煤炭供應吃緊，古吉拉特邦要求工廠調整生產時段
印度中央電力局統計，截至2026年10月19日，191座燃煤電廠中有96座燃料庫存嚴重偏低，高於9月中旬的60座。古吉拉特邦已要求工廠將生產時段移出傍晚用電尖峰，電力供應壓力因此延伸至印度主要工業邦之一的工作時段。
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庫存告急的電廠約一個月內增加36座，增幅達60%。儘管煤炭部增加供煤，10月以來各電廠的煤炭庫存仍減少約5%。許多受影響電廠的煤炭僅足以發電不到三天。
與聖嬰現象相關的高溫、灌溉需求增加及工業活動推升用電需求。季風降雨偏少也使水力發電量減少，燃煤電廠因而必須增加發電，同時更快消耗燃料庫存。
根據中央電力局資料，9月電力短缺達5.6億度，是2023年8月以來單月最大缺口。相關描述也指出，這是近十年來任何一個9月最嚴重的短缺。燃煤發電量雖然增加，但在部分時段與地區，新增電力仍無法滿足需求。
古吉拉特邦的應對措施顯示，供電壓力最迫切的時段是白天太陽能發電減少後的幾個小時。北古吉拉特邦電力公司已發送訊息，呼籲企業與居民在下午5時至晚上11時節約用電，並敦促工廠自願將工作時段調整至其他時間。
庫存告急數字代表什麼
中央電力局10月19日的統計顯示，受監測的燃煤電廠中略超過半數被列為庫存告急。較早的數據顯示，10月8日有190座電廠中的87座庫存告急；9月第一週則有50座。
燃料庫存可用兩種方式衡量：電廠持有的煤炭還能維持運轉幾天，以及現有庫存占規定庫存量的比例。前者反映電廠眼前可運轉的緩衝空間；後者則是將這項緩衝空間與電廠應維持的儲備量相比。
電力部10月17日的數據顯示，近半數電廠的庫存不到規定量的四分之一。煤炭部表示，正密切監控被列為庫存告急的電廠，並調度供煤以維持發電。
10月8日的資料顯示，電廠煤炭庫存為2,060萬公噸，低於建議的6,120萬公噸，約為所需庫存的三分之一。實際庫存與建議儲備量相差約4,060萬公噸。
近期壓力形成的過程如下：
- 9月中旬：60座燃煤電廠庫存嚴重偏低。
- 10月1日：一項命令生效，要求100多座燃煤電廠至少在年底前滿載運轉。
- 10月8日：受監測的190座電廠中，有87座庫存告急。
- 10月19日：庫存告急電廠增至191座中的96座。
- 10月21日：古吉拉特邦呼籲工廠減少傍晚用電的消息公開。
高溫與降雨偏少，電網供需兩端承壓
根據中央電力局資料，印度每日尖峰用電需求比前一年高出約45至50吉瓦。吉瓦是衡量發電或用電速率的單位。尖峰需求升高，代表電網必須在同一時間準備更多電力。
降雨不足從兩方面加重壓力。可用水量減少，使水力發電站的發電量下降；乾燥情況則增加農民抽水灌溉的需求。持續高溫也讓空調及其他冷卻設備的運轉時間超出一般夏季時節。
中央電力局數據顯示，9月燃煤發電量較去年同期增加13.3%，水力發電量則減少20%。金融研究機構估算，水力發電量下滑16%，降至190億度；更廣泛的火力發電類別則增加16%，達到1,180億度。
兩組數據都反映出同一種運轉壓力：水力發電減少，燃燒燃料的電廠則必須承擔更多發電任務。電廠維修也進一步限制可用於滿足需求的供電量。
傍晚時段為何特別吃緊
古吉拉特邦的呼籲涵蓋下午5時至晚上11時這六個小時。此時太陽能發電量下降，工廠、家庭及其他用戶可能競相使用電力。即使工廠全天總用電量相近，將生產班次移出這段時窗，也能降低邦內同一時間的最高用電需求。
太陽能發電仰賴陽光照射面板。電池可以儲存部分電力供稍後使用，但印度的儲能容量不足以將白天所需的全部發電量留到傍晚。因此，日落後的供電仍主要仰賴燃煤電廠。
古吉拉特邦已向中央政府尋求額外煤炭與電力，也正規劃燃煤、核能及電池儲能計畫，以滿足未來用電需求。目前對工廠的呼籲是自願性質，要求調整生產時段，而非強制停工。
根據電力部資料，旁遮普邦、中央邦、比哈爾邦、喀拉拉邦、坦米爾那都邦及喜馬偕爾邦也透過短期合約，向燃煤電廠尋求供電。另有報導指出，拉賈斯坦邦、馬哈拉什特拉邦、安德拉邦、西孟加拉邦、北方邦、恰蒂斯加爾邦及德里也在要求增加供電。
對工業用戶而言，實際上可能必須重新安排員工與機器的作業時段，或在傍晚與其他用戶競爭有限電力。對供電業者而言，要取得額外發電量，既得找到有餘裕的電廠，也得 확보足以維持運轉的燃料。
煤炭到貨增加，庫存仍持續下降
煤炭部表示，對電力部門的每日供煤量較9月增加約36%。10月鐵路平均每日運送逾465列煤炭貨列，並連續三天達到470列的目標。一列貨運列車是由多節運煤車廂連接而成。
