入夏以来，全国多地出现持续性高温天气，最大电力负荷快速攀升，多次刷新历史最高纪录。国家能源局最新数据显示，7月24日，全国最大电力负荷达14.51亿千瓦，为历史新高，相比去年最大负荷超1亿千瓦。今年迎峰度夏电力供需形势如何？生产生活用电能否得到有效保障？
提前谋划保供工作
气温是影响夏季用电的主要因素。中国电力企业联合会统计与数据中心副主任蒋德斌介绍，近年来我国电力负荷“冬夏”双高峰特征日趋明显，夏季降温用电负荷占全国最大用电负荷比重达三成，部分省份比重甚至超40%，气温对用电的影响越来越突出。
气象部门预计，今年盛夏，除内蒙古东北部、东北地区中部和北部气温接近常年同期外，全国大部地区气温偏高。高温天气将拉动用电负荷快速增加，预计今夏全国降温用电负荷将达4.2亿千瓦至4.5亿千瓦。
国家发展改革委政研室副主任、新闻发言人李超透露，为全力做好迎峰度夏工作，国家发展改革委会同有关部门、地方和企业，持续加强能源产供储销体系建设，提前谋划安排各项保供工作。截至目前，全国发电装机保持较快增长，水电来水蓄水形势好于去年同期，为今年迎峰度夏电力保供提供了良好基础。
不过，迎峰度夏中的挑战仍不容忽视。据国家气候中心预计，今年华东、南方地区入夏较早，部分地区可能发生强度较大的高温天气过程。今年夏季高峰电力保供，必须充分考虑极端天气事件影响和巨大的消暑降温用电需求，持续动态研判形势，做好充足准备工作。
李超表示，生产供应方面，将加强燃料供应协调保障，重点抓好煤炭稳产稳供，保障重点地区发电用煤用气需求；抓紧补强局域电网、城中村老旧配电网等供电薄弱环节。着力提升重点地区和重点时段用电顶峰的发电能力。电力调配方面，加强跨省区电力调度，利用各地用电负荷特性差异，积极通过电力中长期合同、现货市场等市场化方式，开展跨省跨区余缺互济。
电煤供应整体有保障
煤炭是我国能源电力供应“压舱石”，供需形势备受关注。受多重因素影响，今夏电煤供需仍存诸多不确定性因素。
一方面，清洁能源发电出力具有不确定性。近年来，我国新能源发电持续快速发展，但风光资源以及来水存在不确定性，常规电源增加规模小于用电负荷增加规模，煤电作为兜底保供电源，发电和电煤消耗的波动性增强。
另一方面，电煤供需平衡在用煤高峰期面临挑战。今年以来煤炭产量收缩，各月煤炭产量均同比下降，迎峰度夏开启，电厂日耗大概率进入季节性上升通道，产业链各环节存煤会得到消耗。若迎峰度夏、迎峰度冬期间主要产煤省煤炭产量不能及时有效恢复，如遇大范围极端天气情况，电煤供需平衡、主要运输通道等均将面临阶段性压力。
在神东煤炭补连塔煤矿综采工作面，采煤机飞速运转，源源不绝的乌金涌入输煤皮带，每天有4.5万吨原煤送到全国各地……为做好迎峰度夏煤炭供应，国家能源集团优化生产作业组织，确保自产煤保持月均5000万吨峰值水平。
总体来看，全国煤电企业在电煤中长期合同和高库存支撑下，供应整体有保障。截至7月4日，纳入中电联燃料统计的燃煤电厂煤炭库存超过1.2亿吨，较去年同期增加228.5万吨，库存可用天数27.1天，较上年同期增加3.3天。
中国电力企业联合会规划发展部副主任卢国良表示，今年以来，我国煤炭产量同比小幅下降，发电供热用煤小幅增长，在电煤中长期合同有效支撑、进口煤较高增长的有力补充下，电煤供需形势相对稳定。发电企业严格履约电煤中长期合同，积极拓展燃煤采购渠道，做好电煤库存管控工作。今年以来，电厂库存和可用天数始终高于上年同期水平，创近年来历史高值。
新型储能调节作用显现
随着储能技术进步和成本下降，新型储能逐渐成为电力系统调节的新兴力量，助力迎峰度夏。
