考虑疫情影响的华中地区电煤供需形势预测

2020-11-13别芳玫陈熙方仍存李斯吾

湖南电力 2020年5期

别芳玫，陈熙，方仍存，李斯吾

(国网湖北省电力有限公司经济技术研究院，湖北武汉430077)

0 引言

2020 年受疫情影响, 我国经济面临极大衰退风险, 华中地区电力需求从前几年的高基数大幅下滑, 煤炭作为经济发展所需的重要能源产品和生产资料, 也深受全球疫情蔓延所带来的前所未有的冲击, 国内、国际煤炭市场剧烈波动, 影响极为深刻[1]。 “迎峰度夏” 期间华中电网电煤供需仍存在较大不确定性, 华中电网个别电厂存在缺煤停机的可能。

1 2019 年电煤供需形势

1.1 2019 年全国电煤价格走势

2019 年煤炭市场随着供求结构进一步改善,由“紧平衡” 转向“宽平衡”, 市场价格全年呈现前平后跌的倒“L” 型走势。环渤海动力煤价格指数(BSPI) 1 月为571 元/ t, 之后小幅上扬并保持平稳, 2—10 月总体稳定在577 元/ t 左右, 11—12月煤炭需求整体偏弱, 各行业均处于消耗库存阶段, 沿海煤炭市场交投活跃度较低, 环渤海煤炭价格承压下行。截至12 月末BSPI 为551 元/ t, 较上年同期下降18 元/ t[2]。 2019 年国内动力煤价格呈现倒“L” 型走势的因素如下:

从煤炭供应方面来看: ①煤炭政策继续维稳,原煤供应宽松, 行业集中度加速提升。 2019 年原煤产量37. 5 亿t, 同比增长4. 2%； 2019 年晋陕蒙新地区煤炭产量合计29. 6 亿t, 占全部煤炭产量的76. 9%, 同比提升1. 7 个百分点； ②进口煤管控较松、价格低位, 代替部分内贸煤需求。 2019 年进口煤均价为535. 6 元/ t, 同比下降7. 0%； 2019 年全国煤炭进口量为3. 0 亿t, 同比增长6. 3%, 较上年提升了2. 4 个百分点； ③煤炭铁路运输量同比增加。 2019 年全国铁路累计煤炭运输量完成24. 6 亿t, 同比增长3. 3%。

从煤炭需求方面来看: ①煤炭消费增速放缓。2019 年全国煤炭消费量约28. 0 亿t 标准煤, 同比增长1. 0%； ②宏观经济下行, 全社会用电量增长放缓, 电煤需求走弱； 2019 年GDP 同比增长6. 1%, 较上年同期下降0. 6 个百分点, 经济增速连续两年下降； 2019 年, 全社会用电量同比增长4. 5%, 较上年同期下降4. 0 个百分点； ③受气候影响, 我国2019 年普遍降雨偏多, 水电超发,2019 年水力发电量同比增长4. 8%, 较上年上升0. 7 个百分点。全国火力发电量同比增长1. 9%,较上年同期下降4. 1 个百分点。

2019 年, 受煤炭产能保持增长、进口煤量高位徘徊、我国经济下行压力、水电超发等因素影响, 国内煤炭行业呈供强需弱格局, 市场供需逐步向供给宽松方向转变, 煤炭价格呈前平后跌倒的“L” 型走势, 如图1 所示。

图1 2018—2019 年环渤海动力煤价格指数

1.2 2019 年华中地区电煤供需情况

2019 年, 华中地区电煤供需形势总体宽松,全网火电厂来煤量合计23 641 万t, 耗煤量合计23 453 万t。截至12 月底, 全网库存2 095 万t,存煤天数17 天, 同比增加188 万t, 创近年同期新高。 2019 年全网电煤库存总体呈上升走势, 除2、3 月受春节、气温影响, 电煤库存低于1 500 万t,其余各月电煤库存均在1 650 万t 以上。受极寒天气影响, 全网用电量大幅上升, 2 月全社会用电增长13. 4%, 电煤库存急剧下滑, 电煤供需形势偏紧；此后为保障“迎峰度夏” 期间电力可靠供应,各火电厂加大采煤力度, 电煤库存逐月回升至较高位；度夏度冬期间, 地区用电虽增长强劲, 但供煤量也随之创新高, 全网电煤供需形势总体宽松。2019 年全网火电厂电煤供耗情况见表1。

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

1) 在疫情保障供应方面。 2020 年2 月国家能源局发布《关于做好疫情防控期间煤炭供应保障有关工作的通知》, 文件指出: ①统筹疫情防控, 抓好复工复产, 保障煤炭稳定供应； ②畅通公路运输, 积极争取铁路运力支持, 做好产运需三方衔接, 保障全国电煤库存处于合理水平； ③优先安排好疫情重点地区以及东北、京津唐等地区的煤炭供应； ④要严格执行煤炭中长期合同及“基准价+浮动价” 定价机制[3]。 3 月初, 除湖北省外全国各产煤省区均已复工复产, 全国在产煤矿产能34. 31 亿t/ a, 产能复产率83. 4%, 日产量基本恢复到正常生产水平[1]。

