据中华新网消息，进入8月份，随着火电厂日耗的增加，用电负荷的提高，很多地方出现错峰限电现象。一些业内专家和媒体根据煤炭消耗和用电紧张情况进行分析，认为：随着各地用电缺口的增大，电力紧张的范围扩大，主要发运港煤炭价格在8月份很可能会企稳回升，出现反弹。但是已经进入8月下旬，煤价仍是小幅回落。从7月份开始算起，环渤海煤价已连降七周，沿海电厂用煤紧张局面并没有出现，这是为什么呢？

1沿海电厂前一段时间存煤过多，缓解了紧张局面，影响了煤价反弹

沿海地区与内陆地区不同，湖南、贵州等西南地区水电负荷占据40%以上，一旦出现持续干旱造成水电运行不好，极易造成用电紧张局面发生。据了解，7月在全国发电量同比增长13.2%的同时，水电发电量却不升反降，同比下降11.2%，环比仅增长5.1%，截至7月末，全国重点水电厂可调水量666亿立方米，同比下降42.4%。其中，国家电网重点水电厂可调水量为599亿立方米，同比下降38.8%；南方电网重点水电厂水库可调水量为67亿立方，同比下降62.4%。受此影响，湖南、广西、贵州等水电比重较大地区水电出力大幅下降，电力供应紧张。

而沿海地区包括北方和华东、华南沿海地区的辽宁、山东、江苏、上海、浙江、福建、广东等经济发达地区主要以火电为主，且依赖海上运煤。为避开海上运煤高峰，减少煤价起伏带来的影响，沿海缺煤大省纷纷选择在用煤旺季之前就进行了抢运、储备，而在旺季时只维持刚性拉运。因此，在5-6月份期间，纷纷加大了煤炭储备、拉运力度，到了7月初，沿海大部分电厂存煤达到高位，可用天数一般达到14天以上，最高浙能电厂存煤可用天数达到26天。而经过夏季用煤高峰的“洗礼”后，到了8月中旬，沿海大部分电厂存煤数量和可用天数依然在高位，存煤可用天数仍在10天以上，存煤最高的电厂可用天数达到25天，沿海地区没有出现电厂用煤告急、停机等煤的现象发生。下游电厂存煤数量和可用天数的高位促使煤炭紧张气氛缓解，接货价下调，购买市场煤欲望降低，影响了夏季用煤高峰的煤价上涨。

2电厂日耗增加较慢，需求平缓

截止8月10日，全国发电企业电煤库存总量维持在6184万吨，比7月末减少了462万吨，由于电厂日耗提高到399万吨，因此，存煤可用天数由7月末的16.5天降到了15.4天，但我们要清醒的认识到，主拉北方港口煤炭的电厂日耗煤数量增加的并不多。以沿海电厂为例，截止8月18日，沿海上电、浙能、粤电等六大电厂日耗合计达到68.97万吨，而在7月18日，沿海六大电厂日耗合计为60.85，而在6月18日，六大电厂合计日耗为56.4万吨。六大电厂日耗合计虽然呈现递增态势，但增加数量的并不多，而存煤量增加得更多一些，造成存煤可用天数居高不下，促使沿海地区煤炭供应和使用并不紧张。

浙江、广东等地用电出现紧张局面，主要是因为去年下半年被遏制的高耗能企业生产和运行得到充分释放，增加了耗煤量，引发了用电紧张。进入夏季，民用电急剧升温，用电负荷增加；由于华东华南地区新上火电机组很少，上半年，全国基建新增火电发电装机2331万千瓦，比上年同期少投产90万千瓦，且火电装机增速低于用电量增速，尤其华东地区新增发电装机容量占全国比重同比降低13.9个百分点。加之西南地区雨水偏少，“西电东送”数量不多。为保障民用电需要，南方很多省份严格控制高耗能企业用电，很多企业被迫“开三限一、开五停二”，以确保民用电正常运行。另外，随着人民币的升值，原材料价格、用工成本的上升，以及融资难度的加大，中小企业经营困难，破产企业增多。而国家宏观调控趋紧，工矿企业受原材料价格上涨、资金紧缺等不利因素影响，经济活动有所降温，工业原料需求有所下降。综上所述，受制于新上火电机组偏少、需求减弱等多方面原因，电厂日耗煤数量增加的并不多，且与库存增加的数量相比，处于低位。