为缓解夏季供电压力，应对可再生能源“不稳定”难题，江苏省能源局在全省批复了40项重点储能项目，其中苏州共有7项。“目前7个独立新型储能项目已全部投运，合计功率42万千瓦，容量达83万千瓦时，苏州电网侧储能总装机容量比去年提高了4倍，有力缓解高温高负荷电力保供压力。”国网苏州供电公司电力调度控制中心主任姜学宝说。
截至目前，苏州已累计并网投运了9个电网侧储能项目，总规模达54万千瓦/105万千瓦时，成为百万级大型“城市储能群”。这意味着苏州配置了一个大型“城市充电宝”。
作为新型储能装机大省，山东今年迎峰度夏底气更足。不久前，胶东地区最大储能电站——220千伏成山京能储能电站投运后首次实现满充满放。国网威海供电公司调控分中心负责人沙鑫介绍，该电站就像电网的“充电宝”，在用电低谷时将风力、光伏发出的剩余电力储存起来，在用电高峰时集中放电，充电一次可储存40万千瓦时电量，相当于6万家庭一天的用电量，年可消纳新能源电量约2亿千瓦时，迎峰度夏电力保供压力有效缓解。
截至今年上半年，全国建成投运新型储能项目累计装机规模达4444万千瓦/9906万千瓦时，较去年底增长超过40%。同时，新型储能调度运用水平持续提高，新型储能调节作用不断增强。根据电网企业统计数据，国家电网公司经营区今年上半年新型储能等效利用小时数达390小时、等效充放电次数约93次，较去年上半年分别提高约100%、86%。南方电网公司经营区今年上半年新型储能等效利用小时数达560小时，已接近去年全年调用水平。
“储能参与电力保供和系统调节的作用进一步显现。”中国电力企业联合会规划发展部主任张琳表示，去年以来，独立储能、新能源场站共享储能快速发展，政企协同做好电网关键节点储能配置，提升新型储能调度运行水平，增加系统调节资源。江苏、浙江、广东等迎峰度夏电力保供重点地区，全力推动一批新型储能项目在度夏期间并网投产，发挥顶峰保供作用。 （经济日报记者 王轶辰）
国家电网支援成都地区电力供应 “缺电潮”还将持续多久
天气网讯，持续高温天气导致四川用电紧张，其中，近日成都就采取了限电措施。 对此，今天（18日）国家电网支援成都地区电力供应！其实，不仅仅四川，今夏的高温天气让不少地方都出现了供电压力，即出现了“缺电潮”。 那么，到底“缺电潮”还将持续多久呢？下面我们一起来了解。 国家电网支援成都地区电力供应成都供电持续的极端高温天气，导致中国多地电力负荷激增。 为了保证居民用电，近期，四川、安徽、浙江、江苏等地已启动有序用电模式，电力保供问题再次成为社会关注焦点。 据悉，从今天开始，来自江苏、江西、山西、辽宁、山东，安徽，北京、湖南、河南、浙江、甘肃、青海等12个省份的发电车将陆续到达成都保障成都电力可靠供应。 今夏以来，全球大范围出现持续性高温天气。 在罕见热浪侵袭下，多地用电紧张，迎峰度夏保供电迎来关键时刻。 工业大省四川情况尤为严峻。 进入7月以来，四川用电负荷接连创历史新高，电力保供形势十分严峻。 为此，该省决定启动有序用电模式，工业企业限电停产，让电于民。 除四川外，安徽、浙江、江苏等地也面临电力供应紧张局面。 目前，浙江宁波3300余家企业已主动响应国家电网错峰用电需求，调整生产计划。 安徽发布《致全市电力用户节约用电倡议书》，称今夏全市电力供需形势紧张，倡导工业企业要科学合理安排生产班次，错避峰让电，主动支持缓解用电高峰时段供电压力。 江苏南京发布节电倡议书，要求机关事业单位带头节电、工业企业严格科学用电、加强公共场所合理用电、提倡家庭生活节约用电。 极端天气“烤”验电力供应供电去年9月，限电风波席卷全国多地。 