量价齐升，火电基本面边际改善的逻辑有望在下半年持续演绎。
本刊特约作者王锐/文
高温之下，电力负荷再创历史新高。
根据中国气象局发布数据显示，刚刚过去的7月，全国平均气温为年以来历史同期第二高。而与高温并行的是持续创新高的电力负荷水平，7月15日，中国电力负荷再创历史新高，当日最高电力负荷达到12.6亿千瓦。进入8月，在持续升高的气温水平下，负荷水平的攀升并未有改善趋势。
“当前，疫情得到有效控制，企业加快复工复产，重点行业用电增长，叠加气温升高等因素影响，进入季节性用电用煤高峰期，近日来河北、河南、江苏、山东等多省电网电力负荷创下历史新高，尤其进入7月，最高调度负荷和调度发电量均创历史新高。”中国电力企业联合会（下称“中电联”）发展部副主任叶春表示。
负荷水平的快速攀升对发电侧的电力保供及用户侧的及时响应产生巨大压力，而7月份以来，中国来水由丰转枯，7月全国平均降水量96.6毫米，较常年同期偏少20.6％。转弱的来水将电力保供压力集中在了火电方面，而且随着高温持续蔓延叠加疫情对经济影响逐步转弱，火电保供压力或将持续增加。
火电以不足50%的装机占比，生产了全国60%的电量，承担了超过70%的顶峰任务，在保障中国电力安全稳定供应中发挥着兜底保供、灵活调节作用，是当前中国电力系统的“顶梁柱”和“压舱石”。然而，在当前电价已经显著上浮的背景下，高企的煤价依然对火电资产的盈利性和现金流产生明显威胁。
中电联在《年上半年全国电力供需形势分析预测报告》（下称“《报告》”）中披露，年以来火电企业采购的电煤综合价持续高于基准价上限，大型发电集团到场标煤单价同比上涨34.5%，大体测算上半年全国火电企业因电煤价格上涨导致电煤采购成本同比额外增加亿元左右。电煤采购成本大幅上涨，远高于火电企业售电价格涨幅，导致大型发电集团仍有超过一半以上的火电企业处于亏损状态，部分企业现金流紧张。
对于下半年电力供需情况，《报告》预计，下半年全社会用电量将同比增长7%左右，增速比上半年明显回升，华东、华中、南方等区域部分省份在用电高峰时段电力供需偏紧。
长江证券认为，展望秋冬季节，随着主汛期逐步结束，中国第二大电源——水电对电力供给的边际影响将逐步趋弱，而当前中国需求侧夏季与冬季已经呈现出负荷双峰的特点，因此冬季的电力保供压力或将进一步增加，电力供需紧缺的格局在冬季或进一步演绎，而趋紧的供需格局则无论是对于火电公司收入端的电价和电量还是成本端电煤中长协的保供的落实都有一定的促进作用，火电基本面边际改善的逻辑将在下半年持续演绎。
从更长期来看，长江证券表示，电力供需紧缺或贯穿整个“十四五”期间，而火电在“双碳”目标下难有较大增量，水电已经步入资源开发的后期，核电因为审批周期错配导致增量有限，因此具备稳定出力的传统电源在“十四五”期间稀缺价值将进一步凸显；除此之外，“双碳”目标的政策约束下，新能源的快速增长是未来数十年的确定性趋势，而新能源的出力不稳定的特点也会持续凸显，而具备灵活出力以及最具经济性的火电调峰价值终将会被市场定价，火电价值有望获得政策及市场重估。
用电增速回升
中电联日前发布的《报告》显示，年上半年全国电力系统安全稳定运行，电力供需总体平衡，预计下半年全社会用电量将同比增长7%左右，增速比上半年明显回升，全年全社会用电量增速处于年初预测的5%-6%预测区间的下部。
电力消费需求方面，《报告》显示，年上半年全社会用电量达4.1万亿千瓦时，同比增长2.9%。一季度、二季度全社会用电量同比分别增长5.0%、0.8%，其中，第一产业用电量亿千瓦时，同比增长10.3%；第二产业用电量2.74万亿千瓦时，同比增长1.3%；第三产业用电量亿千瓦时，同比增长3.1%。城乡居民生活用电量亿千瓦时，同比增长9.6%。中部地区用电量同比增长6.9%，增速领先。
数据显示，第二产业6月份用电量同比增长0.8%，增速比5月份回升1.4个百分点。其中，建筑业降幅比5月份收窄7.7个百分点；制造业用电量同比增长0.9%，增速比5月份回升1.3个百分点。
电力生产供应方面，《报告》显示，截至6月底，全国全口径发电装机容量24.4亿千瓦，同比增长8.1%；规模以上电厂发电量3.96万亿千瓦时，同比增长0.7%；电力投资同比增长12.0%，非化石能源发电投资占电源投资比重84.7%；非化石能源发电装机占总装机容量比重上升至48.2%；水电和太阳能发电量增速均超过20%；水电和太阳能发电设备利用小时同比分别提高小时和30小时；跨区输送电量同比增长6.6%，跨省输送电量同比增长4.9%；市场交易电量同比增长45.8%。
