煤炭供应趋紧，古吉拉特邦要求工厂调整生产时间
印度中央电力局统计显示，截至2026年10月19日，191座燃煤电厂中有96座燃料库存严重偏低，高于9月中旬的60座。古吉拉特邦已要求工厂将生产安排调整至晚间用电高峰之外，电力供应紧张由此影响到这个印度主要工业邦的工作时段。
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库存告急的电厂约一个月内增加36座，增幅达60%。尽管煤炭部增加了供煤量，电站煤炭库存自10月初以来仍下降约5%。许多受影响电厂的存煤仅够发电不到三天。
与厄尔尼诺现象相关的高温、灌溉需求增加以及工业活动推高了电力需求。季风降雨偏少也导致水电出力下降，燃煤电厂因此需要发出更多电力，同时更快消耗燃料储备。
据中央电力局数据，9月电力缺口达到5.6亿千瓦时，是自2023年8月以来最大的单月缺口。相关短缺也被称为近十年来9月最严重的一次。燃煤发电量虽有所增加，但在部分时段和地区，新增发电仍未能满足需求。
古吉拉特邦的应对措施凸显了压力最直接的时段：白天太阳能发电减弱后的几个小时。北古吉拉特邦电力公司已发消息，呼吁工业用户和居民在下午5时至晚上11时节约用电，并敦促工厂自愿将生产转移至其他时段。
库存告急数据意味着什么
中央电力局10月19日的统计显示，受监测的燃煤电厂中略多于一半被列为库存告急。此前公布的数据显示，10月8日，190座电厂中有87座库存告急；9月第一周则为50座。
燃料库存有两种实用的衡量方式：电厂现有存煤可维持运行多少天，以及库存占规定储备要求的比例。前者反映电厂眼下的运行缓冲能力；后者则是将现有缓冲与其应维持的储备量进行比较。
电力部10月17日的数据显示，近半数电厂的库存不足规定储备量的四分之一。煤炭部表示，正密切监测被列为库存告急的电厂，并调整供煤去向以维持发电。
10月8日的一份数据快照显示，电站煤炭库存为2060万吨，而建议储备量为6120万吨，仅约为要求的三分之一。实际库存与建议储备之间相差约4060万吨。
近期情况的发展脉络如下：
- 9月中旬：60座燃煤电厂库存严重偏低。
- 10月1日：一项命令生效，要求100多座燃煤电厂至少在年底前满负荷运行。
- 10月8日：190座受监测电厂中有87座库存告急。
- 10月19日：库存告急电厂增至191座中的96座。
- 10月21日：古吉拉特邦呼吁工厂减少晚间用电的消息公开。
高温与降雨偏少从供需两端挤压电网
据中央电力局数据，印度每日用电峰值需求比去年同期高出约45至50吉瓦。吉瓦用于衡量发电或用电的功率。峰值需求上升，意味着电网需要在同一时刻提供更多电力。
降雨偏少从两个方面加大了压力。水资源减少导致水电站发电量下降，干旱天气则令农民需要抽取更多水用于灌溉。持续高温也使空调和其他制冷设备的运行时间超过通常的夏季时段。
中央电力局数据显示，9月燃煤发电量同比增加13.3%，水电发电量则下降20%。金融研究机构的估算显示，水电发电量下降16%至190亿度；更广义的火电发电量增长16%至1180亿度。
这两组数据都反映了同一种运行压力：水电减少，燃料发电厂承担更多任务。电站检修也进一步限制了可用于满足需求的电力供应。
晚间时段为何尤其紧张
古吉拉特邦的请求覆盖下午5时至晚上11时这六个小时。此时太阳能发电量下降，工厂、家庭和其他用户可能争用电力。将生产班次移出这一时段，可以降低该邦同时所需的最大电力，即使工厂全天的用电总量大致不变。
太阳能发电需要有阳光照射面板才能进行。电池可以储存部分电力供稍后使用，但印度的储能能力不足以将白天所需的全部发电量留到晚间。因此，日落后满足需求仍主要依赖燃煤电厂。
古吉拉特邦已向中央政府申请追加煤炭和电力，并计划建设燃煤、核能和电池储能项目以满足未来用电需求。眼下对工厂的呼吁是自愿性质，要求调整生产时间，而非强制关闭工厂。
据电力部数据，旁遮普邦、中央邦、比哈尔邦、喀拉拉邦、泰米尔纳德邦和喜马偕尔邦也在通过短期合同寻求燃煤电厂供电。据报道，拉贾斯坦邦、马哈拉施特拉邦、安得拉邦、西孟加拉邦、北方邦、恰蒂斯加尔邦和德里也提出了额外购电需求。
对工业用户而言，实际选择可能包括重新安排员工和机器的作业时间，或在晚间争取有限的电力供应。对电力供应商而言，要确保额外发电，既要找到有富余出力的电厂，也要 확보维持其运行所需的燃料。
煤炭到货增加，库存仍在下降
煤炭部表示，电力行业的日供煤量较9月水平增加约36%。10月铁路日均装运量超过465列，且连续三天达到470列的目标。一列货运列车由相连的多节煤炭货车组成。
