受去年汛期來水不足影響，導致2023年初水力發電不足，水力發電依舊尚未好轉，根據統計局1-3月數據，水電累計發電量2035億千瓦時，同比下降8.3%，3月份發電量668億千瓦時同比下降18%，降幅比1-2月份擴大12%。

當下從所公布的各類數據顯示，2023年水電增速暫未看到明顯改善，并有進一步降低趨勢。按照過去5年裝機利用率低值粗略估算4-12月水力發電量，全年水力發電將同比減少約354億千瓦時，下降2.9%至11666億千瓦時。

(資料圖片僅供參考)

2023年預計全年總用電量增速5.5%預期下，全年總發電量將達到88194億千瓦時，同比增加4308億千瓦時，風、光與核電預計同比增加1716億千瓦時，水電受極端天氣影響，同比將降低354億千瓦時，最終火電將承擔約2946億千瓦時的增量以滿足用電量5.5%的增速，增加動力煤需求約9338萬噸（標準煤耗317g/kWh）。

綜合而言，在供應端加速釋放下，動力煤基本面正在逐步改善。但受極端天氣、供應變量及品種結構性問題影響下，在5-8月份期間，供需或呈現階段性緊平衡，但全年來看動力煤基本面相對寬松。

正文：

隨著經濟企穩向好，今年電力消費增速將比去年有所提升，服務業和房地產市場逐步修復，推動鋼鐵、建材等行業用電量回升，相關行業用電量將繼續保持較快增長。近日國家能源局預測，今年我國最大用電負荷將達13.6億千瓦，在用電高峰期間，將面臨階段性、區域性電力緊張格局。電力平衡是瞬時平衡，是用電峰值與最大可發電負荷的平衡。雖然電力的供需缺口短期對動力煤消耗量影響有限，但總體而言，不穩定能源出現缺口時，火電作為能源保障壓艙石，整體負荷也會相應提高。隨著非化石能源裝機規模不斷提高，能源供應風險也會隨之加劇，在極端天氣下，火電調峰作用愈加明顯與劇烈，尤其對于目前裝機規模與發電量位于第二的水力發電。

一、回顧2022年，受高溫干旱影響，水電下半年同環比大幅下降

在2022年7—8月，受高溫少雨天氣影響，長江上游流域來水不足、導致各水庫蓄水不夠，水電發電量銳減，水電裝機利用率從歷史高位驟減至歷史低位區間。2022年7-12月水力發電量6192億千瓦時，較去年下降12%，裝機容量利用率同比下降16%至33%，而1-6月份水力發電量與裝機容量利用率同比分別增加21%和14%，至5828億千瓦時和34%。

若按照水力發電裝機容量5年平均利用率計算，2022年水電理論發電量應為12761億千瓦時，同比增加7.8%，而實際發電量為12020億千瓦時，同比增加1.5%。實際發電量減去理論發電量約為741億千瓦時，這部分可視為水力發電缺口，須火電彌補其缺口，理論上從而間接導致動力煤消耗量增加約2350萬噸，其中9月份增加耗煤量約1241萬噸。

二、2023年水電新增裝機規模0.1億千瓦時至4.2億千瓦時，占比總裝機規模16%

根據中電聯預計2023年新投產的總發電裝機以及非化石能源發電裝機規模將再創新高。預計2023年全年全國新增發電裝機規模有望達到2.5億千瓦左右，其中新增非化石能源發電裝機1.7億千瓦，水電新增裝機規模0.1億千瓦時至4.2億千瓦時，占總裝機規模16%。總體而言，各口徑電源均處于增長態勢，且非化石能源裝機容量占比及增速進一步加快。

從歷史發電量占比來看，火電與非化石能源呈現互補關系，火電因受其他不穩定能源季節性影響，波動較大。具體來看，在非化石能源中水電無論在裝機規模、發電量以及季節波動性而言，對火電影響更加顯著。從發電量占比來看，水電占總發電量的低點與高點差平均在10%左右，每年12月在枯水季節占總發電量在10%左右時，而對應火電占比在70%以上；而在每年8月-10月旺季期間，水電占比約20%左右，對應火電占比則處于70%以下。2022年水電全年發電量12020億千瓦時，月均1002億千瓦時，每月百分之一波動，對應發電量10億千瓦時，折煤耗約30萬噸，對于動力煤供需格局影響至關重要。

