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2021年1-6月份全国电力市场交易简况

1-6月,全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量①17023.1亿千瓦时,同比增长41.6%。其中,全国电力市场中长期电力直接交易电量②合计为13773.3亿千瓦时,同比增长43.4%,占全社会用电量比重为35%,同比提高6.4个百分点。   6月份,全国各电力交易中心组织完成市场交易电量3232.2亿千瓦时,同比增长10.9%。其中,全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为2604.5亿千瓦时,同比增长7.8%,占全社会用电量比重为37%,同比降低1个百分点。  一、全国各电力交易中心交易情况  1-6月,全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量17023.1亿千瓦时,同比增长41.6%。省内交易电量(仅中长期)合计为13976.9亿千瓦时,其中电力直接交易12965.1亿千瓦时、发电权交易913亿千瓦时、抽水蓄能交易49.7亿千瓦时、其他交易49.1亿千瓦时。省间交易电量(中长期和现货)合计为3046.1亿千瓦时,其中省间电力直接交易808.3亿千瓦时、省间外送交易2173.8亿千瓦时、发电权交易64亿千瓦时。  6月份,全国各电力交易中心组织完成市场交易电量3232.2亿千瓦时,同比增长10.9%。省内交易电量(仅中长期)合计为2634.2亿千瓦时,其中电力直接交易2397.8亿千瓦时、发电权交易207.4亿千瓦时、抽水蓄能交易21.4亿千瓦时、其他交易7.7亿千瓦时。省间交易电量(中长期和现货)合计为598亿千瓦时,其中省间电力直接交易206.7亿千瓦时、省间外送交易374.3亿千瓦时、发电权交易17亿千瓦时。  1-6月,国家电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量12924.9亿千瓦时,其中北京电力交易中心组织完成省间交易电量合计为2803.5亿千瓦时;南方电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量3187.9亿千瓦时,其中广州电力交易中心组织完成省间交易电量合计为209.5亿千瓦时;内蒙古电力交易中心累计组织完成市场交易电量910.3亿千瓦时。  二、全国电力市场中长期电力直接交易情况  1-6月,全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为13773.3亿千瓦时,同比增长43.4%,占全社会用电量比重为35%,同比提高6.4个百分点。其中,省内电力直接交易电量合计为12965.1亿千瓦时,省间电力直接交易(外受)电量合计为808.2亿千瓦时,分别占全国电力市场中长期电力直接交易电量的94.1%和5.9%。  6月份,全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为2604.5亿千瓦时,同比增长7.8%,占全社会用电量比重为37%,同比降低1个百分点。其中,省内电力直接交易电量合计为2397.7亿千瓦时,省间电力直接交易(外受)电量合计为206.7亿千瓦时,分别占全国电力市场中长期电力直接交易电量的92%和8%。  1-6月,国家电网区域中长期电力直接交易电量合计为10212.7亿千瓦时,占该区域全社会用电量的比重为33%;南方电网区域中长期电力直接交易电量合计为2784.6亿千瓦时,占该区域全社会用电量的比重为40.6%;蒙西电网区域中长期电力直接交易电量合计为776亿千瓦时,占该区域全社会用电量的比重为49.4%。注:  ① 指电力交易中心组织开展的各品类交易电量总规模,分为省内交易电量和省间交易电量。其中省内交易电量包括省内电力直接交易、发电权交易、抽水蓄能交易和其他交易;省间交易电量包括省间电力直接交易、省间外送交易、发电权交易和其他交易。以交易结算口径统计。  ② 指符合市场准入条件的电厂和终端购电主体通过自主协商、集中竞价等直接交易形式确定的电量规模,包括省内电力直接交易电量和省间电力直接交易(外受)电量。以交易结算口径统计。

