水电短缺会否再现？火电保障本领如何？中电联回应迎峰度夏保供热点

　　中能传媒：2022年夏季，受持续高温和主要江河来水偏枯等多重因素影响，一些水电大省出现了电力短缺。今年这种情况是否会再现？

　　中电联统计与数据中心主任王益烜：水电是我国电源中的重要组成部分，降水的不确定性对水电出力影响大。2022年夏季，四川、重庆等地电力供需形势紧张，主要原因就是持续罕见高温天气叠加来水严重偏枯。

　　今年以来，水电出力尚未得到有效改善。受2022年下半年以来降水持续偏少导致今年初主要流域水库蓄水不足，并叠加今年以来降水继续偏少影响，水电生产能力持续下降。今年前4个月，全国规模以上水电发电量同比下降13.7%，其中4月份同比下降25.9%；5月份水电生产延续下降趋势，预计当月水电发电量同比降幅比4月进一步扩大。受水电生产能力下降等因素影响，今年一季度，云南、贵州电力供需形势较为紧张，当前云南电力供应仍呈偏紧态势。气象部门预计今年夏季(6~8月)西南地区东部及华中中部降水偏少、气温偏高，湖北大部、湖南北部、重庆东部、四川东北部等地降水偏少2~5成，可能出现区域性气象干旱，降水偏少将会对当地电力供应以及电力外送产生影响。

　　中能传媒：近期动力煤产地市场普跌，部分煤矿出现顶仓现象，连续降价促进销售，这种情况对火电企业的经营状况及火电出力有什么影响？

　　中电联规划发展部主任张琳：近期，动力煤市场价格的确出现了今年以来最长时间和最大幅度的回调。根据中电联CECI曹妃甸指数监测，今年北方港电煤采购价格震荡频繁，3月份以后总体呈震荡下行走势，截至6月2日，全年5500大卡电煤现货采购平均价格1067元/吨，其中，1月初为全年价格高点，5500大卡现货价格1226元/吨，进入5月份，价格持续下行，本轮价格下降227元/吨。反映了当前市场供需的总体格局，一方面，电力企业为迎峰度夏增强保供能力，在中长期合同的支撑和进口煤的强力补充下，提前加大电煤采购，电厂库存处于近4年来高位，导致电煤现货市场采购需求减弱；另一方面，化工冶金建材等其他用煤行业需求也偏弱。

　　电煤市场现货价格的回调，理论上讲可以一定程度上降低电厂燃料成本，缓解火电企业的亏损程度。但由于当前电厂燃料供应主要以长协煤为主，而长协煤的定价机制决定了长协价格受市场价格影响的关联程度不高。以北方港下水煤为例，6月份全国下水煤长协平仓价为709元/吨，仅环比5月份减少10元/吨。而对应的现货市场价格，5月31日比4月30日下降了179元/吨。因此，本轮市场价格回调对火电企业经营情况的改善程度有限。

　　当前，电力企业存煤整体充足，对迎峰度夏电力供应形成较强的支撑和保障。根据中电联电力行业燃料统计，截至6月4日，统计口径内发电集团燃煤电厂煤炭库存合计1.13亿吨，同比增长2135万吨，为近4年以来最高值，甚至已超过近两年迎峰度冬期间库存水平；电厂电煤库存可用天数25.6天。但由于近几年电煤供应质量持续下降，电厂存煤热值低、结构差的问题普遍存在，可能一定程度上影响火电机组出力。因此，我们呼吁高度重视电煤供应质量问题，在当前高库存的形势下，尽快优化库存结构，提高电厂存煤的安全保障能力。建议进一步加强质量监控和要求,尽快调整当前长协“单卡一致”的定价机制，采取分档级差定价，加强中长期合同履约质量监管和电煤质量考核，调整产煤省份和主要煤炭企业安全保供责任考核标准，采用标准煤生产/销售量代替原煤量进行保供责任考核。

　　中能传媒：今年的迎峰度夏电力供需形势怎样？有哪些政策建议？

　　中电联统计与数据中心主任王益烜：电力供应和需求多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性。电力供应方面，降水、风光资源、燃料供应等方面存在不确定性。此外，近年来煤电企业持续亏损导致技改检修投入不足带来设备风险隐患上升，均增加了电力生产供应的不确定性。电力消费方面，宏观经济增长、外贸出口形势以及极端天气等方面给电力消费需求带来不确定性。近年来，气温对用电的影响越来越突出，我国电力负荷“冬夏”双高峰特征日趋明显，融易新媒体，夏季降温及冬季取暖负荷占比越来越大，部分省份夏季降温负荷占最高用电负荷比重达到40%~50%，甚至超过50%。

　　正常气候情况下，预计2023年全国最高用电负荷13.7亿千瓦左右，比2022年增加8000万千瓦左右。若出现长时段大范围极端气候，则全国最高用电负荷可能比2022年增加1亿千瓦左右。今年迎峰度夏期间，预计全国电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。主要是南方、华东、华中区域电力供需形势偏紧，存在电力缺口；东北、华北、西北区域电力供需基本平衡。