记者从黔源电力（002039.SZ）处获悉，虽然公司在二季度实现扭亏转盈，但贵州地区水电站枯水的现象仍未得到改善。 7月10日下午，黔源电力发布半年度业绩预减公告。预计2023年上半年实现净利润2841.08 万元-3788.10 万元，较上年同期的3.16亿元同比下降88%—91%。 黔源电力在业绩预告中披露，公司2023年上半年来水较去年同期偏枯69.8%，较多年平均来水偏枯61.7%。2023 年上半年发电量为 22.03亿千瓦时，去年同期发电量为 53.72亿千瓦时，同比减少31.69亿千瓦时，同比下降59%。 黔源电力证券事务处的工作人员对财联社记者表示，二季度之所以扭亏转盈并非水电业务的枯水现象得到了改善。“单纯就是二季度的经营成本没有一季度的高，一季度成本高是水电行业本身普遍的情况。” 通常在往年中处于汛期的6、7、8月如今已接近过半，但对于汛期何时会出现，黔源电力的工作人员表示并不好说。“我们主要的水电站都在贵州北盘江流域，之前有一年我们预测全年的来水量是略偏枯，但结果是极度干旱。目前的预测一般短时间内是有用的，但周期长了就意义不大。” 不只是黔源电力，在上半年西南地区的水电发力不足也已成为行业共识。根据国家能源局的最新数据显示，1-5月份，全国发电设备累计平均利用1430小时，比上年同期减少32小时。其中水电降幅最大，发电平均时长967小时，比上年同期减少294小时。 光大证券研究所也在此前发布的研报中表示，近年来水电利用小时数有大小年交替的规律，参照该规律，全国水电机组平均利用小时数累计同比增加值在2022年11月触底后应持续反弹，但截至2023年5月，全国水电机组平均利用小时累计同比下降295个小时，并不符合水电利用小时数大小年交替的规律。截至2023年7月1日当周，三峡出库流量周度平均值仅为11914立方米/秒，同比下降57%，为2018年以来同期最低值，预计6月份水电利用小时数仍将明显低于同期水平，全年也可能延续同比负增长的态势。 对于未来水电新增装机计划，黔源电力表示：“目前没有新增计划，贵州省的水电开发程度已经比较高了。”

今年以来，德令哈市紧紧围绕“抓招商、优服务、促发展”，从绿电优势、资源优势、要素优势、政策优势、环境优势、团队优势六个方面发力，全力优化营商环境，培养投资兴业新热土。 一、 绿电优势打造招商引资新王牌。 以绿电资源优势代替传统资源优势，成功引进南玻多晶硅、赣锋金属锂、中车装备制造等一批项目。积极推进近零碳产业园建设，通过基地化、规模化开发绿色能源，辅以抽水蓄能、制氢等消纳调节手段，加强电能替代，提高新能源弃电利用率，不断提高工业绿电占比，有效降低企业用电成本。截至目前，德令哈新能源装机总量达2550兆瓦，工业用电绿电占比达94%以上，未来规划新能源发展用地约900平方公里、15吉瓦清洁能源装机余量。 二、资源优势激发招商引资新动能。 德令哈市境内已发现矿产资源44种，发现各类矿产地264处。周边盐湖、煤炭、金属、石油、工业产品原料资源均处于高效利用运距以内。截至目前，已探明石英岩矿储量1.9亿吨、萤石矿储量约200万吨，均能为硅材料、锂电材料等战略新兴产业、四地建设项目提供充足原料。高原大陆性气候，日照强烈，光电转化效率高，太阳能资源十分丰富，年均日照时常达到3200小时，年均风功率密度为50到100瓦/平方米，是全国适宜发展新能源产业的理想区域。截至目前，聚之源年产2000吨六氟磷酸锂、西部镁业年产2000吨镁基功能材料、国源化工13.5万吨氯酸盐（二期）等6个项目已建成投产；中车新能源装备制造零碳产业园、南玻年产10万吨高纯晶硅项目开工建设；赣锋锂业万吨金属锂（一期）项目、吉利年产10万吨物理法高纯晶硅项目加快推进，新能源制造产业集群雏形渐显。 三、要素优势强化招商引资保障力。坚持重点产业发展需求和水、电、气、土地等要素硬件设施统筹考虑、系统规划、一体实施，拥有20万吨/天供水、20亿方/年供气能力，300亿度/年用电保障余额，未来可达到500亿度。现有1.8万亩工业用地全部实现“七通一平”（道路、供水、雨水、污水、供电、通讯、天然气，土地平整），能够支撑千亿级产业发展。围绕重点行业，加强与浙江等省区以及省内外院校、高新企业合作交流，精准引进补链强链重点产业人才。搭建人力资源服务供需对接平台，与青海省工业职业技术学校、柴达木职业技术学院签订合作协议，开办校企合作定制班，采取订单式培养模式，每年可向企业输送近千名人才。 四、政策优势跑出招商引资加速度。联合州级部门相继出台《招商引资“六大行动”工作方案》《加强招商引资工作九条措施》《工业扩规增产行动方案》及《德令哈市招商引资政策》等一系列涵盖土地、税收、经营等方面的文件政策，从注册、可研、环评、安评，到前期手续代办；从水电路气接通，到后期运行服务，为企业开辟绿色通道，提供一站式保姆服务，全方位保障企业快速扎根、健康发展。 