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1~6月广州全社会用电量同比增长20.2%

广州市统计局方面披露:2021年以来,广州经济保持恢复性快速增长,市场主体用电需求持续扩大。此外,受疫情导致2020年同期生产经营用电基数偏小,叠加今年高温天气较2020年到来更早等因素影响,上半年广州全社会用电量保持高位增长势头。1~6月,全社会用电量为514.01亿千瓦时,同比增长20.2%。汽车、医药等传统制造业增长稳健释放旺盛用电需求。今年以来,广州工业保持快速恢复性增长势头,带动用电需求持续释放。前6个月,广州全市工业用电量220.53亿千瓦时,同比增长16.6%,其中,占工业用电量近八成的制造业用电快速增长,同比增长21.0%。制造业用电大户主要集中在计算机、通信和其他电子设备制造业,汽车制造业,化学原料和化学制品制造业,金属制品业等14个行业,前6个月,该14个行业合计用电量为139.21亿千瓦时,超过全市制造业用电量的八成,同比增长21.5%。(汽车制造业用电量大增)广州本土药企此时正在积极保供。广药旗下白云山和黄中药透露,截至目前,市面紧俏物资如白云山板蓝根颗粒、口炎清颗粒等都供应正常,为保障市场供给,其添置设备扩充产能并保证生产车间机器连轴转,此外其还加大了产品调运、储备,优先足量以确保市场供应。(药企车间不停工保供应)而作为疫情防控物资生产单位,香雪制药配合市场、政府防控部门要求,确保香雪抗病毒口服液、口罩、防护服、护目镜等药品物资生产供应,确保不缺货以满足市场用药需求和医护人员防护物资需求。

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煤价上涨拖累业绩, 华电能源上半年预亏超5亿

煤价上涨让一部分企业上半年业绩大涨的同时,也让另一部分企业成本剧增、业绩爆亏。    7月12日晚,华电能源(600726.SH)发布公告称,公司2021年半年度业绩预计亏损约5.5亿元;扣除非经常性损益事项后,公司业绩预计亏损约5.7亿元。    “主要是煤炭影响比较大。”7月12日晚,华电能源证券部一位人士向记者表示,未来煤价是否会继续上涨,“我们也不清楚,毕竟不是专门从事煤炭生产的公司。”    华电能源的公告显示,2021年上半年业绩预亏的主要原因 ,“一是本期因煤价持续上涨,燃料成本同比大幅攀升;二是公司参股单位本期利润下降,影响公司投资收益同比下降;三是发电量同比降低。”    21世纪经济报道记者注意到,华电能源2021年一季报净利润是782.77万元,这意味着其半年报巨亏5.5亿元主要来自二季度。     “我们每年的一季报都是盈利的,有一些费用没有计入,另外还有就是我们本身就有季节性的原因。”上述华电能源证券部人士告诉记者,公司参股公司的利润下降也影响了上市公司的投资收益。  华电能源2020年年报显示,公司主要参股公司(持股比例低于51%)有五家,分别是金山股份(600396.SH)、黑河市兴边矿业有限公司、北京优邦投资有限公司、哈尔滨市哈发热力有限责任公司和北京中电恒基能源技术有限公司(下称北京中电恒基),持股比例分别是20.92%、30%、40%、23%和47.30%。  业内人士注意到,华电能源的亏损可能主要来自金山股份的影响。  7月4日晚,金山股份发布公告称,预计2021年半年度净利润为-3.4亿元到-2.9亿元,预计2021年半年度扣非净利润为-3.5亿元到-3亿元  对于今年上半年业绩预亏的原因,金山股份给出的解释是,“一是煤炭价格上涨因素影响。受外部因素影响,公司本期煤价同比大幅度攀升;二是煤炭价格上涨后,公司火电机组度电边际贡献持续收窄,公司适时调整火电机组开机方式,减少发电量;三是减税降费政策红利取消。”  整体来看,2021年上半年国内动力煤价格经历先涨后跌过程,以鄂尔多斯地区5500大卡动力煤坑口含税价格为例,截至6月30日主流价格在825-835元/吨,较年初上涨335元/吨。  21世纪经济报道记者注意到,截至2020年末,金山股份控股装机容量合计567.88万千瓦,其中,火电机组装机容量仍然占比较大,达到520万千瓦。  由于火电机组装机容量占比较大,煤炭价格的走势对于金山股份的影响肯定是比较大的。  但是,煤价上涨也让有些企业“赚得盆满钵满”。  7月8日晚,昊华能源(601101.SH)发布2021年上半年业绩预增公告,预计2021年上半年,公司净利润在5.8亿元至6.5亿元;同比增加4.86亿元到5.56亿元,同比增加515.91%到590.24%。  业内人士注意到,昊华能源今年上半年业绩大幅提升的主要原因是“煤炭价格同比大幅增长和煤炭产销量同比有所增加”。  国家统计局最新数据显示,1-5月份,煤炭行业经济形势总体稳中向好,行业营收及利润均实现较高增长。1-5月份,全国原煤产量16.2亿吨,2021年同比增长8.8%。  中泰证券研究报告指出,当前时点来看,供应紧张局面依旧,煤价处于易涨难跌状态,叠加中报煤企业绩有望表现亮眼,继续看好板块的投资机会。中期来看,煤炭行业进入供应短缺时代,而需求依然能保持小幅正增长,供需错配可能是“十四五”期间经常发生的事情,阶段性和区域性供需矛盾可能经常发生,动力煤价有望维持高位,持续看好煤炭行业投资机会。  由于煤炭成本在火力发电成本中占据较大比重,因此,面对收入端电价的刚性,煤炭价格波动对火电企业盈利的扰动十分显著,对于华电能源、金山股份来说,如果煤炭价格继续上涨,或维持高位运行,那可不是一个好消息。(以上咨询来自于21世纪报报讯)

