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来水量充沛保障了水电发电的持续增长，在电源投资方面，水电也在各类电源中全面领跑。 近日，中电联发布了 2019 年 1-4月全国电力工业统计月报。1-4月份，全社会用电增速持续放缓，当月第二产业用电增速环比回落。分产业用电量情况：三产业用电稳定，沿海东部地区用电量稳步上升。1-4月全国发电量总体情况：火电发电增速降低，新能源消纳改善。装机容量方面：火电核电装机逐步提升。利用小时数方面：水电利用小时数持续增长，火电、核电、风大等下滑。电源完成投资同比正增长，水电工程完成投资同比增长较大。 2019 年 1-4 月全国电力工业总体情况 1-4 月份，全国全社会用电量22329 亿千瓦时，同比增长 5.6%。4 月份全社会用电量 5534 亿千瓦时，同比增长 5.8%。 1-4 月份，全国规模以上电厂发电量22198 亿千瓦时，同比增长 4.1%。4 月份，单月 发电量 5440 亿千瓦时，同比增长 3.8%。 国家统计局数据显示，4 月份，制造业PMI为 50.1%，连续两个月位于临界点之上，比上月回落 0.4 个百分点。非制造业商务活动指数为54.3%，比上月回落 0.5 个百分点，但仍连续 4 个月位于 54.0%以上的较高区间，表明非制造业总体保持平稳向好的增长态势。4 月份，综合 PMI 产出指数为 53.4%，比上月回落 0.6 个百分点，显示行业的生产经营活动继续扩张，增速放缓。 1-4 月份，全国工业增加值增长速度为 6.2%。其中，采矿业增长 2.4%，制造业增长 6.7%，电力、热力、燃气及水生产和供应业增长 7.7%。4 月份，全国工业增加值增长速度为 5.4%。其中，采矿业增长 2.9%，制造业增长 5.3%，电力、热力、燃气及水生产和供应业增长 9.5%。 2019 年1-4 月全社会用电量情况 分产业用电量情况：三产业用电稳定，沿海东部地区用电量稳步上升 1-4月份，第一产业用电量217亿千瓦时，同比增长6.1%；第二产业用电14792亿千瓦时，同比增长3.2%；第三产业用电量3728亿千瓦时，同比增10.3%；城乡居民生活用电量3591 亿千瓦时，同比增长10.9%。1-4 月份，全国工业用电量14519 亿千瓦时，同比增长3.0%。其中，4 月份全国工业用电量3784 亿千瓦时，同比增长3.8%。 4 月份，分产业用电量情况为： （1）第一产业用电量57亿千瓦时，同比增长4.2%，环比增加15.2%，占比1.0%。 （2）第二产业用电量3852亿千瓦时，同比增长4.0%，环比减少0.8%，占比69.6%。 （3）第三产业用电量864亿千瓦时，同比增长10.5%，环比减少0.6%，占比15.6%。 （4）城乡居民生活用电量761亿千瓦时，同比增长10.5%，环比减少18.1%，占比13.8%。 各省市用电量情况 4 月份，用电量前5 的省市分别为：广东（530 亿千瓦时）、山东（494 亿千瓦时）、江苏（476 亿千瓦时）、浙江（375 亿千瓦时）、河北（302 亿千瓦时）。 分省份看，1-4月份，除青海外，全国各省份全社会用电量均实现正增长。其中，全社会用电量增速高于全国平均水平（5.6%）的省份有15个，依次为：西藏（18.3%）、内蒙古（11.7%）、广西（11.7%）、湖北（10.9%）、安徽（10.6%）、海南（10.2%）、新疆（10.1%）、江西（9.0%）、湖南（8.9%）、四川（8.8%）、贵州（7.5%）、山西（7.1%）、河北（7.0%）、宁夏（6.7%）和浙江（5.6%）。 1-4 月全国发电量情况：火电发电增速降低，新能源消纳改善 1-4 月份，全国规模以上电厂发电量22198 亿千瓦时，同比增长4.1%。其中，水电2987 亿千瓦时，同比增长13.7%，火电16554 亿千瓦时，同比增长1.4%，核电1048 亿千瓦时，同比增长26.8%，风电发电量1440 亿千瓦时，同比增长6.2%。 4 月份，单月发电量5440 亿千瓦时，同比增长3.8%，增速较上月回落1.6 个百分点。日均发电181.3 亿千瓦时，比3 月份减少2.5 亿千瓦时。 分发电类型看，4月份，水电、核电、太阳能发电保持较高增速，风电小幅增长，火电增速下滑。3、4月份，得益于南方部分地区来水较好，水电持续发力，同比增长分别为22.0%、18.2%。核电因新机组陆续投入运行，继续保持较高增速，3、4 月分别增长 31.7%、 28.8%。太阳能发电增长 13.4%。风电受气象条件限制，小幅增长 1.0%。火电发电量同比下降 0.2%，上月增速为 1.0%。 沿海省份的能源“双控”政策是造成火电发电量下滑的主要原因，同时，水电来水较好、核电新机组投产较多、新能源消纳改善也在一定程度上积压了火电的空间。1-4 月份，水电、核电、风电和太阳能发电量占全部发电量的25.4%，比去年同期提高1.8 个百分点，电力生产清洁化趋势明显。 