五、环境优势提高招商引资温度值。全面落实“抢抓机遇促发展”专项行动和“助企暖企春风行动”专项工作，把优化营商环境作为高质量发展的“生命线”工程来抓。印发《德令哈市抢抓机遇促发展活动实施方案》，组建工作专班，细化重点工作，建立“党委政府主导+行业推进+工作小组+联络员”的助企服务机制。打造“企业家茶座”活动品牌，建立线上企业家、重点项目服务工作群，设立助企暖企热线电话等，24小时在线解决企业问题。持续深化产业“链长制”，建立健全“总链长+分链长+产业顾问+专班”工作推进体系，聚焦10大重点产业链精心策划重点招商引资项目近百项。 六、团队优势构建招商引资凝聚力。制定“一把手”常态化招商机制，整合州、市、园区招商引资力量，持续做好“一对一”保姆式投资服务。截至目前，市级主要领导已带队开展外出招商活动4次，前往北京、上海、广州、江苏徐州、四川乐山等20余城市开展“走出去”招商活动，拜访中润、莱宝、通威、中盐集团等36家企业。先后与莱宝科技集团有限公司、吉利聚能（浙江）科技有限公司、三一重能股份有限公司等行业头部企业签订投资协议，总投资560亿元。

今年1至6月份，国家铁路发送煤炭10.53亿吨，同比增长1.6%；其中电煤7.77亿吨，同比增长13.1%。截至6月30日，全国363家铁路直供电厂存煤8076万吨，可耗天数达30.6天，保持较高水平。 今年以来，中国国家铁路集团有限公司充分发挥铁路煤炭运输骨干作用，用好大秦、唐包、瓦日、浩吉、兰新铁路等北煤南运、西煤东运主通道，持续增开货物列车，提升山西、陕西、内蒙古、新疆等煤炭主产区外运能力。充分发挥国铁集团和铁路局集团公司两级保供办作用，与地方政府和重点发电企业加强沟通联系，动态掌握存煤情况，精准增加运力投放，对电煤运输需求优先满足，加强组织，确保电煤运输畅通高效，有效保障了国民经济平稳运行和人民群众生产生活。 下一步，国铁集团将密切关注暑期发电企业煤炭运输需求，精心组织电煤保供运输，为各地顺利迎峰度夏提供有力支撑。

今年四川或仍将面临气温偏高、降水偏少。近日，国家能源局四川监管办公室（下称四川能监办）称，预计今夏四川省用电负荷将保持中高速增长，高峰时段或存在电力缺口约750万千瓦。但整体上，今年四川电力保供压力小于去年同期。 进入7月，四川多地降水增多，这将改善四川水电供应。四川省气象服务中心预计，今年汛期，四川省平均降水量虽较常年同期略偏少，但较去年同期偏多，预示水电供应或好于去年。 今夏四川电力保供有压力 去年8月，受极端高温导致用电负荷激增、干旱天气导致水电骤减，一增一减曾使四川电力缺口一度高达近2000万千瓦。 四川是水电大省，水电占比约80%，降水量直接影响着四川水力发电量。据四川省气候中心数据，今年春季四川全省平均降水量偏少8%，这也导致水力发电量有所减少。 今年6月中旬，国网四川电力官微发文称，预计今夏四川省用电负荷将保持中高速增长，最大用电需求负荷为6600万千瓦，而去年这一数值为5910万千瓦。整体上今夏四川电力保供有一定压力，但小于去年同期。 一位四川大型水电公司人士对财联社记者透露：“今年5、6月份四川的确来水不太好”。 同时，今年以来四川地区用电需求持续攀升。据中国电力企业联合会数据，1-5月，四川全社会用电量同比增长6.1%，超过全国平均5.2%的增速水平。其中，5月份四川全社会用电量10.9%，超过全国平均7.4%的水平。 四川能监办近日表示，今年成都大运会举办时间正值四川电网迎峰度夏保供攻坚期，预计全省电力缺口约750万千瓦，加之四川火电机组因长时间高负荷运行，非停及出力受阻频发，保障电力安全稳定运行和可靠供应形势依然严峻复杂。 整体保供压力小于去年同期 不过，整体来看，四川电力保供压力小于去年。一方面，四川今年汛期平均气温较常年同期偏高，但较去年同期偏低；另一方面，750万千瓦的预计电力缺口，也明显小于去年同期的2000万千瓦。 “从大方向来看，今年肯定不会像去年那么极端（缺电）了。一是，政府有做相应的准备；二是，去年煤炭价格高、储煤少，导致火电跟不上，而今年煤价已经下来了。”近日，一位四川上市公司人士对财联社记者称。去年，该公司一度因限电而停产。 今年四川与青海、湖北、陕西、甘肃、宁夏五省区达成了丰水期高峰时段日内峰谷互济合作协议。这是四川电网首次在丰水期开展大规模跨省区日内互济，可一定程度上缓解高峰时段性供电压力。 除跨区域调节外，四川本地火电增长很快。根据国家统计局数据，今年4月和5月，四川火力发电量也分别增长了36.5%和86.4%。 近期，四川省还出台了电力需求侧市场化响应实施方案，调整省内分时电价机制，通过市场化激励机制调动电力需求侧灵活负荷资源，引导电力客户主动错峰避峰、调整生产。 此外，四川外送电力也在减少。今年6月，四川电力市场中外送电量同比下降近100%。 进入7月，四川多地迎来强降雨，一度引发汛情。7月3日，四川防汛抗旱指挥部称，“７·１”降雨过程已造成四川绵阳、广元、乐山等市（州）14.8万余人受灾。7月5日，财政部、应急管理部紧急预拨3.2亿元，支持四川、重庆等省（区、市）做好洪涝、地质灾害救灾工作。 近日，四川省气象服务中心预计，今年汛期，四川降水量将呈“西多东少”态势，川西高原和攀西地区等四川水电站集中的流域来水较常年同期偏多一成到两成。若按照上述预计，今年四川汛期来水将有所改善，水电供应或有一定保障。

