电力行业中期策略：煤电周期上行在途，电改引领价值重估

　2023 年一季度电力行业基本面回顾

　　1、电力需求：3 月用电量增速回升明显，居民生活用电拖累需求增速

　　整体来看，1-3 月全国全社会用电量 21203 亿千瓦时，同比增长 3.6%;其中，1-2 月全社 会用电量同比增长 2.30%，3 月全社会用电量同比增长 5.9%。1-2 月由于疫情余波尚在、 叠加春节假期和暖冬因素，电力消费水平较为萎靡;3 月开工复苏潮渐起，电力消费增速 提高、需求回暖明显。

　　结构方面，2023Q1 第一产业用电量同比增长 9.7%，第二产业用电量同比增长 4.2%，第三产业用电量同比增长 4.1%，而城乡居民生活用电量同比增长仅 0.2%(一二三产及居民 生活用电占全社会用电量的比重分别为 1.25%、65.17%、17.43%、16.15%)，居民生活 用电的低增长拖累一季度整体用电量的增速。从电力消费弹性系数来看，2022 年度全社会 用电量增速为 3.6%，GDP 增速为 3%，电力消费弹性系数达到 1.2;然而受居民生活用电 2023Q1 增速大幅放缓的影响，2023Q1 我国在实现 4.5%的 GDP 增速同时，用电量增速仅 3.6%，电力消费弹性系数下降至 0.8。 其中，1-2月一、二、三产业和城乡居民生活用电量分别同比变化6.64%、3.48%、-0.11%、 2.75%，而 3 月单月的一、二、三产业和城乡居民生活用电量分别同比变化 18.65%、 6.67%、14.04%、-5.76%。3 月以来开工复苏潮表现明显，二产用电增速稳中向好，三产 用电增速大幅反弹，但 3 月份居民生活用电同比下降 5.76%，相较于去年同期(2022 年 3 月)高达 8.92%的居民生活用电增速，降幅高达 14.68pct。暖冬对于居民生活用电影响较 大，2 月下旬至 3 月上旬，我国中东部地区气温明显升高，相比常年同期偏暖。

　　2、电力生产：新能源发电保持高增速，来水较差导致水电同比大幅下滑

　　从发电情况来看，1-3 月全国累计发电量同比增长 2.4%。其中，1-2 月发电量同比增长 0.70%，而3月发电量同比增长 5.10%。分电源类型看， 1-2月火电发电量同比下降 2.30%， 而 3 月火电发电量同比增长 9.07%，增速大幅提升。1-2 月水电发电同比下降 3.40%，3 月 降幅进一步扩大至 15.50%，来水较差情况持续。据云南省水利厅，2023 年 1-2 月，云南 省大部分地区无明显降水，河道来水总体偏少，库塘蓄水总量下降加快，气象干旱发展迅 速，局部地区旱情影响逐步显现。2 月 18 日，云南省电解铝企业再度收到压减用电负荷的 限电通知，压减负荷比例扩大至 40%左右。4 月 18 日，云南防汛抗旱指挥部发布《关于调 整抗旱应急响应的通知》，将抗旱应急响应由Ⅳ级提升至Ⅲ级应急响应。云南年内来水或 将持续较差。长江三峡水库流量方面，截至 4 月 21 日，三峡出库流量 6450 立方米/秒，同 比下降 56.42%，周环比下降 11.40%，一季度以来三峡水库流量长期处于近三年流量低位。

　　3、装机及投资情况：风光装机投资快速增长，火电装机投资稳中有升

　　风光装机和投资快速增长，火电装机投资稳中有升。截至 3 月底，全国累计发电装机容量 同比增长 9.1%。其中，火电装机同比增加 3%，水电 5.4%，核电 4.3%，风电装机同比增长 11.7%，太阳能发电装机同比增长 33.7%。

　　电源投资情况方面，1-3 月份，全国主要发电企业电源工程完成投资 1264 亿元，同比增长 55.2%。其中，火电投资同比增长 3.7%，水电投资同比下降 7.8%，核电投资同比增长 53.5%，风电投资同比增长 15%，太阳能发电投资同比增长 178%。火电投资在连续两年 高速增长后增速稍有放缓，核电投资加速，太阳能发电投资仍以较高速度增长。

　　电网投资情况方面：1-3 月电网工程完成投资 668 亿元，同比增长 7.5%。2022 年电网工程 审批及建设受疫情影响，开工及完成不及预期。2023 年开年电网投资开始发力，有望在今 年保持同比高增速。