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下游电厂采购节奏多放缓

下游电厂采购节奏多放缓  近期国内动力煤市场整体高位运行。产地方面,目前主产区煤矿以保安全为主,局部地区部分煤矿出现停产、停销情况,动力煤坑口价格多暂未出现明显调整,截至6月29日鄂尔多斯地区5500大卡动力煤主流坑口含税价格在825-835元/吨,日环比持平。另外受环保政策影响,发往河北、北京等方向车辆继续交通管制,多个煤矿暂停此方向车辆装煤发运。  港口方面,截至6月29日秦皇岛港整体煤炭库存447万吨,较6月初减少57万吨,降幅达11.3%。临近月底下游电厂观望情绪多有升温,同时认为进入7月后国内产能释放预期较强,届时煤价将有回落可能。受此影响,国内部分下游用户多放缓采购节奏,港口煤价整体稳中承压,6月29日卓创资讯评估的5500大卡动力煤合理平仓价格在900-910元/吨,日环比持平。  进口方面,截至6月29日3800大卡印尼煤FOB报价集中在65-67美元/吨,日环比持平。目前国内部分下游用户继续积极询盘采购印尼煤,印尼煤供应偏紧问题暂未明显缓解,支撑印尼煤离岸价格整体高位运行;但有部分用户恐高情绪逐渐升温,预计后期价格继续上涨空间有限。  下游需求方面,据了解,临近月底下游电厂观望情绪多有升温,同时认为进入7月后国内产能释放预期较强,7月中下旬煤价将有回落可能。受此影响,国内部分下游用户多放缓采购节奏,内陆电厂方面山东局部地区部分企业自备电厂目前库存可用天数在20天附近,现已暂停采购,另有个别电厂因进厂车辆过多,电煤接收价格下调5-10元/吨;沿海电厂采购节奏也多有放缓,近两日秦港锚地船舶数量明显回落,截至6月29日秦皇岛港锚地船舶44艘,较6月最高点6月24日59艘减少15艘。截至6月28日沿海六大电力集团合计电煤库存1326.3万吨,较上月同期增加34.6万吨;日耗75.8万吨,较上月同期增加1.2万吨。目前下游用户观望情绪升温,拉运积极性不高,截至6月29日秦港锚地船舶44艘,较上月同期增加4艘。

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国家能源集团长源电力随州2×660MW火电项目开工建设!

