文 | 姚彦旭 张默涵

　　审核 | 浦电路交易员

　　报告要点：

　　本文主要从煤炭供给及水力发电的角度，对中国2023年是否会发生电力短缺进行了分析。今年煤炭保供形势好于预期，今年由缺煤导致出现缺电风险的概率极低，2023年电力迎峰度夏的主要风险仍然集中在水电出力情况及极端天气的概率，预期2023年夏季7-8月仍可能存在用电缺口。

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　　摘 要 

　　2023年夏季用电需求或继续突破新高。随着厄尔尼诺概率增大，今年夏季气温同比偏高，且高温待机时间长。预计今年夏季最高用电负荷13.7亿千瓦左右，比2022年增加8000万千瓦左右。南方电网预测，预计统调最高负荷需求将突破2.46亿千瓦，同比增长10.6%。

　　2022-2023年能源保供成效明显，预计夏季煤炭供需宽松，煤炭不再是缺电关键变量。2023年1-4月，我国原煤产量高达15.3亿吨，同比增长4.8%，进口煤1.4亿吨，同比增长88.8%。全社会库存逐步累积至历史高位，对煤价下行形成巨大压力，并降低了火电及其他行业的成本。

　　预计云南将在6月水电加快恢复，且历史上云南6-9月发生干旱的概率偏低。采用降水量距平百分率干旱等级指数对1961-2010年的云南降水量进行筛选，我们发现过去49年里的6-9月，共计196个月，仅有3个月曾发生干旱。因此，从历史回溯来看，云南水电将从六月底加快恢复。

　　云南水力月度发电量与该省上月降水量呈现高度相关性。回测2019年12月底至2023年4月的云南月度水力发电量及云南7个气象站点统计的平均降水量，我们发现当月水力发电量与前一月平均降水量相关系数为0.87，高于当月发电量与当月降水量之间的相关系数0.78。

　　从模型测算结果来看，云南6-8月水力发电量环比改善较大，但同比2022年仍有差距。环比来看，6月及7月环比恢复明显，在平均降水情境下，分别相对上月达到了83.2%及21.2%。同比来看，在平均降水的条件下，6月及7月同比分别为-19.1%及-5.4%。观察8月预测数据，同比2022年8月增长约10%，主要因2022年8月发生极端高温天气，水力发电基数较低。综上所述，水电依然是2023年迎风度夏的主要风险点，具体发生缺电的时间点需重点观察夏季最高负荷是发生在7月还是8月。

　　风险提示：极端高温，降水不及预期

　　正文

　　一、缺电危机回溯

　　（一） 2021年缺煤等多重因素导致的缺电

　　2021年入夏之后，全国多地区出现缺电状况，9月中旬后，我国多个省份曾出现限电，但各省情况差异较大，当年缺电主要由以下三重因素叠加导致。

　　（1）经济及高温拉动，用电负荷飙升

　　新冠疫情之后，由于前两年疫情管控，中国经济率先走出阴霾，工业订单提升、景气度向好，全年第二产业用电量同比增9.1%。2021年7月，高温日数较常年同期偏多，拉高用电负荷。当时不仅在江南、华南以及西北地区连续数天高温预警，甚至在东北地区的黑龙江、吉林、辽宁等地同样遭遇了高温闷热天气。近些年再电气化程度不断提升，也加快了最高负荷破纪录的步伐。

　　（2）煤炭供应短缺，发电能力下降

　　2021年煤炭供需错配，缺煤及高煤价造成电厂存煤可用天数大幅下降。“市场煤”与“计划电”机制之下，煤电顶牛矛盾再次爆发。高煤价无法通过电价调整向下游顺畅传导，最严重时电企“发一度电亏一度”，因而发电意愿及供电能力都有下降。比如广东、湖南、安徽等地，由于电力供应紧张，部分企业被迫错峰限电，执行每周“开二停五”、“开三停四”等有序用电方案。东北地区电力短缺情况最为严重，受电煤紧张影响，当时辽宁在发布橙色预警、实施有序用电之后，仍存在较大负荷缺口，因而个别城市出现了拉闸限电。

　　（3）节能减排，能耗双控

　　2020年我国设立碳达峰碳中和“30-60”目标之后，各地方政府加强节能减排、能耗双控（能源消费总量+强度）、减煤管理。例如，浙江省省能源“双控”和“减煤”工作面临的严峻形势和绿色发展的要求之下，最早在2020年12月就曾发布限电要求，限制高耗能企业开工时间，及城市路灯、政府机关空调取暖设备用电。虽然冬季用电负荷大幅提高，但当时浙江电厂供应充足，存煤总量及可用天数均有保障。2021年，部分省份电力供应紧张情况下，广东等省份对高耗能企业的停电时间比普通企业更长。

