受去年汛期来水不足影响，导致2023年初水力发电不足，水力发电依旧尚未好转，根据统计局1-3月数据，水电累计发电量2035亿千瓦时，同比下降8.3%，3月份发电量668亿千瓦时同比下降18%，降幅比1-2月份扩大12%。
当下从所公布的各类数据显示，2023年水电增速暂未看到明显改善，并有进一步降低趋势。按照过去5年装机利用率低值粗略估算4-12月水力发电量，全年水力发电将同比减少约354亿千瓦时，下降2.9%至11666亿千瓦时。
2023年预计全年总用电量增速5.5%预期下，全年总发电量将达到88194亿千瓦时，同比增加4308亿千瓦时，风、光与核电预计同比增加1716亿千瓦时，水电受极端天气影响，同比将降低354亿千瓦时，最终火电将承担约2946亿千瓦时的增量以满足用电量5.5%的增速，增加动力煤需求约9338万吨（标准煤耗317g/kWh）。
综合而言，在供应端加速释放下，动力煤基本面正在逐步改善。但受极端天气、供应变量及品种结构性问题影响下，在5-8月份期间，供需或呈现阶段性紧平衡，但全年来看动力煤基本面相对宽松。
正文：
随着经济企稳向好，今年电力消费增速将比去年有所提升，服务业和房地产市场逐步修复，推动钢铁、建材等行业用电量回升，相关行业用电量将继续保持较快增长。近日国家能源局预测，今年我国最大用电负荷将达13.6亿千瓦，在用电高峰期间，将面临阶段性、区域性电力紧张格局。电力平衡是瞬时平衡，是用电峰值与最大可发电负荷的平衡。虽然电力的供需缺口短期对动力煤消耗量影响有限，但总体而言，不稳定能源出现缺口时，火电作为能源保障压舱石，整体负荷也会相应提高。随着非化石能源装机规模不断提高，能源供应风险也会随之加剧，在极端天气下，火电调峰作用愈加明显与剧烈，尤其对于目前装机规模与发电量位于第二的水力发电。
一、回顾2022年，受高温干旱影响，水电下半年同环比大幅下降
在2022年7—8月，受高温少雨天气影响，长江上游流域来水不足、导致各水库蓄水不够，水电发电量锐减，水电装机利用率从历史高位骤减至历史低位区间。2022年7-12月水力发电量6192亿千瓦时，较去年下降12%，装机容量利用率同比下降16%至33%，而1-6月份水力发电量与装机容量利用率同比分别增加21%和14%，至5828亿千瓦时和34%。
若按照水力发电装机容量5年平均利用率计算，2022年水电理论发电量应为12761亿千瓦时，同比增加7.8%，而实际发电量为12020亿千瓦时，同比增加1.5%。实际发电量减去理论发电量约为741亿千瓦时，这部分可视为水力发电缺口，须火电弥补其缺口，理论上从而间接导致动力煤消耗量增加约2350万吨，其中9月份增加耗煤量约1241万吨。
二、2023年水电新增装机规模0.1亿千瓦时至4.2亿千瓦时，占比总装机规模16%
根据中电联预计2023年新投产的总发电装机以及非化石能源发电装机规模将再创新高。预计2023年全年全国新增发电装机规模有望达到2.5亿千瓦左右，其中新增非化石能源发电装机1.7亿千瓦，水电新增装机规模0.1亿千瓦时至4.2亿千瓦时，占总装机规模16%。总体而言，各口径电源均处于增长态势，且非化石能源装机容量占比及增速进一步加快。
从历史发电量占比来看，火电与非化石能源呈现互补关系，火电因受其他不稳定能源季节性影响，波动较大。具体来看，在非化石能源中水电无论在装机规模、发电量以及季节波动性而言，对火电影响更加显著。从发电量占比来看，水电占总发电量的低点与高点差平均在10%左右，每年12月在枯水季节占总发电量在10%左右时，而对应火电占比在70%以上；而在每年8月-10月旺季期间，水电占比约20%左右，对应火电占比则处于70%以下。2022年水电全年发电量12020亿千瓦时，月均1002亿千瓦时，每月百分之一波动，对应发电量10亿千瓦时，折煤耗约30万吨，对于动力煤供需格局影响至关重要。
