2019年用电量、发电量情况分析：浮动电价实施 疫情影响用电增速

原标题：2019年用电量、发电量情况分析：浮动电价实施 疫情影响用电增速

主要观点

发电量增速回落

发电量：2019 年，全国规模以上电厂发电量 71422 亿千瓦时，同比 增长 3.5%，增速比上年同期回落 3.3 个百分点；全国发电设备累计平均 利用小时 3825 小时，比上年同期降低 54 小时；全国基建新增发电生产 能力 10173 万千瓦，比上年同期少投产 2266 万千瓦。

用电量：2019，全国全社会用电量 72255 亿千瓦时，同比增长 4.5%， 增速比上年同期回落 4.0 个百分点。

维持“中性”的行业投资评级

随着经济结构和产业结构调整，电力消费也随着变化，2019 年增速 有所回落，用电量从前些年的较高增速“换挡”至当前的中速增长。维 持电力行业“中性”投资评级。 近期的新冠肺炎疫情影响了居民生活、企业生产，短期会对经济、 生活产生冲击，短期会对用电量需求造成负面影响。疫情解除后，各产 业复工复产，会有生产加快产能增长，用电需求回升，弥补部分疫情期 间被压抑的用电需求会有所反弹。阶段性降低企业用电成本，支持企业 复工复产，主要由电网企业让利，不向发电企业等上游企业传导。

2020 年 1 月 1 日，《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指 导意见》正式实施，按照“基准价+上下浮动”价格机制，2020 年暂不 上浮确保工商业平均电价只降不升。可关注浮动电价政策后的电价走势。

一、发电量增速回落

1.1 发电量：增速回落 2019 年，全国规模以上电厂发电量 71422 亿千瓦时，同比增长 3.50%，增速比上年同期回落 3.3 个百分点。 截至 2019 年 11 月底，全国 6000 千瓦及以上电厂装机容量 18.7 亿千瓦，同比增长 5.6%，增速比上年同期提高 0.4 个百分点。其中， 水电 3.1 亿千瓦、火电 11.8 亿千瓦、核电 4874 万千瓦、并网风电 2.0 亿千瓦。 从近几年发电量增速来看，2015-2018 年逐年上升，2019 年增 速有所回落。2015 年为-0.20%，2016 年为 4.50%，2017 年为 5.70%， 2018 年为 6.8%，2019 年为 3.5%。

2019年，全国规模以上电厂火电发电量51654亿千瓦时，同比增长1.9%，增速比上年同期回落4.1个百分点。分省份看，增速超过20%的省份有西藏（73.1%）、广西（22.0%），增速超过10%的省份有湖北（18.4%）、陕西（14.3%）；降低幅度超过10%的为青海（-13.3%）。

2019 年，全国规模以上电厂水电发电量 11534 亿千瓦时，同比 增长 4.8%，增速比上年同期提高 0.7 个百分点。全国水电发电量前 三位的省份为四川（3076 亿千瓦时）、云南（2666 亿千瓦时）和湖 北（1330 亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的 61.3%， 同比分别增长 3.8%、7.4%和-8.0%。

2019 年，全国核电发电量 3483 亿千瓦时，同比增长 18.3%， 增速比上年同期下降 0.4 个百分点。

2019 年 1-11 月，全国 6000 千瓦及以上风电厂发电量 3638 亿 千瓦时，同比增长 11.3%，增速比上年同期回落 8.5 个百分点。

1.2 利用小时：降低

2019 年，全国发电设备累计平均利用小时 3825 小时，比上年 同期降低 54 小时。

其中：火电设备平均利用小时为 4293 小时，比上年同期降低 85 小时；水电设备平均利用小时为 3726 小时，比上年同期增加 119 小时；核电设备平均利用小时 7394 小时，比上年同期增加 210 小 时；风电设备平均利用小时 2082 小时，比上年同期降低 13 小时。 水电和核能发电设备利用小时同比提高。 从近几年全国发电设备平均利用小时来看，2011 年，利用小时 达到 4730 小时后，2012 年--2016 年利用小时逐年下降，2017 年利 用小时与 2016 年持平，2018 年利用小时为 3862 小时，较上年增加 73 小时，2019 年利用小时较上年同期下降 54 小时。