江苏电建三公司讯:6月28日上午9点18分,国家能源集团长源电力随州火电项目举行开工仪式,公司党委书记、董事长沙利民应邀出席仪式,并代表施工单位表态发言。随州市委常委、常务副市长林常伦,长源电力党委书记、董事长赵虎,公司副总经理胥振华等出席仪式。开工仪式现场沙利民代表施工单位表态发言沙利民表示,随州项目在建党100周年之计开工建设意义重大,必将以崭新的姿态和坚实的步伐,高起点高标准推进,决不辜负业主和地方政府的信任与支持。项目建设过程中,将始终坚持以安全为基,落实“安全第一,预防为主,综合治理”方针,狠抓安全责任落实,确保安全零事故;将始终坚持质量为根,落实精细化管理举措,狠抓全过程管控,创建精品工程;将始终坚持工期为本,科学合理安排施工,实现高效履约;将始终坚持服务为先,遵循合作多赢理念,确保各方满意;将始终坚持党建为魂,用坚强党建助推保障工程建设,为项目建设强基固本。主厂房第一罐混凝土顺利浇筑随州工程为新建2台660兆瓦超超临界燃煤发电机组,江苏省电力建设第三工程有限公司承建范围为#1机组建筑安装和输煤及辅助公用建筑安装工程。在现场调研期间,沙利民对项目部提出具体工作要求,要厉行“真抓实干、马上就办、办就办好”的新作风,大展“解放思想、开拓创新、务实进取”的新作为,以一流的素质、一流的技术、一流的服务,打造出一流的质量、一流的进度、一流的水平,努力把随州工程建成国能精品工程和国内样板示范工程。

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动力煤:补库支撑偏强 关注政策动向

本周观点:在动力煤迎旺季,钢铁季节性淡季将来临的情况下,动力煤和焦钢产业的价格或将分化,看好此前涨幅较少的动力煤龙头煤企的韧性,以及供给端收缩逻辑稳定且持续的焦煤龙头。煤炭板块上市公司的二季度业绩预计将量价齐升、同比大增,由于迎峰度夏即将来临,而目前补库尚远未到位,未来若无国内产量明显释放,动力煤价格预计仍有较强支撑。本周内日耗持续增加,同比比去年同期明显高于基数。发电厂库存略有增加,但本轮仍有很大的空间,发电厂的夏季高峰季节补库时间不长。从供应方面看,由于各煤矿安全事故频发,预计7月初国内产量仍在紧张,需求仍有强劲支撑。本周煤炭价格继续上涨,在需求支撑下,当前大幅下跌的风险不大。但是,如果煤炭价格继续大幅上涨或有限价政策风险,进口煤炭的后续供应可能会增加,但供应方面的释放主要取决于国内增产的节奏。实施目标后,领先的动力煤公司的数量将受益于可能的增产和供应保证价格,即使煤炭价格有所回升,煤炭价格仍处于较高水平。预计第二季度业绩将大幅增长。供给端来看释放并不显著,而需求在近期仍有强劲支撑,本周港口煤炭成交价反弹后周五企稳,目前买卖双方较为胶着,需求支撑下当前大幅下跌风险不大,但若煤价继续大幅上涨或有供给端的政策风险,另进口煤后续或有增量,但供给端的释放最主要还是要看国内的增产节奏。马上就要进入7月份,虽然随着保供政策逐步落实,产地煤价有望理性回归,贸易商发运到港积极性将有提升,但用煤旺季期间电厂采购需求将进一步释放,预计北方港口库存在7月上、中旬将逐步回落,下旬开始,随着电厂下水煤采购需求放缓,北港库存将止跌回升。尽管煤炭价格处于高位,但是今年以来的产量增速明显不及市场预期。分析来看,一是煤炭主产地加速推进资源整合,有部分煤矿因权责归属等问题,处于停产或半停产状态;二是在“碳达峰、碳中和”战略和环保约束下,松动煤炭产能的政策很难出台。