　　（二） 2022年极端高温及水电骤降导致的缺电

　　2022年8月极端高温及干旱严重影响水力发电大省降雨，并导致水力发电量创近五年新低。从四川降水量来看，2022年7-8月降水量显著低于往年，7-8月四川17地累计降水量同比2021年下降60.6%。

　　从长江流域看，三峡大坝及葛洲坝的出库量也受高温及干旱的影响大幅下降。三峡大坝出库流量2022年7-8月累计同比2021及2020年，分别下降45.6%及63.3%；葛洲坝出库流量2022年7-8月累计同比2021及2020年，分别下降37.8%%及60.9%。

　　出库流量与水力发电量高度相关，降水量的缺少导致水电站流量下行，引发水力发电出力不及预期。从中国月度水力发电量来看，2022年8-11月水力发电均为2019-2022年同期的最低值。2022年9月发电力同比2021及2020年分别下降10.5%及29.7%。

　　二、2023夏季煤炭供需宽松

　　（一） 火电燃料供需宽松，煤炭库存将保持高位

　　我国能源保供成效明显，煤炭供需宽松，库存持续走高。2022年我国原煤产量45.6亿吨，同比增长10.5%，全年进口煤达到2.93亿吨，同比下降9.2%，国产煤加进口煤数量合计较上年增长约9%。当年我国煤炭消费量约30.4亿吨标准煤，同比增长4.3%。煤炭供需宽松形势在2022年已经较为明显，在全社会库存持续累积中已有明显体现，且这一形势在2023年进一步加强。

　　2023年1-4月，我国原煤产量高达15.3亿吨，同比增长4.8%，进口煤1.4亿吨，同比增长88.8%。煤炭消费虽在2022年低基数效应下快速回升，但增速低于供应增速，1-4月火电发电量同比增4%，非电行业耗煤贡献有限。全社会库存逐步累积至历史高位，截至2023年6月8日，环渤海港口库存仍在2941万吨高位水平，而二十五省电厂库存也在近1.2亿吨高位，对煤价下行形成巨大压力。

　　（二）  煤炭不再成为缺电关键变量，煤价下行降低发电成本

　　今年发生缺煤危机的概率极小，且煤价下行趋势明确，带动电价成本降低。2022年11月开始，国内动力煤价格开始进入下行通道，截至2023年6月8日，环渤海港口5500大卡动力煤现货价格跌至800元/吨附近，较2022年高价几近腰斩。基于目前产业链高库存状态，

　　我们认为，如果供应端不发生实质性减量，即使经过迎峰度夏的旺季消耗，国内煤炭总库存下降后，仍将处于偏高水平，将对下半年乃至冬季煤炭行情都形成一定压力。

　　目前现货价格距离中长期合同价格已经不足100元/吨，有较大概率击穿年长协继续下探，并拖累年长协价格持续下调。下半年煤价大概率在合理区间内运行，这对火电企业发电意愿及盈利改善形成利好。煤价每下降100元/吨，对应度电成本下移0.038元，进入2023年以来，全国各地代理购电价格持续回落，但降幅弱于煤价。

　　三、水电依然是缺电主要风险点

　　（一） 云南历史上6-10月干旱频率偏低

　　从历史数据来看，云南降水量主要集中在6-9月，10月至次年5月降水量偏少。通过统计1961-2010年7个气象站点的降水量数据，可以观察到云南历史上6月降水将显著改善，并持续至7月。（7个站点分别位于云南水系的上中下游，分别为：腾冲、昆明、德欣、思茅、临沧、澜沧、丽江）

　　与此同时，1961-2010年共49年的历史降水数据也为下文中云南水电发电量模型提供了参考依据。不同百分位的降水量数据可以填充至2023年6-9月的降水量，用以模拟未来不同降水情景下的水力发电量。（详见下一章节）

　　历史上云南6-9月发生干旱的概率偏低。从月度降水量的角度去定义干旱等级可以采用国家质量监督检验检疫总局编制的降水量距平百分率干旱等级。采用该干旱等级指数对1961-2010年的云南降水量进行筛选，我们发现49年里的6-9月，共计196个月，仅有3个月出现了干旱情况。因此从历史角度来看，6-9月云南发生干旱的概率较低。

　　（二）西南进入雨季，但夏季气温偏高

　　展望短期10日天气，云南降水恢复，正式进入雨季。根据中央气象局6月9日至18日的降水量预报，中国大部地区将迎来降水。目前旱情最严重的云南地区将迎来较为丰富的降水，旱情有望缓解，水力预期将逐步恢复。（恢复节奏详见第四章节）

