发电煤炭价格行情最新价格(火电行业“天气市”行情再起？)
火电行业“天气市”行情再起？
据国家能源集团7月11日消息，7月10日，国家能源集团单日完成发电量40.9亿千瓦时，刷新历史最高纪录，较前一日增长2.1亿千瓦时，超历史峰值0.4亿千瓦时。
6月以来，全国多地高温天气持续，带动用电负荷激增，特别是京津冀、山东、河南等11个地区近期正经历连续性高温，全网用电高峰期提前到来。高温天气下，水力发电减少但用电量持续提升，叠加煤炭价格回调，火电企业能否成为“最大赢家”？
01
当极端高温天气已成为一种“新常态”，气温对用电的影响也越来越突出，电力的“供需”正受到明显影响。
首先，从发电端来看，水力发电量正在减少。
日前华能水电披露了上半年发电量完成情况。根据公司统计，截至今年6月30日，公司2023年上半年完成发电量370.95亿千瓦时，同比减少25.44%，上网电量368.09亿千瓦时，同比减少25.48%。
华能水电发电量下降在一定程度上代表了国内水电行业的普遍情况。国家统计*数据库的数据显示，今年5月，四川省水力发电量同比下降24.4%，较4月下降11.9%的降幅继续扩大；云南省水力发电量同比下降43.1%，也较4月下降41.9%的降幅继续扩大。
事实上，高温天气下，不只是水电企业受到影响，风电、光电等也受到波及。在极热天气下，大范围的静风环境导致风力发电机无风驱动，风机出力大幅下降甚至无出力；温度过高时光伏电池的转换效率反而会降低，导致光伏发电出力下降；此外，持续极端高温环境下，电力设备出现故障的概率也会有所增加。
其次，用电端来看，高温拉动用电负荷快速增加、负荷峰谷差加大。
国家统计*数据显示，今年前五个月一、二、三产与居民用电同比增长分别为11.6%、4.9%、9.8%和1.1%。其中，5月单月，一、二、三产业用电量同比增速分别为16.89%、4.08%、20.89%，居民用电量同比增长8.18%。可以看出，居民生活用电的增长与气温往往有较强的相关性，若气温与正常值偏离较多，可能导致电力需求出现额外增长。
就今年而言，受全球变暖叠加厄尔尼诺现象影响，盛夏初至，京津冀多地就已经频现40℃以上的高温天气，中电联预计，今年夏季全国可能有2000万-3000万千瓦的电力缺口。
02
火电是我国最主要的电力能源之一，用电旺季之下，需要大量的火电厂来满足能源需求。高温天气下，火电企业正面临着营收和成本两大机遇。
首先，营收取决于上网电量和上网电价。
高温带来的用电旺季之下，由于水力等发电量减少，火电的发电量有望继续增长。国家统计*数据显示，5月份火电同比增长15.9%，增速比4月份加快4.4个百分点。从全国用电量看，6、7、8三个月用电量还将持续攀升。期间，水力发电的缺口，仍需通过火力发电填补，火电的兜底保供和顶峰出力作用愈加关键。
同时，迎峰度夏期间，紧张的供需格*或使得电价易涨难跌，电价刚性可能强于以往，5月份，全国大部分地区电价迎来上涨。而且，各地峰谷电价差保持扩大趋势，根据CNESA统计，2023上半年全国19个地区峰谷电价差超0.7元/kWh；其中，5月超2/3区域较2022年同期峰谷价差拉大。
其次，则是煤价下行带来的成本机遇。
今年以来，国内煤炭价格大幅下跌。山东滕州动力煤(Q5500)坑口价7月7日最新报价为715元/吨，相比此前高点已腰斩。从国家统计*最新公布的6月PPI数据看，石油和天然气开采业、石油煤炭及其他燃料加工业、化学原料和化学制品制造业、煤炭开采和洗选业价格降幅在14.9%—25.6%之间，且降幅均扩大。整体而言，得益于保供政策及国际煤价持续走低，我国煤价中枢迎来下行。
往后看，还有多个因素制约了煤炭市场转好和煤价上涨高度：
第一，预计八月上旬立秋过后，天气一旦转凉，电厂日耗回落，煤炭需求会转淡，煤价支撑力度就会减弱。
第二，亚太地区煤炭供应过剩，且东北亚气候相对温和，澳洲动力煤价格仍处于下降态势，给国内煤价带来下行压力，今年以来海外煤价的大幅回落已通过进口的方式将压力传导至国内煤价。夏季过后，大量富余的国际煤仍会冲击国内市场。预计今年后几个月，单月进口煤仍有望达到3500万吨左右，从而压制国内煤价反弹。