鐵路運輸至關重要，因為煤炭生產與發電位於不同地點。增加燃料產量，只有在煤炭完成裝載、運輸、卸載並送進鍋爐後，才能幫助電廠發電。政府已要求印度煤炭公司提高產量，並要求鐵路部門確保及時交貨。
煤炭部表示，每日維持465至475列貨運列車運輸量，應有助穩定庫存，並為節慶期間的需求、冬季及隔年夏季補充儲備。公路及其他方式的運煤量也已增加。
然而，10月前17天的庫存仍持續下降，平均每日減少約4.8萬公噸，約為9月降幅的五分之一；9月每日減少量相當於約24萬公噸。每日減少量縮小，顯示供應與消耗間的平衡已有改善，但庫存仍在下滑，儲備持續承壓。
為何暫緩強制進口煤炭
據知情人士透露，政府官員已暫緩一項提案，不再要求電廠將進口煤與國產煤混燒。這項計畫原可增加另一種燃料來源，但國際價格上漲及盧比走弱，使進口煤炭成本提高。
基準動力煤價格升至三年來最高。金融研究機構數據顯示，9月印尼煤炭價格為每公噸111美元，較去年同期上漲47%。盧比走弱也會推高以美元計價的採購成本。
印度過去曾在供應吃緊時要求進口煤炭，以補充國內供應。目前的應對措施更倚重國內生產與運輸，並預期天氣轉涼將使用電量減少。電力部與印度煤炭公司尚未公開證實暫緩進口要求的相關討論。
天然氣價格也已上漲。金融研究機構估算，現貨液化天然氣價格從2月每百萬英熱單位10.8美元，升至9月底的26美元，漲幅超過一倍。天然氣價格上漲，使其成為填補電力缺口時成本更高的選項。
國際能源總署《2026年煤炭年中報告》預測，印度全年煤炭需求將達13.53億公噸，較2025年下滑後回升4.2%。該機構將需求增加歸因於用電需求上升，以及荷莫茲海峽的油氣供應中斷。荷莫茲海峽是連接波斯灣與外海的航運通道。
需求增加也推升電力成本
估計9月用電量達1,620億度，較去年同期增加11%；尖峰需求則增加17%，達269吉瓦。一度電即一千瓦小時，相當於一台功率一千瓦的電器運轉一小時所消耗的電量。
金融研究機構估算，傍晚尖峰供電缺口超過7吉瓦。這代表特定時段的電力短缺；中央電力局公布的每月5.6億度短缺量，則是整個月累積未能滿足的用電需求。
供應趨緊帶動批發電價上漲。印度能源交易所9月加權平均市場結算價格為每度4.9盧比，高於一年前的3.4盧比，增幅約44%。這是電力交易市場的價格；家庭電費則取決於供電業者的費率與採購安排。
配電公司也面臨財務壓力，截至9月底，對發電業者的未付款項估計達8.57兆盧比，亦即8,570億盧比。額外購電價格上漲，將進一步加重已積欠電費的公司的成本負擔。
供電吃緊正影響新電廠規劃
中央電力局主席甘夏姆・普拉薩德在印度商會活動上表示，除了現有計畫外，印度可能還需要新增105至150吉瓦燃煤發電容量。現有計畫已規劃到2035年新增97吉瓦燃煤發電容量。
各邦的採購決策顯示，燃煤發電需求不只來自眼前的短缺。北方邦與阿薩姆邦主管機關已透過招標，尋求未來最多7吉瓦的燃煤電力供應。相關採購研究也指出，從2024年開始的前一段期間，已簽約採購超過17吉瓦電力。
印度仍持續增加再生能源發電容量。普拉薩德表示，前一年新增裝置約50吉瓦，預計每年新增量將超過50吉瓦。他指出，核能與抽蓄水力發電可支援再生能源發電並維持電網穩定。
抽蓄水力發電利用電力將水抽送至高處，再於需要電力時放水推動渦輪機發電。和電池一樣，抽蓄可將電力從一天中的某個時段轉移至另一時段。這類計畫可處理古吉拉特邦面臨的供電時段問題，而煤炭運輸則有助因應眼前的燃料短缺。
天氣轉涼或有助補回儲備
政府預期，氣溫下降將使用電量減少，讓煤炭儲備得以回升。歐洲中期天氣預報中心的預測顯示，接下來兩週天氣可能略為轉涼，但氣溫預計仍高於此前30年的平均值。
進入這段期間時，電廠每日庫存降幅已低於9月，但庫存被形容為近五年來最低。要補回儲備，供煤量必須持續高於煤炭消耗量，而不只是勉強追上消耗速度。
要求100多座燃煤電廠滿載運轉的命令，至少持續至12月31日。政府尚未訂出恢復建議燃料庫存的確切日期。在供應恢復之前，古吉拉特邦試圖將工廠用電需求移出傍晚尖峰，具體呈現各邦如何設法延長現有電力的供應能力。
重點整理
- 中央電力局統計，10月19日有191座燃煤電廠中的96座庫存嚴重偏低，高於9月中旬的60座。
- 儘管供煤增加，10月以來電廠煤炭庫存仍減少約5%。
- 古吉拉特邦要求工廠自願將生產時段移出下午5時至晚上11時。
- 高溫推升需求、水力發電量下降，使9月電力短缺達5.6億度。
- 國際煤價高漲、盧比走弱，政府因此暫緩強制進口煤炭的提案。
- 增加國內煤炭生產、鐵路運輸及等待天氣轉涼，是補充燃料儲備的關鍵措施。