6月中旬以来，全国多地普遍迎来高温天气，而华北地区高温情况尤甚，用电量和负荷因此快速攀升。国网人士向财联社记者透露：“虽然负荷和需求上升了，但今年整体缺口更小。”而省间电力现货市场的平稳，也侧面佐证当前电网保供压力尚不明显。 国网华北分部人士告诉财联社记者，6月24日，华北电网最大用电负荷达28154万千瓦，创入夏以来负荷新高，较去年同期增长5.3%；其中，北京电网受气温升高影响，负荷同比大增约30%。 “目前还不是最紧张的时候。”国网相关人士表示，每年7月下旬和8月上旬，是华北电网负荷顶峰，电力需求将进一步上升。根据国家能源局华北监管局6月下旬召开的2023年迎峰度夏工作会信息，2023年华北电网迎峰度夏最大负荷预计将达到3亿千瓦，今夏华北电网供电形势整体趋紧；如遇到高温高湿天气，则华北电网最大负荷将达到3.1亿千瓦，或出现明显的平衡缺口。 尽管在支撑电源、电网加快配套建设的背景下，今年电力供需整体缺口更小，但高温极值纪录等因素的扰动仍将对华北电网平稳运行带来考验。 电源建设加速 有效收窄电力供需缺口 国家电力调度控制中心人士向财联社记者透露，目前国网区域整体负荷在9亿多千瓦，2022年最高约10.5亿千瓦，今年预计将超过这一数值。中国电力企业联合会此前则预计，若出现长时段大范围极端气候，则全国最高用电负荷可能比2022年增加1亿千瓦。 “从华北电网情况看，除了某些时段新能源大发会向外输电，正常状态下都是受入型电网。”国家电网华北分部人士表示，华北电网用电负荷持续攀升的主要原因，是北京、河北等地空调等用电负荷增幅明显，以及区域内硅产业、数据中心等耗能产业的发展。数据显示，由于连续高温，空调占北京电网负荷增长比例已达35%，而在河北，制冷负荷已超过总用电负荷的四分之一。 “今年整体缺口更小，主要原因是火电恢复加快建设和新能源出力。”国网人士表示，从目前看，东北、西北、华北区域电力供需基本平衡，存在电力缺口的区域主要是川渝、华东和长江中下游地区。 建投能源（000600.SZ）证券部告诉财联社记者，公司装机容量915万千瓦，目前处于满发状态。在新增电源建设方面，该人士透露，去年末监管层开始核准建设每年8000万千瓦火电机组，公司今年3月获核准的任丘热电二期2×350MW项目和河北西柏坡电厂扩建1×66万千瓦机组均属于该行列，上述机组将于下半年建成投产。 京能热电（600578.SH）对财联社表示，公司此前已全面安排安全隐患排查等各项工作，确保迎峰度夏期间能源安全稳定供应。今年以来公司扩建2×1000MW涿州超超临界机组项目和秦皇岛二期2×660MW工程相继获得核准投资，将为华北电力供应提供更高保障。 晋控电力（000767.SZ）人士则表示，尽管目前煤价仍使公司火电项目整体处于亏损状态，但公司机组现处于满发状态。公司2022年通过省间现货外送浙江电量2.8亿度，今年外送电量的规模和形势尚不好判断，但预计不会出现2022年时比较紧张的局面。 省间电力现货市场一直保持平稳，侧面也可佐证当前电网保供压力尚不明显。国网人士透露，目前省间现货价格维持在0.4元/千瓦左右，尚无明显波动。“虽然从各地能源监管机构的预测和中长期交易看，电力普遍存在一定缺口，但从目前看，现货交易出清结算后都可解决缺口问题。” 今年6月1日和7月4日，国务院国资委两次召开央企能源电力保供工作会议，要求各中央企业全力以赴做好能源电力保供工作，这也给电力保供尤其是华北电力供应提供了更为坚实的基础。 记者从中国大唐集团有限公司获悉，早在3月和4月，大唐集团就分区域召开两次迎峰度夏电煤保供专题会议，截至6月24日，该公司电煤库存高于去年同期584万吨，可用天数高于去年同期5.5天，以实现夏季负荷高峰期间电煤稳定供应。国家电投则全力推进“综合智慧零碳电厂”开发建设，开工41个零碳电厂，建成投产48个项目，形成装机规模62.2万千瓦，聚合可调负荷10.3万千瓦。 国家电网华北分部人士表示，将全力保障建投明泰电厂、西上庄电厂和汇能百川电厂火电机组以及锡盟古日班风电场调相机等迎峰度夏重点工程按期投产，进一步提升区域发电能力；及时掌握燃气供应、燃煤库存情况，超前做好发电机组出力受阻治理，严肃调度纪律，加强“两个细则”执行，保障机组应发尽发。 