近年來電力供給相對過剩幾乎已經成為共識，但2017年底與2018年中，部分地區卻呈現出緊張格局。二者矛盾嗎?該如何化解?

0投資要點

電力需求有望維持中低速增長，總裝機規模或仍需適度控制

中長期來看，用電量增速與名義GDP增速存在較強的相關性，如果同時考慮國內經濟結構轉型以及節能減排的持續推動，單位GDP能耗與電耗均有望保持平穩下行。據此，我們預計，國內用電量增速有望維持在4%-6%的水平，基于此電力裝機總規模仍需適度控制。

時空錯配，局部地區或仍面臨階段性緊張問題

全國電力供給相對過剩的格局卻無法掩蓋局部地區仍然存在偏緊的狀態，國內仍有近一半省區存在電力輸入。如從時間分布來看，以水電占比較多的四川為例，受制于水電發電波動影響，四川省火電極限利用小時數很難提高到4000以上，如強制要求其達到全國平均，大概率會在枯水季節造成供應緊張。

如何平衡總體過剩與局部緊張

基于需求與供給的不同情境分析來看，樂觀需求與悲觀供給組合情況下的火電利用小時數較悲觀需求與樂觀供給情況下的火電利用小時數高出近700h，基于電網安全與保證供給的角度來看，謹慎情境將是電力裝機增長規劃的約束條件，適當提升裝機裕度，并輔以調峰補償是解決過剩與緊張并存問題的方法。從電力裝機清潔化趨勢、資源瓶頸限制以及潛在成本降低三個方面來看，核電、風電、火電有望保持長期增長，其中核電建設規模較規劃差距最大，中期來看存在較大短板。

投資建議

我們認為，未來數年國內用電量增速有望保持在合理低水平，從電網安全和保障供給的謹慎角度出發，電力裝機規模仍需以此為基礎適度提升，從裝機結構來看，核電、風電、光伏等清潔能源發電有望成為后續增長主力。其中，核電存在較大短板，新機組有望年內核準，建議關注：東方 電氣、久立特材、中國核電。光伏與風電領域建議關注：金風科技、太陽能、東方電纜、福能股份、隆基股份、福斯特。

風險提示

低成本電儲能技術的快速推廣、用電量需求持續低預期而導致的官方預期調整。

1電力需求有望維持中低速增長，總裝機規模或仍需適度控制

1.1. 用電量增速與名義GDP增速存在較強相關性

電力需求與經濟發展高度相關，不同的時期會呈現出不同的特性。在電氣化高度發達的時代，電力消費涉及到我們日常生活的方方面面，大到工業生產電力，小到日常生活需求，因此電力消費會隨著社會經濟的不斷發展而保持提高，用電量增速會與GDP增速呈現出較強的相關性。

用電量增速與名義GDP變動趨勢更為相近。從以往的歷史經驗來看，用電量增速與名義GDP增速之間的變動趨勢更為相似，我們認為這情況較為合理，因為短期的生產經營和生活消費大概率會受到貨幣幻覺的影響，進而帶動用電需求的波動。圖1為2001-2017用電量增速與名義GDP增速和實際GDP增速之間的走勢圖，考慮數據可得性及延續性，我們分別選取統計局公布的年度電力終端消費量、GDP現價、GDP不變價同比計算用電量增速、名義GDP增速和實際GDP增速。

二者在部分年份仍然會出現背離。2001-2017年的17年中，用電量增速的變動方向并不是完全與名義GDP增速變動方向相同，其中2004年、2007年、2009年、2013年差異較為明顯，而在這些年份，也引起了學術界關于用電量增速是否與GDP增速相關的廣泛討論，甚至存在對于GDP增速真實性的質疑。我們認為，影響用電量增速的原因很多，長期因素包括，產業結構調整、消費習慣轉變、能源替代、技術進步、氣候變化等，短期來看會受到經濟周期波動、短期外部沖擊、天氣變化、自然災害等因素影響，因此用電量增速無法完全與GDP增速變動相匹配。