为保障迎峰度夏的电力安全，不再出现“拉闸限电”情况，今年官方已部署多项举措保障电力供应。 今年以来，能源价格总体稳定。 上半年，中国煤炭产量增长11%，电力生产保持增长。 为何如今电力却再度吃紧？厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强对中新社指出，从需求侧来讲，今夏全国持续高温，多地电量需求激增，用电负荷较大，给电力供应带来一定挑战。 林伯强分析说，除了高温，今年“缺水”问题也尤为严重。 据了解，7月份以来，长江流域降雨量较常年同期偏少四成，为1961年以来同期最少，江河来水也偏少两到八成。 他进一步说：“缺水导致水电出现巨大缺口。 以四川为例，该省主要以水力发电为主。 从供给侧来说，今年该地降水量显著降低，各大流域来水锐减造成水电发电出力骤减，这是四川缺电的主要原因。 ”全国多地电力供需矛盾突出，如何坚守“不拉闸”的底线？此次“缺电潮”还将持续多久？高温林伯强分析，随着夏季进入尾声，高温逐渐结束，预计一两周之内，大部分缺电地区“电荒”将显著缓解。 他继续说，全国总用电量中工业用电占比最大，约为70%，而城乡居民生活用电占比较小。 保居民始终是政府的底线，因而在电力紧张情况下，坚持有序用电，有利于缓解电力供应紧张的局面。 需要强调的是，有序用电指采取错峰、避峰、轮休、让电、负控限电等措施，避免无计划拉闸限电。 “往年四川电力供应较为充裕，会支持其他省份电力，但今年可能得倒过来了，需要其他省份支持四川了。 ”林伯强说。 目前，四川已启动三级保供电调控措施，竭力保障民生用电。 此次由“缺水”导致的电荒再度为电力保供工作鸣起警钟。 在林伯强看来，此次缺电主要由于降水骤减所致，并非电力系统运行出现问题。 因此，从根本上讲，防范此类现象再发生，需要全球合作，共同解决极端气候变化问题。 相关推荐杭州气温跌破26℃ 高温终于结束了吗官方回应四姑娘山万年冰川裸了：目前该区域内多处冰川情况良好四川40℃以上停止户外露天作业 35℃以上37℃以下采取换班轮休等方式重庆南川突发山火 森林草原火险红色预警生效中内衣和袜子可以一起洗吗 医生：若皮肤没有真菌感染混洗问题不大青海西宁大通山洪已致16人死亡36人失联 2个乡镇6245人受灾
区域电力供应紧张
如何缓解高峰电力供需压力，一直是电力行业面临的棘手问题。 今年夏天罕见的极端高温天气，为这个“老问题”埋下了更加复杂的背景。 “这是电力供需矛盾加剧带来的痛点，也为推进电力市场化改革创造了良好的契机。 ”华北电力大学能源互联网研究中心副主任王永利告诉第一财经。 今年入夏以来，受持续高温天气和经济恢复增长等因素影响，我国电力需求持续上升。 同时，由于来水偏干，水电出力不足，电煤供应保障继续面临较大压力。 短期的高温终究会过去，但应该有更好的机制来化解“老问题”。 这样，面对下一次潜在的极端天气，有关方面可以更加从容应对。 王永利说，今年2月以来，国家有关部门多次把保障能源供应和迎峰度夏工作提到议事日程上来。 (电)除了被送出去、被输送出去，最终还会在用户端被“用好”。 在今年极热的天气里，前两个已经做得比较好了。 但如何合理调整用户需求，挖掘用户资源潜力，实现社会效益和经济效益最大化，仍有改进空间。 电力的“需求响应”近期的高温干旱加剧了电力供需的短期和局部矛盾。 入夏以来，国家电网5个区域电网和19个省级电网负荷屡创新高。 为了做好迎峰度夏工作，越来越多的省市考虑电网运行和负荷特点，鼓励调峰填谷，鼓励负荷聚合者参与需求响应。 “需求响应”是电力发展进入新阶段后，从需求侧解决电力供需平衡的新手段。 与有序用电不同，需求响应是电力用户对电价或激励信号的主动响应，主要表现为用户用电行为的临时改变，即根据电价或激励临时调整电力负荷。 以福建为例，5月发布的《福建省电力需求响应实施方案（试行）》明确提出了工作目标，即通过广泛动员各类用户参与电力需求响应，实现电力削峰填谷，促进可再生能源消纳，推动源、网、负荷、储友好协调调控。 应按照年度组织交易、优先邀请响应的模式提前实施，有条件的地区探索日内响应与优先邀请相结合的模式，形成约占福建电网最大用电负荷5%的需求响应能力。 哪里都尊重的需求响应有什么「好」？王永利说，作为有序用电前的“缓冲区”，需求响应机制可以有效降低因“电荒”而产生的综合社会成本。 既能节省投资，又能保证电网安全。 据业内人士粗略计算，整个系统满足1kW终端新增负荷的投资已达万元以上，而一年内超过全网最大负荷95%的用电时段不到100小时。 考虑全部成本，通过设备投资满足高峰负荷需求，每千瓦时总成本在1000元左右。 然而，采用需求响应的成本极低。 由于高峰时段的利用小时数较低，如果高峰负荷降低5%，全年电力损失的影响将非常小。 在各地，电力市场需求侧响应的实际效果逐渐显现。 “归根结底，需求反应还是高度依赖于企业自身权衡收益和损失，选择是否采取避峰措施。 对于一些盈利能力强、用电量高的企业，主动调整的意愿有限。 ”王永利认为，为了优化电力供需匹配，一方面有关部门要对全社会的电力负荷进行有效梳理，对不同的电力需求进行排序自2015年3月新一轮电力体制改革启动以来，我国正在逐步建立“远期交易规避风险、现货市场发现价格、交易品种齐全、功能完善”的电力市场。 2017年8月，国家确定南方(从广东开始)等8个地区为第一批试点，2021年5月，确定上海等6个省市为第二批现货电力试点。 8月18日，华南现货市场(广东出发)结算试运行日报表显示，发电侧加权平均电价(含核电)约为0.66元/千瓦时。 前两天这个市场的发电侧加权平均电价(含核电)高达0.86元/千瓦时左右。 而往年根据《广东电力市场2021年度报告》，2021年5月现货市场试运行期间，5月之前的价格主要集中在0.35元/千瓦时至0.65元/千瓦时。 可以看出，近期现货市场的平均电价已经创出了较高的位置。 一般认为，电力市场尤其是现货市场的价格实际上反映了电力供需平衡的程度。 电价越高，供不应求越严重。 电价越低，供过于求越严重。 今年夏天，上述“火热”的现货市场是电力供需紧平衡和市场化机制创新的结果。 8月初，广东电力交易中心发布《关于暂缓执行价格限制相关条款的通知》，宣布临时取消两个限价。 “在当前迎峰度夏供电保障的关键时期，为确保有效的现货市场价格发现，调动发电企业积极性，经国家能源局广东能源局、南方监管局批准，暂停执行按类型设置现货电力能源报价上限和二级限价的条款，待根据市场运行情况进一步明确。 ”通知说。 以江苏为例，2023年8月，江苏电力集中竞价交易结果显示，本次交易总交易量为122.07亿千瓦时，交易价格为469元/兆瓦时。 共有81家发电企业、106家售电公司、65家类用户、国网江苏省电力有限公司参与集中竞价交易申报。 值得注意的是，成交价按现行规定几乎涨了20%，比去年涨了23%。 尽管如此，许多业内人士认为，目前中国现货市场仍具有广阔的探索空间和发展潜力。 长沙理工大学经济与管理学院教授叶泽撰文称，目前我国电力供应正处在相对紧张时期，各省按照“需求侧响应优先，有序用电保底、节约用电助力”次序开展电力保供工作。 