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大唐长春第二热电公司:存在煤炭“断供”风险1

大唐长春第二热电公司作为东北地区最大的城市热电联产企业,承担长春市4000万平方米供热任务,是长春市重要的热源单位,多年来为保民生作出积极贡献。5月份以来,为保障电网稳定运行和夏季高峰用电,该公司努力克服煤炭价格高涨、供应紧张、资金短缺等不利局面,履行 央企责任,千方百计做好中国共产党建党100周年保电工作,为长春市提供可靠电力供应保障民生。受煤炭行业能耗双控等多种因素叠加影响,该公司主要煤源地区产能下降导致长协煤供应大幅减量、市场煤价格飙升,形成“价高量少”紧张局面,煤炭供应形势异常艰难。此外,为确保电网稳定运行和夏季高峰用电,阶段性加大开机方式,给该公司煤炭供应带来巨大压力,库存降至10天警戒线,遭遇建厂以来煤炭供应最大挑战。面对严峻的保电形势,该公司克服资金压力大、煤源紧缺等困境,想方设法加急采购市场煤,采购价格屡创历史新高,该公司在发电边际利润严重为负的情况下,为确保长春市电网稳定运行贡献力量。为做好厂内外煤炭采购及管理,该公司制定《燃料保障专项方案》,成立应急领导小组,多渠道寻找煤源;派驻专人驻矿催交催运,协调燃料装运;加强与政府相关部门、煤矿、运输单位的沟通联系,多方寻求政策支持。科学调配燃煤采购、接卸、调运、检验等环节,确保“颗粒归仓”。当前,紧张的煤炭供应形势日益严峻,随着开机方式进一步加大,该公司将面临更加艰难的煤炭采购和生产经营持续恶化形势,存在煤炭“断供”风险。下一步,该公司将加大煤炭采购管控力度,根据 发电量计划、结合运输和煤炭市场形势情况,建立库存计划与市场形势的联动机制,全面协调煤炭供应,提高燃料库存,力保完成长春市区电力供应和采暖季供热任务。

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各省用电量排行榜,内蒙古、新疆跃居前十

也就是说,用电对象消耗有功电能的量,主要用于统计能耗、贸易结算、设备和产品能耗等,不仅是重要的能耗指标,也是衡量国家经济运行状况的重要指标。据统计,截至2020年,全社会用电量达75110亿千瓦时,同比增长3.1%;GDP达1015986亿元,增长2.3%。电力总量排名前十的省份依次是山东、广东、江苏、浙江、河北、内蒙古、河南、新疆、四川、福建。其中,山东地区耗电6939.84亿千瓦时,同比增长11.6%,居全国第一;全年实现地区总产值73129亿元,同比增长3.6%,居全国第三。广东耗电量6926.18亿千瓦时,同比增长3.44%,居全国第二,全年实现区域生产总值110760.94亿元,同比增长2.3%,居全国第一。江苏电力6374亿千瓦时,同比增长1.75%,位居全国第三;全年实现区域生产总值102719亿元,同比增长3.7%,位居全国第二。浙江省全年实现区域生产总值64613亿元,同比增长2.63%,同比增长3.6%,居全国第四位河北省耗电3934亿千瓦时,同比下降2.34%,位居全国第五;当全年实现36206.9亿千瓦时,同比增长3.9%,位居全国第十三。西藏自治区全年实现区域生产总值17360亿元,同比增长0.2%,同比增长6.8%,居全国第6位,同比增长0.2%。河南省全年实现电力消费3391.86亿千瓦时,同比增长0.82%,居全国第7位;实现区域生产总值54997.07亿元,同比增长1.3%,居全国第7位。新疆用电3154.08亿千瓦时,同比增长5.1%,排名全国第八;全年实现区域生产总值13797.58亿元,同比增长3.4%,排名全国第四。四川地区产总值达2865.2亿千瓦时,同比增长8.7%,位居全国第9位;全年实现地区产总值48598.8亿元,同比增长3.8%,位居第6位。福建省耗电2483亿千瓦时,同比增长3.4%,位居全国第10位;全年实现43903.89亿千瓦时,同比增长3.3%,位居全国第8位。

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