电荒？专家：大概率不会

本文来自微信公众号：时代财经APP（ID：tf-app），作者：余思毅，原文标题：《“电荒”又要来？最高温破40℃，多地用电负荷创历史新高，专家：大概率不会》，题图来自：视觉中国

6月中旬以来，我国多地出现高温天气，部分地区最高气温甚至突破40摄氏度，用电负荷创历史新高。

“现在是迎峰度夏关键时期，要释放煤炭先进产能、能开尽开，进一步加强电力保供，坚决防止拉闸限电，保障经济运行和基本民生。”6月21日，国务院总理李克强在河北省高碑店、涿州考察时强调做好电力保供的工作。

用电高峰将至，连日来，国家发改委多次表态力保不再发生“拉闸限电”情况。发电企业也积极备战，甚至有大型发电企业开展套期保值业务。

今年夏天重现“电荒”的概率大吗？6月22日，时代财经采访的多位专家均表示，目前来看，煤炭价格平稳，煤炭供给和库存较为充裕，再加上今年用电需求弱于去年，以及电价市场化改革持续推进，出现“电荒”的概率极低。

康楷数据科技首席经济学家杨敬昊对时代财经指出，经历了去年10月19日国家发改委煤炭价格调控、全国限额以上煤炭生产企业的产能核增，目前我国规模以上原煤产量较去年同期增长了10.3%。

“今年二季度，受疫情冲击全国原煤产量增速放缓，但依然维持了10%以上的同比增长，煤炭供应情况大为改观。”杨敬昊补充道。

不过，中国煤炭运销协会运行处副处长纪少卿对时代财经表示，由于疫情形势、输入性通胀、俄乌冲突等不确定因素影响，不排除可能出现品种性、区域性、时段性煤炭供需失衡的情况。

值得一提的是，去年的“电荒”倒逼电价市场化改革步伐加快，厦门大学管理学院“长江学者”特聘教授、中国能源政策研究院院长林伯强6月21日接受时代财经采访时指出，今年电力市场化改革肯定有进一步完善的空间，主要是各个地方政府的执行问题。

“按理说，重工业的电价是上不封顶的。去年，在电力短缺时，工业电价应涨很多，但现实当中并没有，地方政府对电价的执行还是有自己的想法。”林伯强进一步解释道。

煤炭库存充裕，电企套期保值“双保险”

“今夏，电力供应稳定主要取决于动力煤库存以及用电需求情况。”杨敬昊对时代财经指出。

在杨敬昊看来，电力供应是有基本保证的。他提供了一组数据，目前全国重点电厂煤炭库存在7000万吨左右，高于去年同期近900万吨；存煤可用天数23天，较去年同期的18天增加了5天。

另据上海证券报报道，目前内陆电厂电煤库存超过7600万吨，同比去年增长了4成多。沿海八省（区）电厂目前电煤库存超过2500万吨，同比去年增长24.5%。

除此之外，杨敬昊称，当前在全国重点港口，如秦皇岛、曹妃甸、黄骅港、广州港等，煤炭库存为1450.7万吨，较去年同期增加了20.7万吨，可以说作为电力供应最核心的电煤库存充裕。

6月22日，时代财经以投资者身份致电安徽省第二大发电集团皖能电力（000543）的证券部咨询电力保供工作，相关工作人员表示，迎峰度夏每年都是重要的事情，会做足充分准备，由于煤炭成本占到了经营成本50%以上，因此主要是保障煤炭充足。

而煤炭库存高与煤炭价格平稳有关。

早在去年12月，国家发改委部署推动煤炭长期供应协议，将年产30万吨以上的煤炭生产企业的煤炭销售和对国计民生至关重要的发电及供热企业的国内煤炭采购全部纳入长协范围。杨敬昊认为，此举有利保障了煤炭供应的稳定性，从根本上避免了短期煤炭价格的投机性波动导致煤炭供应紧张的局面。

今年2月24日，国家发改委印发了《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，自5月1日起开始实施，煤炭中长期交易价格有了明确的合理区间。其中，秦皇岛港下水煤（5500千卡）价格合理区间为每吨570元~770元，山西、陕西、蒙西煤炭（5500千卡）的出矿环节中长期交易价格合理区间分别为每吨370元~570元、320元~520元、260元~460元，蒙东煤炭（3500千卡）出矿环节中长期价格合理区间为每吨200元~300元。

