2023 年一季度電力行業(yè)基本面回顧

　　1、電力需求：3 月用電量增速回升明顯，居民生活用電拖累需求增速

　　整體來看，1-3 月全國全社會(huì)用電量 21203 億千瓦時(shí)，同比增長 3.6%;其中，1-2 月全社 會(huì)用電量同比增長 2.30%，3 月全社會(huì)用電量同比增長 5.9%。1-2 月由于疫情余波尚在、 疊加春節(jié)假期和暖冬因素，電力消費(fèi)水平較為萎靡;3 月開工復(fù)蘇潮漸起，電力消費(fèi)增速 提高、需求回暖明顯。

　　結(jié)構(gòu)方面，2023Q1 第一產(chǎn)業(yè)用電量同比增長 9.7%，第二產(chǎn)業(yè)用電量同比增長 4.2%，第三產(chǎn)業(yè)用電量同比增長 4.1%，而城鄉(xiāng)居民生活用電量同比增長僅 0.2%(一二三產(chǎn)及居民 生活用電占全社會(huì)用電量的比重分別為 1.25%、65.17%、17.43%、16.15%)，居民生活 用電的低增長拖累一季度整體用電量的增速。從電力消費(fèi)彈性系數(shù)來看，2022 年度全社會(huì) 用電量增速為 3.6%，GDP 增速為 3%，電力消費(fèi)彈性系數(shù)達(dá)到 1.2;然而受居民生活用電 2023Q1 增速大幅放緩的影響，2023Q1 我國在實(shí)現(xiàn) 4.5%的 GDP 增速同時(shí)，用電量增速僅 3.6%，電力消費(fèi)彈性系數(shù)下降至 0.8。 其中，1-2月一、二、三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民生活用電量分別同比變化6.64%、3.48%、-0.11%、 2.75%，而 3 月單月的一、二、三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民生活用電量分別同比變化 18.65%、 6.67%、14.04%、-5.76%。3 月以來開工復(fù)蘇潮表現(xiàn)明顯，二產(chǎn)用電增速穩(wěn)中向好，三產(chǎn) 用電增速大幅反彈，但 3 月份居民生活用電同比下降 5.76%，相較于去年同期(2022 年 3 月)高達(dá) 8.92%的居民生活用電增速，降幅高達(dá) 14.68pct。暖冬對(duì)于居民生活用電影響較 大，2 月下旬至 3 月上旬，我國中東部地區(qū)氣溫明顯升高，相比常年同期偏暖。

　　2、電力生產(chǎn)：新能源發(fā)電保持高增速，來水較差導(dǎo)致水電同比大幅下滑

　　從發(fā)電情況來看，1-3 月全國累計(jì)發(fā)電量同比增長 2.4%。其中，1-2 月發(fā)電量同比增長 0.70%，而3月發(fā)電量同比增長 5.10%。分電源類型看， 1-2月火電發(fā)電量同比下降 2.30%， 而 3 月火電發(fā)電量同比增長 9.07%，增速大幅提升。1-2 月水電發(fā)電同比下降 3.40%，3 月 降幅進(jìn)一步擴(kuò)大至 15.50%，來水較差情況持續(xù)。據(jù)云南省水利廳，2023 年 1-2 月，云南 省大部分地區(qū)無明顯降水，河道來水總體偏少，庫塘蓄水總量下降加快，氣象干旱發(fā)展迅 速，局部地區(qū)旱情影響逐步顯現(xiàn)。2 月 18 日，云南省電解鋁企業(yè)再度收到壓減用電負(fù)荷的 限電通知，壓減負(fù)荷比例擴(kuò)大至 40%左右。4 月 18 日，云南防汛抗旱指揮部發(fā)布《關(guān)于調(diào) 整抗旱應(yīng)急響應(yīng)的通知》，將抗旱應(yīng)急響應(yīng)由Ⅳ級(jí)提升至Ⅲ級(jí)應(yīng)急響應(yīng)。云南年內(nèi)來水或 將持續(xù)較差。長江三峽水庫流量方面，截至 4 月 21 日，三峽出庫流量 6450 立方米/秒，同 比下降 56.42%，周環(huán)比下降 11.40%，一季度以來三峽水庫流量長期處于近三年流量低位。