而根据国网能源院此前发布的《中国电力供需分析报告2023》，预计今年全国新投产发电装机容量2.8亿千瓦，比2022年增长40.3%，连续第二年创历史新高。其中，抽水蓄能电站投产规模持续高位；燃煤发电新投产规模将超过4000万千瓦，有力提升电力保供能力及系统灵活性；新能源发电投产规模常态化过亿千瓦。总的说来，预计今年全国电力供需平衡偏紧，保障电力供应需要多措并举。 电网和跨省电力交易成华北电力保供后盾 “当前，电厂燃料供应以长协煤为主，本轮煤炭现货价格回调对火电经营改善程度有限。”中国电力企业联合会规划发展部主任张琳认为，火电企业的经营状况影响其发电积极性。同时，近年来火电企业持续亏损导致技改检修投入不足，带来设备风险隐患上升，也会增加电力生产供应的不确定性。叠加气候变化给其他电源发电带来变数，迎峰度夏期间电力供应面临一定挑战。 华北某电力企业高管则对财联社表示，去年省间电力现货价格较高，有效减少了机组非计划停运和出力减少的情况。“买最好的煤，山西一个电厂10天的检修期甚至压缩到了2天”，在电价引导的作用下，火电企业发电积极性得到保证，使2022年电力缺口得到很大缓解。 据电网调度人士透露，目前国家能源局正在制定今年省间现货交易的价格政策，预计将较去年下调，但比平常电价仍涨幅明显。2022年迎峰度夏期间，省间现货报价上限10元/千瓦，结算价格基本在2元左右区间，而“今年省间现货价格预计在1元左右。” “要充分发挥市场机制在电力保供中的重要作用，进一步完善跨省跨区电力交易机制，充分发挥大电网平台作用。”中电联规划发展部主任张琳进一步表示，形成灵活反映电力供需状况和发电成本的现货价格，是打破省间壁垒最有效的市场化手段，也是实现在更大范围内优化资源配置和减碳的必要措施。 财联社记者获悉，今年国家电网加快推进了239项35千伏-750千伏迎峰度夏重点工程建设。为保障华北电网稳定运行，一批工程也已相继建成投运。在山西，洪善至榆社500千伏线路改扩建工程等26项迎峰度夏重点建设工程已全部投运，将为京津冀、华东等地区迎峰度夏提供电力保障。在河北，北京东1000千伏变电站扩建工程业已投运，该工程是内蒙古锡林郭勒盟送山东1000千伏特高压交流输变电工程的重要中转站，投运后京津唐受电能力将增加350万千瓦，比之前翻了一番，将有效提升华北电网保供和抵御严重故障的能力。 在今年电力供需整体偏紧和高温极端天气的背景下，需求侧响应也被视为实现电力保供、迎峰度夏的重要方式之一。根据今年5月国家发改委发布的《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》，到2025年，各省需求响应能力达到最大用电负荷的3％—5％，并明确需求侧响应主体，通过尖峰电价等形式完善需求侧响应价格形成机制、通过虚拟电厂等形式整合用户侧资源参与需求侧响应。 记者在采访中了解到，国网各属地公司正大力推动相关工作，其中，国网保定供电公司推进需求侧负荷管理，已与千余家工商业企业签订需求响应合作协议，引导工业企业合理安排错峰检修、大型商业综合体高峰时段调整空调温度。国网山东电力则在全国率先上线“惠用电”电费测算功能，以看得见的价格优惠引导居民错峰用电，优化迎峰度夏电力负荷。 国网华北分部相关负责人告诉财联社，正充分发挥大电网资源优化配置作用，利用跨区跨省输电通道开展余缺互济，确保华北区域电力可靠供应。国家电网华北分部将多措并举确保电力可靠供应和电网安全运行，守牢大电网安全生产生命线和民生用电底线。

今年三季度的焦煤长协价格博弈出现“僵持”。按照行业惯例焦煤长协价格采用“年度定量，季度调价”的定价机制，在每个季度末确定下个季度的长协价格，但今年三季度的价格至今仍未确定。有焦煤上市公司工作人员告诉财联社记者：“这次（长协价格确定）确实相对较晚一些。” 供强需弱VS低库存 长协价格仍在博弈 三季度焦煤长协价格本季度出现延期落地的情况，市场供需双方博弈加剧。目前焦煤长协价格和市场价格仍为倒挂，今日安泽地区主焦煤市场报价为1600-1700元/吨左右，较上月底的拍卖价格有50-100元/吨的上涨，而焦煤长协价格约为1900-2000元/吨，市场价格与长协价格仍有200-300元/吨的倒挂。 东吴期货行业分析师曾麒告诉财联社记者：“现在有业内声音表示，之前钢厂困难的时候，煤企也没有对焦煤长协涨价，现在到煤企困难的时候，煤企也不愿对焦煤长协降价。现在可能是处于一个博弈的阶段。” 目前全市场焦煤库存保持较紧平衡状态，煤炭企业及煤炭贸易商挺价意愿强烈。山西地区焦煤贸易商张经理告诉财联社记者：“煤炭价格从年初到现在已下跌了1000元/吨了，煤矿已经不想继续下降了，贸易商也期望能上涨，还有的开始囤货。” 但需求方面则继续保持“极限施压”，目前钢厂、焦企维持焦煤低库存水平，按需采购，减少市场采购。财联社记者从部分上市钢铁企业及业内人士处了解到，目前柳钢、山钢等钢企保持低库存采购策略。