摘要：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。
四川采购煤炭价格行情(四川煤炭行情最新消息 - 鑫锐电气
四川主要煤田：川南煤田、华蓥山煤田、南桐、松藻煤田、渡口煤田、广旺煤田、永荣煤田、资威含煤区、乐犍含煤区、龙门山含煤区、西昌含煤区等。
四川煤炭开发利用历史悠久，是***历史上最早开发煤炭的省份之一。四川省虽然水电资源丰富，但每进入到枯水期，就不得不依靠火电厂供电，煤炭在全省能源结构中占到50%以上。四川全省已发现煤炭资源量为135、34亿吨，保有储量120.78亿吨。
因为四川有着大量的水电，丰富的能源以及发电机组设备。
由于四川属于***23级阶梯的交汇处，同时境内有着多条河流，因此建立了全国最多的水电站，足足有4600多个。每年的水电发电量高于全年的所有用电负荷，单单依靠水电就能够满足所有的电量需求。
除此之外，四川拥有着极为丰富的能源，天然气探明数量是全国第二，煤炭和石油人员也在内陆地区相对丰富，除此之外还有光能和风能发展的有利条件。
四川本身的能源装备工业能力也比较强的。著名的发电设备制造企业，东方电气集团也位于四川。此外整个发电设备工艺链条完备，生产线路齐全。
亲，现在很高兴为您解答：6000大卡煤炭价格是950元一吨是一种煤化程度较低的煤。一般只有3200大卡热值，相比最优质6000卡以上的动力煤，只有一半左右。但是现在动力煤6000大卡的已经2000多了，甚至一些坑口煤泥（杂质多）都要700多，但是并不是所有电厂都适合直接烧褐煤，要有相应的处理设施。
1、松藻煤矿是重庆能源投资集团松藻煤电有限责任公司下属的一个矿井。
2、始建于1958年8月，位于重庆市綦江区安稳镇内，渝黔铁路，渝黔高速公路横穿矿区，交通便利。
4、松藻煤矿已探明储量1．1亿吨，可采煤层有三层，主采的K3煤厚达2－3．8米。
7、地处川东“门户”、***家乡枣广安华蓥市溪口镇。
8、单位年产原煤15万吨，水泥35万吨，年创产值12000万元，税利1400万余元。
10、3、川南煤矿是四川省最大的煤矿，集中分布于筠连县、珙县、古蔺县等。
11、珙县境内无烟煤保有储量12.45亿吨。
12、含煤层位为上二迭统长兴组，可采煤层3层—5层，可采总厚度5米左右。
13、主要分布在珙长背斜西端芙蓉山矿区和落木柔背斜北翼东段和南翼东段。
14、4、威远煤矿四川省威达煤业有限责任公司成立于2009年9月，是四川省煤炭产业集团下属十个子公司之一，由原四川省威远煤矿通过公司制改造组建而成。
15、公司旗下主要有四川省叙永煤矿、泸州市威鑫煤业公司、四川蓉兴化工公司、威远煤矿和泸州西华矿业公司等二级生产经营单位。
16、扩展资料：煤矿开采类型：一、地下开采大部分煤层均远离地表，因此无法使用露天开采的方式。
18、在矿坑，通常使用房柱法在煤层中推进，梁柱用来支持矿坑。
21、松动的煤炭掉入刮板输送机中，并移出工作面。
22、3、连续开采–利用一台有碳化钨钻头的机器从煤层中刮下煤炭。
23、在“房柱法"系统中操作–在一系列约10米的房间区域中工作。
已经大规模开发的有煤有气的有达县泸州宜宾小规模的就多了
达县有1000多万吨的达竹煤电和年产几十亿立方的天然气
煤炭股就是上市公司的主业为煤炭业，也就是以煤炭为主业的企业股票。我国的煤炭的龙头股有很多种，比如有：
焦炭生产上市公司目前有：
1.国际实业(000159)：公司焦炭权益产能42万吨。
2.美锦能源(000723)：公司控股股东陕西美锦能源集团是***最大的焦化企业之一，年产焦炭330万吨。
3.四川圣达(000835)：公司是四川省重点支持发展的7家大型焦炭企业之一，2010年上半年共生产焦炭产品31.16万吨。
4.煤气化(000968)：公司出资3000万元参股太原东盛焦化煤气公司，并与该公司和中煤集团共同组建中煤焦炭公司，新公司在太原市煤气市场占有率50%左右。
5.西山煤电(000983)：公司收购西山煤气化后规划焦炭产能120万吨/年。
7.安泰集团(600408)：公司焦炭年产能175万吨，其中80%出口国际市场，毛利率20%左右。
8.ST百花(600721)：公司拥有100%股权的鸿基焦化目前焦炭产能为80万吨/年。
9.云维股份(600725)：公司拥有305万吨/年焦炭产能，且在2010年扩大至400万吨/年；曲靖大为焦化(54.8%股权）、云南大为制焦(96.36%股权）分别拥有焦炭生产装置200万吨、105万吨。
10.*ST山焦(600740)：公司2010年将达到500万吨焦炭产能，公司将成为***最大的商品焦生产和出口基地。
11.开滦股份(600997)：公司持有49.68%股权的迁安中化和持有94.08%股权的中润化工焦炭设计产能为420万吨/年。
12.潞安环能(601699)：公司有用焦炭业务占主营业务收入5%。
13.中煤能源(601898)：公司焦炭产能430万吨/年。
1、2021煤炭价格上涨原因一：进口煤炭大幅减少
近两年受新冠肺炎疫情影响，我国大量电厂为了疫情防控保发电大量采购了进口煤填补缺口，使得今年需煤量数量比往年增加了许多，而在7-11月份时我国受进口煤总量的严格管控，使得进口煤的数量减少，在遇到夏季用电及冬用煤高峰之际，进口煤供应政策仍未做出调整，导致煤炭市场紧张，多地出现价格上涨的情况。
2、2021煤炭价格上涨原因二：内蒙古煤炭产量减少内蒙古是我国产煤量比较多的省份之一，但受煤管票、安全检查等影响，内蒙古产煤量严重减少，据***统计在1-11月份时，内蒙古产煤9亿吨，跟往年相比下降了几千吨，使得我国煤炭供应体系受到冲击，届时煤炭价格上涨。
