求-凈受電量-水電可發電量-風電可發電量-太陽能可發電量。 可計算出, 2020 年迎峰度夏期間火電需發電量合計2 055 億kW·h, 見表4。

表4 2020 年6—9 月華中電網電量平衡表 億kW·h

3.2 耗煤量預測

參考華中地區2019 年各月調度口徑火電發電量及火電廠耗煤量, 依據公式: 耗煤量＝火電需發電量×單位煤耗, 計算得到全網火電廠單位煤耗,見表5, 各月均值為4. 2 萬t/ 億kW·h。 上節已算得今年“ 迎峰度夏” 期間各月火電需發電量為438. 0 億kW·h、 590. 1 億kW·h、 558. 7 億kW·h、467. 9 億kW · h, 由此算得各月耗煤量分別為1 838. 7 萬t、 2 477. 0 萬t、 2 345. 2 萬t、 1 964. 1 萬t。

表5 華中全網火電廠單位煤耗情況

3.3 購煤量預測

近幾年全網供煤量與耗煤量走勢基本一致,“迎峰度夏” 前后電煤供應呈明顯的“ Λ” 型走勢, 4 月起逐月攀升, 7 月或8 月達到峰值, 9 月明顯回落。 此外, “迎峰度夏” 初期(6 月) 全網供煤量明顯高于耗煤量, 用電高峰期(7、 8 月)及“迎峰度夏” 末期(9 月) 全網供煤量或低于或持平于耗煤量, 尤其在用電需求超預期強勁增長的月份里, 如2018 年7、 8 月和2019 年7、 8 月,供煤量均明顯低于耗煤量[16-17]。 按上述規律, 預計2020 年6—9 月各月供煤量分別為2 200 萬t、2 300 萬t、 2 200 萬t、 1 900 萬t。

3.4 電煤供需形勢預測

期末電煤庫存計算公式: 期末電煤庫存＝期初電煤庫存+購煤量-耗煤量。 為確保高峰期電力可靠供應, “迎峰度夏” 前全網火電廠加大了電煤采購力度, 5 月來煤量近2 000 萬t, 屬歷史同期高位, 由此全網電煤庫存得到了有效補充, 2020年“迎峰度夏” 期初庫存接近1 900 萬t。 依據近幾年來煤情況, 預計2020 年6—9 月來煤量合計不及耗煤量, 導致全網電煤庫存逐月下行, 但由于前期電煤庫存充足, 2020 年“迎峰度夏” 期間電煤庫存仍可保持在較高位, 供需形勢寬松。 由表6 可知, 截至2020 年9 月底, 預計全網電煤庫存為1 873 萬t, 可用天數16 天。

表6 華中電網迎峰度夏電煤平衡表 萬t

4 建議

1) 采取各項措施保障電煤穩定供應, 提升電煤庫存, 為迎峰度夏做好準備。 建議四省所有燃煤電廠加強與省內各煤礦的溝通協調, 同時增加省外煤采購力度, 努力擴展進煤渠道, 剛性執行迎峰度夏期間煤炭采購計劃, 保障6 月20 日前各燃煤電廠電煤庫存均不低于7 天。

2) 建議合理優化電網運行方式保證電煤供應。 度夏期間根據電煤庫存變化情況優先調度存煤較多電廠出力, 并充分利用外送斷面能力, 盡量減少電煤消耗, 平衡各省電煤庫存, 優先全額消納區域內水電、 新能源等清潔電力。

3) 迎峰度夏期間建議通過合理安排水火組合、 優化開機方式來均衡各電廠的電煤庫存。 同時, 督促火電企業保持適當的電煤采購力度, 維持安全的電煤庫存量。