“有的钢厂联络以前看不上的中小洗煤厂给他们供货，扩大了采购源，这种做法相当于将上游贸易商作为钢厂的库存，将风险转移了。”有业内人士如此表示。 汾渭数字信息技术有限公司研究员侯晔表示：“目前整个下游呈现常态化低库存状态，这也成了影响价格的关键因素，只要下游稍微增加一点儿采购，上游煤炭的价格都会出现快速上涨反应。虽说涨幅可能不大，但是反应节奏很快。” 侯晔告诉财联社记者，目前多数业内人士预期焦煤长协价格可能较当前价格小幅下调。六月份初焦煤长协降价后，拉运情况稍微有所好转，但处于下游低库存常态化的背景下，好转也是比较有限，为继续提高拉运情况，可能会小幅降价。此外本周唐山地区钢铁环保限产的消息也对煤价有一定利空影响。 中煤华利淘煤网商情中心靳经理对财联社记者表示：“目前山焦的价格还没有出来，预计贺西、沙曲、太选、东曲降60元/吨；庞庞塔1/3（0.8）降50元/吨；公路计划涨50元/吨。” 煤企认为公司股价已较低 煤炭稳价意愿强 今年上半年焦煤价格持续回落，国内主焦煤市场价格回落超过1000元/吨，长协价格也下跌了500元/吨左右。 在上个月月底举办的全国夏季煤炭交易会上，山西焦煤党委书记赵建泽在公开演讲时表示，今年以来煤炭市场出现大幅震荡，更多的是对此前煤价变化的修复，使煤炭价格向正常区间逐级回归，要理性地看待，当前煤炭市场再次出现大幅震荡的可能性已经不大。从供给侧看，炼焦煤属于稀缺资源，供应水平整体有限。下半年煤炭市场大概率将逐步走向平稳，特别是炼焦煤市场价格极有可能维持在一个相对平衡的区间。 此外，有煤企日前在某行业会议中建议适度控制进口煤，并呼吁要求煤企与电企及下游要进行长期电力履约的同等责任，协调加强对长协合同的监管，都在煤炭市场上引起了较大关注，煤炭生产企业当前对煤炭价格稳价意愿强烈。 但从供需角度看，今年焦煤总体仍处于宽松状态。 曾麒表示：“目前来看，短期内焦煤价格可能有一定支撑，但从不同层面来看都缺乏强劲的上行动力。从供需基本面来看，国内对焦煤仍有保护政策，产量相对充足。尽管煤矿的产量没有明显增加，但从进口量来看，供应相对去年有所增加。同时下游需求方面，没有出现明显增长，甚至弱于去年，地产短期内或难出现明显起色。政府的刺激政策力度需要更大，供需形势才能明显改善。由于现在天气炎热，正值产业链淡季，预期政策爆发需要等到下半年，甚至是第四季度。” 从另一个角度看，焦煤在电煤替代方面存在一定程度的流入效应。但今年上半年电煤库存一直保持在高位，并且电煤价格表现并不好，对焦煤的支撑有限。无论从替代角度还是从其自身工序来看，焦煤都缺乏强劲的上行动力。 对下半年焦煤长协及市场价格，侯晔认为：“目前焦煤已跌到这一周期涨价之前的价格水平，虽然今年炼焦煤总体供给宽松的格局是相对确定的，但从节奏上来看，在经历了四、五月的快速下跌后，三、四季度跌价幅度和节奏可能会有收窄的情况。” 随着焦煤价格的下跌，平煤股份（601666.SH）、淮北矿业（600985.SH）、山西焦煤（000983.SH）等焦煤类上市公司股价也出现较大幅度回落，部分煤企年内股价跌幅超过30%，部分煤企股价跌破净值，市盈率回落至3倍-5倍。

6月26日，在BP宣告今年停止发布《世界能源统计年鉴》之后，英国能源研究院The Energy Institute (EI)在BP的支持和协助下，与其合作伙伴毕马威(KPMG)和科尔尼(Kearney)联合发布了《世界能源统计年鉴》(Statistical Review of World Energy 2023)第72版，首次提供了2022年完整的全球能源数据。 统计年鉴数据显示，2022年，世界煤炭总产量为88.03亿吨(175艾焦EJ)，比2021年增长7.9%，创出历史新高。中国、印度和印度尼西亚占全球产量增长的95%以上。 全球煤炭消费量继续增加，2022年全球煤炭消费161艾焦，比上年增长0.6%，是自2014年以来的最高煤炭消费水平。 煤炭需求的增长主要由中国(1%)和印度(4%)推动，两国合计增长1.7 艾焦足以抵消其他地区0.6艾焦的下降。 北美和欧洲的煤炭消费量分别下降了6.8%和3.1%。2022年，经合组织的煤炭消费量比疫情前的2019年水平减少了约10%，非经合组织的煤炭消费量增加了6%以上。 煤炭价格在2022年达到创纪录水平，欧洲平均价格为294美元/吨，日本到岸价格现货价格平均为225美元/吨，分别比2021年上涨145%和45%。 2022年，国际煤炭贸易下降了近4%，为2017年以来的最低水平。印度尼西亚、澳大利亚和俄罗斯加起来占全球煤炭出口总量的71% 多一点。其中，俄罗斯的煤炭出口比2022年下降了12%。中国是最大的煤炭进口国，进口接近6艾焦，从印度尼西亚进口下降了0.5艾焦 ，从俄罗斯和蒙古的进口分别增加了1.5 艾焦和0.5艾焦。