三、2023年1-3月份水力发电依旧尚未好转
受去年汛期来水不足影响，导致2023年初水力发电不足，水力发电依旧尚未好转，根据统计局1-3月数据，水电累计发电量2035亿千瓦时，同比下降8.3%，3月份发电量668亿千瓦时同比下降18%，降幅比1-2月份扩大12%。水电大幅下降究其原因还是源于长江中上游地区干旱尚未缓解，各大水库水位基本处于历年低位水平。其中4月4日云南省气象局表示，今年以来云南降雨偏少，平均降水量较常年同期偏少六成，为近10年同期最少，3月份云南地区水电发电量同比下降14%至153.6亿千瓦时。另外水电大省除四川略有增涨外，其余地区均有较大降幅。
从水电装机利用率来看，2023年1-3月份持续下滑，处于过去5年低值区间，其中3月份创近5年新低至22.2%。
四、2023年水电对火电影响或继续扩大
据国家气候中心预测，预计今年汛期（5月至9月）我国气候状况总体为一般到偏差，旱涝并重，区域性、阶段性极端天气气候事件偏多。其中，长江中游降水明显偏少，中游还会发生阶段性气象干旱，强度大概是中者以上，但是强度会弱于2022年。另外据多家气候研究部门报告显示，今年三重拉尼娜已经离开，但异常气候可能并不会结束，且目前全球几乎所有的预测模型都是预测厄尔尼诺将形成，会进一步推高全球气温。高温与干旱大多伴随出现，高温将导致制冷需求激增，从而增加用电负荷，而干旱又使水库水位下降，水电下降。此现象恐导致在用电高峰期间水电出力不足，火电整体负荷承压，动力煤消耗量从而增涨。
当下从所公布的各类数据显示，2023年水电增速暂未看到明显改善，并有进一步下降趋势。按照过去5年装机利用率低值粗略估算4-12月水力发电量，全年水力发电将同比减少约354亿千瓦时，下降2.9%至11666亿千瓦时。对比去年来看，水电下降基本出现在上半年，主要由于去年1-6月份水电装机利用率处于历史高位，水力发电量持续攀升所至，而今年预计水电恢复不及预期，其中5、6月份同比分别下降248和207亿千瓦时。而下半年由于新增水电装机容量，及去年同期水电处于历史低位影响，同比或有小幅改善。
2023年预计全年总用电量增速5.5%预期下，全年总发电量将达到88194亿千瓦时，同比增加4308亿千瓦时，风、光与核电预计同比增加1716亿千瓦时，水电受气候影响，同比将降低354亿千瓦时，因此火电将承担约2946亿千瓦时的增量以满足用电量5.5%的增速，增加动力煤需求约9338万吨。
具体来看，若水电装机利用率处于过去五年低位，23年火电同比增加2946亿千瓦时，折煤耗约9338万吨，其中5月与6月增幅最为明显，同比分别增加476与447亿千瓦时，对应煤耗分别为1510万吨和1418万吨。而在夏季用电高峰7月和8月火力发电量同比分别增加221和235亿千瓦时至5798和6208亿千瓦时。如果下半年水电量进一步恶化，且叠加传统“金九银十”生产旺季，若总用电量增加，火电将进一步承压。
若剔除气候影响因素，水电装机利用率处于5年均值，水电理论上同比增加1327亿千瓦时，总用电量在5.5%增速下，则火力发电仅须承担1265亿千瓦时增量。
因此若2023年用电量同比增加5.5%预期下，且全年水电装机利用率处于5年低位区间，预计受水电下降影响，火电不仅承担1265亿千瓦时的发电增量，还须分担由水电下滑所至缺口约1681亿千瓦时，较去年相比缺口扩大940亿千瓦时，折煤耗约2979万吨。
四、动力煤增量或将对冲水电不利影响
2023年1-3月份，动力煤市场整体震荡偏弱运行，主要运行逻辑在于：
1、供应增量大于需求增量。
2、市场在买涨不买跌情绪下，下游企业多以主动去库为主，加剧价格下滑。