1.3 新增发电生产能力：同比减少

2019 年，全国基建新增发电生产能力 10173 万千瓦，比上年同 期少投产 2266 万千瓦。其中，水电 417 万千瓦、火电 4092 万千瓦、 核电 409 万千瓦、风电 2574 万千瓦、太阳能发电 2681 万千瓦。水 电、火电、核电发电分别比上年同期少投产 437、27、475 万千瓦， 风电比上年同期多投产 474 万千瓦。

从这几年的电源建设新增生产能力来看，在 2015 年达到 12974 万千瓦的高值，2016 年-2019 年，电源建设新增生产能力均呈现减 少的情况，2019 年，较上年同期少投产 2266 万千瓦。

2019 年，全国主要发电企业电源工程完成投资 3139 亿元，同 比提高 12.6%。其中，水电 814 亿元，同比增长 16.3%；火电 630 亿元，同比下降 20.0%；核电 335 亿元，同比下降 25.0%；风电 1171 亿元，同比增长 82.4%。水电、风电完成投资增长，火电、核电完 成投资下降。

2015--2019 年，电源基础建设投资完成额增速分别为 10.98%、 -12.90%、-20.80%、-6.20%、12.60%。电源基础建设投资完成额在 2016 年--2018 年持续下降，2019 年实现正增长。

2019 年，全国电网工程完成投资 4856 亿元，同比下降 9.6%。 2015--2019 年，电网基础建设投资完成额增速分别为 11.74%、 16.90%、-2.15%、0.60%、-9.6%。

二、用电量增速放缓

2.1 用电量：增速放缓

2019 年，全国全社会用电量 72255 亿千瓦时，同比增长 4.5%， 增速比上年同期回落 4.0 个百分点。

2019 年，第一产业用电量 780 亿千瓦时，同比增长 4.5%，增 速较上年同期回落 5.3 个百分点；第二产业用电量 49362 亿千瓦时， 同比增长 3.1%，增速较上年同期回落 4.1 个百分点，占全社会用电 量的比重为 68.3%；第三产业用电量 11863 亿千瓦时，同比增长 9.5%， 增速较上年同期回落3.2个百分点，占全社会用电量的比重为16.4%； 城乡居民生活用电量 10250 亿千瓦时，同比增长 5.7%，增速较上年 同期回落 4.7 个百分点，占全社会用电量的比重为 14.2%。

从近几年的用电量增速来看，2015--2019 年全社会用电增速分 别为 0.52%、5.01%、6.57%、8.49%和 4.5%，2019 年全社会用电量 增速回落。随着我国产业结构不断优化，服务业的比重持续提升， 经济结构变化和产业结构调整在电力消费方面表现得较为明显，用 电量从前些年的较高增速“换挡”至当前的中速增长。

分产业来看，第二产业用电量增速相对平稳，第三产业用电量 保持较快增长，增速较上年的两位数下降到 9.5%。城乡居民生活用 电量增速回落明显，增速比上年同期降低 4.7 个百分点，增速逐月 下降，降幅扩大。

三、煤炭价格同比下降

2016 年，煤炭价格大幅上涨，2017 年以来维持高位，2018 年 后煤价小幅震荡，2019 年小幅下降。

2020 年 1 月，全国电煤价格指数为 480.10 元/吨，环比上涨 2.5 元/吨，同比下降 31.0 元/吨，同比下降 6.05%。2 月，由于新 冠疫情影响，煤价有所上涨，中国沿海电煤采购价格指数（Q5500 综合价）显示，1 月 17 日为 548 元/吨，2 月 28 日为 558 元/吨。 2 月 25 日，6 大发电集团煤炭库存 1753.79 万吨，较上年同期 增加 46.45 万吨；库存可用天数 42.19 天，较上年同期增加 16.15 天。

2020 年 2 月 26 日，环渤海动力煤（Q5500K）价格指数为 559 元/吨，较上年同期下降 16 元/吨，降幅 2.78%。

四、行业评级与投资策略

4.1 行业动态

新冠肺炎疫情对用电量增速有所影响

近期的新冠肺炎疫情影响了居民生活、企业生产，短期会对经 济、生活产生冲击，其影响大小主要取决于疫情的持续时间和政策 对冲力度。疫情解除后，生产生活回归正常，经济有望迅速恢复到 潜在增长水平。

从近期来看，疫情影响主要体现在：第一产业中，畜禽养殖业 将受到较大影响；第二产业延迟复工使得部分工业生产受到影响， 部分工业产品库存明显增加；第三产业所受影响最大，尤其是交通 运输、住宿和餐饮、旅游等行业受到较大冲击。

