本报多方了解到，进入9月26日当周后，秦皇岛港煤炭港存一度同比骤降近30%，六大电厂存煤天数也环比平均减少3.8%，粤电存煤天数甚至逼临存煤警戒线，降至8天左右，下降16%之多。

　　不仅如此，进入9月份后，企稳的煤炭市场多次打破企稳态势，出现上扬，9月7日至27日，环渤海地区5500大卡动力煤平均价格已累计上涨了7元/吨。而且，山西和内蒙古多处地区的煤炭坑口价格也出现一定程度的上涨。

　　对此，专家表示，随着大秦线检修的完毕，电厂存煤采购或形成集中效应，并形成一段时间的运力紧张，从而抬升煤炭市场价格，如果11月份该局面不能遏制，冬季用电高峰期，“电荒”或再次重现。

　　产运销趋紧

　　来自秦皇岛海运煤炭网港口中心数据显示，截至9月28日，秦皇岛港煤炭库存跌破500万吨，降至497.6万吨的库存水平，同比减少29.5%，其中内贸490.4万吨，外贸7.2万吨，为今年5月5日以来的最低值。

　　仅仅在4天前，秦皇岛港存煤还在600吨以上，9天前，秦皇岛港煤炭库存为708.8万吨，10天内秦皇岛港的煤炭库存下降了211.2万吨，日均环比跌幅在5%左右。

　　据港口相关人士透露，此次港口库存急剧下降主要是由于调入量大幅减少，而同时调出量却保持旺盛。

　　对于调入量的大幅减少，该人士表示，原因之一是9月21日开始的大秦线检修，这一定程度上影响煤炭调入量，同时中煤金海洋集团元宝湾煤矿发生透水事故无疑是雪上加霜。

　　大秦线是北煤南运的重要通道，每年两次检修，铁路运输在此阶段将会“开天窗”，相应的煤炭运力将会下降，数据显示，自大秦线检修以来，日均运煤95万吨，比检修前减少约30万吨，下降24%。而港口到车量、卸车量和调入量也都出现大幅下降，其中，秦皇岛港日均到煤一度减少17万吨之多。

　　而坑口的产量变化也大大减少了煤炭的调入量。据了解，中煤事故以后，山西省政府要求中煤集团在山西的所有机井矿关停，朔州地区所有整合煤矿关停。

　　数据显示，中煤集团在山西97%的产量集中在朔州地区，而朔州地区的煤炭产量中有75%来自中煤集团，所以此次事故使得中煤集团以及朔州地区的产能大受影响。

　　据本报记者走访了解，该事故预计停产整顿将持续20多天，而这也使得朔州及大同周边地区资源供应偏紧，煤炭供应有所减少。

　　与此同时，停产整顿在很大程度上影响了煤炭供应，部分地区的坑口价格出现了上涨，如前期山西北部的大同忻州地区的煤炭产能经过资源整合后未能完全释放，这也使得当前煤炭供应偏紧。而内蒙古以鄂尔多斯等地区为主的煤炭坑口价格近期也出现一定程度的上涨。

　　而坑口价格的上涨同时带动了坑口到集运站的运费出现上涨。受此影响，港口调入量减少的同时，煤炭市场价格也相应跟进，电厂入冬存煤也受到影响。

　　环渤海动力煤价格指数中心最新统计显示，9月21日-27日一周内，环渤海地区港口发热量5500大卡市场动力煤综合平均价格报收832元/吨，比前一报告周期上涨了3元/吨，这是进入9月份煤炭价格相对企稳后再次出现小幅上涨的势头，特别是9月7日之后至今，环渤海地区5500大卡动力煤平均价格已累计上涨了7元/吨。

　　如果计算同比，记者发现，去年当期的秦皇岛港口5500大卡动力煤价格为715元/吨左右，而今年报价835元左右，同比增加了120元，涨幅达17%。

　　水涨船高的煤价，直接影响了电厂的存煤积极性和成本预算。通过9月17日到23日的六大电厂库存和存煤天数，可以看到，相较往年10月份开始购储冬煤，火电企业今年显现出提前储存冬煤的迹象。

