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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1.5-3%。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%，假设Q3 由经济增长带来的用电量同比增幅接近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，2023Q3 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2023Q3 全社会用电量或将同比增长6.5%-8%，增量为1555.88-1914.93 亿千瓦时。
面对夏季电力需求增长，火电发电需要同比提升7.20%-9.39%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，假设Q3 水电发电量同比小幅下降2%，即73.58 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、5 月累计装机量增速作为发电量的估计，则四类发电量在Q3 共将同比增加376.10 亿千瓦时，为满足电力需求增长，火电发电量需增加1179.78-1538.82 亿千瓦时（或7.20%-9.39%）。
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+2.12%-5.85%，进口量快速上升。2023 年1-4 月中国动力煤产量为12.56 亿吨，同比增长4.39%，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，Q3 动力煤产量将为9.27-9.55 亿吨，同比增长486.38-3375.48 万吨（或0.53%-3.66%）。由于从澳大利亚进口煤炭逐渐恢复，我国动力煤进口量快速上升，我们预计Q3 动力煤进口量每月可同比增加500-700 万吨，则Q3 的总进口量将同比增加1500-2100 万吨（或104.13%-145.78%），总供应量或将同比增加1986.38-5475.48 万吨（或+2.12%-5.85%）。
夏季动力煤需求或将增长6.39%-7.86%，高于供应增速。电力行业是动力煤的主要下游，我们假设2023Q3 电力行业的动力煤需求增速与火电发电量增速相同，为7.20%-9.39%，则Q3 电力行业动力煤消费量将达到7.06-7.21 亿吨，同比增长4741.97-6185.12 万吨。1-4 月动力煤其他下游消费量同比增长4.75%，若动力煤其他下游行业Q3 保持相同增速，则其他行业Q3 消费量将增长1543.41 万吨至3.40 亿吨，即动力煤总消费量有望在Q3 同比增长6285.38-7728.53万吨（或+6.39%-7.86%）。
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。根据我们估算，2023 年6 月底，我国动力煤社会库存（重点电厂、主流港口、重点煤矿）同比增加约3407.14 万吨，Q3 动力煤供需缺口同比扩大809.90-5742.15 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-2335.15 至+2597.10 万吨，平均为+130.98万吨，中性情形下，2023 年9 月底社会库存将接近2022 年9 月底水平。
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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