短期擾動因素會逐步消除，長期變化積累將一直持續。中電聯于2014年初發布的《2014年度全國電力供需形勢分析預測報告》，其中的相關表述為“主要受宏觀經濟企穩回升、夏季持續高溫天氣、冬季氣溫偏暖等影響，前三季度用電增速逐季回升，第三季度最高達10.9%，第四季度增速回落，仍達到8.4%，高于全年及上年同期增速”，從中我們不難看出，根據其判斷，宏觀經濟的回暖和天氣是影響用電量增速波動的主要原因，如繼續從細分情況來看，宏觀經濟的回暖主要是受益于高耗能產業需求的回暖，其中化工、建材、黑色金屬、有色金屬四大行業全年合計用電同比增長6.0%，有效的支撐了當年用電需求，其中2013年國內鋼產量同比增速為12%左右，為2010年至今的最高水平，因此我們判斷2013年的用電量增速，主要受周期性產業產量釋放和天氣因素帶來的波動，而從后續的用電量增速和名義GDP增速之間的差距變化來看，用電量增速的提升并沒有持續。2007-2010年之間用電量增速與GDP增速變動差異性較大的主要原因我們認為或許更多與金融危機的傳導及后續國內應對政策釋放有關，而在危機影響逐步減弱后，關于用電量增速與GDP增速相關性的學術討論也有所減弱。

長期來看，經濟增長方式的轉變或將導致用電量增速長期低于名義GDP增速。近年來國內經濟增長方式不斷調整，節能降耗越來越受到重視，這使得國內單位GDP能耗在2005年之后便保持著持續下行趨勢，如圖2所示。如橫向對比來看，2017年中國單位GDP能耗約為美國的2.2倍，在產業結構調整和能源效率提升方面依然具備較大的空間，因此，我們判斷，長期來看用電量增速或持續低于GDP增速，且從2014年之后的情況來看，這一趨勢一直維持。

1.2.總量穩中求進，結構不斷優化，用電量增速有望維持合理低水平

近年來中國經濟總體維持穩中有進的格局，但是近期經濟運行穩中有變，外部環境發生明顯變化。 2008年之后，中國經濟發展總體平穩，且2017年GDP增速達到6.9%，實現2010年以來的首次增速回升。展望未來數年，我們認為，中國經濟穩中有進的總基調將保持不變，產業結構調整的大趨勢仍將延續，中國經濟整體抗風險能力持續強化。短期外部沖擊或將增加經濟發展的不確定性，但是只要應對得當，中國經濟仍有望在未來數年保持平穩增長的態勢。表1為國外主要經濟組織對中國2017-2018年GDP增速預測。

產業結構持續優化，第三產業對GDP增速貢獻持續提升。從三次產業協調發展來看，近年來第三產業對經濟增速貢獻持續提高，至2016年其對GDP增速貢獻已經達到57.5%，如圖3。此外，從工業產業內部來看，結構優化也在持續推動，2018年1-7月，國內規模以上工業增加值同比增速為6.6%，但醫藥制造業、計算機通信及電子、專用設備制造業均保持10%以上增速，較傳統高載能產業保持更強發展動力。

產業結構調整亦將導致單位GDP電耗趨勢性下行。根據2005-2017年三次產業單位GDP電耗統計來看，基本維持下行趨勢，如圖4。且行業橫向對比來看，第二產業單位GDP電耗約為0.13度/元，而第三產業和第一產業分別為0.02和0.017度/元，第二產業單位GDP電耗為第一產業和第三產業的6倍左右，如考慮第三產業較第二產業維持更高的增長勢頭，則產業結構優化亦將導致單位GDP電耗趨勢性下行。

用電量增速有望維持合理中低水平。展望未來幾年，國內GDP增速或維持在6%-7%的水平，而產業升級仍有望持續推進，考慮第三產業占比持續提升的趨勢，以及節能減排帶來的單位GDP能耗的持續降低，如不考慮外部沖擊、短期非可控因素的影響，國內用電量增速有望維持在4%-6%的中低增速水平。