3、2021煤炭价格上涨原因三：夏季用电需求及冬季需煤量高
在往年的9-10月份时，我国南方多地气候会逐渐转凉，对用电的需求也不高，但今年不一样，多地还处在热季，每日温度在30多度，就比如湖南在9月底时每日最高温度在37度左右，每日不开空调、风扇等是无法度过的，这样下来每天的用电量就增加了许多。
而我国电力主要是用煤炭发电的，这样下来煤炭的需求量就增高，加上北方部分地区已进入低温要开暖气，这样一来煤炭的供应量就增高导致煤炭市场紧张，从而出现煤炭价格上涨。
这个是储量:全国45521.**18037.内蒙古12250.山西3899.陕西2031.贵州1897.宁夏1721.甘肃142.河南920.安微612.河北601.云南438.山东405.青海380.四川304(包括重庆),黑龙江176.北87.辽宁59.江苏50.湖南45.天津45.江西4。
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火电行业“天气市”行情再起？
据***能源集团7月11日消息，7月10日，***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。***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。
***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。***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***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，***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。
【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，******发改委***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。***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***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，***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，***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***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，***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***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***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***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***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***。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***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：
本文所涉及标的不作为投资建议，据此买卖，风险自负。
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临汾电煤价格？
750元/每吨。山西省临汾市是生产优质电煤的大市，临汾电煤主要特点为灰底，硫底，水低，深受用户欢迎，是市场热销煤种，450热卡低硫煤约750元每吨，500，热卡的每吨830元左右，临汾的电煤通过公路和铁路源源不断的运到全国各地。
电费的计价单位是什么，号士所才牛话态早哪柴油发电1度成本多少钱来自，煤发电1度多少钱，民营发电厂可否将既贵修盐政所生产的电买给电力公司？
电费的计价单位是：KWh千瓦时，俗称“度”。柴油发电成本估计接近每度2元。煤发电（小电厂）成本差不多每度0.5---1元。民营发电厂可以买电给***电网，但是民营电厂机组小，发电成本高，无法和大电厂竞争，执行统一的上网电价，民营小电厂根本无利可图。
价格创历史新高！“煤炭三兄弟”涨涨涨，接下来价格怎么走？_上观新闻
近期，动力煤、焦煤、焦炭所组成的“煤炭三兄弟”开启价格连涨模式，动力煤期现货价格已突破千元大关，创历史新高；焦煤期货主力合约年内累计涨幅超60%。煤炭价格为何出现强势上涨？
在陕西省榆林市的一家大型煤矿企业，年产能达800万吨。别韩亮，是这里的计划经营部负责人，他介绍，今年煤炭行情可谓是产销两旺，每天生产近三万吨动力煤，基本都是即产即销的状态。
陕西投资集团凉水井矿业公司计划经营部部长别韩亮：目前煤炭市场，整体都是一个供不应求的*面。我们的煤场每天发运车辆大概六七百辆，将近能发运销售两万吨商品煤。我们的铁路销售，日均可以发运到七千余吨。
