中电联发布报告称：6月国内煤电企业亏损面明显扩大，预计今年年底非化石能源发电装机规模及比重将有望首次超过煤电。
中国电力企业联合会近日发布《2021年上半年全国电力供需形势分析预测报告》称，上半年我国电力供需总体平衡，部分地区电力供应偏紧。预计今年年底，非化石能源发电装机规模及比重将有望首次超过煤电。而由于原煤产量增速不足、电煤供应吃紧，6月国内煤电企业亏损面明显扩大。
根据报告数据，预计全年全国基建新增发电装机容量1.8亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机投产1.4亿千瓦左右。预计年底全国发电装机容量23.7亿千瓦，同比增长7.7%左右。其中，煤电装机容量11亿千瓦，而非化石能源发电装机合计将达到11.2亿千瓦左右，占总装机容量比重上升至47.3%，比2020年底提高2.5个百分点左右，非化石能源发电装机规模及比重将有望首次超过煤电。
报告显示原煤产量增速比同期煤电发电量增速低8.7个百分点，二季度市场电煤价格快速攀升。二季度市场电煤价格迅速攀升，居历史高位，电煤采购及保供工作难度加大。煤电企业燃料成本大幅上涨，亏损面明显扩大，部分发电集团6月煤电企业亏损面超过70%、煤电板块整体亏损。
中国人民大学国家发展与战略研究院研究员王克日前在接受中国能源报采访时透露，“按照2019年现存煤电项目的财务成本测算，全国近60.6%的煤电机组税后利润为负值，即处于亏损状态，且亏损严重的机组集中于西北、东北等地区。由于这些地区大多数煤电热电联产机组小于燃煤发电机组，亏损情况更严重。”
在电价接连下降、燃料价格高企等多重压力下，电力企业经营形势日益严峻。为保障电力企业健康可持续发展，助力构建以新能源为主体的新型电力系统，报告建议，加快推进建立市场化电价形成机制，并为煤电企业提供融资等必要支持。与此同时，还要加大解决新能源发电补贴拖欠力度，尽快解决补贴拖欠问题，尽快落实《关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》文件精神并出台具体细则。
与煤电企业所面临的困境相对的是，不断上涨的电力需求与可再生能源供给端日益凸显的灵活性调节能力问题。从供给端看，报告称风电和太阳能发电装机比重正在持续上升，电力系统时段性灵活性调节能力不足现象将进一步加剧；西南等部分地区电煤供应偏紧，制约煤电机组的发电能力；部分地区天然气供应紧张将影响气电机组顶峰发电能力。
而从需求端看，预计下半年电力消费需求将保持较快增长，迎峰度夏期间，高温天气将加大电力负荷峰谷差，为系统调峰带来较大的挑战。
值得注意的是，上半年，制造业用电量同比增长18.4%，两年平均增长7.8%。其中，高技术及装备制造业、其他制造业行业、消费品制造业、四大高载能行业用电量同比增速分别为27.3%、22.3%、22.2%、13.7%，两年平均增速分别为10.4%、9.5%、6.2%、6.9%。高技术及装备制造业用电量增速明显高于同期制造业平均水平，反映出当前制造业升级态势明显，新动能成长壮大。
从各区域的供需平衡情况看，预计华中、南方区域用电高峰时段电力供需紧张，南方区域形势尤为严峻；华北、华东区域电力供需基本平衡；东北、西北电力供需平衡有余。其中，广东、云南、蒙西的电力缺口相对较大。迎峰度夏期间，若出现持续大范围极端高温天气，则电力供应紧张的地区将进一步扩大至江苏、山东、河南、河北、四川、重庆等地。
综合考虑下半年国内外经济形势、上年基数前后变化、电能替代等因素，以及国外疫情、外部环境存在的不确定性，报告预计2021年下半年全社会用电量同比增长6%左右，全年全社会用电量增长10%-11%。若冬季出现长时段大范围寒潮天气，则全年全社会用电量增速将可能突破11%。
今年以来，受产能释放幅度有限、进口煤配额有限等影响，电煤供应紧张，局部地区煤电企业库存持续处于警戒状态。报告分析称，部分地区天然气气源不足，迎峰度夏期间天然气供应可能面临毁约减供或断供风险，同时供应紧张推高发电用天然气价格，致使气电电价无法覆盖耗气边际成本，企业缺乏动力锁定后续气源，加剧迎峰度夏电力保供压力。
为此，报告就电力燃料、电网结构、需求响应等方面提出继续加大电煤保供力度、进一步加强电煤调运工作、保障天然气供应等建议，以保障电力安全运行。其中，加强中长期协议执行监管是加强电煤调运的重要措施，按合同量及时、足额兑现，才能保障保电期间电煤供应稳定可靠、保持较高库存运行。
国家发改委已于日前发布《关于做好2021年能源迎峰度夏工作的通知》指出，各地和大型煤炭企业要多措并举，建立健全煤炭供给体系，确保煤炭特别是电煤供应稳定可靠。有关方面要将电煤保障作为当前工作的重中之重，千方百计落实煤炭资源，及时帮助存煤偏低电厂协调落实煤源和运力，将电厂存煤天数提升到合理水平。
此外，相关部门要组织煤炭和电力企业再签订一批中长期合同，督促已签订中长期合同严格履约，月度履约率要提高到90%以上。
（作者：王晨 编辑：李博）
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