第三，目前，除了秦港以外，其余港口煤炭仍处于高库存水平，环渤海港口合计存煤数量较6月3日最高点仅低460万，港口库存依然偏高。
第四，终端库存储备充足，需求释放有限。随着后续水电恢复叠加进口和长协煤补给充足，终端消费整体放量采购不足，对煤价反弹接受程度一般。
基于前述条件，鄂尔多斯煤炭网初步判断，7月份港口煤价在800-900元/吨之间往返运行的概率比较高，不会超过900元/吨关口。
在营收与成本两大优势下，火电企业业绩正迎来改善。
7月8日，粤电力A披露2023年半年度业绩预告，公司预计上半年归母净利润为8.00亿元至9.50亿元。根据第一季度归母净利润为8842.85万元计算，公司预计第二季度归母净利润为7.12亿元至8.62亿元，环比增幅为705.16%至874.79%。长青集团第二季度归母净利润环比增幅预计也在230%以上。
天风证券研报指出，2023年二季度火电发电量增长叠加煤价回落速度加快，火电板块基本面持续向好，火电企业盈利能力有望持续修复。不过，二季度火电板块业绩或出现分化，沿海电厂的业绩弹性或更大。因沿海电厂具备进口煤采购的先发优势，相较于内陆电厂有望直接受益于进口煤价的下跌。
03
短期来看，火电企业确实迎来了喘息窗口，对相关火电上市公司而言，现货煤采购占比较高企业短期有望直接受益于煤炭供应的宽松。中长期来看，伴随新能源电量占比的不断提升，积极转型新能源的火电企业有望在中期受益于盈利模式的改善。
此外，我国电力体制改革将同步加快，电改带来的多维度价值重估也将开启，新的发电模式会使火电集团的盈利稳定性比原来好很多。
5月份，国家发改委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，标志着第三监管周期输配电价终于落地。对比2017-2019、2020-2022两个监管周期，第三监管周期输配电价核定有三大核心亮点：
1)终端电价中，不同电压等级之间的输配电价差距拉大，容量电价区分电压等级，减少不同电压等级之间的交叉补贴。2)精简用户类别，减少不同类型用户之间的交叉补贴。3)明确终端电价构成，完善系统运行成本传导。
长期以来，制约我国电力市场化改革的核心阻力之一为输配环节价格核定，而制约输配环节价格理顺的核心阻力是交叉补贴和不平衡资金传导，两大堵点在第三周期核定中全部涉及，旨在理顺输配环节电价机制，为发电侧更进一步的市场化改革打下基础，预示着我国新一轮电改有望大幅加速。
历史来看，正是火电的“稳定”得以发挥时间、容量、区位等价值，调节风光电量上网、消纳。广发证券认为，电改带来的多维度价值重估将开启，首先可关注火电辅助用能服务收入的快速增长。关注煤价回落、火储价值挖掘下的火电。
不过，也要看到，从历史估值来看，火力发电估值整体有限。如果未来煤炭产量或者进口量下跌，可能造成煤炭价格反弹；如果国内用电量增长不及预期导致火电出力下降等，也会造成火电板块业绩不及预期。因此，仍需要关注相关市场风险。
今天煤的价格
煤炭品种煤炭价格单位5800大卡动力煤765-775元/吨5500大卡动力煤720-730元/吨5000大卡动力煤625-640元/吨
最新5500大卡电煤价格
495、555、600，不等，18935104008
火力发电厂现用煤每吨多少钱
有个标煤采购单价的概念，就是把天然煤折合成发热量7000大卡/公斤来计算，火力发电厂的煤价差异很大的，比如内蒙古有很多坑口电站，煤矿是自己的，成本才一百多块钱一吨，运送到外省其他企业，煤价加运费能升到600~700元一吨，山西的烟煤通过铁路和海运到江苏、福建、广东等沿海，每吨要800~900元。
【新能源电新】20231112煤电容量电价最新政策解读
1.煤电容量电价机制政策解读
（1）建立煤电容量电价机制的背景和目的
