深度长文:风光平价将加速 行业维持高成长性

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5、电力供需

5.1社会用电量增长强劲

2018年1-11月份,全国全社会用电量62199亿千瓦时,同比增长8.5%,增速比上年同期提高2 pct。11月份全社会用电量5647亿千瓦时,同比增长6.3%,增速同比提高 1.7 pct。其中第二产业是带动用电量增速回升的最大动力。

第一产业用电量673亿千瓦时,同比增长10.0%。

第二产业用电量42684亿千瓦时,同比增长7.1%。

第三产业用电量9890亿千瓦时,同比增长12.8%。

城乡居民生活用电量8952亿千瓦时,同比增长10.5%。

分省份看,1-11月份,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(8.5%)的省份有12个,依次为:广西(19.6%)、西藏(17.4%)、内蒙古(15.0%)、重庆(12.6%)、四川(11.9%)、甘肃(11.6%)、安徽(11.4%)、湖北(10.5%)、湖南(10.1%)、江西(10.0%)、福建(9.7%)、云南(9.0%)。

5.2新能源发电增速领先

11月份,发电量5543亿千瓦时,同比增长3.6%,增速比上月回落1.2个百分点。1-11月份,发电量同比增长6.9%,比去年同期加快1.2个百分点。

从各种发电方式发电量来看,11月份除火电外,其他品种电力生产同比增速较10月份均有所回落。其中火电同比增长3.9%,比上月回落0.9个百分点;风电下降9.5%,比上月回落13.7个百分点;水电增长1.5%,比上月回落4.7个百分点;核电增长24.7%,比上月回落0.4个百分点;太阳能发电增长2.5%,回落16.3个百分点。

火力发电量4051亿千瓦时,同比增长3.9 %。

水力发电量879亿千瓦时,同比增长1.5%。

核能发电量279亿千瓦时,同比增长24.7%。

全国风力发电量同比下降9.5%。

5.3存量机组利用率提升仍是主题

从发电利用小时数来看,1-11月份,全国发电设备累计平均利用小时3518小时,比上年同期增加103小时,各种发电方式均实现增长。

全国水电设备平均利用小时为3358小时,比上年同期增加60小时。

全国火电设备平均利用小时为3946小时(其中,燃煤发电设备平均利用小时4047小时),比上年同期增加175小时。

全国核电设备平均利用小时6791小时,比上年同期增加287小时。

全国并网风电设备平均利用小时1891小时,比上年同期增加139小时。

全国太阳能发电设备平均利用小时1148小时。

5.4市场化电量交易不断扩大

2018年1-9月,全国电力市场交易电量(含发电权交易电量)合计14457亿千瓦时(来源于中电联电力交易信息共享平台数据,以下同),市场交易电量占全社会用电量比重为28.3%。其中,省内市场交易电量合计11625亿千瓦时,占全国市场交易电量的80.4%,省间(含跨区)市场交易电量合计2595亿千瓦时,占全国市场交易电量的17.9%。

2018Q3,全国市场交易电量(含发电权交易)合计为6937亿千瓦时,占全社会用电量比重为37%,较2季度环比提高11.4 pct。其中,省内市场交易电量合计为5688亿千瓦时,较2018Q2环比增长69.2%,省间(含跨区)交易电量合计为1110亿千瓦时,环比增长42%。

5.4.1 分省数据排行(2018Q1-3)

市场交易电量占全社会用电量比重排序前三名:云南、蒙西和江苏,分别为52%、47.3%、41.3%。

电力市场交易电量规模排序前三名:江苏1914亿千瓦时、山东1326亿千瓦时、广东1314亿千瓦时。

外受电市场交易电量排序前三名:江苏417亿千瓦时、山东402亿千瓦时和浙江359亿千瓦时。

5.4.2 煤电电力市场交易情况(2018Q1-3)

大型发电集团煤电机组上网电量18457亿千瓦时,占其总上网电量的67%。

煤电市场交易电量7147亿千瓦时,市场化率为38.7%,其中跨区、跨省外送市场交易电量615亿千瓦时。

煤电上网电量平均电价(计划与市场电量加权平均电价,以下同)为0.3640元/千瓦时,市场交易(含跨区跨省市场交易)平均电价为0.3368元/千瓦时。

分省来看,大型发电集团煤电上网电量市场化率最高省份为广西省,达到了100%,甘肃、江苏、广东、河南也超过了50%。

从分省煤电交易价格来看,与标杆电价比较降幅最大的是云南,其市场交易平均电价为0.2333元/千瓦时,与标杆电价相比降幅0.1025元/千瓦时。其次为青海、吉林、陕西、广东,其交易平均电价分别为0.2382元/千瓦时、0.2908元/千瓦时、0.2737元/千瓦时、0.3763元/千瓦时,降幅均超过0.07元/千瓦时。

