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第三产业用电较快增长。其中,互联网数据服务持续快速增长势头,累计同比增长 189.89%,软件和信息技术服务业累计同比增长 64.56%,充换电服务业累计同比增长 48.85%,服务业用电量增长态势良好为第三产业的用电量持续快速增长提供动力,利于推动能源结构升级转换。
用电量贡献增量由第二产业占主导,近 8 年来第二产业贡献增量都超过 58%,但同时,二产对全社会用电量增长贡献率,从 2007 年接近 90%,到 2017 年已经不足 60%;随着第三产业飞速发展,第三产业用电量贡献增量越来越多;城乡居民用电量增量贡献提升至约 20%;第一产业用电量贡献增量稳步在较低区间。
1-2 月全国主要城市平均气温较往年同期偏低。哈尔滨、哈密、昆明、郑州、汉口、重庆、镇江、芜湖、南昌、广州、南宁 2018 年 1 月平均气温均较 2017 年、2016 年、2015 年同期分别低了 2.82 度、0.45 度、2.36 度,2 月平均气温较去年同期低了 1.64 度、0.45 度、1.73 度。年初气温较低导致一季度全社会用电量增速较快。我们预计,今年夏季气温将迎来新高峰,夏季用电量增速也将实现较快增长。
预计下半年:下半年电力需求高速增长
宏观经济景气度较好,工业和制造业用电量继续较快增长,以及我们预计今年夏季即将到来的持续高温天气为全社会用电增速提供支持,我们预计下半年电力需求将呈现高速增长,2018 年全国用电量将由 2017 年的 63,186.62 亿千瓦时增加到 68, 803.38 亿千瓦时,用电量增速 7.42%,同比提升 0.46 个百分点。2018 年第一产业用电量占比企稳下降,第二产业用电量占比减少,受益于服务业用电量快速增长,第三产业用电量增长迅速,城乡居民用电量占比提高。2019-2020 年,电力需求将继续保持相对较高的自然增长,年均增速 5.55%,至 2020 年全社会用电量达到约为 7.5 万亿千瓦时。
供给:电力市场峰谷差加大,发电商议价能力提升
1~4 月情况:非化石能源发电量较快增长,清洁低碳发展趋势明显
2018 年 1-4 月,非化石能源发电量出现较快增长。“十三五”规划提出 2020 年、2030 年非化石能源消费比重分别达到 15%、 20%的目标。2018 年 1-4 月 6000 千瓦及以上电厂全国发电量 20877 亿千瓦时,累计同比增长 7.7%,增速较去年提高 1.1 个百分点。其中,火电累计发电量 15951 亿千瓦时,同比增加 7.1%,增速比上年同期降低 0.1 个百分点;水电累计发电量 2633 亿千瓦时,同比增加 1.3%,增速比上年同期提高 5.8 个百分点;核电累计发电量 827 亿千瓦时,同比增加 10.2 个百分点,增速比上年同期降低 10.7 个百分点。风电累计发电量 1351 亿千瓦时,同比增加 35.5%,增速比上年同期增加 10.7 个百分点。非化石能源发电量占比 23.60%,较去年同期增加 0.5 个百分点。
1-4 月份,非化石能源平均利用小时数普遍高于去年同期,非化石能源新增装机占总装机 70%,清洁低碳发展趋势明显。全国发电设备累计平均利用小时为 1221 小时,比上年同期增加 41 小时。分机组类型来看,全国水电设备平均利用小时为 845 小时,比上年同期减少 26 小时;全国火电设备平均利用小时为 1426 小时,比上年同期增加 69 小时;全国核电设备平均利用小时 2287 小时,比上年同期增加 62 小时;全国风电设备平均利用小时为 812 小时,比上年同期增加 150 小时。非化石能源发电平均利用小时数增长趋势明显。全国发电新增设备容量 2952 万千瓦,比上年同期多投产 29.75 万千瓦。其中,新增水电发电设备容量 135 万千瓦、新增火电发电设备容量 876 万千瓦。水电和火电分别比上年同期少投产 240.59 和 292.61 万千瓦。新增火电装机占新增总装机的 30%,较上年同期减少 9 个百分点,严格控制煤电新增规模政策效果明显。非化石能源新增装机容量占比 70.33%,清洁低碳发展趋势明显。
2018 年以来国家出台多个政策,旨在促进非化石能源的消纳,规范可再生能源行业管理,促进可再生能源成本下降。
预计下半年:峰谷差加大,加剧电力紧张
一般 8:00-22:00 共 14 小时称为用电高峰时段,实行高峰电价;22:00-次日 8:00 共 10 小时称为低谷时段,实行低谷电价。目前看由三产和居民用电量增加带来的用电结构转型将加大电力峰谷差,即电网负荷在 24 小时内最高值和最低值之间的差将加大。以广东地区为例,5 月 18 日广东电网统调最高负荷达到 10176 万千瓦,同比去年 5 月最高负荷增长 16.3%。以浙江地区为例,浙江宁波电网最高统调负荷达 1072.1 万千瓦,连续两日突破千万千瓦,最高负荷创下历史同期新高。
我们预计下半年局部地区在用电高峰时段将出现电力供需紧张状况。分区域看,北部地区 1-4 月累计用电量 9888 亿千瓦时,累计增速 7.38%,而发电量为 8080 亿千瓦时,累计增速 3.22%。下半年,我们预计北部地区电力供需偏紧;中部、西部地区发用电量同比增速持平,供需稳定;西部地区电力供需存在富余,各地区电力供需差异较为突出。
我们预计,2018 年全社会发电量较快增长,由于用电峰谷差加大,电力供需呈现紧张状态。利用小时数企稳上升,由 2017 年的 3631.31 小时上升至 3693.68 小时,其中火电平均利用小时数上升至 4480.74 小时,至 2020 年,全国平均发电利用小时数将增加至约 4680 小时。非化石能源发电装机规模高速增长,至 2020 年,全国发电装机将接近 20 亿千瓦,非化石能源发电装机比重上升至 44%。非化石能源占电力供应比重上升至 31.26%,火电比重则下滑至 68.74%。非化石能源发电装机比重上升表明清洁低碳已成发展趋势,电力结构高质量发展。电力供需略微紧张状态利好发电企业盈利增长。
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