亚太地区占全球煤炭进口的74%，欧洲是第二大煤炭进口地区，比2021年煤炭进口增长了10%。 2022年，煤炭仍然是全球发电的主要燃料，所占份额稳定为 35.4%，略低于2021年的 35.8%。 英国能源研究院首席执行官Nick Wayth CEng FEI FIMechE表示：“在世界摆脱新冠疫情及其对需求影响的同时，2022 年能源市场再次陷入危机，乌克兰冲突颠覆了对全球供应的假设。这反过来又引发了价格危机和许多经济体的巨大生活成本压力。 “EI统计年鉴显示了世界能源市场如何努力应对危机，能源贸易和流动如何扭曲，以及我们的经济如何容易受到供应和价格冲击的影响。 毕马威英国副主席兼能源与自然资源主管合伙人Simon Virley CB FEI表示：“EI统计年鉴是世界各地试图平衡能源三难困境的政策制定者的必备读物。三难困境的各个方面在 2022 年都承受了严重的压力。尽管可再生能源增长创纪录，但世界能源中来自化石燃料的份额仍然顽固地停留在82%，这应该成为各国政府为能源转型注入更多紧迫性的号角。 科尔尼全球可持续发展首席合伙人兼能源转型研究所主席Richard Forrest FEI表示：“2022 年是能源行业动荡的一年，乌克兰冲突和新冠大流行收尾将能源成本和安全问题推到了许多地区的首要任务。全球能源消耗同比增长1.1%，温室气体排放量增加0.8%，这更加需要采取紧急行动，使世界走上实现巴黎目标的轨道。推动能源转型加快步伐以提供清洁、负担得起和安全的能源的需求从未如此强烈。

迎峰度夏的挑战临近，电煤的库存也再创历史新高。中国煤炭运销协会副理事长石瑛在日前表示，截至6月末，国内火电厂存煤约2亿吨，存煤同比增加约2800万吨，增长16％，电厂存煤可用约30天。 由于市场煤价跌破了部分地区的长协价，部分中长期合同兑现率下降。在日前举办的全国夏季煤炭交易会上，中长协的违约问题再被多家企业摆到桌面。 电厂开始成为中长协违约方 河南能源集团的与会代表在现场呼吁要求煤企与电企及下游要进行长期电力履约的同等责任，协调加强对长协合同的监管，要求按照原先实行“欠一罚三”，“三个百分百”等政策督促下游保供。 山西焦煤（000983.SZ）与会代表则在现场提出，“中长协方面，目前我们感觉只对供给侧是严监管，单方监管比较严，对需求侧基本没有监管。如果煤矿少发了煤就需要欠一补三，但如果是电厂不接煤，想让他们欠一补三肯定很难。现在我们有煤矿已经出现顶库，但是电厂又不接煤，（中长协）我们也不敢卖，这个情况是需要调节。” 该与会代表表示，现在下游用户可以按需采购，但是煤矿却不能以销定产，导致了现在许多煤矿发生顶库，特别是现在每天都有产量任务，还有年度考核等原因导致我们一方面卖不出去，一方面全天生产煤矿也无法检修。 平煤集团的与会代表也在现场表示，在目前电煤宽松的情况下，库存在增加，工作量也很大。对目前的合同实际上还是有一定情绪，还是应该对我们的调节量要有一定的约束。“像在电煤保供比较紧缺的时候，我们有时候从市场买高达60块钱一吨的煤，包括我们的焦煤都用到了电煤保供上，当时损失非常大，所以在目前这种宽松的情况下，我希望咱们作为上下游之间还是要有同一个做法。” 煤价虽然持续下行，但电力企业自身的情况仍未得到彻底的改善。华润电力（00836.HK）在会上介绍自身情况时表示，1-6月份华润的发电量是1137亿千瓦，同比增加12.3%。“虽然总体盈利了7亿，但是火电经营还是非常困难，从目前的趋势来看，有三分之一的电厂在6月份还是亏损状态。” 业内分析人士对财联社记者表示，此轮煤炭降价虽然幅度很大，但还只是让煤价回归到了此前的合理价格区间。而市场煤价跌破了部分地区的长协价，这样一来长协煤便不再是电厂唯一的选择。 石瑛也在介绍情况时指出，当前煤炭市场供需偏弱，各环节煤炭库存持续攀升，“买涨不买跌”情绪浓重，煤炭中长期合同违约现象增多，部分中长期合同兑现率下降，煤炭中长期合同的权威性受到挑战。 国家能源集团的与会代表也发出警告称，分阶段看，迎峰度夏前集中补库的需求和意愿转弱，迎峰度夏期间维持供大于求的市场格局可能性在加大，前期宽幅震荡，后期见顶回落，可能再次进入下行通道，部分成本高，热质低、区位差的煤矿，有跌破成本线退出市场的风险。 谈及煤炭价格未来走势，山西省能源局副局长王茂盛日前在会上表示，“煤炭的价格在近期是止跌的，但还是处于小幅震荡的过程，受到进口煤增加与电厂煤持续高位的影响，迎峰度夏还不足以对煤价上涨形成有效的支撑，预计下一阶段的煤炭价格仍将承压运行。” 国内煤企受外煤冲击影响较大 除了电企对夏季高峰感到压力，煤企也在近期受到了来自进口煤的冲击。 河南能源的与会代表表示，河南能源当前煤炭产量是8000万吨，随着煤炭价格连续6个月出现下降，期间减利增亏达到200亿元以上。而煤炭价格的快速下降与进口量大以及当前煤炭产量高有着直接的关系。应当减少劣质煤的进口，对进口的劣质煤进行限制与把关。 