装机容量：火电核电装机逐步提升 截至 4 月底，全国 6000 千瓦及以上电厂发电设备容量18.2 亿千瓦，同比增长 6.0%，比上月增加 721 万千瓦。水电3.1 亿千瓦，同比增长 2.4%，其中，常规水电 2.8 亿千瓦，同比增长2.4%。火电 11.5 亿千瓦，同比增长3.7%，其中，燃煤发电 10.1 亿千瓦，同比增长 2.8%，燃气发电8623 万千瓦，同比增长 12.5%。核电 4591 万千瓦，同比增长24.3%。风电 1.9 亿千瓦，同比增长12.1%；太阳能发电 1.3 亿千瓦，同比增长24.1%。 截至 4 月底，全国6000 千瓦及以上发电装机容量前五的省份为山东（12585万千瓦）、内蒙古（12476 万千瓦）、江苏（12169 万千瓦）、广东（11438 万千瓦）、四川（9372 万千瓦）。 1-4 月，全国新增装机容量2336 万千瓦，同比减少679 万千瓦。其中，水电74 万千瓦，同比减少61 万千瓦。火电1037 万千瓦（其中燃煤发电617 万千瓦，燃气发电312 万千瓦），同比增加161 万千瓦；风电550 万千瓦，同比减少47 万千瓦。太阳能发电550 万千瓦，同比减少744 万千瓦。核电125 万千瓦，同比增加12 万千瓦。 1-4 月整体来看，新增装机同比明显降低。火电、核电新增装机同比增加。水电、风电、太阳能发电装机减少，其中太阳能发电新增装机显著下滑。 利用小时数：水电利用小时数持续增长，火电、核电、风大等下滑 1-4 月份，全国发电设备累计平均利用小时为1217 小时，比上年同期降低4 小时。其中，水电959 小时，比上年同期增加114 小时。火电1413 小时，比上年同期降低13小时，其中，燃煤发电1461 小时，比上年同期降低6 小时，燃气发电784 小时，比上年同期降低97 小时。核电2258 小时，比上年同期降低29 小时。并网风电767 小时，比上年同期降低46 小时。太阳能发电405 小时，比上年同期降低5 小时。火电设备平均利用小时高于全国平均水平的省份依次为内蒙古、甘肃、河北、安徽、湖北、陕西、江西、新疆、海南、宁夏、江苏、山东、贵州、山西、青海。 跨区送电：同比大幅上升 1-4 月份，全国跨区送电1411亿千瓦时，同比增长11.4%，其中4月份送出358亿千瓦时，同比增长21.4%；各省送出电量合计4034 亿千瓦时，同比增长 11.9%，其中4月份送出1051亿千瓦时，同比增长17.0%。 1-4 月份，进出口电量合计77亿千瓦时，同比下降0.7%。其中进口电量9 亿千瓦时，同比下降 32.2%；出口电量67亿千瓦时，同比增长 6.3%。 1-4 月份，全国主要电网售电量18591亿千瓦时，同比增长 8.0%。全国主要电网线路损失率 3.7%，比上年同期回落 0.9个百分点。 1-4月份，全国主要电网统调最高发电电力合计95927万千瓦，同比增长 5.8%；最高发受 电电力合计95919 万千瓦，同比增长5.9%。4月份，全国主要电网统调最高发电电力合计80027 万千瓦，同比增长 6.3%；最高发受电电力合计79951万千瓦，同比增长6.4%。 电力投资和建设：水电投资领跑、火电投产一枝独秀 1-4 月份，全国主要发电企业电源工程完成投资610亿元，其中水电249 亿元、火电110亿元、核电97亿元、风电 133 亿元、太阳能发电21亿元。全国电源新增生产能力（正式投产）2336万千瓦，水电 74 万千瓦，火电 1037 万千瓦，其中，燃煤发电 617 万千瓦， 燃气发电 312 万千瓦，核电 125 万千瓦，风电 550 万千瓦，太阳能发电 550 万千瓦。 1-4 月份，电网工程完成投资 803 亿元（同比减少 19.1 亿元），电网建设新增 220 千伏及 以上变电容量 7621 万千伏安（同比增加 359 万千伏安）、线路长度 7967 千米（同比减少 1232 千米）。 4 月单月及前 4 月累计全社会用电量增速降至近三年最低，但三产及居民生活用电需求稳定，增速维持在 10%以上，全年总用电量仍有望达到行业预测 5%左右的预测值。主要电源类型中，水电利用小时一枝独秀，核电在投产大年后电量提升显著，其中，清洁能源出力的增长及消纳的改善，持续压制火电致使其 4 月发电量增速出现负增长。 结合当前第一季度的电力数据，享能汇认为电力行业目前会出现的一些可能性主要集中在：利用小时下降。电力工业作为国民经济运转的支柱之一，供需关系的变化在较大程度上受到宏观经济运行状态的影响，将直接影响到发电设备的利用小时数。上网电价降低。下游用户侧降低销售电价的政策可能向上游发电侧传导，导致上网电价降低。电力市场化交易规模不断扩大，可能拉低平均上网电价。煤炭价格上升。煤炭优质产能的释放进度落后，且环保限产进一步压制了煤炭的生产和供应。用电需求的大幅增长提高了煤炭生厂商及供应商的议价能力，导致电煤价格难以得到有效控制，对于以煤机为主的火电企业，燃料成本上升将减少利润。 |
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