1.3.電力裝機增長規模或仍需適度控制

電力裝機增速應與用電量增速相匹配。在用電量增速保持中低水平的情況下，如果電力裝機增速大幅超過用電量增速，將大概率會帶來發電設備利用小時數的降低，進而造成產能閑置和資源浪費。表2為2010-2017國內電力裝機與用電量增速統計及對利用小時數影響，其中2014-2016電力裝機增速顯著高于用電量增速，進而造成整體電力裝機利用小時數的下滑尤其是火電利用小時數的下滑。

從結構來看，控制火電新增裝機仍將是最為有效的避免資源浪費的手段。由于國內電力消納順序以清潔能源優先，所以火電利用小時數波動較整體更大，如同時考慮到國內清潔能源替代的大趨勢，控制火電新增裝機規模仍將是避免資源浪費的主要手段。圖5為2010-2017年國內分結構新增發電裝機統計。

2時空錯配，局部地區或仍面臨階段性緊張問題

2.1. 空間分布不均，多地區仍需電力輸入

全國電力供給過剩并不代表局部地區過剩，空間分布不均現象長期存在。中國幅員遼闊，各地區之間的地理條件、氣候條件、資源稟賦、經濟發展狀況均存在著較大的差異，因此局部地區的電力供需也存在較為明顯的不平衡。從有統計的31個省區的情況來看，其中有19個省區在2017年的用電需求高于發電供給，如剔除缺口占比10%以下的省份，則共有14個省區需要外部提供電力供給以滿足自身需求，如表3。

京津冀、江浙滬等缺口省區相互毗鄰，從而形成較大地理范圍缺口集中區域。從主要缺口地區來看，北京、天津、河北、河南、山東等地毗鄰，覆蓋國土面積54.22萬平方公里，合計人口3.07億，電力缺口為2454億度，缺口占比達到17.64%，在地理形成了一個較大的整體缺口區域;上海、江蘇、浙江、江西等四省區亦毗鄰，且相互間經濟往來較多，四省區電力總缺口約為2910億度，缺口占比更是高達22.69%。我們認為，我國電力缺口區域較為集中，從而加劇了毗鄰地區相互送電的難度，帶動了遠距離送電的需求，因而整體空間分布不均衡的問題顯得更為嚴重。

特高壓項目再度提上日程，遠距離送電緩解局部缺口是多條線路建設的主要目的。據“中國能源報”微信公眾號9月7日報道，國家能源局于近日印發《關于加快推進一批輸變電重點工程規劃建設工作的通知》，落款日期2018年9月3日)。根據文件，將在2018-2019年核準并開工“青海-河南”、“陜北-湖北”、“雅中-江西”、“白鶴灘-江蘇”、“白鶴灘-浙江”、“張北-雄安”、“南陽-荊門-長沙”7條特高壓輸電工程，分為“5直2交”，以直流特高壓工程為主。其中“青海-河南”、“陜北-湖北”、“雅中-江西”3項工程分別配套建設2項、1項、2項特高壓交流工程。本次《通知》同時提出加快推進的還有“云貴互聯通道工程”、“閩粵聯網工程”2個輸變電重點工程。上述9項工程中，有4項預計將在2018年第四季度核準開工，剩余工程預計將在2019年核準開工，相關具體信息如表4所示。

江西省2017年火電利用小時數創十年新高，電力供給形勢可謂嚴峻。2008-2017年之間，江西省用電規模從547億度提高到1294億度，復合增速高達10%，較全國平均水平高出近3個百分點。在此期間，江西省電源新增裝機復合增速亦在10%左右，但火電新增裝機復合增速僅為8%，進而造成江西省火電利用小時數在2008年之后均處在較高水平，顯示出與全國整體形勢相反的變動情況。2017年江西省火電利用小時數突破5000，達到5023，創出該省火電利用小時數十年新高。圖6為江西與全國2007-2017火電利用小時數統計。