多省通过需求侧响应让用户调整负荷，而电力市场特别是现货市场并没有纳入电力保供的有效措施中。 与需求侧响应中用户中断负荷的补偿标准相比，现货市场交易价格相对偏低。 叶泽认为，当前我国现货市场仍然没有发现稀缺电力价格。 究其原因，一是现货市场价格上下限没有根据经济规律制定，二是忽视了需求侧响应机制的使用条件。 “目前我国电力市场特别是现货市场，高峰负荷电价形成机制由于过低的价格上限限制并不合理，现货市场高峰负荷电价明确偏低，在这种情况下实施需求侧响应，会产生‘谁引起，谁受益’的不合理结果，甚至会产生需求响应反而加剧保供形势的负激励效果。 ”叶泽称。 华北电力大学经济管理学院教授袁家海对第一财经表示，未来极端天气很可能成为常态。 为保障电网的安全性，需要完善配套的电力市场化机制，最大限度地实现资源优化配置。 通过深化电力需求侧改革，利用市场化方式引导电力用户主动错避峰。 在这一过程中，电力现货市场、辅助服务市场、综合能源服务、虚拟电厂等新兴市场“大有可为”。 相关问答：电费收费标准2022江苏 江苏电费收费标准如下江苏晚九点至早八点，电费0.35，峰0.52，苏州市居民生活用电城乡“一户一表”用户实行分档累进递增的阶梯电价,按户年均用电量分三档。 第一档年用电量2760千瓦时及以下：1千伏以下0.5283元，1-10千伏0.5183元；第二档年用电量2761-4800千瓦时：1千伏以下0.5738元，1-10千伏0.5683元；第三档年用电量4800千瓦时及以上：1千伏以下0.8283元，1-10千伏0.8183元；居民合表用户：1千伏以下0.5483元，1-10千伏0.5383元；
电煤供应保障持续面临较大压力电煤价格处于高位
连日来，安徽省西北部的一家国有煤矿内，水平线以下700多米的矿井里，机械轰鸣，矿工忙碌，开采出来的新煤乌黑锃亮。 这些煤很快将被运至几百公里外的火力发电厂，用作电煤库存储备，以备电力保供之需。
今年入夏以来，受持续性大范围高温天气、经济恢复增长等因素影响，全国用电需求持续走高;同时，由于来水偏枯，水电出力不足，导致电煤供应保障持续面临较大压力。
自8月30日起，西南地区由极端高温引起的电力供应紧张情况得到有效缓解，电力供应平稳有序。 而在火电压力骤升之下，电煤价格处于高位，各地的电煤保供也在持续。
紧张
老韩是一位长期从事煤炭贸易的中间商，与山西等地的煤矿生产企业关系较好。 最近他告诉第一财经记者，此前电煤供应颇为紧张，目前稍有缓解，但是每天仍有许多华中地区以及南方电厂的电煤采购人士联系他，表示需要加大采购煤炭，“现在是卖方市场，我们也要挑有实力的客户，资金雄厚的国企是优选”。
今年以来，煤价持续高位运行，特别是8月以来，川渝地区电力需求紧张，加之连续高温、少雨等天气影响，水电捉襟见肘，像上述火电厂一样，全国多个核心省份的火电厂压力骤升，巨大的需求之下，动力煤整体处在供减需增格局，形成了电煤阶段性供应紧张的局面，煤炭价格持续高位运行。
国家统计局8月24日公布的数据显示，8月中旬全国各煤种价格均呈上涨走势，其中，无烟煤(洗中块，挥发份≤8%)价格1577.1元/吨，较上期上涨110.3元/吨，涨幅7.5%;普通混煤(山西粉煤与块煤的混合煤，热值4500大卡)价格908.3元/吨，较上期上涨8.3元/吨，涨幅0.9%;山西大混(5000大卡)价格1013.3元/吨，上涨13.3%。
“当前5500大卡资源市场价格(北方港平仓价)仍在1200元/吨左右高位运行。 ”8月31日，一家国有电力公司相关负责人告诉第一财经记者，与中长期合同定价的价差较大，后续合同履约率或将存在不确定性，影响发电企业的电煤保供。
