“全球最热一天”纪录频频被刷新，今夏的热浪，比以往来得更早更猛烈。
全国大范围持续高温叠加稳增长政策发力，多地夏季用电高峰期提前到来。煤电是我国电力安全供应的基石，今年迎峰度夏，电煤够用吗？近两年承压保供的发电企业是否已走出经营困境“浴火重生”？据澎湃新闻了解，当前我国电煤供应整体充足，对迎峰度夏电力保供形成较强支撑。但煤价回调之下，煤电行业的亏损局面仍未彻底扭转。
煤炭库存高位
夏季电网最高负荷通常出现在7-8月。今年5月以来，高温来袭令用电大省的电力负荷持续走高。
5月22日，覆盖南方五省区的南方电网最高负荷今年首次突破2亿千瓦，用电高峰提前“杀到”，6月最高负荷已逼近历史最高纪录；5月29日13时45分，江苏电网用电负荷达到1.0097亿千瓦，这是江苏电网历史上首次在5月份负荷破亿，比去年夏季提前19天；6月21日13时9分，山东电网用电负荷达9293.6万千瓦，创出历史最高纪录；7月3日10时46分，浙江电网用电负荷突破1亿千瓦，当天13时19分达到1.02亿千瓦，创历史新高，这也是浙江电网历史上迎峰度夏最早进入负荷破亿阶段，较2022年破亿提早了8天；7月10日13时20分，四川电网用电负荷达到5988.8万千瓦，创历史新高。
国务院国资委近日召开中央企业能源电力保供工作推进会，要求发电企业应发尽发、多发满发，煤炭企业要全力保障电煤供应，电网企业要坚决守住民生用电和安全生产底线。
水电出力并不乐观。数据显示，1-5月份，全国规模以上电厂水电发电量3523亿千瓦时，同比下降19.2%。全国水电发电量前三位的省份为四川、云南和湖北，合计水电发电量占全国水电发电量的62.8%，增速分别为-1.5%、-20.8%和-38.4%。华能水电(600025.SH)7月4日公告，今年上半年完成发电量370.95亿千瓦时，同比减少25.44%，主因是2022年汛期来水不足导致年初水电梯级蓄能同比减少，以及上半年澜沧江流域来水同比偏枯约2.5成。
这意味着煤电的兜底保供和顶峰出力作用愈加关键。据中国煤炭运销协会分析，迎峰度夏期间西南地区水电出力可能不足，季节性因素对电煤需求的支撑将比较旺盛。需求方面，国内煤炭产能持续释放，加之煤炭进口将保持快速增长态势，总体而言后期煤炭供需相对稳定、略显宽松。
中国电力企业联合会(下称中电联)规划发展部副主任韩放近日受访时表示，电煤消耗方面，1-5月份，我国发电供热消耗原煤10.8亿吨，同比增长6.1%。煤炭供应方面，1-5月份，生产原煤19.1亿吨，同比增长4.8%；进口煤炭1.8亿吨，同比增长89.6%。电力企业持续抓好电煤采购，提升存煤保障能力，电力行业燃料统计口径电厂日均入场煤量同比增长13.1%，煤炭库存基本处于近年高位，“截至6月29日，中电联燃料统计口径内燃煤电厂煤炭库存1.2亿吨，同比增长2444万吨，为近4年以来最高，平均可用天数24.6天，为迎峰度夏电力保供打下了坚实基础。”
不确定性仍存。据韩放介绍及业内向澎湃新闻反馈，近几年电煤供应质量持续下降，电厂耗煤量增速持续高于发电量增速，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。
过去两年，受煤价攀升影响，煤电企业的日子并不好过。
据中电联数据，2021年五大发电集团煤电板块亏损1427亿元，累计亏损面达80%左右。2022年，国际能源价格高位波动，叠加国内煤炭消费需求反弹，带动国内电煤价格整体走高。这导致托底保供的煤电未能摆脱行业性亏损，五大发电集团去年全年火电业务经营总额亏损803亿元，其中煤电业务经营总额亏损898亿元；其他14家大型发电企业全年火电业务经营总额亏损130亿元，其中煤电业务经营总额亏损153亿元。
今年以来，国内煤炭价格大幅下跌。澎湃新闻注意到，秦皇岛港5500大卡动力煤平仓价从年初的1155元/吨下行至6月中旬的759元/吨，近来反弹至857元/吨。对比2022年3月的高点，煤价已经腰斩。发电成本下降，煤电盈利有所改善。