2.2. 供需因時而異，亦無法如愿完美匹配

天氣因素引發的用電需求波動，難以較早提前預判，需求時間分布不均亦將導致電力供給偏緊現象發生。天氣變化會通過采暖與降溫需求帶動用電量波動，其對第三產業和城鄉居民生活用電量增速有較大影響，同時也會在一定程度上影響第二產業用電量水平。對于短期內的天氣變化，目前我們的預測系統可以相對準確的做出判斷，但跨越月度甚至年度的預測，由于會受到一定時期內人類生產生活活動以及多種隨機因素影響的沖擊，因此從理論上也很難預判。

《中國電力報》于2018年8月6日發表《三大主因拉動用電快速增長》，據該文相關測算和統計圖表分析，非氣候因素對2017年上半年和2018年上半年用電量增速影響分別為7%和7.22%，影響用電量增速提升0.22個百分點，而2017年上半年和2018年上半年氣候因素對用電量增速的影響分別為-0.66%和2.21%，影響用電量增速提升2.87個百分點。因此我們判斷，2018年上半年用電量增速由去年同期的6.34%上升到9.43%的主要原因，就在于天氣的影響。圖7為近3年上半年氣溫因素電量拆解情況。

部分清潔能源裝機為間歇性電源，發電出力無法有效調控，供給時間錯配問題亦可導致部分時段供給偏緊。水電、風電、光伏等清潔能源發電為間歇性電源，三者當中僅水電可在一定范圍內儲備勢能擇機轉化為電能。如全部依靠以上三種清潔能源發電提供所有電能需求，在儲能技術未大規模推廣的前提下，勢必造成部分時間電能過剩，而另外部分時間則供給不足。

局部地區如存在較多間歇性電源，將降低相應調峰電源整體年度發電能力。由于要配合間歇性清潔能源發電，調峰電源需進行相應的功率調節以適應間歇性電源的發電節奏，當間歇性電源發電能力充足時，其有可能在短時間內完全滿足局部需求，這時調峰電源處于全部停機狀態，但當間歇性電源發電能力不足時，調峰電源則需要具備足夠大的發電能力以應對局部短時需求，這樣勢必會在間歇性電源發電能力充足時造成調峰電源發電能力的浪費。

僅考慮水電季節性波動帶來的間歇性影響，四川省火電利用小時數極限或在4100左右。四川省是我國水電大省，2017年水電發電量達到2909.9億度，占比達到87%，受水電擠壓影響，近年來四川火電整體經營低迷，甚至有機組常年備用，但我們必須認識到，對于保障電網安全和低谷用電，火電機組不可或缺。我們以2015-2017三年間四川省月度用電、電力外送情況等數據為依據，測算極端情況下四川省火電利用小時數僅為4074，顯著低于其應有極限利用情況，如考慮一定安全裕度，極限情況下亦很難達到4000以上，表5為具體測算數據表。

2.3. 多地電力需求預警，局部地區夏季高峰壓力仍存

2018年5月以來，受國內整體入夏偏早影響，局部地區電力供應出現緊張。其中南方電網在5月24日創下1.6445億千瓦的新紀錄，較去年同期最高負荷同比增長25.48%，廣東、廣西、云南、貴州、海南五省統調最高負荷分別同比去年最高負荷增長27.06%、43%、16.66%、8.52%和6.48%。此外，北京、天津、河北南部、山東、湖北等多地亦均在今夏用電高峰時期出現需求調控的情形。部分地區電力供應緊張形勢統計如表6。

3如何平衡總體過剩與局部緊張

3.1. 提升裝機裕度，進行合理補償，或可解決時空錯配

截至目前，在儲能系統尚未大規模商業化應用的前提下，電力仍然無法進行有效的大規模存儲，因此勢必需要在任何時點都需要有足夠的電力裝機來與該時點的電力需求相匹配。在相對極端的情況下，如果當年國內水電、光伏、風電等間歇性電源受自然資源限制出力不足，這時就需要核電、火電、燃氣發電等電源進行彌補出力。我們認為，基于一種相對謹慎的情況下做出的后續電力裝機規劃可能才是合理的，因為電網安全和保障供給才是再怎么強調都不為過的。

