6月中旬以來，我國多地出現高溫天氣，部分地區最高氣溫甚至突破40攝氏度，用電負荷創歷史新高。

“現在是迎峯度夏關鍵時期，要釋放煤炭先進產能、能開盡開，進一步加強電力保供，堅決防止拉閘限電，保障經濟運行和基本民生。”6月21日，國務院總理李克強在河北省高碑店、涿州考察時強調做好電力保供的工作。

用電高峯將至，連日來，國家發改委多次表態力保不再發生“拉閘限電”情況。發電企業也積極備戰，甚至有大型發電企業開展套期保值業務。

今年夏天重現“電荒”的概率大嗎？6月22日，時代財經採訪的多位專家均表示，目前來看，煤炭價格平穩，煤炭供給和庫存較爲充裕，再加上今年用電需求弱於去年，以及電價市場化改革持續推進，出現“電荒”的概率極低。

康楷數據科技首席經濟學家楊敬昊對時代財經指出，經歷了去年10月19日國家發改委煤炭價格調控、全國限額以上煤炭生產企業的產能核增，目前我國規模以上原煤產量較去年同期增長了10.3%。

“今年二季度，受疫情衝擊全國原煤產量增速放緩，但依然維持了10%以上的同比增長，煤炭供應情況大爲改觀。”楊敬昊補充道。

不過，中國煤炭運銷協會運行處副處長紀少卿對時代財經表示，由於疫情形勢、輸入性通脹、俄烏衝突等不確定因素影響，不排除可能出現品種性、區域性、時段性煤炭供需失衡的情況。

值得一提的是，去年的“電荒”倒逼電價市場化改革步伐加快，廈門大學管理學院“長江學者”特聘教授、中國能源政策研究院院長林伯強6月21日接受時代財經採訪時指出，今年電力市場化改革肯定有進一步完善的空間，主要是各個地方政府的執行問題。

“按理說，重工業的電價是上不封頂的。去年，在電力短缺時，工業電價應漲很多，但現實當中並沒有，地方政府對電價的執行還是有自己的想法。”林伯強進一步解釋道。

煤炭庫存充裕，電企套期保值“雙保險”

“今夏，電力供應穩定主要取決於動力煤庫存以及用電需求情況。”楊敬昊對時代財經指出。

在楊敬昊看來，電力供應是有基本保證的。他提供了一組數據，目前全國重點電廠煤炭庫存在7000萬噸左右，高於去年同期近900萬噸；存煤可用天數23天，較去年同期的18天增加了5天。

另據上海證券報報道，目前內陸電廠電煤庫存超過7600萬噸，同比去年增長了4成多。沿海八省（區）電廠目前電煤庫存超過2500萬噸，同比去年增長24.5%。

除此之外，楊敬昊稱，當前在全國重點港口，如秦皇島、曹妃甸、黃驊港、廣州港等，煤炭庫存爲1450.7萬噸，較去年同期增加了20.7萬噸，可以說作爲電力供應最核心的電煤庫存充裕。

6月22日，時代財經以投資者身份致電安徽省第二大發電集團皖能電力（000543）的證券部諮詢電力保供工作，相關工作人員表示，迎峯度夏每年都是重要的事情，會做足充分準備，由於煤炭成本佔到了經營成本50%以上，因此主要是保障煤炭充足。

而煤炭庫存高與煤炭價格平穩有關。

早在去年12月，國家發改委部署推動煤炭長期供應協議，將年產30萬噸以上的煤炭生產企業的煤炭銷售和對國計民生至關重要的發電及供熱企業的國內煤炭採購全部納入長協範圍。楊敬昊認爲，此舉有利保障了煤炭供應的穩定性，從根本上避免了短期煤炭價格的投機性波動導致煤炭供應緊張的局面。

今年2月24日，國家發改委印發了《關於進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》，自5月1日起開始實施，煤炭中長期交易價格有了明確的合理區間。其中，秦皇島港下水煤（5500千卡）價格合理區間爲每噸570元~770元，山西、陝西、蒙西煤炭（5500千卡）的出礦環節中長期交易價格合理區間分別爲每噸370元~570元、320元~520元、260元~460元，蒙東煤炭（3500千卡）出礦環節中長期價格合理區間爲每噸200元~300元。