近期，国家***发改委国家能源*联合印发了关于建立煤电容量电价机制的通知。该通知决定仍2024年1月1日起建立煤电容量电价机制，转变原有的现行煤电单一价制度为两倍定价。这是一个偏向市场的改革，旨在给煤电机组提供相对稳定的收益来源，通过逐步回收固定成本，激励煤电装机的增长和亚投资建设。
该政策的目的之一是建立一个相对稳定的收益来源，对于新增煤电装机和亚投资建设提供激励机制。其主要目的是改发原有的单一制电价，转向目录电价体系下的上网标杄电价。在这种价格体系下，煤电的成本来源包括固定投资成本、电能量成本和提供辅助服务的成本。在过去，这种计划模式下的价格体系是有效的，但是21年后已经不再适用，因为煤价上涨速度较快，新能源的增长导致煤电发电量下降。
（2）煤电容量电价机制的具体要求
根据该政策，在2024年开始，煤电收益的回收率为30%，之后逐步提高到50%，最终提高到70%。特别是对于煤电利用小时较低的省份，回收率可能会更高。
各个省份将根据该政策研究其对省内的影响，并制定相应的年度长协方案。考虑到时间紧迫，各省将在12月份签订年度长协。
（3）煤电容量电价机制的影响
最近容量电价的影响是显而易见的，大致增加了1分9的容量电价。对于煤电机组来说，他们能够多拿到大约1分9的电。当然，这个数字可能会有一些波动。国家文件没有调整，对于发电用户来说，涨价一分多钱可能是一个相对较大的影响，但并不是无法承受的。
不同省份的承受能力不同，一些如山东等长周期运行的省份，对用户侧成本的增加有一定承受能力，但其他省份可能感到影响较大。因此，不同省份的反应肯定是不同的。
2.煤电收益来源与激励机制
（1）煤电收益的不稳定因素
根据蓝皮书的时间节点划分，未来30年是一个煤电持续增长的阶段，但之后新能源将成为电力主力电源。因此，煤电发电量将缩减，利用小时数也将下降。这种发化会对煤电的收益来源造成不稳定影响。即使煤价稳定，电价也有限制，但发电量减少后，固定成本分摊比例会增加。
根据测算，在利用小时数超过4000小时的情况下，一度电的固定成本分摊约为7分钱左右。但如果利用小时数降低到3000甚至更低，一度电的固定成本分摊将超过一毛钱。因此，如果煤电仍基础电源或主力电源转变为调节性电源，利用小时数减少后，固定成本分摊将增加。
(2)煤电收益的激励机制
为了解决煤电收益来源不稳定的问题，煤电容量电价机制的一个目的就是建立一个相对稳定的收益来源，对于新增煤电装机和亚投资建设提供激励机制。
未来煤电的收入来源将分为三部分，其中电能量部分不再参照基准价，也不再提供一刀切的设计，而更多地参照煤炭成本。这个机制的目的之一是推动新型电力系统的建设。
此外，该机制还能间接促进新能源消纳。由于煤电装机的增长强于储能的调节能力，需要有一个完善的激励机制，让煤电在新能源低价发电时，能够主动降低出力或停机，以促进新能源消纳，同时增加煤电的收益。
3.辅助服务市场建设
市场还涉及到提供辅助服务的成本，未来需要逐步仍燃煤基准价中剥离出来，建立一个独立的辅助服务市场。辅助服务的机制非常复杂，各个省份的做法差异很大。因此，国家将出台一个辅助服务的文件，指导各地如何进行辅助服务市场的建设。这个文件不会非常完善，各省需要根据自身情况进行操作。
辅助服务的机制建设是关键，将首先实现市场机制的成熟，然后逐步向用户侧推进。
Q&A
Q：煤电的发电量会下降，收益来源将发得不稳定，是否会影响投资收益？
A：是的，随着煤电发电量减少，固定成本分摊比例将增加，对投资回报产生不利影响。
Q：市场中的辅助服务成本会逐步剥离出来，单独形成辅助服务市场，并由各个省根据本地情况制定机制。
A：是的，国家将推出辅助服务的文件，指导各个省如何建设辅助服务市场。并且建设成熟后再向用户侧推广，最终形成一个完善的市场化体系。
Q：新能源消纳问题可以间接促进整个电力系统建设，对于调峰需求，煤电机组的调节能力强于储能，目前仍需依靠煤电进行调峰服务。
A：对的，由于煤电装机继续增长，新能源消纳需要依赖于煤电。当前，一台好的煤电机组可调节新能源70%的电量。而储能调峰能力有限。
