中煤集團大屯電熱公司多措并舉防治楊柳絮
安全生產2023-05-05
2023 年一季度電力行業基本面回顧
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 月全國全社會用電量 21203 億千瓦時，同比增長 3.6%;其中，1-2 月全社 會用電量同比增長 2.30%，3 月全社會用電量同比增長 5.9%。1-2 月由于疫情余波尚在、 疊加春節假期和暖冬因素，電力消費水平較為萎靡;3 月開工復蘇潮漸起，電力消費增速 提高、需求回暖明顯。
結構方面，2023Q1 第一產業用電量同比增長 9.7%，第二產業用電量同比增長 4.2%，第三產業用電量同比增長 4.1%，而城鄉居民生活用電量同比增長僅 0.2%(一二三產及居民 生活用電占全社會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。從電力消費彈性系數來看，2022 年度全社會 用電量增速為 3.6%，GDP 增速為 3%，電力消費彈性系數達到 1.2;然而受居民生活用電 2023Q1 增速大幅放緩的影響，2023Q1 我國在實現 4.5%的 GDP 增速同時，用電量增速僅 3.6%，電力消費彈性系數下降至 0.8。 其中，1-2月一、二、三產業和城鄉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、三產業和城鄉居民生活用電量分別同比變化 18.65%、 6.67%、14.04%、-5.76%。3 月以來開工復蘇潮表現明顯，二產用電增速穩中向好，三產 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 8.92%的居民生活用電增速，降幅高達 14.68pct。暖冬對于居民生活用電影響較 大，2 月下旬至 3 月上旬，我國中東部地區氣溫明顯升高，相比常年同期偏暖。
2、電力生產：新能源發電保持高增速，來水較差導致水電同比大幅下滑
從發電情況來看，1-3 月全國累計發電量同比增長 2.4%。其中，1-2 月發電量同比增長 0.70%，而3月發電量同比增長 5.10%。分電源類型看， 1-2月火電發電量同比下降 2.30%， 而 3 月火電發電量同比增長 9.07%，增速大幅提升。1-2 月水電發電同比下降 3.40%，3 月 降幅進一步擴大至 15.50%，來水較差情況持續。據云南省水利廳，2023 年 1-2 月，云南 省大部分地區無明顯降水，河道來水總體偏少，庫塘蓄水總量下降加快，氣象干旱發展迅 速，局部地區旱情影響逐步顯現。2 月 18 日，云南省電解鋁企業再度收到壓減用電負荷的 限電通知，壓減負荷比例擴大至 40%左右。4 月 18 日，云南防汛抗旱指揮部發布《關于調 整抗旱應急響應的通知》，將抗旱應急響應由Ⅳ級提升至Ⅲ級應急響應。云南年內來水或 將持續較差。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、裝機及投資情況：風光裝機投資快速增長，火電裝機投資穩中有升
風光裝機和投資快速增長，火電裝機投資穩中有升。截至 3 月底，全國累計發電裝機容量 同比增長 9.1%。其中，火電裝機同比增加 3%，水電 5.4%，核電 4.3%，風電裝機同比增長 11.7%，太陽能發電裝機同比增長 33.7%。
電源投資情況方面，1-3 月份，全國主要發電企業電源工程完成投資 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%，風電投資同比增長 15%，太陽能發電投資同比增長 178%?；痣娡顿Y在連續兩年 高速增長后增速稍有放緩，核電投資加速，太陽能發電投資仍以較高速度增長。
電網投資情況方面：1-3 月電網工程完成投資 668 億元，同比增長 7.5%。2022 年電網工程 審批及建設受疫情影響，開工及完成不及預期。2023 年開年電網投資開始發力，有望在今 年保持同比高增速。
4、電力市場化進一步推進，年度、月度交易電價持續高位
政策方面，市場化改革持續推進，市場化購售電規模有望進一步擴大。2022 年 12 月 23 日， 國家發改委發布《關于進一步做好電網企業代理購電工作的通知》(發改辦價格〔2022〕 1047號)，提出逐步優化代理購電制度。各地要適應當地電力市場發展進程，鼓勵支持10 千伏及以上的工商業用戶直接參與電力市場，逐步縮小代理購電用戶范圍。優化代理購電 市場化采購方式，完善集中競價交易和掛牌交易制度，規范掛牌交易價格形成機制。這代 表著自 2021 年“1439 號文”以來，政策端再一次發力推動電力市場化交易，逐步壓縮代 理購電規模，鼓勵用戶進入電力市場實現自主交易。據北極星售電網統計，2022 年全國工 商業代理購電量 16590.8 億千瓦時，其中優先上網電量 7385.19 億千瓦時，占全社會用電 量 8.55%。若縮小代理購電規模，鼓勵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提高，省間電力交易活躍。1-3 月，全國各電力交易中心累計組 織完成市場交易電量 13235.3 億千瓦時，同比增長 6.8%，占全社會用電量比重為 62.4%， 同比提高 1.7 個百分點。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 北京電力交易中心，1-3 月，省間市場交易電量累計完成 2405 億千瓦時，同比增長 15.9%; 特高壓直流交易電量 1199 億千瓦時，同比增長 36.5%;省間清潔能源交易電量累計完成 1172 億千瓦時，同比增長 11.9%。
現貨市場分省試運行提速，現貨時代或將來臨。2022 年 11 月，國家能源局公開發布《電 力現貨市場基本規則(征求意見稿)》《電力現貨市場監管辦法(征求意見稿)》并征求 社會意見，標志著全國范圍內的省級電力現貨市場發展將出現提速。第一批 8個試點地區 (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 底啟動長周期結算試運行，第二批 6個試點地區(上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北) 已于 2022 年 7 月底前啟動模擬試運行。四季度以來，第二批現貨試點中湖北、河南已經開 始啟動調電試運行，江蘇也于 11 月開展第三次結算試運行。此外，非現貨試點省份對于現 貨市場的建設推進積極性也較高：寧夏、重慶、陜西、江西在 2022 年四季度均開展首次模 擬試運行;青海、湖南也分別于 2023 年 1 月和 4 月開展模擬試運行和調電試運行。2023 年有望出現全國范圍內的現貨市場熱潮，“現貨時代”或將來臨。
電力價格方面：年度長協頂格上浮。2023 年電力年度中長期交易情況中，廣東電力市場年 度雙邊協商、掛牌成交和集中競價均在 552.2 元/MWh 以上，幾乎逼近年度合同成交上限 554 元/MWh。江蘇年度交易加權均價 466.64 元/MWh，上浮比例達 19.35%。山西電力市 場年度雙邊協商、集中競價和年度掛牌交易價格不一，但均較于燃煤基準價 332 元/MWh 出現明顯上漲。
月度交易方面，2023 年 1-4 月電網代理購電價格同比明顯上漲。1-4 月全國電網代理購電 均價分別為 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，且幾乎都頂格全國燃煤基準均價上浮 20%。
現貨交易電價方面，“零電價”“負電價”愈發明顯。在電力市場改革推進后，山東、山西 等具備電力現貨市場的新能源裝機大省在現貨電價方面出現所謂“鴨子曲線”(即凈負荷曲 線在白天午后出現深谷，在傍晚時段極速拉升出現尖峰)，并因市場規則的不同出現“零電 價”(山西)和“負電價”(山東)。據我們統計，山東電力現貨市場 2022 年共有 176 天全天 最低電價小于 0 元/kWh，即出現負電價;其中共有 135 天出現-0.08 元/kWh 的最低負電價; 山西電力現貨市場 2022 年共有 168 天全天最低電價為 0 元/kWh，即出現零電價。
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