2) 在去产能方面。 2019 年8 月发改委等相关部门制定《30 万吨/ 年以下煤矿分类处置工作方案》, 该方案指出: 到2021 年底, 全国30 万t/ a以下煤矿数量减少至800 处以内。 2020 年4 月国务院安委会发布《全国安全生产专项整治三年行动计划》, 该计划进一步指出: 到2022 年, 要坚决关闭不具备安全生产条件的煤矿, 全国煤矿数量减少至4 000 处左右, 大型煤矿产量占比达到80%以上。未来煤炭行业集中度将进一步提升。

3) 运力方面。 2019 年9 月, 发改委等部门联合发布《关于加快推进铁路专用线建设的指导意见》, 该意见旨在加快铁路专用线建设进度, 增加铁路货运量, 实现铁路干线运输与重要港口、大型工矿企业、物流园区的高效联通和无缝衔接[4]。未来华中四省新增煤炭运输专线7 条, 专线的建设将有效提升华中地区煤炭的铁路运输能力, 保障电煤可靠供应。

4) 中长期合同签订方面。 2019 年11 月, 国家发改委下发《关于推进2020 年煤炭中长期合同签订履行有关工作的通知》。 ①切实提高中长期合同签订的数量；规模以上煤炭、发电企业集团签订的中长期合同数量, 应达到自有资源量或采购量的75%以上, 较2019 年水平有合理增加； ②规范签约行为；鼓励煤炭供需双方使用合同示范文本签订中长期合同。 ③提高履约水平；中长期合同季度履约率应不低于80%、全年履约率不低于90%；④优化煤炭运输方式, 发挥铁路新增输煤通道能力, 加大向浩吉、瓦日等新增运力线路的资源倾斜力度。 2020 年, 吉浩、瓦日铁路运量预计将达到6 000 万t、 11 600 万t[5]。

2.2 电煤运力情况分析

我国煤炭资源区域分布不均, 北多南少, 西多东少, 而煤炭消费主要集中在东部沿海地区及南方地区。煤炭供需呈逆向分布, 促使我国形成“ 西煤东调” “北煤南运” 的煤炭运输格局[8-9]。我国煤炭运输一直采用“以铁路运输为主, 水路和公路运输为辅” 的运输方式, 因此煤炭运输结构、运力大小的变化将成为影响煤炭供需的关键因素。

华中地区电煤主要来源于山西、陕西、内蒙等煤炭主产区, 2019 年9 月浩吉铁路的开通将优化华中地区煤炭运输体系, 保障地区能源供应安全。其中: ①从运输能力来看, 吉浩铁路为重载运煤专线, 联通蒙陕晋豫鄂湘赣七省区, 规划年运输能力2 亿t 以上, 2020 年计划完成6 000 万t, 大力提升华中地区铁路运煤量； ②从运输方式来看, 在吉浩铁路投运前, 由于缺乏南下通道, 陕蒙煤炭分别通过铁路系统转运和 “ 铁水联运” 送至 “ 两湖一江”, 无直达线路, 运费较高；吉浩铁路投运后,陕蒙优质煤炭将直达华中四省, 从而降低煤炭运输成本, 缩短煤炭运输周期。据公开资料显示, 浩吉铁路较大秦线“海进江” 运输成本节省50 元/ t左右, 运输时间节约2 周左右[6-7]； ③从能源安全来看, 浩吉铁路投运后, 将一定程度上缓解地区因运力缺乏而带来的煤炭供应紧张局面, 有助于稳定华中地区迎峰度夏期间电煤供应, 保障地区能源供应安全。

2020 年1—5 月华中地区外省煤占本地区电煤总量的68. 8%, 较2019 年同期提高了0. 4 个百分点。由表2 可知, 除河南省电煤对外依存度较低外, 湖北、湖南、江西三省电煤对外依存度分别为100%、 86. 0%和97. 8%, 较上年同期相比, 河南、江西分别提升了5. 5 个百分点和2. 5 个百分点, 湖南降低了4. 5 个百分点, 受《30 万吨/ 年以下煤矿分类处置工作方案》政策影响, 到2021 年, 华中部分地区30 万t/ a 以下煤矿主动退出。未来华中地区电煤对外依存度将继续提高。因此, 电煤运力仍是保障度夏期间电煤供应的重要影响因素。

