外购电增加影响火电发力 下游煤炭需求将逐渐转淡

    八月上中旬正值酷暑高温之际，全国多个地区遭遇高温天气，刷新了电厂 用电 负荷新高；但由于民用电量所占比重小，所起作用较小。因此，短暂的利好难以扭转沿海煤市持续低迷和供大于求的格局。 水电 运行良好的情况下，下游电厂依靠着高位的库存和一定数量的外购电，足以保证电厂能够平安度过整个夏季用煤高峰，促使沿海 煤炭市场 依然平淡。

    今年以来，国家调整经济产业结构，加大节能减排力度，降低单位GDP能耗，我国 煤炭需求 产销量降幅较大。此外，我国非化石能源 发电 量大幅增长，上半年，水电、核电、风电同比分别增长了13.3%、34.8%、16%，而 火电 发电量则同比下降了3.2%。此外，特高压送电快速发展，特高压对东南沿海地区火电构成明显制约，减少了我国华东、华南地区用煤需求。据浙能集团相关负责人介绍，5月份，浙江省购买外购电为500万千瓦、6月达到990万千瓦，7月猛增至1750万千瓦。此外，今年主汛期，锦苏、宾金、复奉三大特高压直流将保持2160万千瓦满功率运行。7月份，承担三峡 电力 外送重任的五大直流输电工程已经进入满负荷运行状态，每天累计为华东及上海地区输送电量约2.4384亿千瓦时。

    本来市场寄希望于七、八月份南方进入高温季节，民用空调电负荷增加从而拉动电煤需求增加，但优先使用清洁能源的政策性导向造成高温拉动的发电增量大部分转给水电、核电等清洁能源，已沦为“调峰”位置的火电受益非常有限，艰难的火电消耗水平使下游电煤需求的低迷态势难有改观。立秋过后，在工业用电不振的情况下，民用电负荷又出现下降，促使沿海地区整体 耗煤 量骤然减少，下游需求转为低迷。外购电增加严重冲击着沿海煤炭市场。

    发煤矿站方面，受 煤价 倒挂影响， 内蒙 古地方煤矿发运煤炭处于严重亏损状态，部分 煤企 纷纷停产，退出市场，造成 煤炭生产 和外销量大幅减少，大秦线整体发运量出现下滑。8月1-18日，大秦线日均发运量仅保持在110万吨的低位水平。由于 秦皇岛 港调出量略高于调入量，促使秦港库存由月初的728万吨降到了632万吨；秦港日均发运量达到67.1万吨的高位。 曹妃甸 港方面，受市场户减少影响，煤炭调进、调出数量双低，库存变化不大， 存煤 保持在300万吨左右的低位水平；国投 京唐港 方面，受拉运同煤、中煤的船舶集中到港影响，运输形势不错，截止18日，库存下降到183万吨。 黄骅港 方面，受神华降价促销影响，到港拉煤船舶出现增加态势，港口发运量保持高位，黄骅港存煤降到185万吨。

    随着立秋的到来，南方天气将逐渐转凉，民用电负荷减弱，沿海电厂耗煤量将有所下降。九、十月份，南方雨水不少，水电运行不会很差，三峡等水利枢纽送电量会继续保持高位，“西电东送”数量继续保持一定水平，华东、华南地区外购电保持一定规模，沿海地区火电形势不容乐观。（作者：陈杰）