高温天气带动用电增长 支撑煤市小幅升温 但煤市供应宽松局面不改

高温天气带动用电高峰提前到来

进入6月以来，高温天气持续影响华北、黄淮等地，京津冀平均高温日数达11天，6月21-24日京津冀等地经历了极端性强、持续时间长和范围广的高温天气，为华北10年以来6月最强的高温天气。受到华北地区持续高温的影响，华北电网用电负荷持续攀升。据国家电网提供的数据，6月23日华北电网最大负荷超过2.76亿千瓦，同比增加2.9%，创下了今年入夏以来的负荷新高；6月24日，华北电网的最大负荷再度升高，达到了2.81亿千瓦，同比增加5.3%。

中电联方面介绍，正常气候情况下，预计2023年全年最高用电负荷13.7亿千瓦左右，比2022年增加8000万千瓦左右。若出现长时间大范围极端气候，则全国最高用电负荷可能比2022年增加1亿千瓦左右。今年迎峰度夏期间，预计全国电力供需总体紧平衡，南方、华东、华中等部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。

从目前来看，全国发电装机持续稳定增长，统调电厂存煤达到1.87亿吨的历史新高，做好迎峰度夏电力保供有坚实的基础。

煤炭市场供应宽松局面不改

用煤旺季到来、煤炭市场缓慢回温。此外，西南地区降水偏少导致水电出力不足，也为地区电力市场带来变数，火电再度承担托底调峰保供的作用。

据国家统计局公布的数据，5月全国水力发电量为820.2亿千瓦时，同比降幅达32.9%，较4月降幅扩大7个百分点。作为水电大省，四川、云南、贵州三地5月水电发电量同比降幅分别为24.4%、41.9%和62.6%，当月火力发电同比增幅为86.4%、141.5%和48.5%。中国煤炭运销协会援引数据显示，6月1日-20日，火电同比增长22.2%，水电下降34.9%。气象部门预计今年夏季西南地区东部及华中中部可能出现区域性干旱，来水可能依然不乐观。

今年以来，国内煤炭供需呈现明显的宽松格局，中下游库存偏高，虽然阶段性的补库需求和生产扰动使得煤价止跌反弹，但在需求不足和库存较高的背景下，煤价下跌的压力始终存在。

中信期货研报指出，展望下半年，在夏季和冬季旺季区间，火电负荷整体上升，电力耗煤需求的增加使得动力煤供需处于紧平衡状态，煤价支撑仍存；在长协可靠保障、进口大量补充的情况下，中下游库存高企的局面短期难以改变，煤价承压运行。全年来看，供应端释放充足、产量持续增长，进口增量客观，供需宽松格局明显，预计下半年煤价中枢将进一步下移。

紫金天风期货研报预计，夏季用煤高峰过后，煤炭仍将延续累库态势，秦皇岛5500混煤价格中枢或降至700-800元/吨。（来源：21世纪经济报道，原标题《多地用电高峰前置 需求支撑煤炭市场小幅升温》有删减。）