老韩介绍，目前从山西产煤区域运到秦皇岛港，均价是980元/吨，这还只是到煤炭下水港口的价格，“如果实际运到电厂，每吨还得再增加100多元，现在长江等河道水资源匮乏，也影响大型船舶运输，费时还费力，实际到厂价格应该要达到1200元/吨左右”。
老韩说，此前国家发改委有严格限价规定，他们也不敢卖高价，但在电煤资源如此紧缺的当下，也需要支付“小款”，即居间费，“这些要提前商量好，别到时候变卦。 因此煤炭到电厂的价格，肯定不止我们报的数”。
按照国家发改委相关文件公告要求，自5月1日起，煤炭中长期交易价格和现货价格均有了合理区间，其中，秦皇岛港下水煤(5500大卡)中长期、现货价格每吨分别超过770元、1155元。
8月31日，一位北方原煤产区动力煤人士介绍，受到前段时间川渝高温干旱影响，动力煤价格出现上涨，最近虽然稍有缓和，但又遇到暴雨，多个矿区停工停产，产地采购难度较大，叠加港口高卡煤现货偏紧，贸易商报价有所上探，5500大卡市场报价1240~1280元/吨，个别报价1300元/吨，5000大卡市场报价1150~1180元/吨，也有报至1200元/吨。
事实上，全国的产煤量还是增长趋势。 1至7月，全国煤炭产量25.6亿吨，同比增长11.5%，增产2.6亿吨。 23个产煤省区中，18个省区实现增产。 山西、内蒙古、陕西、新疆等4个重点产煤省区合计增产2.4亿吨，占全国增产量的91%。
同时，多位受访的电力行业人士告诉第一财经记者，今年在电煤保供方面，与以往不同的是，各电厂基本都有提前战备，以应对高峰时期，但煤炭价格依然高企。
对此，国家能源局持续加大工作力度，指导督促煤炭企业加快释放先进产能，推动煤炭产量持续高位运行，保障电厂存煤稳定在历史高位水平。 8月1日至17日，全国煤炭产量2.1亿吨，日均产量1233万吨，同比增长19.4%。 全国统调电厂日均供煤800万吨，电厂存煤稳定在1.7亿吨以上，支撑煤电机组满发稳发。
在库存煤方面，央企华润集团旗下的华润电力告诉第一财经记者，截至8月29日，公司煤炭库存698.5万吨，库存可用天数20.8天;浙能电力回复第一财经记者称，公司下辖的火力发电厂(浙江省内)的有效库存目前达15天以上。
叠加
第一财经记者采访发现，近期的电煤价格持续高位运行，主要还是与高温干旱下电网负荷过大有关，加之最近持续暴雨，也影响了矿区产煤。
今年8月，长江流域出现大范围高温伏旱天气，21个省级电网负荷创历史新高。 中下旬晋陕蒙主要煤炭矿区和铁路沿线连续出现暴雨、大雨天气，迎峰度夏能源保供经历重大考验。 “现在产煤大户都集中向川渝地区供应，同时满足长协合约，能够流通到计划外的电煤少之又少。 ”老韩说。
以中央骨干能源企业国家能源集团为例，截至8月29日，国家能源集团商品煤资源量完成5512万吨，其中自产煤4694万吨，同比增长12.1%。 针对川渝地区电力供应需求，国家能源集团协调国铁运力，向川渝地区增供46万吨，同比增长140%。
华润电力在煤炭供应方面却略显尴尬。 华润电力称，公司没有自产煤源，电煤中长期合同保障能力较弱，“且我司火电厂主要集中在长江三角洲、珠江三角洲，基本无坑口电厂，运距远，价格高，经营压力大”。
随着长江流域的持续干旱，河道水位下降，导致大型船舶靠港停靠成为问题，也进一步影响了煤炭供应，企业不得不转换运输方式。