近日，在發改委統一部署下，各地發改部門會同市場監管等部門組成調查組，全面開展落實煤炭價格調控監管政策拉網式調查，依法查處煤炭價格超出合理區間的行爲。

在監管之下，6月中旬以來，煤炭期貨市場價格出現一輪調整。6月20日，動力煤、焦煤、焦炭期貨價格全線下跌，其中動力煤期貨價格跌逾4%。

電力企業方面，也通過套期保值來鎖定價格。今年5月，皖能電力（000543）發佈《動力煤期現結合業務管理辦法》稱，公司擬以控股子公司電燃公司爲執行主體，以自有資金開展動力煤期貨套期保值業務。該辦法還稱，受宏觀經濟和大宗商品價格的影響，動力煤原材料價格波動頻繁，直接影響了公司控股發電公司的經營業績。

另據皖能電力2021年財報，歸屬於上市公司股東的淨利潤同比下降231.91%。

皖能電力證券部工作人員稱，“剛開始做套期保值，資金規模還是比較小的，主要是因爲去年的煤價漲得太厲害，想通過這一方式把煤炭價格鎖定在相對沒那麼高的位置，也是衝着現貨去的，並不指望能給公司掙多少錢。因爲從發電企業的角度來說，保障供應還是最重要的。”

煤炭需求迴歸正常水平

近年來，中國全社會用電量保持較快增長。根據國家能源局數據，2020年，全社會用電量7.51萬億千瓦時，同比增長3.1%。2021年，全社會用電量8.3萬億千瓦時，同比增長10.3%，較2019年同期增長14.7%，兩年平均增長7.1%。

“去年‘電荒’的主要原因是用電需求大增，再加上煤電之間的價格沒有理順，導致有電廠發不出電來。”在林伯強看來，今年不會出現“電荒”情況，除了因爲前期政府對煤炭保供特別關注外，今年的需求也比較弱。

由於受到疫情衝擊，我國規模以上工業日均發電量已經連續兩月負增長，5月份日均206.8億千瓦時，較4月有所回升，但同比增速依然爲-3.3%。楊敬昊分析，國內的電力需求恢復仍然需要時間，峯值相較去年會有較爲明顯的下降。

紀少卿也對時代財經表示，今年以來，我國火電發電量同比快速下降，電廠煤耗相對偏低。但從絕對量來看，今年我國煤炭需求量高於2019年、2020年水平，煤炭消費增長趨於迴歸正常水平，“2021年煤炭需求量的高基數導致2022年煤炭需求量同比出現下降。”

值得注意的是，市場調節在用電供需方面發揮越來越重要的作用。

去年10月，國家發改委印發《關於進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，有序放開全部燃煤發電電量上網電價，燃煤發電電量原則上全部進入電力市場，通過市場交易在“基準價+上下浮動”範圍內形成上網電價。

2022年2月，國家發改委印發《關於進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》，倡導以市場化方式實現煤價、上網電價、用戶電價的“三價聯動”，提出三項保障措施，健全煤炭價格調控機制。一是提升煤炭供需調節能力，二是強化市場預期管理，三是加強煤、電市場監管。

“強化預期管理主要是根據不同行業主體的用電結構，通過差別化的電價政策，對生活生產經營等活動預期安排產生影響，用電力價格的槓桿作用，使得用電主體跟隨市場價格信號和電力供求關係，做出相應的調節機制。”6月22日，北京特億陽光新能源科技有限公司總裁祁海珅對時代財經分析，強化預期管理能讓用電主體做出一些預判和調節用電結構的動作，改變用電方式。

經過了多年來的發展，尤其是去年在雙碳目標的鼓勵下，水電、風能、太陽能等可再生能源也逐漸發展起來。據閩東電力（000993）發佈業績預告，今年一季度實現扭虧爲盈，歸屬股東的淨利潤比上年同期上升271.49%-328.65%，淨利潤上升的主要原因之一是報告期內寧德市區域內降水量較上年同期增加，水力發、售電量較上年同期增加。

祁海珅分析，目前我國的水力發電量比預期的要好，夏季豐水期的水電會更有保障。至於光伏、風電等新能源發電裝機容量同比去年也是大幅增長，再加上電網的靈活性改造以及新能源電力的消納能力，棄風棄光現象已經得到有效改善，“今年的夏季用電高峯還是有很大保障的。”

不過祁海珅認爲，俄烏局勢造成的能源供給結構性失衡問題很嚴重，在現實的化石能源和電力需求面前，不應該過多的強調新能源發電的能力和作用，要客觀的看待新舊能源的替代。

林伯強對此也表示認同，風電、光伏加起來，在電力供應當中只佔了9%-10%之間，佔比很小，現階段的新能源發電系統還不能成爲扛把子。