三、2023年1-3月份水力發電依舊尚未好轉

受去年汛期來水不足影響，導致2023年初水力發電不足，水力發電依舊尚未好轉，根據統計局1-3月數據，水電累計發電量2035億千瓦時，同比下降8.3%，3月份發電量668億千瓦時同比下降18%，降幅比1-2月份擴大12%。水電大幅下降究其原因還是源于長江中上游地區干旱尚未緩解，各大水庫水位基本處于歷年低位水平。其中4月4日云南省氣象局表示，今年以來云南降雨偏少，平均降水量較常年同期偏少六成，為近10年同期最少，3月份云南地區水電發電量同比下降14%至153.6億千瓦時。另外水電大省除四川略有增漲外，其余地區均有較大降幅。

從水電裝機利用率來看，2023年1-3月份持續下滑，處于過去5年低值區間，其中3月份創近5年新低至22.2%。

四、2023年水電對火電影響或繼續擴大

據國家氣候中心預測，預計今年汛期（5月至9月）我國氣候狀況總體為一般到偏差，旱澇并重，區域性、階段性極端天氣氣候事件偏多。其中，長江中游降水明顯偏少，中游還會發生階段性氣象干旱，強度大概是中者以上，但是強度會弱于2022年。另外據多家氣候研究部門報告顯示，今年三重拉尼娜已經離開，但異常氣候可能并不會結束，且目前全球幾乎所有的預測模型都是預測厄爾尼諾將形成，會進一步推高全球氣溫。高溫與干旱大多伴隨出現，高溫將導致制冷需求激增，從而增加用電負荷，而干旱又使水庫水位下降，水電下降。此現象恐導致在用電高峰期間水電出力不足，火電整體負荷承壓，動力煤消耗量從而增漲。

當下從所公布的各類數據顯示，2023年水電增速暫未看到明顯改善，并有進一步下降趨勢。按照過去5年裝機利用率低值粗略估算4-12月水力發電量，全年水力發電將同比減少約354億千瓦時，下降2.9%至11666億千瓦時。對比去年來看，水電下降基本出現在上半年，主要由于去年1-6月份水電裝機利用率處于歷史高位，水力發電量持續攀升所至，而今年預計水電恢復不及預期，其中5、6月份同比分別下降248和207億千瓦時。而下半年由于新增水電裝機容量，及去年同期水電處于歷史低位影響，同比或有小幅改善。

2023年預計全年總用電量增速5.5%預期下，全年總發電量將達到88194億千瓦時，同比增加4308億千瓦時，風、光與核電預計同比增加1716億千瓦時，水電受氣候影響，同比將降低354億千瓦時，因此火電將承擔約2946億千瓦時的增量以滿足用電量5.5%的增速，增加動力煤需求約9338萬噸。

具體來看，若水電裝機利用率處于過去五年低位，23年火電同比增加2946億千瓦時，折煤耗約9338萬噸，其中5月與6月增幅最為明顯，同比分別增加476與447億千瓦時，對應煤耗分別為1510萬噸和1418萬噸。而在夏季用電高峰7月和8月火力發電量同比分別增加221和235億千瓦時至5798和6208億千瓦時。如果下半年水電量進一步惡化，且疊加傳統“金九銀十”生產旺季，若總用電量增加，火電將進一步承壓。

若剔除氣候影響因素，水電裝機利用率處于5年均值，水電理論上同比增加1327億千瓦時，總用電量在5.5%增速下，則火力發電僅須承擔1265億千瓦時增量。

因此若2023年用電量同比增加5.5%預期下，且全年水電裝機利用率處于5年低位區間，預計受水電下降影響，火電不僅承擔1265億千瓦時的發電增量，還須分擔由水電下滑所至缺口約1681億千瓦時，較去年相比缺口擴大940億千瓦時，折煤耗約2979萬噸。