中国煤炭资源的80%分布于北方，“北煤南运”的过程中，水运成为关键。 华东地区一家大型发电企业相关负责人在接受第一财经记者采访时表示，由于南京长江大桥高度的限制，该省境内的沿江电厂就是采用海进江模式，江船吨位随着造船工艺的进步，主流船型在8000~吨，目前水位偏低的情况下，按海事部门的要求，一般找船控制在吨左右，对整体煤炭保供影响不大，“长江流域旱情目前对公司沿江电厂影响也在可控范围内。 ”
煤炭的运输还包括铁路，华润电力对第一财经记者表示，铁路运力在特定时间上、区域上存在持续偏紧现象，部分长协、进口煤应急替代补签资源无法有效兑现。 另外，部分补签长协合同运输条件极差，供应商要求坑口交货，但买方自提自运受户头及车站限制。
“特别在供暖季运力组织困难，可能出现无法兑现的现象。 同时，跨省汽车运输受疫情管控等因素影响，效率降低，物流成本增加。 ”华润电力称。
最近，持续暴雨叠加疫情，也影响了煤炭生产。
8月以来，在产煤大区陕西榆林、内蒙古鄂尔多斯等地，在暴雨天气和疫情因素之下，煤炭生产以及销售受到影响。
8月中旬，鄂尔多斯市遭遇强降水天气，局地暴雨，这也给煤炭生产带来影响。 Mysteel动力煤矿山数据显示，降雨主要集中于准格尔旗、达拉特旗、东胜区、伊金霍洛旗，共涉及煤炭产能8.1亿吨，多数煤矿收到相关部门通知暂停生产，煤矿开工阶段性受阻。 由于多数属于露天煤矿，一旦出现强降雨，造成矿区积水，就会影响开采安全和效率。 暴雨过后，抽干积水才能继续作业。
受核心矿区降雨影响，8月国家能源集团28座自产矿井先后生产受限，涉及产能超过2.9亿吨。
8月22日，产煤重镇陕西省榆林市在重点人群筛查和密接筛查中2人核酸检测结果呈阳性，感染者为运煤司机及其同伴。 此后，榆林市对运煤司机加强管控。
“煤炭运输多是集卡或者铁路，车辆流动意味着人员流动，产煤地区疫情防控形势严峻。 ”一位当地经销煤炭的人士对第一财经记者表示。
8月30日，《榆林日报》消息称，为确保能源保供任务，神木市决定81处产煤企业实行产销隔离、封闭管理，在安全生产的前提下释放产能，保障能源供给。 在运输方面，坚持保供运输“畅而不漏”，推行交通卡口张贴封条，末端企业“五位一体”查验，司乘人员全程不下车。
当天，据榆林市召开疫情防控工作会消息，截至8月30日，该市共有171处煤矿正常生产建设，全部实行产销分离;工作人员每日进行核酸检测，实行封闭式管理。
“我们的司机到了高速口，要做核酸，不能下车，全程封闭式管理，下了高速抵达矿区，还要凭健康码进入，流程还是比以前多了一些，对运输带来影响。 ”一位电煤贸易人士表示。
纠结
第一财经记者了解到，煤电以不足50%的装机占比，生产了全国60%的电量，承担了超过70%的顶峰任务。 在保障我国电力安全稳定供应中，煤电发挥着兜底保供、灵活调节作用，是当前我国电力系统的“顶梁柱”。
随着俄乌冲突影响世界能源形势、加剧进口煤炭供给端的不确定性，国际煤价居高不下，国内煤炭增产成为保供的关键。 国家统计局的信息显示，1~7月，生产原煤25.6亿吨，同比增长11.5%;进口煤炭万吨，同比下降18.2%。
华润电力在全国拥有37座燃煤发电厂、4座燃气发电厂，火电运营权益装机容量为兆瓦，占比67.8%。 “据统计，华润电力今年前七个月进口煤数量同比下降35%。 缺口部分主要依靠国家发改委主导的进口煤替代补签，内贸煤进行补充。 ”8月31日，华润电力回复第一财经记者称。
在保民生之下，发电企业基本上是应发尽发。
国家能源集团称，8月集团发电量首次并连续4天突破40亿千瓦时，月发电量历史首次达到1200亿千瓦时水平，火电燃煤供应量历史性突破5000万吨。 其中，国家能源集团浙江公司宁海电厂8月19日单日发电量1.05亿千瓦时，创近十年单日发电量新高。
