隨著氣溫回升，經濟復蘇，多地電網創下負荷新高，電力供應迎峰度夏正進入關鍵時期。去年此時，曾發生大范圍拉閘限電，這一幕今年還會重現嗎？7月6日，中國電力企業聯合會（下稱中電聯）在新聞發布會上表示，預計2022年迎峰度夏期間，全國電力供需總體平衡，華東、華中、南方區域部分省份在用電高峰時段電力供需偏緊。

    供需形勢更加復雜

    相比以往，今年迎峰度夏的影響因素更加復雜。煤電依然是中國電力保供的基本盤。去年全國出現大范圍限電，煤炭供應不足、價格高企是最重要的原因。今年以來，電煤供需總體平衡。供應方面，1至5月，國內原煤生產18.1億噸，同比增長10.4%，增產1.7億噸。進口煤同比下降13.6%，減少1500萬噸左右。

    需求方面，中電聯規劃發展部副主任葉春介紹，1至5月全國發電供熱用煤8.5億噸，同比增長0.7%，增幅明顯低于原煤生產的增幅。不過葉春表示電煤消耗量低增長并非常態，這是在多地疫情散發、氣溫相對偏涼、水電風電比往年多發等多重因素作用下的結果。

    當下正在進入迎峰度夏的關鍵時期，疫情緩解之后，生產和生活的恢復也會帶來電量增長。在一系列迎峰度夏能源保供的措施下，電廠煤炭庫存基本達到迎峰度夏前峰值。據中電聯統計，截至6月30日，納入電力行業燃料統計的發電集團燃煤電廠煤炭庫存9601萬噸，同比提高42.6%，電煤庫存可用天數22.4天。

    高溫帶來的負荷增加，已經拉動河北、山東、河南、山西、甘肅、西北等多地用電負荷創下歷史新高。對于之后的供需形勢，中電聯數據與統計中心副主任蔣德斌表示，從供應來看，一是發電企業為保障能源電力穩定供應，在煤價高位、企業大面積虧損的情況下，仍全力采購電煤，目前電廠存煤處在相對高位；二是氣象部門預測今年夏季來水形勢較好，有利于水電生產。三是部分支撐性電源和輸電線路等度夏重點工程陸續投產，這些為迎峰度夏期間的電力電量平衡提供了堅強支撐。

    總體來看，蔣德斌表示，國內外疫情、宏觀經濟、燃料供應、氣溫、降水等多方面因素交織疊加，給電力供需形勢的預判帶來了不確定性。預計2022年迎峰度夏期間，全國電力供需總體平衡，華東、華中、南方區域部分省份在用電高峰時段電力供需偏緊。

    相比以往，天氣情況、經濟形勢、疫情管控等因素對電力供需的影響都有更大的不確定性。葉春在發布會上表示，今年（供需）形勢的分析判斷比往年要復雜的多，一是因素多，二是很多因素沒有歷史參照依據。多因素疊加下，煤炭、電力保供仍存在較大不確定性，區域性、時段性矛盾突出的問題仍存在，需要加強統籌協調，強化監測和預警，共同努力確保迎峰度夏期間能源電力安全供應萬無一失。

    對于下半年及全年的用電增幅。蔣德斌表示，下半年增速比上半年有較大幅度提升。預計下半年全社會用電量同比增長7%左右，比上半年增速提高4個百分點左右，最終用電量增長情況取決于下半年宏觀經濟實際增長情況，以及夏季和冬季的氣溫情況。

    據中電聯此前公布的數據，今年1至5月，全國全社會用電量33526億千瓦時，同比增長2.5%。中電聯在7月6日發布的《中國電力行業年度發展報告2022》中預計，2022年全社會用電量增速啊子5%-6%之間。

    對于中期的電力生產和消費目標，中電聯在報告中預計，2025年全國全社會用電量為9.5萬億千瓦時，“十四五”期間年均增速為4.8%，最大負荷為16.3億千瓦，“十四五”期間年均增速為5.1%。預計2025年電源裝機容量為30億千瓦，非化石能源發電裝機比例將達到51%。

    對于具體的不同種類電源發展目標，中電聯規劃發展部主任張琳回答記者提問時表示，預計到2025年水電達到4.42億千瓦（含抽水蓄能0.62億千瓦），核電0.7億千瓦。按目前氣電發展節奏，氣電將達到1.5億千瓦。預計新能源（風電、太陽能發電）超過10億千瓦。

    對于煤電角色，張琳還表示，為保障電力供應安全，經電力電量平衡計算，“十四五”期間需要適度發展煤電項目。煤電機組應盡可能按照“增機減量”的思路安排運行，增加裝機滿足電力平衡要求，減少發電量，優先利用清潔能源發電，從而減少單位發電量碳排放強度。

    煤電虧損保供

    全球能源危機下，煤炭、煤電依然是中國能源電力保供的“壓艙石”。去年出現大范圍拉閘限電以來，主管部門強力介入出臺多項措施保供穩價，但當前發電企業依然承壓，煤電板塊虧損嚴重。

    中電聯發布的年度發展報告數據顯示，2021年，五大發電集團電力業務利潤總額比上年減少1404億元，虧損489億元。電煤價格高位運行，是電力業務利潤虧損的最主要原因。

    葉春在當日的發布會上表示，2021年8月以來，大型發電集團煤電板塊整體虧損，部分集團的煤電板塊虧損面達到100%。大致測算，2021年因電煤價格上漲導致全國煤電企業電煤采購成本額外增加6000億元左右。進入2022年，電煤市場價格整體前漲后穩，持續在高位震蕩。1-5月份，由于電煤價格大幅上漲，導致全國煤電企業電煤采購成本同比額外增加1900億元左右。

    去年10月，國家發改委發布了關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，即業內俗稱的“1439”號文，允許燃煤發電機組交易電價有所上浮，但限制上浮幅度在20%以內，這一漲幅仍遠低于同期煤價漲幅。葉春表示，企業經營壓力持續積累。大部分企業現金流緊張，甚至面臨大面積資金鏈斷裂風險，陷入無錢買煤的困境，也導致電廠技改、設備檢修維護等安全投入欠賬較多、隱患增多，威脅電力保供和系統安全穩定運行。

    為穩定煤炭價格，發改委在今年2月發布了《關于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》，其中對秦皇島下水煤（5500大卡）中長期交易價格提出了570元每噸-770元每噸的限價，并對主要產煤地區也提出了相應的限價措施。對于這一政策及相關保供穩價措施的效果，葉春在回答記者提問時表示，今年以來，各項政策措施效果逐漸發力，煤炭生產保持較高的水平，市場供需關系明顯緩和，市場價格中樞和波動幅度都明顯低于去年四季度。

    但相比過往，市場煤價依然居高不下。據中電聯在7月8日發布的最新一期（6月30日-7月7日）沿海電煤采購價格指數（CECi沿海指數），5500大卡成交價為1277元每噸，該指數反映了當期北方港樣本市場現貨采購真實成交水平。

    葉春表示，必須承認當前的市場價格整體還是偏高，既與當前整體的供需基本面存在偏差，也遠高于電力企業生產盈虧平衡點和承受能力。

    對于后市走向，葉春表示，下半年，市場價格走勢從根本上還是取決于煤炭供需關系，相信隨著增產保供各項政策措施的持續發力,電煤中長期合同全覆蓋政策的全面落地,各項市場監管手段的常態化，煤炭市場將更加規范、健康運行，市場價格有望進一步向合理區間回歸。

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