2018年3季度,大型发电集团煤电市场交易平均电价为0.3380元/千瓦时,同比回升2.05%。

5.4.3 气电电力市场交易情况(2018Q1-3)

大型发电集团气电机组累计上网电量632亿千瓦时,占其总上网电量的2.3%。

大型发电集团气电机组参与市场交易的省份仅有广东省,2018年1-9月,广东省气电市场化率达到45.4%,市场交易电量为35.6亿千瓦时,平均交易电价为0.5298元/千瓦时。

5.4.4 水电电力市场交易情况(2018Q1-3)

大型发电集团水电机组上网电量 4922 亿千瓦时,占其总上网电量的 17.9%。

水电市场交易电量 1364 亿千瓦时,市场化率达到 27.7%,市场交易平均电价为0.2033 元/千瓦时。

5.4.5 风电电力市场交易情况(2018Q1-3)

大型发电集团风电机组累计上网电量1331亿千瓦时,占其总上网电量的4.8%。

风电市场交易电量297亿千瓦时,市场化率为22.3%,其中跨区跨省交易电量约131亿千瓦时,占其市场交易电量比重44%。

大型发电集团参加风电市场交易的省份共有15个,其中市场交易电量最多的三个省份是甘肃、新疆和云南,分别为55.4亿千瓦时、53.9亿千瓦时和49.3亿千瓦时。

平均交易电价(含跨省跨区送出交易电量电价)分别为0.3741元/千瓦时、0.4024元/千瓦时和0.4307元/千瓦时。风电市场化率居前几位的省份依序为:云南(62.8%)、青海(58.7%)、甘肃(51.1%)、宁夏(48.4%)、黑龙江(48.2%)。

5.4.6 光伏电力市场交易情况(2018Q1-3)

大型发电集团光伏发电累计上网电量249亿千瓦时,占其总上网电量的0.9%。

光伏发电市场交易电量64亿千瓦时,市场化率为25.7%,其中跨区跨省交易电量14.5亿千瓦时,占其市场交易电量的22.7%。

大型发电集团中交易电量最多的三个省份是青海、新疆和甘肃,分别为31.5亿千瓦时、13.9亿千瓦时和5.9亿千瓦时。

平均交易电价(含跨省跨区外送交易)分别为0.8008元/千瓦时、0.7106元/千瓦时和0.7447元/千瓦时。光伏发电市场化率居前几位的省份依序为:云南(86.8%)、青海(63.1%)、新疆(52.9%)、宁夏(47.2%)。

5.4.7 核电电力市场交易情况(2018Q1-3)

大型发电集团核电发电累计上网电量1941亿千瓦时,占其总上网电量的7%。

市场交易电量515亿千瓦时,市场化率为26.5%,其中跨区跨省交易电量103亿千瓦时。

大型发电集团核电参与市场交易的省份一共有5个,交易电量最多的省份是福建、辽宁和广西,分别为198.6亿千瓦时、97.7亿千瓦时和94.3亿千瓦时。

平均交易电价(含跨省跨区送出交易)分别为0.3449元/千瓦时、0.3335元/千瓦时和0.3695元/千瓦时。大型发电集团核电市场化率居前三位省份分别是广西(81.5%)、辽宁(50.5%)、福建(43.3%)。

5.4.8 发电权交易(2018Q1-3)

大型发电集团中6家企业的发电权交易电量(按照受让电量的结算口径统计)为312亿千瓦时,占其市场交易电量比重为2.2%。

交易平均价格为0.3056元/千瓦时。

6家企业在大部分省区都开展了发电权交易,发电权交易电量最多的省份为广东65.2亿千瓦时、安徽32.4亿千瓦时、新疆20.5亿千瓦时。

6、新能源汽车产销量

2018年1-11月,新能源汽车累计产量完成105.4万辆,同比增长63.6%。

11月,新能源汽车产量为17.3万辆,同比增长41.8%,环比增长18.5%,其中纯电动乘用车10.4万辆,插电式混合动力乘用车3.8万辆。

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