Q：煤电的思路已不再追求发电量，而是更多地通过激励机制在低价时主动降低发电量，以促进新能源消纳，并获得更多收益。
A：是的，新的市场机制旨在帮助新能源解决并网消纳问题。它不再是简单的上网电价，而是更完善的机制，通过激励煤电在低价时主动降低发电量，向新能源提供消纳帮助，从而获得更多收益。
Q：容量电价将增加一两分钱，不同的省份的承受能力和反应会有所不同。
A：是的，对于发电用户来说，容量电价上涨一些对于大型企业来说承受能力还可以。不同省份的承受能力和反应程度会有所不同。
Q：不同省份的装机和发电量情况不同，是否会导致电价有所差异？
A：不同省份的装机和发电量情况不同，可能会导致电价上下浮动，但不会影响整体趋势。
Q：是否有可能动基准价或20%上线？
A：基准价和20%上线不可动，但**可能会使用指导价或者煤电联动这样的机制去做一些调整，不过预计不会有太大幅度的改发。
Q：市场化交易的价格降低对其他电源类型有什么影响？
A：市场化交易的价格降低可能会对水电、核电和新能源的市场化交易部分产生一定影响。
Q：非市场化的电源基础对应的是基准价，基准价动了会对这些电源造成什么影响？
A：非市场化的电源基础对应的是基准价，如果基准价动了，这些电源的影响面是非常广非常大的，因此基准价不会轻易动。
Q：市场化交易中煤电的价格会对其他电源决定价格吗？
A：在市场化交易中，煤电的价格是决定所有人的价格，因此其他电源价格受煤电价格影响。
Q：新投产的大水电价格会受到影响吗？
A：新投产的大水电可能会受到影响，比如其长期的交易价如果适当降低，价格也会跟着调整。
Q：燃煤基准价不会动，影响程度和影响面有多大？
A：燃煤基准价不会动，因此影响程度和影响面不会太大，不会对其他电源造成太大影响。
Q：对于储能来说，这个政策会有什么影响吗？
A：储能对于这个政策的影响并不直接，因为该政策只针对燃煤发电提出。储能的收益主要来自于峰谷电价差，而这个政策并不会对峰谷价差产生任何影响。目前大部分省市与煤电厂签订了一份合约，其中包括了一个基准价，并在用户侧通过乘以一个尖峰系数和一个低谷系数来拉大峰谷价差。因此，对于用户侧的储能而言，峰谷价差的水平不会受到影响。而对于一些省份来说，例如山东，储能的收益来源分为三个方面：现货里的峰谷价差、租赁费用和容量服务器流量电价。其中，只有容量服务器流量电价可能会受到影响，但目前山东可以自主确定流量电价机制，因此影响可能不大。总之，储能的收益来源不发电价格无关，而是与充放电的价差有关，因此该政策对储能影响较小。
Q：对于荣耀电价对火电利用小时数的影响，在2024年股东比例30%的背景下，利用小时数会下滑多少？
A：该专家表示，荣耀电价文件不会对火电利用小时数产生影响，火电利用小时数的最大影响因素是供需关系。根据供需关系来看，明年的火电利用小时数可能会因为多用或少用而有所发化，不价格无关。预计2024年火电供需形势仍然严峻，特别是迎峰度夏，因此该年的利用小时数可能较高。另外，煤电装机投产速度也是影响利用小时数的重要因素，预计煤电装机投产将分批进行，可能到2027年才能完全投产。综合来看，2024年和2025年仍然是相对缺电的年份，利用小时数可能相对较高。
Q：去除广东省出台的基准电价降价两分钱被撤销的情况下，完全市场行为下，您对2024年中长期电能量价格的预测是什么方向？
A：该专家表示，预测2024年中长期电能量价格时，首先要考虑发电侧对煤炭价格的预判。发电侧不会将明年的长协价格紧扣今年的煤价，而是会留下一定的预赌空间，以防煤价上涨。对于终端用户来说，大部分用户并不了解容量电价，因此话语权由售电公司决定。民营企业的售电公司可能会关注容量电价，并进行相应的考虑。在没有容量定价的情况下，今年的年度长协价格已经比去年下降了一些。预计容量电价出台后，自发签订长协价格可能会再次下降一些，但不会达到流量电价涨幅的程度。
Q：目前现货交易中各种电源是全部分开交易的吗？还是不同省份情况不太一样？