　　3、裝機(jī)及投資情況：風(fēng)光裝機(jī)投資快速增長，火電裝機(jī)投資穩(wěn)中有升

　　風(fēng)光裝機(jī)和投資快速增長，火電裝機(jī)投資穩(wěn)中有升。截至 3 月底，全國累計(jì)發(fā)電裝機(jī)容量 同比增長 9.1%。其中，火電裝機(jī)同比增加 3%，水電 5.4%，核電 4.3%，風(fēng)電裝機(jī)同比增長 11.7%，太陽能發(fā)電裝機(jī)同比增長 33.7%。

　　電源投資情況方面，1-3 月份，全國主要發(fā)電企業(yè)電源工程完成投資 1264 億元，同比增長 55.2%。其中，火電投資同比增長 3.7%，水電投資同比下降 7.8%，核電投資同比增長 53.5%，風(fēng)電投資同比增長 15%，太陽能發(fā)電投資同比增長 178%?；痣娡顿Y在連續(xù)兩年 高速增長后增速稍有放緩，核電投資加速，太陽能發(fā)電投資仍以較高速度增長。

　　電網(wǎng)投資情況方面：1-3 月電網(wǎng)工程完成投資 668 億元，同比增長 7.5%。2022 年電網(wǎng)工程 審批及建設(shè)受疫情影響，開工及完成不及預(yù)期。2023 年開年電網(wǎng)投資開始發(fā)力，有望在今 年保持同比高增速。

　　4、電力市場化進(jìn)一步推進(jìn)，年度、月度交易電價(jià)持續(xù)高位

　　政策方面，市場化改革持續(xù)推進(jìn)，市場化購售電規(guī)模有望進(jìn)一步擴(kuò)大。2022 年 12 月 23 日， 國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步做好電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作的通知》(發(fā)改辦價(jià)格〔2022〕 1047號(hào))，提出逐步優(yōu)化代理購電制度。各地要適應(yīng)當(dāng)?shù)仉娏κ袌霭l(fā)展進(jìn)程，鼓勵(lì)支持10 千伏及以上的工商業(yè)用戶直接參與電力市場，逐步縮小代理購電用戶范圍。優(yōu)化代理購電 市場化采購方式，完善集中競價(jià)交易和掛牌交易制度，規(guī)范掛牌交易價(jià)格形成機(jī)制。這代 表著自 2021 年“1439 號(hào)文”以來，政策端再一次發(fā)力推動(dòng)電力市場化交易，逐步壓縮代 理購電規(guī)模，鼓勵(lì)用戶進(jìn)入電力市場實(shí)現(xiàn)自主交易。據(jù)北極星售電網(wǎng)統(tǒng)計(jì)，2022 年全國工 商業(yè)代理購電量 16590.8 億千瓦時(shí)，其中優(yōu)先上網(wǎng)電量 7385.19 億千瓦時(shí)，占全社會(huì)用電 量 8.55%。若縮小代理購電規(guī)模，鼓勵(lì)代購電用戶參與市場化交易，則電力市場化交易電 量占比有望從 2022 年的 60.8%升至約 70%，有 15.13pct 的提升空間。

　　市場化交易電量占比繼續(xù)提高，省間電力交易活躍。1-3 月，全國各電力交易中心累計(jì)組 織完成市場交易電量 13235.3 億千瓦時(shí)，同比增長 6.8%，占全社會(huì)用電量比重為 62.4%， 同比提高 1.7 個(gè)百分點(diǎn)。其中，全國電力市場中長期電力直接交易電量同比增長 4.4%。據(jù) 北京電力交易中心，1-3 月，省間市場交易電量累計(jì)完成 2405 億千瓦時(shí)，同比增長 15.9%; 特高壓直流交易電量 1199 億千瓦時(shí)，同比增長 36.5%;省間清潔能源交易電量累計(jì)完成 1172 億千瓦時(shí)，同比增長 11.9%。

