摘要：炎热夏季来袭，火电需扛起供电重任随着炎热的夏季到来，我们预期气温将刺激电力需求同比额外增长 1-3%。 我们将今年夏季的电力需求增速分成了由经济增长和气温上升带来的两部分。根据历史数据，全社会用电量增速通常围绕不变价 GDP 同比增幅上下波动， 2023年我国 GDP 增长目标为 5%， 2022 年 6 月基数仍偏低，因此我们假设 6-9 月由经济增长带来的用电量同比增幅会接近5.5%。根据 ECMWF（欧洲中期天气预报中心）预测数据和往年气温数据， 2023 年 6-9 月国内平均温度或将比 2022 年同期上升约 0.5-1℃，夏季平均温度上升 1℃大约会导致电力需求增加 2-4%，综合经济增长和高温影响，我们预计 2023年 6-9 月全社会用电量或将同比增长 6.5%-8.5%，增量为 2040.21-2667.97 亿千瓦时。面对夏季电力需求增长，火电发电需要同比提升 6.41%-9.40%以满足需求。 我们首先对其他发电方式的发电量进行了估计，把用电需求增量和其他发电方式的发电增量之差作为对火电的需求。水电方面，短期内水电受降水量和水库水位影响较大，当前四川水库水位低于 2022 年同期，且 ECMWF 预计夏季降水量与往年持平或偏少，因此今年夏季水电发电量难有增长，由于 2022 年夏季水电发电量不足，因此假设 6-9 月水电发电量同比小幅增长 2%，增量为 103.20亿千瓦时。风、光、核电长期发电量增速接近装机量增速，把风、光、核电的 4 月累计装机量增速作为发电量的估计，则四类发电量在 6-9 月共将同比增加 698.61 亿千瓦时，为满足电力需求增长，火电发电量需增加 1341.61-1969.36亿千瓦时（或 6.41%-9.40%）。夏季过后动力煤库存仍有降至低位的风险夏季动力煤供应量或将增长+2.19%-5.25%，进口量快速上升。 2023 年 1-3 月中国动力煤产量为 3.16 亿吨，同比增长4.85%， 8 省（ 2022 年占全国原煤产量的 82%） 共计划在 2023 年实现原煤产量 38.38 亿吨，同比增长 4.50%，若 2023年动力煤产量增长相同比例,则全年产量将达到 38.72 亿吨， 而按中国煤炭资源网的估计， 2023 年动力煤产量约为38.02 亿吨，按照往年每月的生产节奏， 6-9 月动力煤产量将为 12.41-12.75 亿吨，同比增长 1128.33-4544.18 万吨（或 0.92%-3.70%）。 由于从澳大利亚进口煤炭逐渐恢复，我国动力煤进口量从 3 月开始快速上升，我们预计 6-9 月动力煤进口量每月可同比增加 400-500 万吨，则 4 个月的总进口量将同比增加 1600-2000 万吨（或 93.37%-116.71%），总供应量或将同比增加 2728-6544 万吨(或 2.19%-5.25%)。夏季动力煤需求或将增长 6.09%-8.08%，高于供应增速。 电力行业是动力煤的主要下游，我们假设 2023 年 6-9 月电力行业的动力煤需求增速与火电发电量增速相同，为 6.41%-9.40%，则 6-9 月电力行业动力煤消费量将达到 8.98-9.23亿吨， 同比增长 5407-7937 万吨。 1-3 月动力煤其他下游消费量同比增长 5.48%，若动力煤其他下游行业 6-9 月保持相同增速，则其他行业 6-9月消费量将增长 2374万吨至 4.57亿吨，即动力煤总消费量有望在 6-9月同比增长 0.78-1.03亿吨（或 6.09%-8.08%）。虽然当前煤炭库存较高，但夏季过后库存仍有降至低位的风险。 2023 年 5 月底，我国动力煤社会库存（重点电厂、主流港口、重点煤矿）比 2022 年 5 月底增加约 3825 万吨， 6-9 月动力煤供需缺口同比扩大 1237-7582 万吨计算， 9月底重点电厂、主流港口和重点煤矿动力煤库存较 2022 年 9 月底变化-3757 至+2588 至万吨，平均为-585 万吨， 中性情形下， 2023 年 9 月底库存将降至 2018 年以来仅次于 2021 年同期的规模。风险提示夏季温度低于预期的风险； 其他类型发电高于预期的风险；动力煤供应增速过高的风险；模型存在跟踪误差的风险；模型拟合误差对结果产生影响等。

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