“目前电厂采购的市场煤价已经达到2000元/吨，谢场的煤价在1400元/吨左右。”
“现在工厂的煤炭库存不到一周，我们到处找煤，但是无论出价多高都很难找到。”
“400万千瓦机组日失电800万元，自夏季启动以来一直在满负荷发电。”
“库存不够，很多电厂不仅面临停机，还可能遇到资金链断裂的风险。”
“电网调度最近也很头疼。谁不愿意启动，只能通过约谈继续保持机组发电。”
近日，记者密集收到不少地方燃煤电力企业的反馈。由于煤炭库存不足，供应保障压力突然加大，目前的电厂和机组无论规模大小、装机容量如何，都在等待“口粮”，正常生产面临巨大困境。一些发电厂甚至选择关闭，以避免持续损失。
中国煤炭工业协会9月3日发布的《2021年上半年煤炭经济运行情况通报》显示，上半年煤炭价格一直在高位运行。6月末，全国煤炭企业存煤约5000万吨，同比下降26%；全国主要港口煤炭总库容6298万吨，同比下降8.3%。我国火力发电厂储存的煤炭约1.1亿吨，同比减少2100万吨，可使用18天左右。煤炭数量少，价格高，但电力需求处于持续提振状态。根据中国电力局近日发布的数据，上半年，全社会用电量同比增长16.2%，规模以上火电发电量同比增长15%。
“在6、7月的夏季旺季，各发电集团还能扛一扛，但现在扛不动了。到处都缺煤。大家都出来找，价格涨了，但即便如此，也几乎不可能买到。”有煤电行业人士告诉记者，当前煤炭供需挑战严峻，当务之急是促进煤炭生产、保障供应、稳定价格。
煤炭供应短缺，价格不断上涨。
供需失衡直接推高了煤炭价格。
“眼下最大的任务就是全力以赴买煤。”东北某燃煤电厂的一位人士告诉记者，“我们派人跑遍全国，内蒙古也去了，没有考虑运费。贵州本身也生产煤炭，现在也要和我们一起去山西抢煤。他们的轻运费是350元/吨，比我们的成本高。”
东海岸一家燃煤电厂负责人向记者透露，3.336万“目前全国各地煤炭减产减产，价格自然被‘粥多粥少’推高。目前，进入北方电厂的标准煤含税价格已升至1400元/吨左右。”
据中国电力理事会9月6日和9月16日连续发布的两期《中国煤炭采购价格指数分析周报》显示，今年7月和8月，5500千卡和5000千卡煤炭的离岸综合价格分别达到924元/吨、786元/吨、1053元/吨和829元/吨。截至9月9日，5500千卡、5000千卡动力煤海上综合价格分别为1060.57元/吨、845.13元/吨，分别比8月份月度综合价格高7.57元/吨、16.13元/吨。
进口煤方面，两级进口煤指数陆上综合标煤单价分别为1201元/吨、1182元/吨。其中，1201元/吨为连续9期上涨并创历史新高的价格，1182元/吨为连续9期涨价后首次小幅回落，但仍处于历史高位。“国内煤炭价格在上涨，进口煤炭市场情绪越来越浓，国际海运运价持续上涨，价格倒挂的情况并没有得到缓解。”据9月6日出版的《CECI分析周刊》报道。
"尽管进口煤大幅上涨，但仍需排队购买。"这
一位不愿透露姓名的专家为记者算了一笔账，“假设标准煤1000元/吨，按照目前30万kW超临界机组的煤耗计算，燃料成本为0.3元/kWh。如果加上水、油、减排等成本。还有银行贷款的财务费用，这要花费几十亿美元，还有单位日常维护和大修的综合费用，员工工资，各种政府基金的税金等。毫不夸张地说‘如果你送一次电，你会损失一毛钱’。”
“这是一个非常简化的计算模型，现在一些电煤的价格已经逼近1700元/吨，甚至2000元/吨，相当一部分机组耗煤超过300g/kWh，造成的损失更加严重。目前东部地区很多供热机组和百万千瓦发电机组也开始亏损。”上述东部沿海燃煤电厂负责人表示。
中国社会科学院财经研究所副研究员冯永盛指出，如果燃煤发电遭受全面、长期的损失，缺电必然是最直接的隐患。“社会上有一种观点认为，煤电的小时数不高，未使用的小时数意味着容量仍然充足，因此无需担心供应安全。这是典型的规划思维。关键是这些容量的成本还没有回收，很难转化为实际用电。”
根据上述专家的说法，如果发电厂不发电，将面临两个详细的评估。“按照现在的煤价，假设不发电每天考核80万元，启动时每天损失100万元。在这种情况下，电厂宁愿选择被评估，也不愿发电。但电厂有保障供应的责任，赔偿也是要支付的。”
多家燃煤电力公司表示，除了停电风险，整个行业还面临着热/电供应压力和潜在的财务风险。“长期亏损导致电厂资金链濒临断裂，特别是北方地区即将迎来供暖季，又没钱买煤。如何实现民生保障？”一位来自华北某燃煤电厂的人士告诉记者，“目前我国燃煤电厂比较年轻，还需要支付银行贷款和利息。大规模亏损可能导致相关金融风险。另外，目前燃煤电厂的银行贷款普遍存在浮动利率，银行不愿意继续发放新的贷款，真的是雪上加霜。”
要支付的电价和要倒挂解决的成本。
在亏损继续发电的同时，应该如何救助燃煤电力企业？
冯永盛指出，在现有政策体系下，燃煤发电企业的压力不断加大，需要优化投资结构，提高投资效率。
缓解煤电业务的成本压力。另外，需要加强发售协调，提升售电环节的竞争力。“但企业个体与煤电行业整体间的关系，无法通过企业层面的主动作为来理顺。根本上，还是需要整体的市场建设来尽快止损。”
上述专家指出，应该推出容量电价保障电厂基本收益，推动煤、电一定程度上的联动，确保电价至少高于燃料成本，避免成本倒挂、入不敷出。
中电联规划发展部副主任、燃料分会副秘书长叶春建议，要统筹保供与减排，充分发挥煤电基础托底作用。未来面临“一增一减”，既要为经济发展不断增加能源电力供应，又要为实现降碳目标持续减少碳排放。在“剪刀差”压力下，行业发展必须加大转型力度。“较长一段时间内，煤电在基本负荷保底、热力可靠供应、低耗高效、可靠备用等方面仍具有无可比拟的技术和经济优势，煤电的‘压舱石’和‘稳定器’作用不可替代。无论什么样的电力系统，保障电力供应是首要前提。因此，煤电必将担当保供和减排双重角色，在新型电力系统中发挥重要的基础性电源作用。”
叶春进一步指出，煤电和新能源从来不是也不会是零和博弈，在储能技术、氢能甚至是更高阶能源尚未发展到可以颠覆传统电力系统本质时，二者在能源体系中的位置不可相互替代，并且缺一不可。
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