迎峰度夏期間，電煤供需形勢呈“前期總體偏松、后期趨于平衡”的基本特點。6～8月，全社會用電量達1.14萬億千瓦時，同比增長14.3%；電力行業耗煤量達4.22億噸，同比增長8.8%。

電煤消耗回落明顯 多方因素綜合作用

分月來看，6月電力需求和電煤消耗的增速顯著回落，煤炭產銷兩旺，電煤供應充足，電廠電煤庫存快速上升；7月部分地區迎來高溫天氣，電煤耗用水平明顯上升，電煤供應則在“前期庫存攀升”和“未來消費預期下調”的雙重壓力作用中逐漸下滑；8月電煤消耗迎來自今年2月以來的最高水平，電煤供需實現總體平衡。

這種情況發生，是以下多方面因素綜合作用的結果。在煤炭生產環節，產煤省區煤炭產量持續高位運行，煤炭日均產量連續3個月突破940萬噸，較上年同期增長超過10%。進口環節，月進口量突破千萬噸已成常態，來自印尼、澳大利亞等國的進口煤已成為沿海電廠的重要支撐。運輸環節，大秦、侯月等鐵路干線和唐山、黃驊等港口煤炭運力明顯增強，鐵路運量和主要港口中轉運量同比增速均在15%以上。房地產調控政策效應逐漸顯現，加之節能減排工作力度加大，鋼鐵、有色金屬等高載能行業的生產受到一定程度的限制，部分工業用電、用煤需求得到抑制。隨著跨區輸電能力進一步提升，跨區電量較去年同期超出12%以上。大范圍、持續性的降雨使得主要江河和水庫來水較豐，水電迎來大發，發電量較上年同期增長25%以上。發電企業采取“提前儲煤”策略，電廠電煤庫存連續4個月上升。國家發改委等部門加強了電煤價格的調控力度和電煤合同的監管，有效抑制了“煤價持續單邊上漲”的局面。

供需兩側趨向平衡 電煤儲運工作加強

當前全國大部分地區天氣正處于由“熱”轉“涼”的過渡期，電煤產、運、銷、耗齊高的旺季特征逐漸消退。

從需求側看，降溫負荷對電力需求的拉動作用持續減弱，9月上旬日均發電量較8月負荷高峰已下降9%左右，這種情況可能會一直持續到11月；其次，為完成“十一五”節能減排目標任務，各地節能減排工作步入沖刺階段，對電力需求和電煤消費具有一定的抑制作用。國家電網公司電力供需研究實驗室預計，9～12月全國電力行業耗煤將達到5.8億～6.0億噸，同比增長1%～3%；全年電力行業耗煤將達到17.2億～17.4億噸，同比增長9%～10%。

從供應側看，煤炭生產環節，雖然近期連續發生的礦難事故對河南等地的煤炭生產造成一定影響，部分煤礦企業仍可能采取“減產保價”措施應對市場疲軟。但由于內蒙古、山西等省區煤炭新增產能的大規模釋放，煤炭生產仍將維持較高水平。煤炭進口環節，由于近期國際煤市低迷，煤炭現貨價格和海運價格出現回落，“性價比”優勢將促使月進口煤保持千萬噸級的水平；煤炭運輸環節，受沿海臺風天氣、大秦鐵路檢修等因素影響，港口和鐵路運力運量可能受到一定掣肘，但不至于對煤炭供應造成大范圍、實質性的困難。

綜合供需兩側走勢及當前電煤庫存狀況，在接下來的幾個月里，預計全國電煤供需將呈“前期寬松，后期平衡”的變化趨勢。盡管如此，由于電煤市場的結構性矛盾及惡劣天氣、交通中斷等不確定因素存在，個別地區高峰時段仍可能發生電煤供需偏緊狀況。明年年初，在今年受到抑制的高耗能行業產能可能集中釋放，加之天氣寒冷，電煤消耗水平將大幅上升，若供應不濟，供需形勢可能由“平衡”轉向“偏緊”。

為確保電煤供應，有關部門和單位應高度重視，協同做好電煤儲運工作。政府需要做好鐵路、港口、發電企業、煤炭企業、電網企業之間的指導協調工作，使煤炭生產、銷售、運輸等環節銜接通暢。并利用當前電煤供需形勢相對緩和的契機，盡快完善煤價、電價調控機制，避免“煤價單邊上漲”現象頻繁發生。發電企業則要做好煤炭需求分析預測，繼續適度提前儲煤，確保電煤庫存處于正常合理水平。電網企業需密切跟蹤各地電力和電煤供需形勢，加快電網建設、做好迎峰度冬預案，保證電網安全穩定運行。煤礦企業應加強安全生產、保障供應，積極兌現簽訂的電煤合同。