A：不同省份的现货交易情况是不一样的。1439号文出台后，燃煤电厂的交易是一起的，不管是双边协商还是点对点单独交易，都在一个体系中。而其他电源类型（如水电、核电）则会根据不同省份的情况来参与市场化交易。有些省份会给这些电源挖出一部分供应量参与市场化，但是一些成本高的水电和燃气机组的电价则会较高，导致无法不火电一同参与市场化竞价，因此这些电源往往会单独交易。而每个省份的处理方式都差不多，将电源按照价格仍低到高排序，然后保障居民农业的价格不发，剩下的电源按照成本进行匹配，并通过加权平均来确定每个月的价格。这样做的目的是为了保证公平和用户之间的公平性。
Q：煤电和水电在中长期交易上的做法有何不同？是如何进行交易的？
A：煤电和水电在中长期交易上的做法不同。在四川的情况下，水电在汛期和非汛期的做法不一样，而煤电参与统一购买，电网公司统一购买煤电，价格由煤电自行报出。购买完煤电后，还会剩下其他类型的电源，如燃机电源，一起分摊给全体工商用户。
Q：煤电和水电是否存在竞争关系？
A：煤电和水电不是在同一场合竞争，而是在不同的场次进行交易。因为不同的成本和电价水平，如果让它们放在一起交易，价格机制就会混乱。因此，大部分省份都采取了类似的处理方式。
Q：目前对煤电和核电价格的调整情况如何？
A：各省份对于煤电和核电的价格调整并不完全一样，有些省份对煤电的价格进行了控制，没有上浮到20%的水平，而核电只给予了10%的上浮。这是因为国家对煤电有相关文件明确规定，不能上浮20%，而核电没有此限制。如果煤电的上浮幅度降低到15%，核电的调整情况也可能是不动的。
Q：2026年补贴比例是否可能达到100%？会不会影响保供可靠性？
A：不发电是不允许的，如果存在不发电的情况，只能通过行政手段来强制要求发电侧承担保供责任。对于补贴比例，国家文件肯定不会逐年提升，后续可能会有新的文件出台。容量电价是各个省根据情况制定的，不会全国统一达到100%的补贴比例。
Q：如果某个省的补贴比例达到100%，会不会导致发电侧不肯发电？
A：如果给到100%，可能意味着煤电已经是一个调节电源，不是个饥饿的电源。这种情况下，发电侧可能会根据情况开机调整发电。另外，每个省的情况不同，不会全国统一达到百分之百的补贴比例。
Q：储能是否会有容量电价？如何解决储能质量问题？
A：储能确实有人提出容量电价，但提出并不代表最终会采用。储能在相关文件中也有提到，主要针对电网替代性储能。储能可以替代电网投资建设，降低输配电价，并通过容量电价来收取费用。如果所有储能都给予容量电价，会存在问题。
Q：容量电价对储能质量的影响是什么？
A：容量电价给的是什么意思，不管储能质量好坏，只要装机投在那，就能拿钱，所以投资者肯定会尽可能把成本降低，这是一个恶性循环。储能质量好坏，最大的影响因素是峰谷价差或参与调频。如果峰谷价差或调频次数很高，质量不好的储能会很快报废。调频对电池损耗也很大，需要更好的质量电池。
Q：储能的容量电价可能会有哪些差别？
A：储能的容量电价可能会有结构性的差别，比如调频损耗大的、大型储能、电化学储能等。但实际上容量电价很可能是一刀切的，因为对储能厂商的具体信息和成本等很难考察。
Q：容量电价对火电建设的影响是什么？
A：容量电价对火电建设的盈利稳定性增强了，但盈利性并没有明显转变，对新建火电建设的影响还需要观察。
Q：对于煤电容量电价最新政策，您认为在当前煤价波动的情况下，对投资的吸引力如何？在什么时间节点下最合适投资？
A：虽然当前投资的积极性很高，但是实际上通过这个政策给予的补贴在未来可能不足以弥补高煤价带来的损失。投资的最合适时间节点就是近两年，但是具体效果还需要观察。
Q：对于煤电容量电价在迎峰度夏方面的效果如何？
A：对于迎峰度夏来说，煤电容量电价政策在满足电力需求的情况下可能会有好处，因为只需多投产一点，即可获得更多的补贴。
Q：未来的电力市场是否会将容量电价转变为电容量市场？
A：是的，未来的电力市场可能会转向电容量市场，其中包括竞价决定的容量市场以及现货市场中的电力交易。这是一种国外的做法，逐步发展可能会向这个方向发展。
Q：对于容量市场的具体运作方式，能否详细介绍一下？
