電力及公用事業(yè)行業(yè)：經(jīng)濟(jì)回暖拉動(dòng)用電量增速加快，3月同比增長(zhǎng)5.9％－動(dòng)態(tài)點(diǎn)評(píng)

事件:近日中電聯(lián)、國(guó)家統(tǒng)計(jì)局、國(guó)家能源局發(fā)布電力消費(fèi)及能源生產(chǎn)情況。

2023年1-3月,全國(guó)全社會(huì)用電量21203億千瓦時(shí),同比增長(zhǎng)3.6％。

分產(chǎn)業(yè)看,1-3月,第一產(chǎn)業(yè)用電量265億千瓦時(shí),同比增長(zhǎng)9.7％;第二產(chǎn)業(yè)用電量13817億千瓦時(shí),同比增長(zhǎng)4.2％,其中工業(yè)用電量13602億千瓦時(shí),同比增長(zhǎng)4.4％;第三產(chǎn)業(yè)用電量3696億千瓦時(shí),同比增長(zhǎng)4.1％;城鄉(xiāng)居民生活用電量3424億千瓦時(shí),同比增長(zhǎng)0.2％。分地區(qū)看,東、中、西部和東北地區(qū)全社會(huì)用電量分別為9479、4049、6441和1234億千瓦時(shí),增速分別為2.5％、2.0％、6.4％和3.0％。分省份看,除貴州、江西、湖北、湖南和北京外,其他省份全社會(huì)用電量實(shí)現(xiàn)正增長(zhǎng),有16個(gè)省份全社會(huì)用電量增速超過(guò)全國(guó)平均水平,前五名依次為:寧夏(14.6％)、青海(12.2％)、甘肅(10.9％)、西藏(10.3％)、內(nèi)蒙古(9.0％)。

(資料圖片僅供參考)

2023年3月份,全國(guó)全社會(huì)用電量7369億千瓦時(shí),同比增長(zhǎng)5.9％。分產(chǎn)業(yè)看,第一、二、工業(yè)、三產(chǎn)業(yè)用電量增速分別為17.1％、6.4％、6.5％和14.0％;城鄉(xiāng)居民生活用電量同比下降5.7％。分地區(qū)看,東、中、西部和東北地區(qū)全社會(huì)用電量增速分別為5.7％、4.3％、7.4％和5.4％。分省份看,28個(gè)省份全社會(huì)用電量實(shí)現(xiàn)正增長(zhǎng),前五名依次為:西藏(36.6％)、廣西(15.8％)、甘肅(13.5％)、吉林(12.0％)、海南(12.0％)。

2023年3月份,綜合PMI產(chǎn)出指數(shù)為57.0％,比上月上升0.6個(gè)百分點(diǎn),位于較高景氣區(qū)間,表明我國(guó)企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)總體情況繼續(xù)好轉(zhuǎn)。其中,制造業(yè)采購(gòu)經(jīng)理指數(shù)(PMI)為51.9％,比上月下降0.7個(gè)百分點(diǎn),高于臨界點(diǎn),制造業(yè)保持?jǐn)U張態(tài)勢(shì);非制造業(yè)商務(wù)活動(dòng)指數(shù)為58.2％,比上月上升1.9個(gè)百分點(diǎn),高于臨界點(diǎn),非制造業(yè)恢復(fù)發(fā)展步伐加快。

2023年1-3月全國(guó)發(fā)電量19922億千瓦時(shí),同比增長(zhǎng)3.1％。3月份,發(fā)電量6702億千瓦時(shí),同比增長(zhǎng)0.2％,增速比1—2月份放緩3.8個(gè)百分點(diǎn),日均發(fā)電216.2億千瓦時(shí)。分品種看,3月份,火電由升轉(zhuǎn)降,核電增速放緩,水電、風(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電增速不同程度加快或由降轉(zhuǎn)升。其中,火電同比下降5.7％,1—2月份為增長(zhǎng)4.3％;水電增長(zhǎng)19.8％,比1—2月份加快11.6個(gè)百分點(diǎn);核電增長(zhǎng)2.2％,比1—2月份放緩7.4個(gè)百分點(diǎn);風(fēng)電增長(zhǎng)23.8％,1—2月份為下降7.6％;太陽(yáng)能發(fā)電增長(zhǎng)16.8％,比1—2月份加快10.3個(gè)百分點(diǎn)。

截至2023年3月底,全國(guó)累計(jì)發(fā)電裝機(jī)容量約26.2億千瓦,同比增長(zhǎng)9.1％。其中,風(fēng)電裝機(jī)容量約3.8億千瓦,同比增長(zhǎng)11.7％;太陽(yáng)能發(fā)電裝機(jī)容量約4.3億千瓦,同比增長(zhǎng)33.7％。分電源看,火電裝機(jī)量13.40億千瓦,同比增長(zhǎng)3.0％;水電4.16億千瓦,同比增長(zhǎng)5.4％;核電5676萬(wàn)千瓦,同比增長(zhǎng)4.3％;風(fēng)電3.76億千瓦,同比增長(zhǎng)11.7％;太陽(yáng)能4.26億千瓦,同比增長(zhǎng)33.7％。