　　从未来4周天气展望来看，云南降水持续，气温偏高概率较大。下图分别展示了未来四周气温及降水异常指数。具体到云南地区来看，未来四周气温预期小幅偏高与与常值0.1-0.5摄氏度；未来四周降水，澜沧江及金沙江上游预期迎来高于常值约1-4毫米/日的降水，同样有助于云南地区水电恢复。

　　中国8月气温大概率高于常值，降水目前维持中性判断。根据中期天气预测，东亚地区8月地表2m的温度极大概率高于常值；中国华北、华中地区降水小幅偏少。

　　2023年或发生厄尔尼诺，夏季气温或超预期。厄尔尼诺3.4指数在五月底达到+0.5摄氏度，海水温度达到厄尔尼诺事件判定标准，但持续时间仍待观察。

　　（NINO3.4的3个月滑动平均绝对值达到或超过0.5℃、且持续至少5个月，判定为一次厄尔尼诺）从美国国家海洋和大气管理局提供的概率预测来看，未来一年厄尔尼诺发生概率逐步提升。（2023年5-8月的80%增加至2023年9-12月的95%）

　　从降水来看，厄尔尼诺现象通常会造成中国夏季雨带偏南，华南华东出现洪涝灾害，华北少雨干旱。从气温来看，厄尔尼诺往往伴随全球温度偏暖。例如2016年是首次突破有记录以来的最高温。

　　（三） 云南水电6-8月环比改善，但同比不及预期

　　云南水力月度发电量与该省上月降水量呈现高度相关性。回测2019年12月底至2023年4月的云南月度水力发电量及云南7个气象站点统计的平均降水量，我们发现当月水力发电量与前一月平均降水量相关系数为0.87，高于当月发电量与当月降水量之间的相关系数0.78。

　　通过降水量与次月水力发电量的相关性，我们生成了云南水力发电量预测模型。下图是2020年-2023年的回测，显示出了较高的匹配度。

　　根据对未来云南水电的测算，6月起环比将会有较大程度改善，但发电量同比2022年依然偏低。下图中采用了三种降水量情景，1）1961-2010年7站点平均降水。2）12.5%百分位降水量。3）87.5%百分位降水量。该三种情形对应未来不同的降水预期，及充沛降水、少量降水及平均降水。

　　云南6-8月水力发电量环比改善较大，但同比2022年仍有差距。下图表格中列出了五种降水情景下，2023年6-8月发电量同环比的情况。环比来看，随着降水量的季节性恢复，6-8月发电量在所有降水情景下均逐步恢复。其中6月及7月环比恢复明显，在平均降水情境下，分别达到了83.2%及21.2%。同比来看，6-7月同比距离往年仍有差距，但7月同比数据比6月同比数据高，说明云南水电在6月底至7月较较大程度改善。观察8月数据，可以发现同比已经超越2022年同期约10%，主要因2022年云南雨季偏早，水电峰值出现7月。

　　云南水力发电量与西南送华东的外送电量呈高度相关，季节性特征明显。回测2020年3月至2023年4月的云南月度水力发电量及西南-华东外送电量，相关系数为0.92，线性回归后R^2为0.85。

　　（四） 今年全国夏季用电负荷较上年增长6%左右

　　4月用电量增速扩大，拉动全社会电力消费：4月份，全社会用电量6901亿千瓦时，同比增8%，第一、二、三产业级居民用电量增速分别为12.3%、7.6%、17.9%和0.9%。1-4月，全社会用电量累计增速为4.7%，第一、二、三产业级居民用电量增速分别为10.3%、5%、7%和0.3%。

　　根据中电联预测，在正常气候情况下，预计2023年全年全社会用电量9.15万亿千瓦时，比2022年增长6%左右；预计夏季全国最高用电负荷13.7亿千瓦左右，比2022年增加8000万千瓦左右。南方电网预测，预计统调最高负荷需求将突破2.46亿千瓦，同比增长10.6%。

　　夏季用电负荷高峰通常发生在7-8月。华东月度用电最高负荷通常发生早7月及8月，而南方电网月度最高负荷通常发生在7月。

　　根据模型预测结果显示，2023年西南-华东外送电同比偏低，华东缺电风险偏高。在平均降水的情景下，预计2023年6-8月外送电量约108、136、143亿千瓦时，环比逐步增加，但同比2022年6-8月将分别下降20.8%、17.9%、1%。因此，若华东及华南地区最高负荷发生在7月，则缺电风险较高，若最高负荷发生在8月，则缺电风险及持续时间或相对偏低。具体强度需观察7-8月气温及负荷情况。

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