受疫情影响，部分企业不能正常开工、复工，另外餐饮、旅游 等行业受到显著冲击，上述因素预计都将对今年一季度全社会用电 量形成负面影响。疫情结束后，各产业复工复产，会有生产加快产 能增长，用电需求回升，弥补部分疫情期间被压抑的用电需求会有 所反弹。

阶段性降低企业用电成本支持企业复工复产

2 月 22 日，国家发改委发布《关于阶段性降低企业用电成本支 持企业复工复产的通知》。通知主要内容：

此次降电价范围为除高耗能行业用户外的，现执行一般工商业 及其它电价、大工业电价的电力用户。

自 2020 年 2 月 1 日起至 6 月 30 日止，电网企业在计收上述电 力用户（含已参与市场交易用户）电费时，统一按原到户电价水平 的 95%结算。

并进一步明确支持性两部制电价政策执行时间，明确执行至 2020 年 6 月 30 日。

随后，国家电网、南方电网出台了相应的降电价举措，表示本 次阶段性降电价政策涉及的所有减免电费，不向发电企业等上游企 业传导，不向代收的政府性基金分摊。此次阶段性降电价政策主要 以电网公司让利为主。

推进电力交易机构独立规范运行 2 月 25 日，国家发展改革委、国家能源局印发实施《关于推进 电力交易机构独立规范运行的实施意见》，明确了加快电力交易机 构独立规范运行的时间表及任务要求。

实施意见提出，2020 年底前，区域性交易机构和省（自治区、季度策略 13 2020 年 2 月 29 日 日 直辖市）交易机构的股权结构进一步优化、交易规则有效衔接，与 调度机构职能划分清晰、业务配合有序；2022 年底前，各地结合实 际情况进一步规范完善市场框架、交易规则、交易品种等，京津冀、 长三角、珠三角等地区的交易机构相互融合，适应区域经济一体化 要求的电力市场初步形成；2025 年底前，基本建成主体规范、功能 完备、品种齐全、高效协同、全国统一的电力交易组织体系。

实施意见提出推进电力交易机构独立规范运行的六项重点任 务。一是进一步厘清交易机构、市场管理委员会与调度机构的职能 定位和配合关系，使市场管理委员会更加独立于交易机构。二是完 善电力交易规则制定程序，明确政府部门、交易机构、市场管理委 员会的相应职责。三是加快推进交易机构股份制改造，2020 年上半 年，北京、广州 2 家区域性交易机构和省（自治区、直辖市）交易 机构中电网企业持股比例全部降至 80%以下，2020 年底前电网企业 持股比例降至 50%以下。四是规范交易机构的人员、资产和财务管 理，明确与电网企业共用资产的交易机构原则上不向市场主体收取 费用，所需费用计入输配电环节成本并单列，由电网企业通过专项 费用支付。五是要求交易机构、调度机构共同做好电力市场交易组 织实施。六是加强专业化监管体系建设，发展第三方专业评估机构， 形成政府监管与外部监督密切配合的综合监管体系。 实施意见有利于加快推进电力交易机构独立规范运行，进一步 完善公开透明的电力市场交易平台，推进建立市场化电价形成机制， 建立电力运行风险防控机制，为逐步实现经营性电力用户发用电计 划全面放开创造条件。 （资料来源：发改委网站、中电联、北极星电力网）

4.2 行业评级：维持“中性”的行业投资评级 随着经济结构和产业结构调整，电力消费也随着变化，2019 年 增速有所回落，用电量从前些年的较高增速“换挡”至当前的中速 增长。维持电力行业“中性”投资评级。 近期的新冠肺炎疫情影响了居民生活、企业生产，短期会对经 济、生活产生冲击，短期会对用电量需求造成负面影响。疫情解除 后，各产业复工复产，会有生产加快产能增长，用电需求回升，弥 补部分疫情期间被压抑的用电需求会有所反弹。 阶段性降低企业用电成本，支持企业复工复产，主要由电网企 业让利，不向发电企业等上游企业传导。 2020 年 1 月 1 日，《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革 的指导意见》正式实施，按照“基准价+上下浮动”价格机制，上 浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%；2020 年暂不上浮，确保工 商业平均电价只降不升。可关注浮动电价政策后的电价走势。（来源：上海证券 作者：冀丽俊）