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　　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。