铁路运输至关重要，因为煤炭生产和发电发生在不同地点。只有煤炭能够装车、运输、卸载并送入锅炉，增加燃料产量才能帮助电厂发电。政府已要求印度煤炭公司提高产量，并要求铁路部门确保及时交付。
煤炭部表示，若能将铁路运输维持在每日465至475列，有助于稳定库存，并为节庆用电、冬季和次年夏季补充储备。公路及其他运输方式的煤炭交付量也有所增加。
不过，10月前17天库存仍持续下降，日均减少约4.8万吨，约为9月日均降幅的五分之一；9月日均降幅约为24万吨。日均库存降幅收窄，说明供煤与消耗之间的平衡已有改善，但库存继续减少，储备依然承压。
强制进口方案为何暂缓
据了解相关讨论的人士透露，政府官员已搁置一项要求电厂将进口煤与国产煤掺烧的提议。该方案原本可增加燃料来源，但国际煤价上涨、卢比走弱使进口煤成本更高。
基准动力煤价格升至三年来最高水平。金融研究机构数据显示，9月印尼煤炭价格为每吨111美元，同比上涨47%。卢比贬值则会推高以美元计价的采购成本。
印度过去曾要求电厂在供应紧张时进口煤炭，以补充国内煤源。当前的应对重点更多放在国内生产和运输，同时寄望气温下降能缓解用电需求。电力部和印度煤炭公司尚未公开证实有关搁置进口要求的讨论。
天然气价格也有所上涨。金融研究机构估算，现货液化天然气价格从2月的每百万英热单位10.8美元升至9月下旬的26美元，涨幅超过一倍。天然气价格走高，使其成为填补电力缺口的更昂贵选择。
国际能源署《2026年煤炭年中更新》预计，印度当年煤炭需求将达到13.53亿吨，在2025年下降后增长4.2%。该机构将需求增长归因于电力需求上升，以及霍尔木兹海峡的油气供应中断。霍尔木兹海峡是连接波斯湾与外海的航运通道。
需求上升也推高电力成本
估计9月用电量达到1620亿度，同比增长11%；峰值需求增长17%，达到269吉瓦。一度电即一千瓦时，是一台功率为一千瓦的电器运行一小时所消耗的电量。
金融研究机构估算，晚间峰值电力缺口超过7吉瓦。这一指标衡量特定时刻的电力短缺；中央电力局统计的5.6亿千瓦时月度缺口，则衡量整个月累计未能满足的电力需求。
供应趋紧之际，批发电价上涨。印度能源交易所9月加权平均市场出清价达到每千瓦时4.9卢比，高于上年同期的3.4卢比，涨幅约44%。这是电力交易市场的价格；居民电费则取决于供应商的收费标准和购电安排。
配电公司也面临财务压力。截至9月底，拖欠发电企业的款项估计达8.57万亿卢比，即8570亿卢比。在已经背负未付账款的情况下，以更高的市场价格追加购电会进一步增加这些公司的成本。
供应紧张正影响新建电站计划
中央电力局主席甘夏姆·普拉萨德在印度工商会一场活动上表示，除现有计划外，印度可能还需要新增105至150吉瓦燃煤发电能力。现有计划已经提出，到2035年新增97吉瓦燃煤发电能力。
各邦的采购决策表明，对燃煤发电的需求不只源于眼下的短缺。北方邦和阿萨姆邦政府通过招标寻求最多7吉瓦的未来燃煤电力供应。相关采购研究还提到，从2024年开始的此前一段时期内，签约电力超过17吉瓦。
印度仍在持续增加可再生能源发电能力。普拉萨德表示，上一年新增装机约50吉瓦，预计年度新增规模将超过50吉瓦。他指出，核能和抽水蓄能水电可为可再生能源发电和电网稳定提供支持。
抽水蓄能利用电力将水抽至高处，再在需要电力时让水流经涡轮机发电。与电池类似，它可以将电力供应从一天中的某个时段转移到另一个时段。这类项目有助于解决古吉拉特邦所凸显的供电时段问题；煤炭运输则直接应对当前的燃料短缺。
气温下降或为补充储备提供空间
政府预计，随着气温下降，用电量将有所回落，从而使煤炭储备得以恢复。欧洲中期天气预报中心的预测显示，随后两周的天气可能略为凉爽，但气温预计仍将高于此前30年的平均水平。
电站进入这一时期时，煤炭库存日均降幅虽小于9月，但库存已处于近五年来最低水平。要补充储备，供煤量必须持续超过煤炭消耗量，而不仅仅是与消耗持平。
要求100多座燃煤电厂满负荷运行的命令至少持续至12月31日。恢复建议燃料库存的具体日期尚未公布。在供应恢复之前，古吉拉特邦试图将工厂用电需求移出晚间高峰，具体展现了各邦如何设法延长现有电力的使用空间。
要点
- 中央电力局统计显示，10月19日，191座燃煤电厂中有96座库存严重偏低，高于9月中旬的60座。
- 尽管供煤量增加，电站煤炭库存自10月初以来仍下降约5%。
- 古吉拉特邦要求工厂自愿将生产安排调整至下午5时至晚上11时之外。
- 高温推高需求、水电出力下降，导致9月电力短缺达到5.6亿千瓦时。
- 受国际煤价高企和卢比走弱影响，强制进口煤炭的提议被搁置。
- 增加国内煤炭产量、铁路运输和气温下降，是补充燃料储备的关键。