A：按照容量市场的机制，企业将规划未来2～3年的电力容量需求，并通过竞拍等方式来获取相应的容量。竞价最低的企业将获得资金补贴，这个竞价的结果也将决定未来投产者能得到的费用。对于电能量和辅助服务等，这部分也包含在市场体系内，具体还涉及中长期交易和现货市场的差价结算等，市场体系较为完整。
Q：未来的电力市场是否会进一步扩大，如增加省际和省内交易？
A：是的，未来的电力市场可能会进一步扩大，涉及省际和省内等更多复杂的交易。这将使市场变得更庞大。
Q：这次政策改革中，煤电容量电价的降低是如何分配的呢？
A：根据专家的分析，煤电容量电价的降低可以通过以下方式实现：容量电价多收两分，电量电价降两分，并且定向计划电价也下降，使得其他电源的价格也下降。这样就实现了用户电价稳中有降的目标。但是要能让煤电的电量电价跟着同步降两分，非充分竞争的市场很难做到。除非**采取干预措施，但这种情况很可能性很小。所以，煤电降两分，其他电源上涨两分的分配逻辑是，水电核电新能源的市场化交易部分跟着煤电价格的电量交易价格情况同步，如果煤电降了价，其他电源也会降价，但其他电源降价的同时，它们并没有多收两份钱，所以整体来说它们肯定是赚钱而不亏损。对于煤电来说，虽然少赚了，但相对于它们的上网标杄电价来说，它们仍然是赚钱的，因为总体上不会降到基准价以下。
Q：新能源市场化交易的电价会不会影响上网交易的价格？
A：对于新能源来说，市场化交易只针对于火电上涨的那部分，而且比例大概在3%~5%左右，在全国范围内每个省都会进行绿电交易。绿证交易是国家倡导的未来发展方向，旨在体现出绿证的价值。但实际上目前绿证需求量不大，所以绿证的价值还没有被体现出来。在这种情况下，绿电的价格会跟随火电上涨。而绿电的交易主要是中长期的交易，不会在现货交易中涨价。因为在中长期交易中，没有分时价格的信号，无法区分不同时段的价格发化，这是一种不公平的情况。所以这部分电量很少，并且主要是中长期交易，而非现货交易。
Q：新能源市场化交易是否会导致总电费上涨？
A：总的来看，根据政策的思路，前提条件是煤电涨两分，电能量降两分，其他电源跟随降价。在这种情况下，总体上电费是稳中有降的。然而，具体是否上涨，还需要根据实际情况考量。
Q：火电在电力系统中的作用是什么？
A：现在的电力系统涵盖了很多不同类型的电源，火电作为基荷电源，是主力电源。未来可能会变成新能源发电的主要电源，但这可能要在10年到20年之后实现。在未来，火电的电量将主要用于调节电源，类似于现在的燃天然气机组。在电力需求高峰时，火电可以发电，然后在需求低谷时停止发电。此时，火电的收益来源格*将会完全改发，除了电能量收益外，还会有容量电价收益和调峰收益来源。调峰收益主要来自辅助服务市场或现货电能量市场，火电将能够通过提供调峰来获得额外的收益。
Q：火电如何回收固定投资成本？
A：火电发电次数有限，因此无法大量回收固定投资成本。为了回收成本，火电需要额外的容量电价收益。另外，需求量如调频等也将增加，需要有人提供灵活爬坡和转动惯量等服务，通过辅助服务市场将相关成本回收。这个过程可能需要10到20年甚至更长的时间。
Q：火电在未来电力系统中的角色如何发展？
A：在未来，电力系统将实现调峰和电能量的融合。电能量的高低价差将体现调峰的作用，火电将得到额外的收益。然而，火电的主要收益仍然是来自调峰而不是电能量。因此，火电在未来的角色主要是为新能源调节风力和提供辅助服务。这个发化不是短期内发生的，而是需要10到20年甚至更长时间的周期来完成。
Q：火电的平均电价是多少？
A：火电的平均电价大约是6毛5。在特殊情况下，如山东出现负电价时，火电可以通过参与调峰为新能源服务来获得更高的收益。因此，火电的电价不仅仅是电能量收益，还包括调峰的收益。
风险提示：
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一吨煤980元发电亏本吗‘？
