本文摘要：即使不考虑核电和风电发电量的增长，与5月份相比，7、8月份火电发电量每个月只需增加120~160亿千瓦时左右，与5月份相比，大约增长6%，仅与今年3月份火电发电量水平相当。   

　　受南方雨水充足等因素影响，近期水电出力大幅提升。国家统计局数据显示，5月份，水电发电量达到559亿千瓦时，与4月份相比，增加143亿千瓦时，大幅增长34.3％，与去年同期相比，增长5.74％，自去年9月份以来首次实现由降转升。

　　去年9月份以来，受西南5省区市，尤其是云南、贵州大部分地区持续干旱影响，西南地区部分水电来水受到一定影响，水电发电量持续回落。因此，在3、4月份的时候，包括笔者在内的多数业内人士均认为，水电出力下降可能会在一定程度上增加迎峰度夏期间电煤需求压力，从而推动动力煤价格上涨。

　　但是，今年4月份以来，我国南方地区多次出现强降雨过程，多数河流水位普遍回升，水电出力明显增加。其中，前期没有发生干旱或旱情不太严重的湖南、福建、浙江、江西等南方地区水电装机容量较大的省份，4、5月份以来水电发电量接连创造历史最好成绩。前期旱情严重的云南、贵州、四川、重庆、广西等西南五省区以及因西南旱情导致三峡来水受到一定影响的湖北省，近期水电发电量也快速回升，与4月份相比增长56.6％。

　　今年5月份以来，我国南方地区已经接连遭遇了10次强降雨过程。随着降水的持续，之前西南地区因干旱受到影响的河流和湖泊将会进一步得到补充，水电出力也有望继续提高。有关数据显示，去年6月至今年5月，全国累计新增水电装机容量1747亿千瓦，增幅接近10％。因此，在降水充足，水电来水较好的情况下，预计今年夏天水电发电量有望同比增长10％左右。

　　水电出力提高之后，可能会有助于保障煤市平稳运行。据测算，近年来每年7、8月份迎峰度夏用电高峰期间，消暑降温引发的日均用电量大概在10亿千瓦时左右，也就是说，与5月份相比，因为季节性因素，7、8月份日均用电量会增加大约10亿千瓦时。考虑到今年南方大范围地区降雨频繁，因此迎峰度夏期间消暑降温引发的用电量可能会低于正常水平。再考虑到中央不断加大落后产能淘汰力度和节能减排力度，部分高耗能产业的快速增长势头将受到一定影响。受此影响，7、8月份占全社会用电量接近75％的工业用电量，尤其是占了工业用电量80％以上的重工业用电量可能会保持相对平稳，甚至出现小幅回落。

　　根据上面的分析，如果与5月份相比，7、8月份全社会日均用电量增长10亿千瓦时，7、8月份发电总量将会达到3700亿千瓦时左右，与5月份相比，增加300亿千瓦时左右。

　　其中，如果7、8月份水电发电量分别达到700亿千瓦时和740亿千瓦时左右，与5月份相比，将会分别增加140亿千瓦时和180亿千瓦时左右。即使不考虑核电和风电发电量的增长，与5月份相比，7、8月份火电发电量每个月只需增加120~160亿千瓦时左右，与5月份相比，大约增长6％，仅与今年3月份火电发电量水平相当。 

　　在水电出力实现由降转升，并出现较大幅度增长的情况下，只要煤炭产量继续保持正常增长状态，只要中央限制高耗能产业发展的政策措施继续执行下去，今年3月份市场普遍预期今年夏天煤炭市场将会出现的紧张局面可能不会出现。早先预计的今夏动力煤价格将出现较大幅度上涨可能也不会成为现实。相反，迎峰度夏期间动力煤价格可能会基本保持平稳，或者小幅上扬。

　　目前电厂煤炭库存已经达到较高水平，并仍在持续回升，截至6月20日，重点电厂煤炭库存升至5502.59万吨，平均可用天数达到18天，均创今年以来新高。受欧元区短期难以摆脱债务危机、美元指数相对高位运行、国际油价震荡调整以及中国加快经济结构调整步伐等多种因素影响，未来短期内国际市场动力煤价格，尤其是以澳大利亚纽卡斯尔港为代表的亚太地区动力煤价格上涨幅度可能会受到一定抑制。