近日，在发改委统一部署下，各地发改部门会同市场监管等部门组成调查组，全面开展落实煤炭价格调控监管政策拉网式调查，依法查处煤炭价格超出合理区间的行为。

在监管之下，6月中旬以来，煤炭期货市场价格出现一轮调整。6月20日，动力煤、焦煤、焦炭期货价格全线下跌，其中动力煤期货价格跌逾4%。

电力企业方面，也通过套期保值来锁定价格。今年5月，皖能电力（000543）发布《动力煤期现结合业务管理办法》称，公司拟以控股子公司电燃公司为执行主体，以自有资金开展动力煤期货套期保值业务。该办法还称，受宏观经济和大宗商品价格的影响，动力煤原材料价格波动频繁，直接影响了公司控股发电公司的经营业绩。

另据皖能电力2021年财报，归属于上市公司股东的净利润同比下降231.91%。

皖能电力证券部工作人员称，“刚开始做套期保值，资金规模还是比较小的，主要是因为去年的煤价涨得太厉害，想通过这一方式把煤炭价格锁定在相对没那么高的位置，也是冲着现货去的，并不指望能给公司挣多少钱。因为从发电企业的角度来说，保障供应还是最重要的。”

煤炭需求回归正常水平

近年来，中国全社会用电量保持较快增长。根据国家能源局数据，2020年，全社会用电量7.51万亿千瓦时，同比增长3.1%。2021年，全社会用电量8.3万亿千瓦时，同比增长10.3%，较2019年同期增长14.7%，两年平均增长7.1%。

“去年‘电荒’的主要原因是用电需求大增，再加上煤电之间的价格没有理顺，导致有电厂发不出电来。”在林伯强看来，今年不会出现“电荒”情况，除了因为前期政府对煤炭保供特别关注外，今年的需求也比较弱。

由于受到疫情冲击，我国规模以上工业日均发电量已经连续两月负增长，5月份日均206.8亿千瓦时，较4月有所回升，但同比增速依然为-3.3%。杨敬昊分析，国内的电力需求恢复仍然需要时间，峰值相较去年会有较为明显的下降。

纪少卿也对时代财经表示，今年以来，我国火电发电量同比快速下降，电厂煤耗相对偏低。但从绝对量来看，今年我国煤炭需求量高于2019年、2020年水平，煤炭消费增长趋于回归正常水平，“2021年煤炭需求量的高基数导致2022年煤炭需求量同比出现下降。”

值得注意的是，市场调节在用电供需方面发挥越来越重要的作用。

去年10月，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，有序放开全部燃煤发电电量上网电价，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。

2022年2月，国家发改委印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，倡导以市场化方式实现煤价、上网电价、用户电价的“三价联动”，提出三项保障措施，健全煤炭价格调控机制。一是提升煤炭供需调节能力，二是强化市场预期管理，三是加强煤、电市场监管。

“强化预期管理主要是根据不同行业主体的用电结构，通过差别化的电价政策，对生活生产经营等活动预期安排产生影响，用电力价格的杠杆作用，使得用电主体跟随市场价格信号和电力供求关系，做出相应的调节机制。”6月22日，北京特亿阳光新能源科技有限公司总裁祁海珅对时代财经分析，强化预期管理能让用电主体做出一些预判和调节用电结构的动作，改变用电方式。

经过了多年来的发展，尤其是去年在双碳目标的鼓励下，水电、风能、太阳能等可再生能源也逐渐发展起来。据闽东电力（000993）发布业绩预告，今年一季度实现扭亏为盈，归属股东的净利润比上年同期上升271.49%-328.65%，净利润上升的主要原因之一是报告期内宁德市区域内降水量较上年同期增加，水力发、售电量较上年同期增加。 

祁海珅分析，目前我国的水力发电量比预期的要好，夏季丰水期的水电会更有保障。至于光伏、风电等新能源发电装机容量同比去年也是大幅增长，再加上电网的灵活性改造以及新能源电力的消纳能力，弃风弃光现象已经得到有效改善，“今年的夏季用电高峰还是有很大保障的。”

不过祁海珅认为，俄乌局势造成的能源供给结构性失衡问题很严重，在现实的化石能源和电力需求面前，不应该过多的强调新能源发电的能力和作用，要客观的看待新旧能源的替代。

林伯强对此也表示认同，风电、光伏加起来，在电力供应当中只占了9%-10%之间，占比很小，现阶段的新能源发电系统还不能成为扛把子。

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