酷暑来临，今年还会拉闸限电吗？

随着气温回升，经济复苏，多地电网创下负荷新高，电力供应迎峰度夏正进入关键时期。去年此时，曾发生大范围拉闸限电，这一幕今年还会重现吗？

7月6日，中国电力企业联合会（下称中电联）在新闻发布会上表示，预计2022年迎峰度夏期间，全国电力供需总体平衡，华东、华中、南方区域部分省份在用电高峰时段电力供需偏紧。

供需形势更加复杂

相比以往，今年迎峰度夏的影响因素更加复杂。

煤电依然是中国电力保供的基本盘。去年全国出现大范围限电，煤炭供应不足、价格高企是最重要的原因。今年以来，电煤供需总体平衡。供应方面，1至5月，国内原煤生产18.1亿吨，同比增长10.4%，增产1.7亿吨。进口煤同比下降13.6%，减少1500万吨左右。

需求方面，中电联规划发展部副主任叶春介绍，1至5月全国发电供热用煤8.5亿吨，同比增长0.7%，增幅明显低于原煤生产的增幅。不过叶春表示电煤消耗量低增长并非常态，这是在多地疫情散发、气温相对偏凉、水电风电比往年多发等多重因素作用下的结果。

当下正在进入迎峰度夏的关键时期，疫情缓解之后，生产和生活的恢复也会带来电量增长。在一系列迎峰度夏能源保供的措施下，电厂煤炭库存基本达到迎峰度夏前峰值。据中电联统计，截至6月30日，纳入电力行业燃料统计的发电集团燃煤电厂煤炭库存9601万吨，同比提高42.6%，电煤库存可用天数22.4天。

高温带来的负荷增加，已经拉动河北、山东、河南、山西、甘肃、西北等多地用电负荷创下历史新高。对于之后的供需形势，中电联数据与统计中心副主任蒋德斌表示，从供应来看，一是发电企业为保障能源电力稳定供应，在煤价高位、企业大面积亏损的情况下，仍全力采购电煤，目前电厂存煤处在相对高位；二是气象部门预测今年夏季来水形势较好，有利于水电生产。三是部分支撑性电源和输电线路等度夏重点工程陆续投产，这些为迎峰度夏期间的电力电量平衡提供了坚强支撑。

总体来看，蒋德斌表示，国内外疫情、宏观经济、燃料供应、气温、降水等多方面因素交织叠加，给电力供需形势的预判带来了不确定性。预计2022年迎峰度夏期间，全国电力供需总体平衡，华东、华中、南方区域部分省份在用电高峰时段电力供需偏紧。

相比以往，天气情况、经济形势、疫情管控等因素对电力供需的影响都有更大的不确定性。叶春在发布会上表示，今年（供需）形势的分析判断比往年要复杂的多，一是因素多，二是很多因素没有历史参照依据。多因素叠加下，煤炭、电力保供仍存在较大不确定性，区域性、时段性矛盾突出的问题仍存在，需要加强统筹协调，强化监测和预警，共同努力确保迎峰度夏期间能源电力安全供应万无一失。

对于下半年及全年的用电增幅。蒋德斌表示，下半年增速比上半年有较大幅度提升。预计下半年全社会用电量同比增长7%左右，比上半年增速提高4个百分点左右，最终用电量增长情况取决于下半年宏观经济实际增长情况，以及夏季和冬季的气温情况。

据中电联此前公布的数据，今年1至5月，全国全社会用电量33526亿千瓦时，同比增长2.5%。中电联在7月6日发布的《中国电力行业年度发展报告2022》中预计，2022年全社会用电量增速在5%-6%之间。

对于中期的电力生产和消费目标，中电联在报告中预计，2025年全国全社会用电量为9.5万亿千瓦时，“十四五”期间年均增速为4.8%，最大负荷为16.3亿千瓦，“十四五”期间年均增速为5.1%。预计2025年电源装机容量为30亿千瓦，非化石能源发电装机比例将达到51%。

对于具体的不同种类电源发展目标，中电联规划发展部主任张琳回答《财经十一人》提问时表示，预计到2025年水电达到4.42亿千瓦（含抽水蓄能0.62亿千瓦），核电0.7亿千瓦。按目前气电发展节奏，气电将达到1.5亿千瓦。预计新能源（风电、太阳能发电）超过10亿千瓦。

对于煤电角色，张琳还表示，为保障电力供应安全，经电力电量平衡计算，“十四五”期间需要适度发展煤电项目。煤电机组应尽可能按照“增机减量”的思路安排运行，增加装机满足电力平衡要求，减少发电量，优先利用清洁能源发电，从而减少单位发电量碳排放强度。

煤电亏损保供

全球能源危机下，煤炭、煤电依然是中国能源电力保供的“压舱石”。去年出现大范围拉闸限电以来，主管部门强力介入出台多项措施保供稳价，但当前发电企业依然承压，煤电板块亏损严重。

中电联发布的年度发展报告数据显示，2021年，五大发电集团电力业务利润总额比上年减少1404亿元，亏损489亿元。电煤价格高位运行，是电力业务利润亏损的最主要原因。

叶春在当日的发布会上表示，2021年8月以来，大型发电集团煤电板块整体亏损，部分集团的煤电板块亏损面达到100%。大致测算，2021年因电煤价格上涨导致全国煤电企业电煤采购成本额外增加6000亿元左右。进入2022年，电煤市场价格整体前涨后稳，持续在高位震荡。1-5月份，由于电煤价格大幅上涨，导致全国煤电企业电煤采购成本同比额外增加1900亿元左右。

去年10月，国家发改委发布了关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，即业内俗称的“1439”号文，允许燃煤发电机组交易电价有所上浮，但限制上浮幅度在20%以内，这一涨幅仍远低于同期煤价涨幅。叶春表示，企业经营压力持续积累。大部分企业现金流紧张，甚至面临大面积资金链断裂风险，陷入无钱买煤的困境，也导致电厂技改、设备检修维护等安全投入欠账较多、隐患增多，威胁电力保供和系统安全稳定运行。

为稳定煤炭价格，发改委在今年2月发布了《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，其中对秦皇岛下水煤（5500大卡）中长期交易价格提出了570元每吨-770元每吨的限价，并对主要产煤地区也提出了相应的限价措施。对于这一政策及相关保供稳价措施的效果，叶春在回答《财经十一人》提问时表示，今年以来，各项政策措施效果逐渐发力，煤炭生产保持较高的水平，市场供需关系明显缓和，市场价格中枢和波动幅度都明显低于去年四季度。

但相比过往，市场煤价依然居高不下。据中电联在7月8日发布的最新一期（6月30日-7月7日）沿海电煤采购价格指数（CECi沿海指数），5500大卡成交价为1277元每吨，该指数反映了当期北方港样本市场现货采购真实成交水平。

叶春表示，必须承认当前的市场价格整体还是偏高，既与当前整体的供需基本面存在偏差，也远高于电力企业生产盈亏平衡点和承受能力。

对于后市走向，叶春表示，下半年，市场价格走势从根本上还是取决于煤炭供需关系，相信随着增产保供各项政策措施的持续发力,电煤中长期合同全覆盖政策的全面落地,各项市场监管手段的常态化，煤炭市场将更加规范、健康运行，市场价格有望进一步向合理区间回归。

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