晋能控股的与会代表在会上表示，“我们要求合理控制进口煤，1-5月我国进口褐煤7122万吨，占总进口量的39%，严重挤占了我国煤炭市场，对我们煤炭生产造成了挤压。建议通过加强原产地管理和严格通关检验，坚决抵制劣质煤进口。根据国内供需状况确定进口规模，可采取配额制的方式控制进口总量以及进行阶段性的调节。” 煤企的建议并非空穴来风。根据海关总署在6月7日公布的最新数据显示，我国2023年5月份进口煤炭3958.4万吨，较去年同期的2054.9万吨增加1903.5万吨，增长92.63%。 此外，煤炭清洁化利用问题也被提及。中煤集团的与会人员在会上表示，中煤集团这两年累计投入了将近2000亿在寻求煤炭清洁化利用的转型和升级。但还是没有获得实质性的突破，无论最后是把煤燃烧掉还是拿去做化工，还是属于一个最基础的应用。 在最后一天的会议上，中国煤炭运销协会理事长杨显峰在会上发表演讲时表示：煤炭行业这段时间需要加强行业自律，在煤炭市场上行的时候，行业自律大家觉得没必要，但是当开始下行，就要把行业自律放到第一位，“首先在市场下行的过程中，不要相互去抢占市场造成踩踏性的交易，降价降到最后伤害的还是煤炭行业的利益，所以在这个领域我们还是要抱团。大家要用好行业里长远的人际关系，把我们这几年来之不易的形式能够保持住。”

》查看SMM钢铁产品报价、数据、行情分析 》2023 SMM钢铁湖北黑色金属产业论坛-暨华中地区建筑钢材供需交流会 据SMM最新调研，随着炼焦成本增加，盈利减少，部分焦企开始限产。 焦煤市场受钢厂补库和价格探底回升等利好带动在6月下旬开始了一波上涨。此前焦炭经过十轮降价，市场看跌恐慌情绪基本释放完毕，此前看稳企涨情绪开始占据市场主流。不过，随着钢材需求未见明显提升，钢厂盈利收窄，对焦炭涨价抵触意愿增强，多数钢厂又重新开始按需采购。焦煤此前率先涨价后，价格高于下游心理预期，且前期因煤矿事故停产的煤矿复产以及网传消息蒙古国焦煤第三季度长协价格下调，导致市场情绪降温，线上竞拍流拍范围再次扩大，焦煤价格对焦炭的支撑力度减弱。 焦煤价格的变化引发市场关注，对于市场热议的“长协煤比市场煤价格还高？”的问题，晋控电力此前作出了回应。 对于“煤炭和煤电一体化、煤电和新能源一体化、煤炭和煤化工一体化、煤炭产业和数字技术一体化、煤炭产业和降碳技术一体化。 请问公司正在进行哪一步，目前进展到什么程度？”的问题，晋控电力6月21日在投资者互动平台回应，山西省委经济工作会议提出大力推进能源领域“五个一体化”，为公司未来发展提供了有利机遇，目前没有可以披露的关于煤电一体化的进展。 晋控电力6月7日在投资者互动平台介绍：公司降低成本采取的措施； 一是加大落实长协煤的覆盖率。二是要求各级主要负责人抓煤量，煤价，降低采购成本。三是加强内部管控，深入配煤掺烧，提高电煤利用效率，控降综合成本。四是严格修理费定额管控，对于重大非标项目严格执行单报单批。五是最大限度提高固废综合利用率，降低固废处置成本。具体相关数据将在半年报中披露。 对于“公司2022年一季度长协煤占比61%，扣非亏损35万元；2023年一季度长协煤占比超过90%，扣非亏损1.49亿元。请问公司签订的长协煤比市场煤还高吗？另外新任董事长同时兼任晋能控股电力集团董事长，2022年晋能控股电力集团成为第一供应商，其中是否存在利益输送？是否是公司大幅度亏损的直接原因？”的问题，晋控电力6月1日在投资者互动平台回应： 目前长协煤价低于市场煤价，市场煤价有下降的趋势，但公司也会调整长协燃煤的采购比例，公司和电力集团的关联交易遵循公允和公平的原则，并履行了相应的审批程序，不存在利益输送。 对于“2023年长协煤签订占比90%，一季度长协煤占比90%，一季度亏损1.4亿；是否可理解成董秘的回答是指引2023年公司业绩将继续亏损？”的问题，晋控电力表示： 长协煤占比较高，但目前市场煤价有降低的趋势，公司已在调整各种煤采购的比例，降低综合燃煤成本是我们不变的策略，也将改善公司的业绩状况。 对于“公司为什么在2022年前三季度扣非净利润总亏损约6千万，而在第四季度单个季度亏损达7个亿？2022年第四季度发生了什么经营变化吗？”的问题，晋控电力回应：2022年四季度燃料成本大幅增加，影响燃煤成本增加的主要原因：一是受煤炭市场影响，煤价大幅增加（大同地区5500大卡动力煤2022年平均价格同比升高147元/吨）；二是公司所属煤电企业均在山西省境内，且机组以低热值电煤采购为主。2022年，国家发展改革委下发了《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（发改价格〔2022〕303号），要求综合运用市场化、法治化手段，引导煤炭价格在合理区间运行，完善煤、电价格传导机制，保障能源安全稳定供应。