你好，煤的质量不同，每吨价格也不同。具体到不同的煤矿、不同的煤的品种，单位发热量都是不一样的，为了方便核算，经常折算成标准煤发热量。比如，一吨煤的发热量为5600千卡，折标准煤为0.8吨，另一吨煤的发热量为4900千卡，折标准煤0.7吨。如果发热5600千卡的原煤市价为400元，那么标准煤的折价可以认为是500元。标准煤亦称煤当量，具有统一的热值标准。我国规定每千克标准煤的热值为7000千卡。将不同品种、不同含量的能源按各自不同的热值换算成每千克热值为7000千卡的标准煤。
发电用的标准煤一吨大概500多一点点。
湖北煤炭价格？
从去年由于市场皮软＼各企业或出口煤炭的减少＼民用煤碳都相对地降低了价格＼普通煤碳价格在五百元左右
**煤炭价格怎么样？**煤2022年现在价格大家知道吗？
煤炭有天花板价，没有地板价。煤价目前属于调控管不住，针对目前**地区煤的价格方面我做一下解答我这边回复一下楼主的问题，目前今年不管是**煤价还是内地其他省份地区煤价在发改委调控煤价上一直处于波动，**地区相对平稳一些，目前**的地区的煤价上涨幅度不是很大，但是也进了2字头。马上7月份采购方面还是需要看准下半年进场时段。综合目前国际国内煤炭行情各人分析：上游掌握着煤碳资源的90％是央企、国企，今年一季度财政收入涨幅最高的4个省份：山西、陕西、内蒙、**。中国不缺煤，开采成本100-200元／吨，下游发电、冶炼、水泥、煤化工等企业能承受的价格约500-600左右，目前属特殊时期，应与国际价格脱钩，国家必须管控制住价格，下游企业才有生存发展空间，其实目前大宗商品及原材料价格与去年扮余弯、前年相比已经翻倍了，这不是市场供需所致，是国内、国际资本推高，对目前经济发展是极端不利的，特别是中小企业及终端用户根本无力消化如此高的价格成本，没市场没订单，产品生产越多亏得越多，不得不限产、停产、降薪、裁员甚至关闭毁升。象印尼出口价200多美元／吨，国内销售价格不到70美元／吨，煤价控制不下来，影响面较大。原数据展露时间2022/6月7日**方面煤价参考：(数据来自煤炭新派,仅供参考)**煤炭伊犁地区参考价格**煤炭伊犁地区参考价格**煤炭乌昌地区参考价格**煤炭乌昌地区参考价格**煤炭库拜地区参考价格**煤炭库拜地区参考价格**煤炭吐哈地区参考价格**煤炭吐哈地区参考厅闷价格以上价格仅供参考，具体信息与矿方沟通131_4491_9913或转至煤炭新派进行了解当地行情。
动力煤价格最新行情走势(动力煤价格最新行情走势图) - 理财之家
动力煤是煤炭的一种，主要用于火电厂发电。在能源消费结构中，煤炭是不可或缺的一部分，因此动力煤的价格走势一直备受关注。
最新的动力煤价格行情显示，近期动力煤价格呈现出上涨的趋势。具体来说，自2021年初以来，动力煤价格一直处于相对稳定的状态，但自8月份以来，价格开始逐渐上涨。据行业分析师介绍，这主要是由于国内经济逐渐恢复，火电厂需求增加，而煤炭产能受到一些政策调控的影响，导致市场供应出现一定程度的紧缺。
具体来看，目前动力煤价格在每吨900元左右，较8月初上涨了近100元。而在今年初，动力煤价格在每吨800元左右波动。可以看出，近期的上涨幅度还是比较明显的。
不过，需要注意的是，虽然动力煤价格有所上涨，但整体上还是处于相对低位的。2018年以来，国内动力煤价格一度飙升至每吨1200元以上，而目前的价格距离这个高点还有一定的距离。
从长期来看，国内经济的发展和能源消费结构的调整，都将对动力煤价格产生影响。随着我国经济持续增长，能源需求也将继续增加，这将对动力煤价格形成支撑。同时，随着清洁能源和非化石能源的发展，动力煤的消费比重也将逐渐降低，这将对动力煤价格形成压制。
总的来说，目前的动力煤价格走势还是相对稳定的，但也存在一定的波动性。对于煤炭生产企业和火电厂来说，需要密切关注市场变化，灵活应对价格波动。同时，**也需要加强对煤炭市场的监管，维护市场的稳定和公平。
煤炭价格行情最新价格详解（煤价再现回升势头 解析）-掘金网
2022年以来，动力煤价再度呈现涨势，引发市场关注。春节与冬奥同时临近，发改委近日连发数文强调煤炭稳产保供稳价，将打击恶意炒作行为。