“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。”韩放称，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。“此外据我们了解，还有一些内陆省份的长协煤，价格是由政府确定的固定价格。因此，本轮市场价格回调对火电企业经营情况的改善程度，远低于北方港口市场的价格波动幅度。据了解，目前主要发电集团每单板块亏损面仍超五成。”
去年2月国家发改委印发的《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》明确，秦皇岛港下水煤(5500千卡)中长期交易价格的合理区间为每吨570—770元。
“目前看，整个煤炭行业向电力行业的让利行为并未完成。”中国能源报援引易煤研究院总监张飞龙称，“当前很多电厂还处于亏损，煤价还需进一步下降，才可能使双方都保持盈利状态。”该报道称，也有发电企业表示，今年以来，虽受国际、国内因素短期集中兑现的影响，煤价在震荡中出现回调，煤电企业经营情况有所好转，但煤价仍高于价格区间上限，煤电企业亏损局面还未根本扭转。
高温催熟电力板块
高温催生了用电高峰，也催熟了电力股行情。7月10日，电力板块继续活跃，晋控电力(000767.SZ)、大连热电(600719.SH)、杭州热电(605011.SH)等多股涨停，华银电力(600744.SH)、深南电A(000037.SZ)、粤电力A(000539.SZ)等紧跟涨势。热浪之中，近段时间的电力股表现格外抢眼。
市场机构普遍看好厄尔尼诺“大烤”下电力板块将迎来盈利改善和价值重估。长期来看，随着新能源占比不断提升、电力市场改革不断深入，火电作为调节型电源，其参与容量市场或现货市场有望获得额外收益。
天风证券在研报中称，二季度火电发电量增长叠加煤价回落速度加快，火电板块基本面持续向好，火电企业盈利能力有望持续修复。其中，沿海电厂位于经济较发达省份，电价普遍高于内陆电厂，同时具有进口煤作为补充，二季度业绩或将具备更大的弹性。
国金证券分析称，今夏我国首次区域性高温偏早，及去年同期用电量基数较低，预计两广、华东地区、两湖地区今年二季度火电机组发电增速可观。夏季高温预期持续强化有望支撑用电需求，若高温导致用电需求景气而来水延续1-5月的偏枯态势，参考去年三季度或见煤价与电价齐升；而若来水改善将挤压火电出力空间，去年同期高基数下火电利用小时数面临压力。火电企业业绩对煤价的敏感性远高于电价和电量，而受库存因素影响，5月下旬北港市场煤价补跌后的低煤价将集中体现在三季度，火电企业业绩有望进一步改善。
信达证券认为，在电力供需矛盾紧张的态势下，煤电顶峰价值凸显；在电力市场化改革的持续推进下，电价趋势有望稳中小幅上涨，电力现货市场和辅助服务市场机制有望持续推广，容量补偿电价等机制有望出台。
除了“火力全开”之外，清洁能源的密集投产和“满格”发力为缓解迎峰度夏保供压力提供了更多绿色电能。
作为全球最大的光伏发电、新能源发电和清洁能源发电企业，国家电力投资集团有限公司的清洁能源装机占比近七成。澎湃新闻了解到，截至6月26日，国家电投光伏、风力发电量分别同比上涨19.25%和19.36%。云南国际富源西风电项目800兆瓦全容量并网发电，国内装机规模最大高原风电基地让云贵高原电力更有保障。旗下核电企业与电网沟通全力抢发，电量同比增长14%。
截至目前，中核集团每日产生清洁能源发电量超6亿度，在运25台核电机组可实现全部顶峰出力，可再生能源领域度电必争，全力保障迎峰度夏期间电力生产供应。
近日，全国首个“风火打捆”外送新能源大基地项目——华能上都百万千瓦级风电基地项目全容量并网。该项目共建设5个风电场，配套建设5座220千伏升压站和1座500千伏中心汇集站，与火电机组共用500千伏送出线路送至华北电网。
今年迎峰度夏时期，四川雅砻江梯级水电站的保供能力预计为494亿千瓦时，比去年增发23亿千瓦时。同时，水电站还将与风电光伏等新能源配合提升保供能力。
国家能源局新能源和可再生能源司司长李创军此前在国家能源局举行的新闻发布会上表示，将统筹电力系统的安全稳定运行，电力可靠供应与新能源消纳利用，全面提升电力系统调节能力和灵活性，保障新能源“发得出、供得上、用得好”。
(责任编辑：王晨曦)