记者在当地主要的煤炭竞拍平台上留意到，目前这里6000大卡动力煤起拍价格已经超过900元每吨，当地不少发电厂化工厂为了抢煤，甚至加价到每吨1000多元来竞拍，竞争激烈。即使是按长期协议价格交易的煤炭，也已经涨到每吨七八百元。
不仅如此，沿海港口5500大卡动力煤价格更是涨到每吨1200元以上的历史高点，较年初时每吨上涨超400元。期货方面，截至昨日，动力煤主力合约报每吨1053元，相比一个月前的每吨770元，单月涨幅超过36%；焦煤期货也较上个月上涨超400元每吨。
中泰证券能源行业研究员 陈晨：核心还是供需方面的矛盾。1到7月份，国内煤炭产量同比增长4.9%，进口量同比下滑15%，需求端增速在10%左右，供需之间存在6%这样一个缺口。
近日，***煤炭工业协会、***煤炭运销协会组织国内重点煤炭企业联合发出倡议：主动做好煤炭稳价工作，不随意涨价，引导市场价格逐步回归合理区间。
陕西投资集团凉水井矿业公司总经理杨昊鹏：**给我们是有要求的，要求保供应稳价格，我们的煤炭销售首先是面对终端用户，不给中间的贸易商，直接提供给与民生相关的电厂。
煤炭价格持续上涨给下游的电力、水泥等行业带来不小的成本压力，许多火电厂的发电成本甚至已经高于电价，面临严重亏***状态。
位于陕西省榆林市横山区一家大型火电厂，是当地煤电一体化发电工程，这里每天消耗的燃煤主要都是来自于附近的煤矿。近期，煤炭严重供不应求，当地的多家电厂都在不断加价抢煤，有时加到每吨1000元以上还抢不到。
据了解，从2020年起，我国将上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制，浮动范围上浮不超过10%，下浮不超过15%。然而今年以来市场煤价涨幅已超过60%，相比之下，下游电价基本没有变化，因此，火电厂正在面临亏***。
陕西榆能集团横山煤电公司董事长刘春晓：从刚刚过去的8月份统计来看，标煤（5500大卡动力煤）的成本，已经达到1080元/吨，每度电亏***1毛2分钱，8月份全月累计发电10亿度，亏***1.27亿元。
不仅是电力行业，水泥行业同样也是用煤大户，据了解，煤炭成本约占水泥熟料生产成本的50%，煤炭价格每涨100元/吨，则每吨水泥的生产成本约增加12元。
中联水泥河南运营管理区生产技术中心总经理朱其华：不含税价格，煤炭到厂价已经同比增长了将近500元/吨。我们整个水泥熟料的生产成本，不含税要增长到60元以上，实际上现在成本增加了80%。
目前，我国煤炭主产区已在逐步增加煤企核定产能，但产能释放仍需一段时间。分析人士判断，每年10月份，热电厂将开始大规模为冬季供暖备煤，煤炭需求将迎来新增长，综合来看，四季度煤炭价格恐将继续维持在高位。
中泰证券能源行业研究员陈晨：不管是港口还是电厂的库存，都处于历史低位，所以动力煤价格预计还是在高位，即使回调，估计回调的幅度也不会很大。
煤炭价格对发电成本的影响和博弈...
一般来说，消耗300克煤炭能发1度电。
所以，一公斤煤炭（标准）能发3.33度电。
这算是一个大概的标准吧。
煤炭发电可以粗略理解为两个过程，
1，挖煤
2，发电上网
3，运输走
这里面涉及了三个生产主体，一个消费主体（4）
1，煤矿
2，煤电厂（发电）
3， ***的电网公司（负责上网和传输电力）
4， 用电的企业和家庭
我们***煤炭上网的价格（可以理解为煤电厂销售给***电网的价格是0.26-0.28元）
目前我们***执行的阶梯电价，大概平均价格在0.6-0.8一度电。工业用电大概在0.9-1.1一度电。可能还有各种复杂的算法或者优惠啥的。
大概毛估估就是这么一个价格。
1，煤矿 挖煤-》
2，煤电厂（发电）买到煤炭-》发电-》上网（0.26-0.28）
3， ***的电网公司（负责上网和传输电力）（销售给企业和家庭，0.6-0.8）
4， 用电的企业和家庭
由此，
1公斤发3.33度电，
1吨发3330度电。
每吨煤炭的价格直接影响了发电厂的成本。
看下图的话，
当煤炭价格在650元左右每吨，假设我是发电厂，我花费650买的煤炭，然后生产了3330度电，平均度电成本就是0.195元。 我上网价格是（销售给电网）是0.26，我还有利润。
所以-当煤炭价格接近1000元的时候，我的度电成本就变成0.3元了。那我如果上网价格不能提高，我就没钱赚了。
按照这个模型（我估计大概对，也可能有一些误差）
煤炭价格超过930，电厂就亏本了。
听说现在是1300-1500的动力煤价格。
我查阅了一下动力煤期货价格，现在是1440.
不过从930涨到1440，是从8月30日发生的。
其实也就是1个月不到的时间。
肯定是煤炭供求关系发生了比较大的问题。
煤炭不足，价格高涨。发电厂发电积极性不够。这些都会导致电力不够。
而企业因为疫情，得到大量订单，业务不错。个人和家庭因为生活方式的改变，网络的影响而大量增长用电，从而推高了用电需求。
需求大，供应少或者紧张，自然就电力不够了。
如果***引导电价上涨，电厂可以赚钱，（虽然很多的电厂其实得到煤炭原材料是靠长协价格的，就是常年的一个协议价格，不可能都是随时改变的价格，
但是增量来了，新能源顶不住的时候，就不得不增加扩产或者多买一些煤炭？）这个是不是真实的情况还需要后续观察。
发电用的来自一吨煤多少钱
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。
目前从山西到秦皇岛的电煤价格大概是多少
当前价格大约380.00元/吨.