2023年1-3月份,全國(guó)新增發(fā)電裝機(jī)容量5900萬(wàn)千瓦,同比增加2726萬(wàn)千瓦,風(fēng)光新增裝機(jī)占比達(dá)74.68％。其中,水電271萬(wàn)千瓦、火電805萬(wàn)千瓦、核電119萬(wàn)千瓦、風(fēng)電1040萬(wàn)千瓦、太陽(yáng)能發(fā)電3366萬(wàn)千瓦,火電、核電、風(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電分別比上年同期多投產(chǎn)224、3、250、2045萬(wàn)千瓦,水電比上年同期少投產(chǎn)72萬(wàn)千瓦。

2023年1-3月份,全國(guó)發(fā)電設(shè)備累計(jì)平均利用868小時(shí),比上年同期減少31小時(shí)。其中,火電1097小時(shí),同比減少18小時(shí);水電544小時(shí),同比減少92小時(shí);核電1864小時(shí),同比增加17小時(shí);風(fēng)電615小時(shí),同比增加61小時(shí);太陽(yáng)能發(fā)電303小時(shí),同比增加3小時(shí)。

投資建議:隨著光伏組件及風(fēng)電主機(jī)成本下行,今年新能源裝機(jī)規(guī)模將保持高增長(zhǎng)態(tài)勢(shì),并網(wǎng)和消納帶來(lái)的壓力將進(jìn)一步提高新型電力系統(tǒng)的系統(tǒng)成本,疊加電力供需結(jié)構(gòu)持續(xù)偏緊,我們維持十四五電價(jià)將持續(xù)溫和上漲的觀點(diǎn)。

火電:近期煤炭庫(kù)存量增加,燃料成本價(jià)格松動(dòng),疊加煤炭長(zhǎng)協(xié)及進(jìn)口增長(zhǎng),整體用煤價(jià)格有望下降,目前各地保持燃煤電價(jià)上浮20％政策,輔助服務(wù)市場(chǎng)及容量電價(jià)政策逐步成熟,將為火電企業(yè)帶來(lái)更明確的盈利機(jī)制和較大業(yè)績(jī)彈性。推薦標(biāo)的:國(guó)電電力,華電國(guó)際,相關(guān)標(biāo)的:華潤(rùn)電力(H)。

水電:多條流域梯級(jí)電站形成的聯(lián)合調(diào)度效應(yīng),在一定程度上可減緩極端天氣帶來(lái)的來(lái)水不及預(yù)期的不利情況,同時(shí)雅礱江、瀾滄江及長(zhǎng)江流域的“水風(fēng)光一體化“建設(shè)加速,其互補(bǔ)效應(yīng)將提升水電板塊業(yè)績(jī)。推薦標(biāo)的:國(guó)投電力、長(zhǎng)江電力、川投能源,相關(guān)標(biāo)的:黔源電力、桂冠電力。

新能源:發(fā)電量占比持續(xù)提高、系統(tǒng)調(diào)節(jié)分?jǐn)偝杀驹黾?帶來(lái)市場(chǎng)電價(jià)下行壓力,對(duì)上游產(chǎn)業(yè)鏈成本下降的高預(yù)期也為新能源建設(shè)帶來(lái)一定風(fēng)險(xiǎn)。有待更明晰的成本傳導(dǎo)機(jī)制及綠證、環(huán)境價(jià)值政策的出臺(tái),優(yōu)質(zhì)綠電運(yùn)營(yíng)商將更具競(jìng)爭(zhēng)力和成長(zhǎng)性。推薦標(biāo)的:中閩能源、三峽能源、芯能科技、浙江新能、江蘇新能,相關(guān)標(biāo)的:龍?jiān)措娏Α?/p>

儲(chǔ)能:發(fā)電側(cè)通過(guò)配儲(chǔ)的方式保障項(xiàng)目收益率,電網(wǎng)側(cè)及用戶(hù)側(cè)的獨(dú)立儲(chǔ)能則可利用峰谷價(jià)差套利及為市場(chǎng)提供輔助服務(wù)。同時(shí)經(jīng)濟(jì)性高、調(diào)用機(jī)制成熟、裝機(jī)規(guī)模占總儲(chǔ)能86％(截至2021年底)的抽水蓄能電站盈利空間也將不斷提升。推薦標(biāo)的:南網(wǎng)儲(chǔ)能。

核電:“雙碳“目標(biāo)下最佳基荷能源,行業(yè)有望持續(xù)穩(wěn)健發(fā)展。推薦標(biāo)的:中國(guó)核電,中國(guó)廣核。

風(fēng)險(xiǎn)提示:宏觀經(jīng)濟(jì)下行風(fēng)險(xiǎn)、政策執(zhí)行情況不及預(yù)期、用電量需求下滑、裝機(jī)量不及預(yù)期、來(lái)水/風(fēng)不及預(yù)期、市場(chǎng)電電價(jià)不及預(yù)期。

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