四、動力煤增量或將對沖水電不利影響

2023年1-3月份，動力煤市場整體震蕩偏弱運行，主要運行邏輯在于：

1、供應增量大于需求增量。

2、市場在買漲不買跌情緒下，下游企業多以主動去庫為主，加劇價格下滑。

3、港口庫存持續累積，Mysteel 82港動力煤庫存（4.21）與年初相比增加1276萬噸至6696萬噸，較上年同期增加2036萬噸。

市場價格雖然在2月下旬由于安全監管趨嚴背景下引發供應收縮擔憂有所反彈，但隨之在供應收縮被證偽后開始回落。 此外疊加進口量不斷增加，而下游需求隨采暖季結束有所下降，動力煤供需格局較為寬松，市場整體偏弱運行。

進口端來看，據海關數據顯示，2023年1-3進口動力煤數量為7416.5萬噸，環比增長97%。其中3月份進口2966.2萬噸，同比增長149%。

進口量大幅增加原因主要受去年同期受印尼政府發布煤炭出口禁令影響，導致煤炭出口受限，進口總量偏低。其次由于澳大利亞動力煤重新進入中國市場，進口量開始提升。2023年1-3月份累計進口澳洲煤炭206.4萬噸，月均進口量為68.8萬噸。第三是繼續對煤炭實施稅率為零的進口暫定關稅，此舉對進口俄羅斯及蒙古國煤炭均有積極意義。另外隨著澳煤的進口，我國市場高卡煤緊張的格局將會得到一定改善，從而降低綜合煤耗，使動力煤供需緊張格局進一步改善。今年在澳煤解封、進口零關稅以及疫情政策調整來看，對進口煤炭有著積極的信號。進口煤炭不確定性因素較多，若后期內外價差不利于進口，雖會抑制終端用戶采購情緒，但全年來看進口動力煤數量仍有望繼續增漲。

若后期動力煤進口量4-12月較去年同期持平，澳煤保持月均進口量在68.8萬噸下，全年進口澳煤826萬噸，全年進口動力煤總量26117萬噸，較去年增漲4272萬噸，較2021年峰值增漲143萬噸。

此外，根據統計局公布2023年3月原煤產量4.2億噸，同比增長4.3%；1-3月原煤產量累計11.5億噸，較去年同期增加0.6億噸，同比增漲5.5%。參照統計局口徑數據，原煤產量保持5.5%增速下，全年原煤產量或將達47.5億噸，同比增加2.5億噸，再創歷史新高。

根據Mysteel全國煤礦調研結果顯示，2023年全國在產煤炭產能50.6億噸，其中動力煤產能約32.9億噸，較2022年初增加約2.6億噸，較2021年底增加約6億噸左右。目前在建、擬建動力煤礦山22座，合計產能1.49億噸，其中2023年預計約2200萬噸動力煤產能陸續投產。按照年均產能利用率85%測算，動力煤產量預計同比增加2.4億噸。

五、結論

綜合而言，在供應端加速釋放下，動力煤基本面正在逐步改善。但受極端天氣、供應變量及品種結構性問題影響下，在5-8月份期間，供需或呈現階段性緊平衡，但全年來看動力煤基本面相對寬松。

需求端在全社會用電量在5.5%增速下，全年總發電量預計同比增加4308億千瓦時，若受水電發力不足影響，火電負荷上升，發電量同比增加2946億千瓦時，折煤耗約9338萬噸，其中在5月和6月，耗煤量同比分別增加1510萬噸和1418萬噸，在夏季用電高峰7月和8月同比分別增加701萬噸和745萬噸。

供應端在產能釋放以及進口增量下，預計整體供應增加約28727萬噸，其中動力煤產量在產能釋放下預計同比增加約2.4億噸，進口端在澳煤以及進口零關稅推動下，全年估算增加約4272萬噸。

依據Mysteel動力煤月度平衡模型結果： 5-6月份受水電影響，火電負荷整體有所上升，供需略微偏緊；在用電高峰7-8月份，供需偏緊。建議下游企業在未來相應時段做好庫存管理。

補充說明：雖粗略估算動力煤供應量高于火電用煤需求增量，但高低卡結構性問題依舊較為突出，對于火電全年發電量61477億千瓦時，煤耗在317g/kWh時，年消耗動力煤約194882萬噸，而煤耗每0.01g/kWh變動，將影響動力煤需求約614萬噸。根據Mysteel動力煤團隊調研，部分地區在高卡煤緊張時，煤耗可達375g/kWh, 相比317g/kWh的煤耗，將增加煤耗約35657萬噸。

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