酷暑來臨，今年還會拉閘限電嗎？

隨著氣溫回升，經(jīng)濟復(fù)蘇，多地電網(wǎng)創(chuàng)下負(fù)荷新高，電力供應(yīng)迎峰度夏正進(jìn)入關(guān)鍵時期。去年此時，曾發(fā)生大范圍拉閘限電，這一幕今年還會重現(xiàn)嗎？

7月6日，中國電力企業(yè)聯(lián)合會（下稱中電聯(lián)）在新聞發(fā)布會上表示，預(yù)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(qū)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(fù)雜

相比以往，今年迎峰度夏的影響因素更加復(fù)雜。

煤電依然是中國電力保供的基本盤。去年全國出現(xiàn)大范圍限電，煤炭供應(yīng)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(yīng)方面，1至5月，國內(nèi)原煤生產(chǎn)18.1億噸，同比增長10.4%，增產(chǎn)1.7億噸。進(jìn)口煤同比下降13.6%，減少1500萬噸左右。

需求方面，中電聯(lián)規(guī)劃發(fā)展部副主任葉春介紹，1至5月全國發(fā)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(chǎn)的增幅。不過葉春表示電煤消耗量低增長并非常態(tài)，這是在多地疫情散發(fā)、氣溫相對偏涼、水電風(fēng)電比往年多發(fā)等多重因素作用下的結(jié)果。

當(dāng)下正在進(jìn)入迎峰度夏的關(guān)鍵時期，疫情緩解之后，生產(chǎn)和生活的恢復(fù)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(dá)到迎峰度夏前峰值。據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計，截至6月30日，納入電力行業(yè)燃料統(tǒng)計的發(fā)電集團(tuán)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(shù)22.4天。

高溫帶來的負(fù)荷增加，已經(jīng)拉動河北、山東、河南、山西、甘肅、西北等多地用電負(fù)荷創(chuàng)下歷史新高。對于之后的供需形勢，中電聯(lián)數(shù)據(jù)與統(tǒng)計中心副主任蔣德斌表示，從供應(yīng)來看，一是發(fā)電企業(yè)為保障能源電力穩(wěn)定供應(yīng)，在煤價高位、企業(yè)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(yù)測今年夏季來水形勢較好，有利于水電生產(chǎn)。三是部分支撐性電源和輸電線路等度夏重點工程陸續(xù)投產(chǎn)，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(nèi)外疫情、宏觀經(jīng)濟、燃料供應(yīng)、氣溫、降水等多方面因素交織疊加，給電力供需形勢的預(yù)判帶來了不確定性。預(yù)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(qū)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(jīng)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(fā)布會上表示，今年（供需）形勢的分析判斷比往年要復(fù)雜的多，一是因素多，二是很多因素沒有歷史參照依據(jù)。多因素疊加下，煤炭、電力保供仍存在較大不確定性，區(qū)域性、時段性矛盾突出的問題仍存在，需要加強統(tǒng)籌協(xié)調(diào)，強化監(jiān)測和預(yù)警，共同努力確保迎峰度夏期間能源電力安全供應(yīng)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(yù)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(jīng)濟實際增長情況，以及夏季和冬季的氣溫情況。

據(jù)中電聯(lián)此前公布的數(shù)據(jù)，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(lián)在7月6日發(fā)布的《中國電力行業(yè)年度發(fā)展報告2022》中預(yù)計，2022年全社會用電量增速在5%-6%之間。

對于中期的電力生產(chǎn)和消費目標(biāo)，中電聯(lián)在報告中預(yù)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(fù)荷為16.3億千瓦，“十四五”期間年均增速為5.1%。預(yù)計2025年電源裝機容量為30億千瓦，非化石能源發(fā)電裝機比例將達(dá)到51%。

對于具體的不同種類電源發(fā)展目標(biāo)，中電聯(lián)規(guī)劃發(fā)展部主任張琳回答《財經(jīng)十一人》提問時表示，預(yù)計到2025年水電達(dá)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(fā)展節(jié)奏，氣電將達(dá)到1.5億千瓦。預(yù)計新能源（風(fēng)電、太陽能發(fā)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(yīng)安全，經(jīng)電力電量平衡計算，“十四五”期間需要適度發(fā)展煤電項目。煤電機組應(yīng)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(fā)電量，優(yōu)先利用清潔能源發(fā)電，從而減少單位發(fā)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(xiàn)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(wěn)價，但當(dāng)前發(fā)電企業(yè)依然承壓，煤電板塊虧損嚴(yán)重。

中電聯(lián)發(fā)布的年度發(fā)展報告數(shù)據(jù)顯示，2021年，五大發(fā)電集團(tuán)電力業(yè)務(wù)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(yè)務(wù)利潤虧損的最主要原因。

葉春在當(dāng)日的發(fā)布會上表示，2021年8月以來，大型發(fā)電集團(tuán)煤電板塊整體虧損，部分集團(tuán)的煤電板塊虧損面達(dá)到100%。大致測算，2021年因電煤價格上漲導(dǎo)致全國煤電企業(yè)電煤采購成本額外增加6000億元左右。進(jìn)入2022年，電煤市場價格整體前漲后穩(wěn)，持續(xù)在高位震蕩。1-5月份，由于電煤價格大幅上漲，導(dǎo)致全國煤電企業(yè)電煤采購成本同比額外增加1900億元左右。

去年10月，國家發(fā)改委發(fā)布了關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》，即業(yè)內(nèi)俗稱的“1439”號文，允許燃煤發(fā)電機組交易電價有所上浮，但限制上浮幅度在20%以內(nèi)，這一漲幅仍遠(yuǎn)低于同期煤價漲幅。葉春表示，企業(yè)經(jīng)營壓力持續(xù)積累。大部分企業(yè)現(xiàn)金流緊張，甚至面臨大面積資金鏈斷裂風(fēng)險，陷入無錢買煤的困境，也導(dǎo)致電廠技改、設(shè)備檢修維護(hù)等安全投入欠賬較多、隱患增多，威脅電力保供和系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。

為穩(wěn)定煤炭價格，發(fā)改委在今年2月發(fā)布了《關(guān)于進(jìn)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(chǎn)煤地區(qū)也提出了相應(yīng)的限價措施。對于這一政策及相關(guān)保供穩(wěn)價措施的效果，葉春在回答《財經(jīng)十一人》提問時表示，今年以來，各項政策措施效果逐漸發(fā)力，煤炭生產(chǎn)保持較高的水平，市場供需關(guān)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(jù)中電聯(lián)在7月8日發(fā)布的最新一期（6月30日-7月7日）沿海電煤采購價格指數(shù)（CECi沿海指數(shù)），5500大卡成交價為1277元每噸，該指數(shù)反映了當(dāng)期北方港樣本市場現(xiàn)貨采購真實成交水平。

葉春表示，必須承認(rèn)當(dāng)前的市場價格整體還是偏高，既與當(dāng)前整體的供需基本面存在偏差，也遠(yuǎn)高于電力企業(yè)生產(chǎn)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(guān)系，相信隨著增產(chǎn)保供各項政策措施的持續(xù)發(fā)力,電煤中長期合同全覆蓋政策的全面落地,各項市場監(jiān)管手段的常態(tài)化，煤炭市場將更加規(guī)范、健康運行，市場價格有望進(jìn)一步向合理區(qū)間回歸。

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