文件对山西区域5500千卡价格合理区间确定为370~570元/吨（含税），同时要求其他热值煤炭出矿环节中长期交易价格合理区间按热值比相应折算。晋能控股集团遵照国家价格文件对电煤长协价进行了相应调整，取消了原有的低热值煤阶梯价格，导致2500-3800千卡区间的低热值煤种较往年每吨实际提高约60元，对公司的燃料采购成本造成一定影响。三是受地理条件所限晋控电力所属南部电厂周边没有集团长协煤源，北煤南运造成运输成本增加（运费最高达），平均运价同比升高27.12元/吨。 持续高温天气提振煤炭需求 煤炭期股双升 中国煤炭运销协会发布关于做好迎峰度夏期间煤炭保供稳价工作的倡议书。其中提到，要严格履行电煤合同。煤炭生产企业、发电企业要进一步提高政治站位，认真贯彻落实“国家发展改革委关于做好2023年能源电力迎峰度夏工作的通知”要求，严格履行年初签订的电煤保供中长期合同，严格按照合同约定的时序足额兑现履约，切实做好电煤产运需协调，提高煤炭储运支撑保障能力。 此外，中国煤炭运销协会发布《2023年5月火电行业运行情况及后期展望》。其中指出，5月份，我国经济运行延续恢复态势，全社会用电量、发电量同比均有明显增长；水电出力不及预期，火电保持较快增长，燃煤发电利用小时增加，主要电厂耗煤低位回升。预计未来几个月，投资稳步增长，对用电需求仍有较强的支撑；判断七、八月处于传统的迎峰度夏期，持续的高温将带动季节性用电、用煤需求增长，如果水电出力超预期，燃煤发电、用煤增长空间将受到一定的制约。 》点击查看详情 多地持续的高温天气使得电力需求增长，进而带动煤炭需求预期提升，再叠加中国煤炭运销协会发布关于做好迎峰度夏期间煤炭保供稳价工作的倡议书、全国夏季煤炭交易会多人利好发言等消息面利好的发酵，使得煤炭板块28日走高。煤炭行业在6月30日以0.98%的涨幅结束了上半年的行情。期货市场方面，截至6月30日日间行情收盘，焦煤焦炭期货均涨超2%。 炼焦成本增加 盈利减少 部分焦企已开始限产 》点击查看SMM黑色系产品现货报价 》订购查看SMM金属现货历史价格 根据SMM最新调研，本周吨焦盈利2.4元/吨，利润减少。从价格方面来看，本周准一级干熄焦2086元/吨，价格暂稳，吨焦盈利没有受到其价格影响。但从成本端来看，本周山西、山东多数煤种价格上涨100-150元/吨，炼焦成本明显增加，挤压焦企盈利。 从盈利方面来看，本周吨焦盈利明显减少，特别是山西、山东地区，炼焦成本增加，盈利减少，再叠加环保检查严格，焦企开工水平下降。根据SMM调研，本周焦炉产能利用率为周环比减少0.5个百分点，部分焦企已经开始限产。 从库存方面来看，本周焦企焦炭库存继续去库，剩余库存仍以山西地区为主，其余地区基本保持低库存状态，焦炭价格仍有一定上涨可能。且从另一个方面来看，焦炭首轮涨价没有落地，提前涨价的焦煤则有价格回调的可能，或同样修复焦企盈利。所以焦企不会出现明显减产，SMM预计下周焦企焦炉产能利用率或小幅降低。 机构观点 广发期货研报表示，焦炭方面：焦炭市场平稳运行，提涨不畅影响焦化厂利润逐步收窄，受到蒙煤长协价格调整和宏观层面的影响，市场情绪略有反复，但整体向好，且目前钢厂打压原料的意愿较低，市场对政策也仍有一定期待，预计焦炭盘面仍会震荡偏强运行。焦煤方面：国内产地执行前期订单为主，吕梁地区煤矿事故影响部分产量释放，下游焦钢厂补库叠加贸易进场拿货，部分煤种仍有探涨，但是焦炭提涨受阻，涨价预期开始回落。蒙煤口岸通关不断上行，且长协调价在即，下游观望为主。当前高通关能否持续需要在7 月之后观察，且随着近期汇率和运费变动，贸易商成本有所抬升，预计焦煤宽幅震荡为主。 》点击查看详情 中信建投期货认为，焦炭：山西忻州成立调查组，核查代县矿企安全事故瞒报问题；三季度焦煤长协山西下调50 元、河北下调70 元、河南下调100 元。下游处于需求淡季，钢厂盈利恶化，铁水产量继续保持增量；原料煤价格不稳，吨焦利润转负，部分焦企有减产预期，焦价首轮提涨尚未落地，焦钢产量比下滑。焦煤：煤矿多正常开工，库存压力暂不明显，报价比较坚挺；下游对原料的补库需求消减，中间贸易商采购谨慎。主产地受到环保限产通知，高位铁水或将回落，若按粗钢平控下铁水需维持在 232 万吨/天内；国产煤供应扰动减弱，蒙煤口岸日通关创新高，原料煤成本支撑不稳。 》点击查看详情 推荐阅读: 亏损 焦企已经开始限产【SMM分析】

据中国煤炭运销协会消息：中国煤炭运销协会发布《2023年5月火电行业运行情况及后期展望》。其中指出，5月份，我国经济运行延续恢复态势，全社会用电量、发电量同比均有明显增长；水电出力不及预期，火电保持较快增长，燃煤发电利用小时增加，主要电厂耗煤低位回升。预计未来几个月，投资稳步增长，对用电需求仍有较强的支撑；判断七、八月处于传统的迎峰度夏期，持续的高温将带动季节性用电、用煤需求增长，如果水电出力超预期，燃煤发电、用煤增长空间将受到一定的制约。