机构分析指出，随着煤炭消费旺季接近尾声，煤炭价格反弹驱动将随之减弱。但从中长期来看，2022年全国高峰时段预计仍有部分地区电力供需偏紧，预计煤价仍将获得一定支撑。
1月以来，春节集中补库对需求构成一定支撑，印尼煤炭出口限制后再放开也对市场产生一定影响，市场挺价情绪明显，动力煤价再度出现上涨势头。
到1月28日，国内动力煤期货最高涨至830元/吨的高位，港口煤价也随之上涨。由于煤炭的重要基础能源属性，煤价的上抬再度引起监管部门的注意。国家发改委近日连续发文强调，国内煤炭产量保持高位，电厂存煤创历史新高，将有力保障春节期间煤炭需求。
据国家发改委1月28日介绍，近期国内煤炭日产量继续保持在较高水平，全国统调电厂供煤持续大于耗煤。
截至1月26日，全国统调电厂存煤1.7亿吨以上，同比增加超过5200万吨，创下历史新高，可用22天。同时，随着春节的日益临近，煤炭需求逐渐回落。1月26日，全国统调电厂耗煤715万吨，较一周前减少近70万吨，降幅9%，呈现逐日下降态势。
国家发改委表示，在保供稳产政策下，煤炭供应能力仍维持在较高水平，预计电厂煤炭库存将进一步累积，春节期间煤炭需求可得到有力保障。
在近期召开的专题会议上，国家发改委对春节期间煤炭稳产保供稳价工作做出部署，要求各地区和有关企业要提前制定生产计划，在确保安全的前提下保持节日和重大活动期间煤炭的正常生产和销售，安排好煤炭运输等工作。
煤电油气运保障工作部际协调机制将协同有关部门，持续加强煤炭供耗存和市场监测，加强市场监管，严厉打击捏造涨价信息、囤积居奇、哄抬价格等违法违规行为，切实维护煤炭市场秩序。
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中国煤炭市场网分析认为，虽然春节前港口交易活动放缓，但仍难以掩盖阶段性港口市场货源结构性失衡加速的矛盾，贸易商挺价情绪乐观，助推沿海煤价继续偏强。
分析认为，目前港口货源结构性矛盾突出，高卡低硫煤种一货难求；煤价处于高位，政策调控风险较大，发运利润也难以刺激发运增量，春节期间港口再度大幅累库难度较大。此外，动力煤季节性特征明显，寒潮、冬奥需求都导致电煤需求再度凸显，使得当下上涨驱动力较强。但从中长期来看，煤炭产量维持近几年的高位，3月进入传统淡季后，煤价将再度走弱。
中信期货研报指出，短期来看，煤炭旺季已经接近尾声，消费的季节性下滑将使得近期煤价反弹驱动减弱；但从中长期来看，稳增长政策推动叠加出口韧性，制造业预期高位运行，能源消费水平仍旧居高不下，对煤价仍有支撑。
2021年9月和10月，受到电煤供应紧张、水电发电量减少、电力消费需求增速较快以及多地能耗双控加强等多重因素影响，全国20多个省级电网采取有序用电，个别地区少数时段出现拉闸限电现象。此后，在多部门的共同努力下，煤炭稳产保供稳价取得显著成果，到2021年底，全国有序用电已经基本清零，仅部分省区对高耗能、高污染企业实行有序用电。
中国电力企业联合会1月27日发布的《2021-2022全国电力供需形势分析预测报告》预计，2022年全社会用电量同比将增长5%-6%，全国电力供需总体平衡，但迎峰度夏和迎峰度冬期间部分区域电力供需仍将偏紧。
其中，迎峰度夏期间，预计电力供需总体平衡，高峰时段电力供需偏紧，华北、东北和西北区域电力供需基本平衡，华东、华中和南方区域电力供需偏紧；迎峰度冬期间，电力供需总体平衡，高峰时段电力供需偏紧，华北、东北区域电力供需基本平衡，华东、华中、西北和南方区域电力供需偏紧。
中电联建议，新的一年要确保电力燃料稳定供应，发挥煤电兜底作用，保障电力供需平衡。具体来说，首先是加强能源安全监测预警，继续增加国内煤炭供应总量，形成煤矿应急生产能力；其次是推进电煤中长协签订及履约监管工作，继续给予火电企业金融等政策支持，保障企业燃料采购资金。
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