　　4、电力市场化进一步推进，年度、月度交易电价持续高位

　　政策方面，市场化改革持续推进，市场化购售电规模有望进一步扩大。2022 年 12 月 23 日， 国家发改委发布《关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知》(发改办价格〔2022〕 1047号)，提出逐步优化代理购电制度。各地要适应当地电力市场发展进程，鼓励支持10 千伏及以上的工商业用户直接参与电力市场，逐步缩小代理购电用户范围。优化代理购电 市场化采购方式，完善集中竞价交易和挂牌交易制度，规范挂牌交易价格形成机制。这代 表着自 2021 年“1439 号文”以来，政策端再一次发力推动电力市场化交易，逐步压缩代 理购电规模，鼓励用户进入电力市场实现自主交易。据北极星售电网统计，2022 年全国工 商业代理购电量 16590.8 亿千瓦时，其中优先上网电量 7385.19 亿千瓦时，占全社会用电 量 8.55%。若缩小代理购电规模，鼓励代购电用户参与市场化交易，则电力市场化交易电 量占比有望从 2022 年的 60.8%升至约 70%，有 15.13pct 的提升空间。

　　市场化交易电量占比继续提高，省间电力交易活跃。1-3 月，全国各电力交易中心累计组 织完成市场交易电量 13235.3 亿千瓦时，同比增长 6.8%，占全社会用电量比重为 62.4%， 同比提高 1.7 个百分点。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量同比增长 4.4%。据 北京电力交易中心，1-3 月，省间市场交易电量累计完成 2405 亿千瓦时，同比增长 15.9%; 特高压直流交易电量 1199 亿千瓦时，同比增长 36.5%;省间清洁能源交易电量累计完成 1172 亿千瓦时，同比增长 11.9%。

　　现货市场分省试运行提速，现货时代或将来临。2022 年 11 月，国家能源局公开发布《电 力现货市场基本规则(征求意见稿)》《电力现货市场监管办法(征求意见稿)》并征求 社会意见，标志着全国范围内的省级电力现货市场发展将出现提速。第一批 8个试点地区 (南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃)已于 2022 年 6 月 底启动长周期结算试运行，第二批 6个试点地区(上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北) 已于 2022 年 7 月底前启动模拟试运行。四季度以来，第二批现货试点中湖北、河南已经开 始启动调电试运行，江苏也于 11 月开展第三次结算试运行。此外，非现货试点省份对于现 货市场的建设推进积极性也较高：宁夏、重庆、陕西、江西在 2022 年四季度均开展首次模 拟试运行;青海、湖南也分别于 2023 年 1 月和 4 月开展模拟试运行和调电试运行。2023 年有望出现全国范围内的现货市场热潮，“现货时代”或将来临。

　　电力价格方面：年度长协顶格上浮。2023 年电力年度中长期交易情况中，广东电力市场年 度双边协商、挂牌成交和集中竞价均在 552.2 元/MWh 以上，几乎逼近年度合同成交上限 554 元/MWh。江苏年度交易加权均价 466.64 元/MWh，上浮比例达 19.35%。山西电力市 场年度双边协商、集中竞价和年度挂牌交易价格不一，但均较于燃煤基准价 332 元/MWh 出现明显上涨。

　　月度交易方面，2023 年 1-4 月电网代理购电价格同比明显上涨。1-4 月全国电网代理购电 均价分别为 443.74 元/kWh、443.60 元/kWh、436.80 元/kWh、435.06 元/kWh，同比分别 上涨 5.46%、5.46%、4.57%、5.61%，涨幅明显，且几乎都顶格全国燃煤基准均价上浮 20%。

　　现货交易电价方面，“零电价”“负电价”愈发明显。在电力市场改革推进后，山东、山西 等具备电力现货市场的新能源装机大省在现货电价方面出现所谓“鸭子曲线”(即净负荷曲 线在白天午后出现深谷，在傍晚时段极速拉升出现尖峰)，并因市场规则的不同出现“零电 价”(山西)和“负电价”(山东)。据我们统计，山东电力现货市场 2022 年共有 176 天全天 最低电价小于 0 元/kWh，即出现负电价;其中共有 135 天出现-0.08 元/kWh 的最低负电价; 山西电力现货市场 2022 年共有 168 天全天最低电价为 0 元/kWh，即出现零电价。