3、港口库存持续累积，Mysteel 82港动力煤库存（4.21）与年初相比增加1276万吨至6696万吨，较上年同期增加2036万吨。
市场价格虽然在2月下旬由于安全监管趋严背景下引发供应收缩担忧有所反弹，但随之在供应收缩被证伪后开始回落。 此外叠加进口量不断增加，而下游需求随采暖季结束有所下降，动力煤供需格局较为宽松，市场整体偏弱运行。
进口端来看，据海关数据显示，2023年1-3进口动力煤数量为7416.5万吨，环比增长97%。其中3月份进口2966.2万吨，同比增长149%。
进口量大幅增加原因主要受去年同期受印尼政府发布煤炭出口禁令影响，导致煤炭出口受限，进口总量偏低。其次由于澳大利亚动力煤重新进入中国市场，进口量开始提升。2023年1-3月份累计进口澳洲煤炭206.4万吨，月均进口量为68.8万吨。第三是继续对煤炭实施税率为零的进口暂定关税，此举对进口俄罗斯及蒙古国煤炭均有积极意义。另外随着澳煤的进口，我国市场高卡煤紧张的格局将会得到一定改善，从而降低综合煤耗，使动力煤供需紧张格局进一步改善。今年在澳煤解封、进口零关税以及疫情政策调整来看，对进口煤炭有着积极的信号。进口煤炭不确定性因素较多，若后期内外价差不利于进口，虽会抑制终端用户采购情绪，但全年来看进口动力煤数量仍有望继续增涨。
若后期动力煤进口量4-12月较去年同期持平，澳煤保持月均进口量在68.8万吨下，全年进口澳煤826万吨，全年进口动力煤总量26117万吨，较去年增涨4272万吨，较2021年峰值增涨143万吨。
此外，根据统计局公布2023年3月原煤产量4.2亿吨，同比增长4.3%；1-3月原煤产量累计11.5亿吨，较去年同期增加0.6亿吨，同比增涨5.5%。参照统计局口径数据，原煤产量保持5.5%增速下，全年原煤产量或将达47.5亿吨，同比增加2.5亿吨，再创历史新高。
根据Mysteel全国煤矿调研结果显示，2023年全国在产煤炭产能50.6亿吨，其中动力煤产能约32.9亿吨，较2022年初增加约2.6亿吨，较2021年底增加约6亿吨左右。目前在建、拟建动力煤矿山22座，合计产能1.49亿吨，其中2023年预计约2200万吨动力煤产能陆续投产。按照年均产能利用率85%测算，动力煤产量预计同比增加2.4亿吨。
五、结论
综合而言，在供应端加速释放下，动力煤基本面正在逐步改善。但受极端天气、供应变量及品种结构性问题影响下，在5-8月份期间，供需或呈现阶段性紧平衡，但全年来看动力煤基本面相对宽松。
需求端在全社会用电量在5.5%增速下，全年总发电量预计同比增加4308亿千瓦时，若受水电发力不足影响，火电负荷上升，发电量同比增加2946亿千瓦时，折煤耗约9338万吨，其中在5月和6月，耗煤量同比分别增加1510万吨和1418万吨，在夏季用电高峰7月和8月同比分别增加701万吨和745万吨。
供应端在产能释放以及进口增量下，预计整体供应增加约28727万吨，其中动力煤产量在产能释放下预计同比增加约2.4亿吨，进口端在澳煤以及进口零关税推动下，全年估算增加约4272万吨。
依据Mysteel动力煤月度平衡模型结果： 5-6月份受水电影响，火电负荷整体有所上升，供需略微偏紧；在用电高峰7-8月份，供需偏紧。建议下游企业在未来相应时段做好库存管理。
补充说明：虽粗略估算动力煤供应量高于火电用煤需求增量，但高低卡结构性问题依旧较为突出，对于火电全年发电量61477亿千瓦时，煤耗在317g/kWh时，年消耗动力煤约194882万吨，而煤耗每1g/kWh变动，将影响动力煤需求约614万吨。根据Mysteel动力煤团队调研，部分地区在高卡煤紧张时，煤耗可达375g/kWh, 相比317g/kWh的煤耗，将增加煤耗约35657万吨。
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