　　現(xiàn)貨市場分省試運(yùn)行提速，現(xiàn)貨時(shí)代或?qū)砼R。2022 年 11 月，國家能源局公開發(fā)布《電 力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則(征求意見稿)》《電力現(xiàn)貨市場監(jiān)管辦法(征求意見稿)》并征求 社會(huì)意見，標(biāo)志著全國范圍內(nèi)的省級(jí)電力現(xiàn)貨市場發(fā)展將出現(xiàn)提速。第一批 8個(gè)試點(diǎn)地區(qū) (南方(以廣東起步)、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅)已于 2022 年 6 月 底啟動(dòng)長周期結(jié)算試運(yùn)行，第二批 6個(gè)試點(diǎn)地區(qū)(上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北) 已于 2022 年 7 月底前啟動(dòng)模擬試運(yùn)行。四季度以來，第二批現(xiàn)貨試點(diǎn)中湖北、河南已經(jīng)開 始啟動(dòng)調(diào)電試運(yùn)行，江蘇也于 11 月開展第三次結(jié)算試運(yùn)行。此外，非現(xiàn)貨試點(diǎn)省份對(duì)于現(xiàn) 貨市場的建設(shè)推進(jìn)積極性也較高：寧夏、重慶、陜西、江西在 2022 年四季度均開展首次模 擬試運(yùn)行;青海、湖南也分別于 2023 年 1 月和 4 月開展模擬試運(yùn)行和調(diào)電試運(yùn)行。2023 年有望出現(xiàn)全國范圍內(nèi)的現(xiàn)貨市場熱潮，“現(xiàn)貨時(shí)代”或?qū)砼R。

　　電力價(jià)格方面：年度長協(xié)頂格上浮。2023 年電力年度中長期交易情況中，廣東電力市場年 度雙邊協(xié)商、掛牌成交和集中競價(jià)均在 552.2 元/MWh 以上，幾乎逼近年度合同成交上限 554 元/MWh。江蘇年度交易加權(quán)均價(jià) 466.64 元/MWh，上浮比例達(dá) 19.35%。山西電力市 場年度雙邊協(xié)商、集中競價(jià)和年度掛牌交易價(jià)格不一，但均較于燃煤基準(zhǔn)價(jià) 332 元/MWh 出現(xiàn)明顯上漲。

　　月度交易方面，2023 年 1-4 月電網(wǎng)代理購電價(jià)格同比明顯上漲。1-4 月全國電網(wǎng)代理購電 均價(jià)分別為 443.74 元/kWh、443.60 元/kWh、436.80 元/kWh、435.06 元/kWh，同比分別 上漲 5.46%、5.46%、4.57%、5.61%，漲幅明顯，且?guī)缀醵柬敻袢珖济夯鶞?zhǔn)均價(jià)上浮 20%。

　　現(xiàn)貨交易電價(jià)方面，“零電價(jià)”“負(fù)電價(jià)”愈發(fā)明顯。在電力市場改革推進(jìn)后，山東、山西 等具備電力現(xiàn)貨市場的新能源裝機(jī)大省在現(xiàn)貨電價(jià)方面出現(xiàn)所謂“鴨子曲線”(即凈負(fù)荷曲 線在白天午后出現(xiàn)深谷，在傍晚時(shí)段極速拉升出現(xiàn)尖峰)，并因市場規(guī)則的不同出現(xiàn)“零電 價(jià)”(山西)和“負(fù)電價(jià)”(山東)。據(jù)我們統(tǒng)計(jì)，山東電力現(xiàn)貨市場 2022 年共有 176 天全天 最低電價(jià)小于 0 元/kWh，即出現(xiàn)負(fù)電價(jià);其中共有 135 天出現(xiàn)-0.08 元/kWh 的最低負(fù)電價(jià); 山西電力現(xiàn)貨市場 2022 年共有 168 天全天最低電價(jià)為 0 元/kWh，即出現(xiàn)零電價(jià)。