當樂觀需求遇到悲觀供給，火電年均利用小時數有望比悲觀需求和樂觀供給的情景多700h。綜合考慮需求和供給兩方面的波動，我們假設樂觀、中性、悲觀情形下國內用電量增速分別為10%、5%和0%，同時考慮各類電源近年來利用小時波動給予一定的變化空間。當樂觀情景下的需求遇到悲觀情景下的供給，火電年均利用小時數有望達到4500;當悲觀情境下的需求遇到樂觀情景下的供給，火電利用小時數僅為3800。兩種情景下利用小時數差異高達700h，且分別呈現出裝機不足和裝機過剩的格局，如表7。另外，此處我們并沒有考慮到局部地區和高峰時段的供給情況，如考慮這些方面的影響，整體差異情況或更加明顯。

調峰補償機制的確立和完善是提升裝機裕度的必要補充。如果基于電網安全和保障供給來看，我們應當按照樂觀需求和悲觀供給的這樣一種情景來合理安排電力裝機總量，但這就會導致在供需反方向波動時，整體火電利用率水平的大幅下降，從而影響火電機組的整體盈利能力，進而降低火電業主的潛在投資意愿，從而導致火電新增裝機不足，進而與提升裝機裕度、保障電網安全的目標形成背離。我們認為，合理調峰補償機制的建立有望緩解這一現象，此外從機制設立的原理來看，火電利用水平的降低是為清潔能源消納提供便利，考慮其為電網安全及清潔能源消納做出的貢獻，亦應當得到合理補償。表8為部分地區調峰補償機制的梳理。

3.2. 如需新增裝機，何種裝機更應得到重視

火電與水電后續長期成長潛力不大。基于謹慎角度考慮，國內電力裝機裕度仍需適度提升，以應對極端情況的出現。從結構來看，國內電力裝機主力為火電和水電，二者裝機占比分別達到60.8%和17.26%，發電量占比分別為70%和18%左右。從電力裝機清潔化趨勢、資源瓶頸限制以及潛在成本降低三個方面來看，二者后續均不具備大規模增長的基礎。表9為目前主要電源建設成本測算及潛在成本降低趨勢判斷。

核電、風電、光伏均有望在未來保持持續增長態勢，從中期規劃來看核電建設方面存在較大短板。結合近年來三種清潔能源裝機的發展形勢和“十三五”規劃的目標對比來看，光伏發電發展較為迅猛，截至2018年7月底，累計裝機已經達到近160GW，超出“十三五”規劃2020年底目標近50GW，風電整體發展較為平穩，距離2020年底仍有近40GW目標尚未完成。三者當中，核電發展存在一定的滯后，截至2018年7月底其累計裝機規模僅為38GW，較2020年目標仍有近20GW任務，屬于三種清潔能源裝機中的最大短板。表10為2018年7月底各類電力裝機規模與2020年底目標對比情況。

結合電力裝機發電屬性，核電亦應在“十三五”后期得到重視。從發電屬性來看，風電、光伏二者屬于間歇性電源，無法結合時時的電力需求進行相應調節，短期內過快增長會在一定程度上增加電力系統調峰負擔。核電屬于基荷電源，但具備一定的調峰能力，對于當前情況彌補電力缺口及釋放火電調峰能力均具有較強的幫助。結合目前核電裝機規模，及其自身屬性，我們認為，在“十三五”后期核電發展理應得到更多重視。表8為主要電源類型利用小時數對比。

風險提示：全社會用電量增速或快速回落;煤炭價格下降程度或不達預期;火電去產能推進力度或不達預期。

以上內容主要源自浙商證券研究報告：《電力行業系列報告(8)：電力過剩與緊張矛盾嗎?》(20180913，分析師：鄭丹丹;數據支持：高志鵬)，部分文句略有調整。