表2 2020 年1—5 月华中各省电煤来源情况表

据2020 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55. 4%、 23. 1%、 21. 5%, 火运煤较上年同期提升了10. 1 个百分点, 汽运煤、水运煤分别较上年同期降低了4. 6 个百分点和5. 3 个百分点。分省来看, 华中四省火运煤占比均在45% 以上, 河南、湖北、湖南三省火运煤占比超过50%, 且首次超过汽运煤、水运煤, 目前江西水运煤占比最大, 具体情况见表3。

具体来看: 铁路运输是华中地区电煤最主要的运输方式, 2020 年1—5 月华中地区火运煤4 241万t, 同比增长2. 0%。分省来看, 河南、湖北、湖南、江西火运煤占比分别为59. 6%、 53. 5%、54. 0%和46. 0%, 较上年同期分别大幅提高13. 3个百分点、 5. 4 个百分点、 11. 2 个百分点、 5. 5 个百分点。受浩吉铁路开通影响, 预计2020 年“迎峰度夏” 期间华中地区铁路煤炭运输能力将逐步释放。

表3 2020 年1—5 月华中各省电煤运输情况表万t

水路运输方面, 湖北、湖南、江西港口资源发达, 水运煤占比较高, 分别达45. 1%、 40. 3%、47. 1%, 河南省无水运煤。 2020 年1—5 月华中地区水运煤占比为21. 6%, 较上年同期下降5. 3 个百分点。其中湖南、湖北、江西水运煤占比较上年同期下降11. 0 个百分点、 3. 8 个百分点和8. 7 个百分点。受浩吉铁路开通等因素影响, 地区铁路“直达煤” 较传统“下水煤” 具有一定的成本和时间优势, 因此火运煤将继续挤占水运煤运量, 预计2020 年“迎峰度夏” 期间华中地区煤炭水路运力相对宽裕。

公路运输主要受国家环保政策影响, 从严治理公路超载, 公路运煤成本不断提高, 整体运力下降。受此影响, 华中地区汽运煤量大幅减少, 2020年1—5 月地区汽运煤占比23. 1%, 较去年同期减少了4. 6 个百分点。其中河南、湖北、湖南汽运煤占比较上年同期分别下降13. 3 个百分点、 1. 6 个百分点、 0. 2 个百分点。受疫情期间高速过路费免费政策影响, 2020 年1—5 月江西汽运煤较去年同期增长39 万t, 随着该政策5 月6 日到期后, 江西汽运煤增长受到一定影响。预计2020 年“迎峰度夏” 期间华中地区汽运煤仍将继续减少。

2.3 电煤价格走势预判

2020 年以来, 受新型冠状病毒肺炎疫情影响,煤价先涨后跌。环渤海动力煤价格指数( BSPI)由1 月的553 元/ t 上涨至2 月的559 元/ t, 3 月开始下滑, 截至5 月20 日煤价降至528 元/ t, 较1月末下跌25 元/ t。分月来看, 近期煤价波动的主要原因包括: 1—2 月受疫情影响, 煤炭市场供需两弱, 电厂增量补库使得煤价出现小幅上涨。 3—5月全国疫情逐步好转, 复工复产有序进行, 煤炭供应能力强于需求, 需求弱势占据相对主导地位, 煤价承压下跌。二季度随着复产复工有序进行, 经济社会运行秩序加快恢复, 行业耗煤需求稳步恢复。截至5 月20 日, 环渤海动力煤价格指数(BSPI)为528 元/ t, 环比上行2 元/ t, 煤炭价格指数低位小幅反弹[9-10]。

从全年来看, 我国煤炭市场供需向宽松方向转变的态势没有改变, 并考虑到国外疫情扩散、全球经济衰退等不确定因素, 预计全年煤炭价格将呈现弱势震荡格局, 价格总体低于去年同期水平。

从需求侧看: ①随着各项配套政策、措施(包括“ 新基建” ) 的落地, 我国经济社会运行秩序加快恢复, 电力、钢铁、建材、煤化工等主要行业耗煤需求将稳步恢复；但受疫情全球爆发影响, 贸易运输受到影响, 外贸相关制造企业产能释放有限, 工业用电、用能增长乏力, 煤炭总体需求预计将回落至39 亿t 以内； ②清洁能源替代作用加强, 电煤需求持续放缓； 2020 年一季度全国发电量同比下降1 000 亿kW·h；同期, 风电、太阳能、核电等新能源发电较快增长, 其中, 核电增长6. 9%、风电增长18. 1%、太阳能发电增长8. 6%；同时, 随着南方进入梅雨季节, 水电出力将增多, 清洁能源替代作用将更加明显, 挤压电煤需求。