中电联数据与统计中心副主任蒋德斌对迎峰度夏形势分析称，7月以来，大范围高温天气在华东、华中蔓延，十余个省份电力负荷创历史新高。根据国家气象部门预测，年7-8月盛夏期间，全国大部地区气温接近常年同期到偏高，华东、华中、华南东部、西北地区西部等地高温(≥35℃)日数较常年同期偏多，将出现阶段性高温热浪。另外，随着国内疫情防控形势总体向好和全国稳经济大盘会议精神落地落实，工业经济逐步企稳回升，长三角、珠三角等地区积极复工复产抢进度。
对于下半年电力供需情况，《报告》预计，下半年全社会用电量将同比增长7%左右；新增装机规模将创历史新高，全年新增发电装机容量大约为2.3亿千瓦；全口径发电装机容量达26亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机合计约为13亿千瓦，同比增长16%，占总发电装机容量比重上升至50%，将首次达到总发电装机规模的一半。
“下半年迎峰度夏、度冬期间，全国电力供需总体紧平衡、局部有缺口、供应有保障。”《报告》认为，预计全国最高用电负荷将超过12.5亿千瓦，在持续大范围高温的情况下，可能达到13亿千瓦左右，同比增加约1亿千瓦。华东、华中、南方等区域部分省份在用电高峰时段电力供需偏紧。在电煤供应有保障的情况下，不会重现年9月份、10月份全国大面积电力供应紧张的情况。
《报告》指出，目前进入电力保供的关键期，需要密切跟踪天气、燃料、消费和市场等形势进行综合预判，做好迎峰度夏电力保供工作。
针对部分地区可能存在时段性电力供需偏紧情况，相关部门及电力企业已采取或将采取相关措施来应对。
近期，国家能源局、中央政治局会议等多次会议再次提及能源保供，国家能源局等机构多措并举，努力做好迎峰度夏保障工作。首先是持续加强电力供需的监测和分析。能源局与气象部门做好协调联动，跟各地的能源主管部门、电网、发电、行业协会做好对接会商，研判全国的电力供需形势，及时全面准确掌握各省的电力供需情况。其次，推动重大电力项目的建设投产。自年迎峰度夏以来，全国新增投产各类电源1.8亿千瓦，年上半年新增投产电源万千瓦，电源和电网项目的投产有效增强了电力保供能力。
根据中电联的跟踪信息，在加强电力设备运维保障基础上，发电企业积极扩展燃煤采购渠道，不计代价积极采购储备电煤，稳定燃料供应基本盘，确保电煤安全稳定供应，确保常规电源“能发尽发”；电网企业充分利用全网统一调度优势，做到电力余缺互济、削峰填谷，保障各类电源“能并尽并、能用尽用”；电网企业积极配合各地方政府部门提前制定有序用电工作预案，坚持“需求响应优先、有序用电保底、节约用电助力”的原则，加大用户侧参与调节力度，最大限度保障电力电量平衡，坚决守住民生用电底线。
根据中电联统计，截至6月底，纳入电力行业燃料统计的发电集团燃火电厂煤炭库存万吨，同比提高42.6%，电煤库存可用天数22.4天，电厂煤炭库存基本达到迎峰度夏前峰值。
供需形势转变
国泰君安对近年来海外缺电现象进行了复盘，认为其本质原因是受环保理念的影响，各国火电核电等受阻系数较小的可出力电源装机增长不足，累计可用装机增速无法跟上用电负荷增速，电力平衡维持在相对偏紧的状态。在受到高温、极寒等极端天气扰动、用电负荷激增的催化时，瞬时电力供应难以满足用电需求。
中国亦是如此，据中国气象局发布会，6月全国平均气温21.3℃，较常年同期偏高0.9℃，为年以来同期最高，自年7月6日以来，中央气象台已经连续9天发布高温预警。受极端高温天气影响，6月中旬以来多地区域电网用电负荷陆续创历史新高，全国用电负荷亦于7月13日创历史新高，达12.22亿千瓦。在高温天气持续的情况下，部分区域高峰期电力平衡或再迎考验。
同时，从经济先行指标社融数据看，年6月存量社融同比增长10.8%，增速较5月提升0.3ppts。据Wind一致预测，年三季度中国GDP同比增速为5.1%，增速较二季度提高4.7ppts。在复产复工持续推进的情况下，中国电力需求有望迎来阶段性高峰。
国泰君安表示，自“十三五”以来，中国电力供需形势发生转变，从供需宽松逐年转为供需偏紧，限电情况增加。在电力供需偏紧形势下，年全国多省市发布有序用电应急方案，以确保社会用电秩序。预计“十四五”期间中国用电旺季电力供需形势持续偏紧。