3电煤补充及时，没有出现紧张局面，影响了煤价上调

7月初，沿海电厂存煤达到高峰后，电厂仍维持刚性拉运，南北海上航线仍维持一定数量船舶进行往返运输，沿海各大电厂库存仍保持一定水平，大部分电厂、钢厂依靠北方港口煤炭和国外进口煤炭及时补充，保证了存煤量不会出现大的下降。

7月份和8月上半月，北方港口发运煤炭基本正常，锚地待锚船舶和已办手续船舶处于中位，并没有出现船舶密集到港、进行抢运的情况；虽出现过几次港口大雾封航现象，但对煤炭运输影响并不大。进口煤方面，5、6月份，我国进口煤炭分别为1340、1361万吨；7月份，我国进口煤炭更是达到1753万吨，创月度进口煤新高，环比增长392万吨。

电厂和电力集团广开进煤渠道，发挥北方港口专用场地优势，通过从北方港口大量进煤并加大进口数量，保持了库存不至于大幅下滑。截止8月18日，沿海六大电厂存煤总量1112万吨，而在7月18日时合计库存为1172万吨，而6月18日时为1102万吨；由数据可知，两个多月来，电厂存煤数量基本保持稳定，没有出现大幅下滑，六大电厂中除上电、华能沿海电厂存煤略有下降以外，其余电厂存煤均呈上升态势。尤其我国靠南的广东、福建等地距离印尼、越南、菲律宾等东南亚地区进口国较近，中转较为畅通，几个月来，两省份进口煤数量居高不下。电厂进口煤数量保持高位，不但平抑了国内煤价，同时也缓解了国内煤炭紧张局面，使沿海煤市没有出现供不应求现象。

4储煤基地发挥作用，电厂心有“存粮”心不慌

为应对煤炭紧张局面，国内广大煤炭消费企业纷纷响应国家发改委要求，提高煤炭储备能力，增加堆存数量，以便于应对夏季和冬季用煤高峰所需。据了解，我国正在沿海、沿江地区加快建设大型煤炭储备基地和中转码头，目前在建的有：芜湖、太仓、珠海、荆州、东莞、靖江、九江、可门等10多个储煤基地，以上储备基地均建有或准备建设大型卸船码头和小型装船码头，能起到淡季存煤、旺季输出，满足当地中小电厂用煤需要的作用，尤其已经投产的浙能舟山煤炭储备基地在今年夏季煤炭供给和运输中发挥了十分重要的作用，缓解了浙江省用煤紧张局面，同时在一定程度上影响了煤价在旺季时的快速上扬。

浙江省是沿海省份煤炭调入量最多的省份之一，每年海上进煤将达到8000万吨。今年4月份以来，浙江省电力供应出现紧张局面，各大电厂对电煤需求大增，作为浙江主要储煤基地的舟山煤炭中转码头，也迎来了煤炭装卸的高峰。舟山煤炭基地是华东最大的煤炭储备、中转基地，自2009年6月投产以来，这个码头在当年完成吞吐量就达到992万吨，2010年煤炭吞吐量则达到了1478万吨。来自世界各地的煤炭被卸到堆煤场，再用小船运输到台州、温州、宁波等浙江沿海的发电厂进行发电。

浙能集团业务人员介绍，目前，舟山煤炭中转码头每天电煤供应量在3万到4万吨，其中澳大利亚、印尼、巴西等国外进口量占到了70%。浙江省台州电厂全部电煤、镇海电厂一半的电煤、兰溪电厂1/3的电煤都由该码头供应，同时还为北仑、嘉兴等电厂提供临时性应急供煤，煤码头基本处于满负荷运行状态。为确保电煤供应，舟山煤炭中转码头在北方煤炭供应有限的情况下，增大了国外进口量，目前进口煤炭来源于澳大利亚、南非、印尼等多个国家。

浙能中煤舟山煤电有限公司正谋划建设二期煤炭中转码头，初步设想年吞吐规模在2700万吨左右。沿海大型储煤基地和卸货码头的投产和建设将在一定程度上缓解了煤炭紧张局面，实现沿海煤炭运输均衡化，在一定程度上影响了煤价的上涨。

随着下游电厂存煤数量的进一步减少，重工业用电的恢复，以及10月初的大秦线为期一个月的检修，煤炭市场紧张气氛渐浓，煤炭需求即将看好，下游用户煤炭抢运工作也将要展开。预计在9月初，市场煤价会出现企稳回暖迹象，稳定一段时间后，环渤海市场煤价会出现连续上调，沿海煤市会再现火爆景象。