浙江省内规模最大的发电企业浙能电力在回复第一财经记者的函件中表示，面对浙江省迎峰度夏高温、高负荷持续居“高”不下的严峻形势，公司下属各发电企业开足马力，确保机组顶峰发电、稳发满发，实现好“承担好责任、发挥好功能”的国企使命，如嘉兴电厂全力保障8台机组顶峰发电，全厂8月连续26天日均发电量超亿千瓦时，创历史新高，为浙江省能源供应发挥了清洁煤电顶梁柱作用。
华润电力则称，多省份用电负荷不断刷新历史峰值，关键时期，华润电力在湖北新投产一台66万千瓦煤电机组，旗下发电机组“应开尽开、应并尽并、应发尽发”，83台煤电机组中79台在网顶峰运行，开机率达95%，单日发电量创历史新高。
持续发电量持续上升，意味着电煤的消耗也十分庞大，电厂压力陡增。
在一座火电站的发电过程中，燃煤成本占据较高的比例。 “燃煤成本占火电厂运营成本约70%。 ”华润电力称，自去年9月以来煤炭价格持续高位，公司燃料成本显著增加，火电净利润出现大幅下滑。
根据华润电力公布的2022年中期业绩，燃料成本方面，2022年上半年，附属燃煤电厂平均标煤每吨单价为人民币1135.2元，较去年同期增长39.7%;平均单位燃料成本为每兆瓦时337.0元，较去年同期增长39.5%。
“上半年公司标煤单价同比上涨322元/吨，导致公司上半年火电业务经营亏损20.27亿，利润同比下降28.29亿。 ”华润电力称。
同样受到高煤价影响的远不止华润电力一家。 中部地区一家省属电力公司相关人士告诉第一财经记者，公司在保障电煤采购储备方面所遇到的主要困难，还是发电成本居高不下。 虽然在国家政策的引导下，煤炭价格有所降低，但长此以往，终究还是难以为继，“生产经营压力较大，也严重挫伤了电力企业的积极性”。
“煤炭价格持续高位运行之下，我们现在每发一度电，都是在亏损。 ”前述国有电力公司相关负责人对第一财经记者进一步表示。 一方面是电力保供的责任担当，另一方面又是自身经营实实在在的亏损困境，大多数电厂陷入这样的纠结之中。
今年以来，国家连续出台能源保供稳价政策措施，规定中长期合同定价机制和交易价格区间。 2月份，国家发展改革委印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，明确了煤炭价格合理区间，秦皇岛港下水煤5500大卡中长期交易含税价格在每吨570~770元之间，在合理区间内，煤、电价格可以有效传导。
显然，当前实际的煤炭行情已高于这一价格。 “在煤炭供需紧张的态势下，570~770元/吨的价格机制难以全面落实，煤炭量紧价高质差问题突出，企业生产经营面临较大困难。 ”浙能电力回复第一财经记者，当前5500大卡资源市场价格高位运行，与中长期合同定价的价差较大，后续合同履约率或将存在不确定性，影响发电企业的电煤保供。
据中国电力企业联合会，上半年煤电企业采购的电煤综合价持续高于基准价上限，大型发电集团到场标煤单价同比上涨34.5%。
华润电力告诉第一财经记者，国家发改委针对电煤市场无序状态，先后出台303号文、4号公告、进口替代补签以及574号文换签补签等宏观调控措施，有效整顿了市场秩序，但还存在一些困难和问题。
华润电力称，晋陕蒙部分民营煤炭企业对国家政策执行不到位，拒绝对外购合同换签，如内蒙古鄂尔多斯、乌海等地，“我司已积极向国家发改委反映实际情况，但依旧难以解决”。
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