　　该周内，秦皇岛等港的煤炭调出量显著增加，而且，六大电厂库存出现小幅上升，据港口中心数据，截至9月23日，六大电厂库存306.81万吨，环比增加3.57%。

　　但记者同时发现，粤电、上电和国电的库存却出现了一定幅度的下降，分别下降了10.89%、4.31%和1.75%。而存煤天数，三大电厂减少了15.96%、4.19%和11.64%，其中粤电的存煤天数只维持在8天左右，低于10天的存煤警戒线。

　　“介于大秦线和港口的场存压力，三大电特别是粤电供电此后两周压力将陡增，电厂存煤接下来将整体趋紧。”厦门大学能源经济研究中心主任林伯强对本报记者表示，而且随着大秦线检修完毕，电厂存煤采购或形成集中效应，将形成一段时间的运力紧张，从而再次抬升煤炭市场价格，如果11月份该局面不能遏制，冬季用电高峰期，“电荒”或再次重现。

　　冬季或再现缺电潮

　　据了解，本次大秦线检修期间为3个小时，较之前4月份的检修减少1个小时，但是调入量却比4月份要少。数据显示，每天3小时的检修对秦皇岛的煤炭调入量日均减少约15万吨。

　　“这就说明货源出现了问题，上游产能减少对煤炭港口调入量产生了较大的影响。”上述港口相关人士表示。

　　据该人士介绍，其港口近期对南方的电厂和华东华南等地进行了走访，当前的情况是南方中小企业的订单大幅减少，但由此不能判定冬季的用电需求会有所减弱，是否会打破8月份以来全国用电量9%左右的增长，继续高企，将在11月份见分晓。

　　“11月份才是南方中小企业订单集中的时点，而且由于夏季用电高峰的拉闸限电造成的工业耗能减少，也可能在年底由于进度问题集中爆发，从而抬升用电增速。”该人士称，届时很可能形成新的用电高峰，从而拉动煤电市场新一轮行情。

　　对此，林伯强也表示，是否出现“电荒”将取决于近两个月的政策力度。“今年的GDP增速保持在9%左右，全年用电增长不出意外将维持在10%左右，但如果11月份后放开用电，取消拉闸限电限制，将很可能涌现新的用电高峰，加上煤价高企，电厂积极性不高，将会造成年内再次大范围缺电的情况。”

　　而国家能源局电力司副司长郝卫平9月29日在“迎峰度夏总结会”上也表示，今冬明春电力供需形势不容乐观，全国部分地区仍将面临不同程度电力供应偏紧的局面，特别是南方、华中等水电比重较大的区域，以及一些火电上网电价偏低的产煤省区，可能出现持续性缺电。“考虑到冬季气候的不确定性，全国部分地区仍将面临不同程度电力供应偏紧的局面。”郝卫平认为，目前主要水电站可调发电水量、蓄能值较去年同期减少三至四成，秋汛补水有限，冬季水电出力低于常年已难改变。

　　而数据显示，截至8月底，全国用电量达3.12万亿千瓦时，同比增长11.9%。其中，迎峰度夏的6、7、8月三个月用电量累计达1.27万亿千瓦时，比去年同期增加了11.2%。能源局据此预测称，今年四季度用电增速较上半年可能略有下降，但仍将保持较高水平。

　　“但迎峰度夏后的9月份和10月上旬，煤炭需求增幅将有所下降，供需相对缓和。”国家能源局煤炭司副司长魏鹏远日前表示，特别是10月中旬以后，煤炭用户将提前购煤储煤以备迎峰度冬，煤炭需求转旺。但随着一大批中大型现代化煤矿的建成投产，煤炭供给将增加，而随着兼并重组和资源整合的煤矿陆续复产，四季度全国煤炭供应能力明显增强，预计全国煤炭供需总体基本平衡。