从供给侧看, 当前煤炭产能释放速度远超煤炭需求速度, 煤炭总体产能过剩将成为今后一个时期的常态。 ①煤炭产能加速释放。随着我国疫情防控阶段性成效进一步巩固, 各地积极推进复工复产, 蒙晋陕新等主要产煤省区和大型煤炭企业已基本复产达产, 煤炭产能加速释放； ②煤炭铁路运力增强。我国将充分发挥铁路新增输煤通道能力, 加大向浩吉、瓦日等新增运力线路的资源倾斜力度, 并加快构建现代煤炭物流体系。其中, 浩吉铁路开通后, 给5 亿t 陕煤外运提供了一条快捷的通道, 华中地区煤炭供应将显著提升[11-12]。 2020年, 受疫情影响, 煤炭行业总体供强需弱, 在宏观政策层面对煤炭价格维稳趋势以及长协合同的共同作用下, 2020 年 “ 迎峰度夏” 期间, 煤炭价格2020 年下探幅度有限, 但价格总体低于去年同期水平。

3 电煤供需形势预测

3.1 火电发电量预测

2019 年华中地区用电受经济增长放缓、夏季气温偏低、上年基数较高等因素影响, 2019 年6—9 月增速分别为2. 5%、 -2. 9%、 3. 9%、 2. 9%。针对地区2020 年迎峰度夏期间的电量需求预测, 一是考虑2019 年用电基数较低；二是预计2020 年夏季电网大部地区气温接近常年同期甚至偏高, 高温(气温≥35 ℃) 日数较常年同期偏多, 可能出现阶段性高温热浪；三是考虑受疫情影响, 2020 年中国经济下行压力较大[13-15]。综合考虑疫情防控、对冲政策、气候、电能替代等因素, 预计2020 年6—8 月华中地区用电需求的增速将较2019 年有所提升, 但较前几年有所下降。预计2020 年6—9 月全网调度口径用电量合计3 073. 7 亿kW·h, 同比增长1. 2%。

据气象部门初步预测, 2020 年迎峰度夏期间,华中地区夏季降水总体呈“ 南北多、中间少” 分布, 气候状况总体偏差, 涝重于旱。与常年同期相比, 河南北部、湖南东部、江西大部等地降水偏多两到五成, 暴雨过程和暴雨日数多于常年同期, 强度偏强。因此, 汛期水电发电量预测将参考历年(2004—2019 年) 水电发电量占装机总量的比重均值, 按稍高于该均值考虑。风电、太阳能发电量占比较小, 暂参考2020 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。依照公式: 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。可计算出, 2020 年迎峰度夏期间火电需发电量合计2 055 亿kW·h, 见表4。

表4 2020 年6—9 月华中电网电量平衡表亿kW·h

3.2 耗煤量预测

参考华中地区2019 年各月调度口径火电发电量及火电厂耗煤量, 依据公式: 耗煤量＝火电需发电量×单位煤耗, 计算得到全网火电厂单位煤耗,见表5, 各月均值为4. 2 万t/ 亿kW·h。上节已算得今年“ 迎峰度夏” 期间各月火电需发电量为438. 0 亿kW·h、 590. 1 亿kW·h、 558. 7 亿kW·h、467. 9 亿kW · h, 由此算得各月耗煤量分别为1 838. 7 万t、 2 477. 0 万t、 2 345. 2 万t、 1 964. 1 万t。

表5 华中全网火电厂单位煤耗情况

3.3 购煤量预测

近几年全网供煤量与耗煤量走势基本一致,“迎峰度夏” 前后电煤供应呈明显的“ Λ” 型走势, 4 月起逐月攀升, 7 月或8 月达到峰值, 9 月明显回落。此外, “迎峰度夏” 初期(6 月) 全网供煤量明显高于耗煤量, 用电高峰期(7、 8 月)及“迎峰度夏” 末期(9 月) 全网供煤量或低于或持平于耗煤量, 尤其在用电需求超预期强劲增长的月份里, 如2018 年7、 8 月和2019 年7、 8 月,供煤量均明显低于耗煤量[16-17]。按上述规律, 预计2020 年6—9 月各月供煤量分别为2 200 万t、2 300 万t、 2 200 万t、 1 900 万t。

3.4 电煤供需形势预测

期末电煤库存计算公式: 期末电煤库存＝期初电煤库存+购煤量-耗煤量。为确保高峰期电力可靠供应, “迎峰度夏” 前全网火电厂加大了电煤采购力度, 5 月来煤量近2 000 万t, 属历史同期高位, 由此全网电煤库存得到了有效补充, 2020年“迎峰度夏” 期初库存接近1 900 万t。依据近几年来煤情况, 预计2020 年6—9 月来煤量合计不及耗煤量, 导致全网电煤库存逐月下行, 但由于前期电煤库存充足, 2020 年“迎峰度夏” 期间电煤库存仍可保持在较高位, 供需形势宽松。由表6 可知, 截至2020 年9 月底, 预计全网电煤库存为1 873 万t, 可用天数16 天。