根据中电联的《报告》预测，到年全国全社会用电最大负荷为16.3亿千瓦，较年新增4.4亿千瓦。以增量角度判断，预计-年新增实际累计可控电源供应能力在夏季、冬季分别为2.4亿千瓦、2.3亿千瓦，低于同期最大用电负荷增速。从电力平衡视角，国泰君安预计“十四五”期间中国用电旺季电力供需形势持续偏紧。
申万宏源也认为，多重因素综合影响之下，年冬夏电力供需形势不容乐观。
首先，华中、华东等区域持续高温，部分区域6月和7月气温已达到或超过历史最高水平。此外进入6月后，随着疫情等因素减弱，经济快速复苏，共同推高夏天电力最高负荷。6月部分省份最高负荷已超过年7、8月最高水平，年夏季最高负荷保持较高增速基本成定局。
其次，各区域缺电形势各不相同。具体来看，来水改善缓解了南方地区供需形势，但南方区域缺电是结构性问题，本地新能源资源匮乏以及外来电引入困难是核心原因；华东区域依赖外来水电，但由于外来水电站库容大、调节能力强，来水丰枯对于华东区域夏季高峰时段影响极为有限，因此来水改善并不能缓解华东电力供应紧张问题；华中区域“风光水火核”等电源发展均处于劣势，特高压外送或是解决华中区域电力供需紧张的最佳方法。
再次，受电采暖占比提升等影响，冬季最高负荷逐年提高，已经十分接近夏季负荷。而且冬季相比于夏季，在负荷供应方面还有如下劣势：中国是典型的季风气候，冬季是枯水季，水电出力明显受限；冬季发生极端寒潮时，可能出现无风或者风机遭遇凝冻出力减少；冬季是用气高峰，天然气出力可能受限。因此冬季负荷压力不亚于夏季。
申万宏源表示，电力供需形势趋于紧张是电力行业长期基本面，年煤炭价格保障引发近年来最严重电荒，其底层原因是自“十三五”以来中国电力供需形势持续偏紧。从未来来看，“双碳”目标下电力将成为中国能源体系的核心，用电规模有望扩大3-4倍。而火电、水电、核电等传统电源增速减缓，新能源增速较快但比例仍偏低，电量供需将持续偏紧。
除电量角度外，申万宏源认为负荷缺口更为棘手。由于第三产业和城乡居民用电比例上升，最高负荷增速将持续快于用电量增速。但新能源具有“极热无风、晚峰无光”的特性，难以提供瞬时功率支撑，而传统电源增速不足，导致未来中国晚高峰负荷缺口持续扩大，错峰用电或成为常态。中国华中、华东、南方区域最高用电负荷与气温具有很强的相关性，极端高温天气增多将导致最高用电负荷快速增长。
电煤监管持续
当前，中国经济面临下行压力，三季度决定全年经济增速，电力供应不容有失。而无论从装机规模还是发电量看，火电仍然是当前中国电力稳定安全供应的最主要电源和基础电源。年全国全口径火电发电量就占全口径总发电量比重为60%。
但随着年燃煤价格大幅上涨，令燃煤发电燃料成本大幅上升，火电陷入成本倒挂发电困境。
年，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格[]号），扩大火电价格上下浮动空间至20%。然而电价上浮20%并不能消化煤价上涨的幅度。据信达证券测算，以全国平均燃煤标杆电价0.元/kWh来看，换算成可消化的煤炭价格大约为元/吨。以电价上涨幅度为15%至0.元/kWh计，可消化的煤炭价格大约为元/吨左右；以电价上浮20%至0.元/kWh计，能够消化的煤炭价格大约为元/吨左右。然而年以来煤价持续性上扬高企，以秦皇岛港口动力煤价格为例，动力煤市场价格自年3月以来持续上扬，高点在9-10月突破元/吨。假设火电厂电煤长协平均覆盖率为60%，电厂平均购煤价格也在10月突破元/吨，上涨幅度远超火电电价“基准价+上下浮动”可以消化的区间。受电煤成本大幅拖累业绩，年五大发电上市公司净利润均出现大幅亏损。
据中电联发布的《-年度全国电力供需形势分析预测报告》测算，年，电煤价格上涨，全国火电企业电煤采购成本额外增加亿元左右，导致当年大型发电集团火电板块全年累计亏损面达到80%左右。
作为中流砥柱的火电苦煤价高企久矣。在此背景下，国家层面重申了火电在供电结构中的重要地位，并在年四季度以来采取强力政策进行宏观调控煤价。年2月24日，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》，明确电煤中长期合同价格合理区间-元/吨；国家发改委5月6日确定长协煤价格超过元/吨，现货价格超过元/吨的，视为哄抬煤价；国家发改委
