4月用電增速相對平穩，用電增速持續區域分化。國家能源局數據顯示，1-4月全國用電量同比增長5.6%，增速同比2018年1-4月回落3.7個百分點，環比1-3月提升0.1個百分點。其中4月單月全國用電量同比增長5.84%，增速同比回落1.96個百分點，環比回落1.66個百分點。分地區看，大部分省區1-4月實現用電同比正增長，中西部用電增速仍然高于全國平均，延續了2018年以來的東西部用電增速分化格局。

    主要原因在于1）東南沿海經濟發達區域，用電基數高，疊加能源雙控，用電增速逐漸放緩。2）西部區域環保政策相對溫和、電價低，為較多高耗能產業的轉移目的地，驅動用電量快速增長。3）中部區域尚處于工業化發展的中期，大力發展以高端制造業為代表的一批新興產業，后發優勢明顯，未來用電量增速有望長期保持較高水平。

    一、電力行業政策

    1、國家重大水利工程建設基金減半，預計2019年可為下游一般工商業用電減負76億元電費。

    今年4月，國務院常務會上決定7月1日起國家重大水利工程建設基金再減半。經歷了2017、2018年兩輪下降25%，2019重大水利工程建設基金征收標準=2009版本1-25%)X(1-25%)X(1-50%)。以征收標準最高的江蘇為例，將由2018年7月1日的8.39厘/度降低至約4.19厘/度。2019年5%的用電增速測算，該項措施2019年可為全國下游用電支出減負約76億元，2020年可為全國下游用電減負約300億元。

    2、增值稅率和電網固定資產平均折舊率降低后，降低跨省跨區專項工程輸電價格。

    通知提出通過適當延長電網企業固定資產折舊年限，將電網企業固定資產平均折舊率降低0.5個百分點；增值稅稅率和固定資產平均折舊率降低后，重新核定的跨省跨區專項工程輸電價格，專項工程降價形成的降價空間在送電省、受電省之間按照1︰1比例分配。經測算，跨省跨區專項工程輸電價格平均下降3.55厘/度，降幅約6.9%。2018年我國跨省、跨區送電量分別為12936和4807億度，合計約17743億度。今年一季度跨省、跨區送電規模分別同比增長10.15%和8.38%。以一季度增速估算全年增速，我們測算該項措施可為下游減負約34億元。

    3、 水電、核電（除三代機組）非市場電部分增值稅稅率調整讓利下游。

    因增值稅稅率降低到13%，省內水電企業非市場化交易電量、跨省跨區外來水電和核電企業（三代核電機組除外）非市場化交易電量形成的降價空間，全部用于降低一般工商業電價。參考裝機增長，假設2019年水電發電量同比增長3%。考慮2018年新增田灣3、4號機組以及陽江5號機組，全國非三代核電機組合計裝機容量約3894萬kW，以7200h（2018年為7184h）利用小時數估算核電發電量。水電、核電平均上網電價以2017年的0.259元/度和0.4元/度計。據調查數據顯示，2018年大型發電集團水電、核電的市場化率分別為31.9%、24.8%。經測算，此項降價措施可為下游讓利合計約69億元，其中水電約51億元，核電約18億元。

    4、2019年啟動第二輪輸配電成本監審，中間環節仍有讓利空間。

    2019年國家發改委啟動第二監管周期電網輸配電定價成本監審。參考2016年我國首輪輸配電成本監審共核減不相關、不合理費用約1284億元，平均核減比例15.1%。第二輪輸配電成本監審仍有為終端用電戶降電價的空間。國家發改委3月底發文要求4月1日起省級電網企業增值稅稅率由16%調整為13%后，含稅輸配電價水平降低的空間全部用于降低一般工商業電價。第一批降價措施預計可為下游減負約371億元電費支出。結合本輪第二批降價措施，合計可為下游讓利約549億元。本次降價措施還包括積極擴大一般工商業用戶參與電力市場化交易的規模，通過市場機制進一步降低用電成本。

    隨著電力市場化改革的不斷推進，市場化將會成為火電電價的主要決定機制。

    5月9日國家發改委發布《關于做好2019年重點領域化解過剩產能工作的通知》其中對煤電2019年的供給側改革目標任務為，淘汰關停不達標的落后煤電機組，依法依規清理整頓違規建設煤電項目，發布實施煤電規劃建設風險預警機制，有序推動項目核準建設，嚴控煤電新增產能規模，按需合理安排應急備用電源和應急調峰儲備電源。

    近期，國家能源局發布了《2022年煤電規劃建設風險預警的通知》，大部分地區的煤電規劃建設風險預警由紅轉橙，甚至轉綠，側面驗證“有序推動項目核準建設”的必要性。文件指出，為有力有序防范化解煤電產能過剩風險，按照適度從嚴的原則，風險預警結果為紅色和橙色的省份，要暫緩核準、暫緩新開工建設自用煤電項目(含燃煤自備機組，下同)，并在國家指導下，合理安排在建煤電項目的建設投產時序;風險預警等級為綠色的省份，也要充分考慮跨省(區)電力互濟等因素，在國家指導下，有序核準、開工建設自用煤電項目。其中8個地區煤電裝機充裕度為紅色（黑龍江、吉林、蒙東、山東、山西、甘肅、寧夏、新疆），2個地區為橙色（遼寧、福建），其余21個地區為綠色。對比2020年煤電規劃建設風險預警，2022年煤電裝機過剩局面將大幅緩解。

    二、區域分化

    1-4月全國累計用電增速環比1-3月小幅回升，同比大幅回落。國家能源局數據顯示，2019年1-4月，全國全社會用電量累計2.23萬億千瓦時，同比增長5.6%，增速同比2018年同期回落3.7個百分點，環比1-3月提升0.1個百分點。我們判斷2018年同期用電增速較高主要系補庫存短周期高峰，且環保要求提高，鋼鐵、有色、化工等高耗能產業電能替代加速所致。受去年同期基數較高及經濟增速放緩（2019年一季度GDP增速同比放緩0.4個百分點）影響，2019年1-4月用電增速同比回落，與中電聯年初預測的全年5.5%用電增速基本持平。

2008-2019.1-4全國全社會用電增速變化情況

數據來源：公開資料整理

    分類用電增速同比均有回落，二、三產業用電增速環比回升。分產業看，2019年1-4月分類用電增速均同比回落，其中第一產業用電量217億千瓦時，同比增長6.1%；第二產業用電量14792億千瓦時，同比增長3.2%；第三產業用電量3728億千瓦時，同比增長10.3%；城鄉居民生活用電量3591億千瓦時，同比增長10.9%。1-4月第一產業、第二產業、第三產業及城鄉居民生活用電增速分別同比下降4.9、3.7、4.3和4.1個百分點。環比1-3月，第二產業和第三產業用電增速均回升0.2個百分點。第一產業和城鄉居民生活用電則分別環比下降0.7和0.1個百分點。

2018-2019.4月度累計全國全社會分類用電增速變化

數據來源：公開資料整理

    4月單月全社會用電量5534億千瓦時，同比增長5.8%，該增速同比去年下降約2個百分點。分產業看，第一產業用電量57億千瓦時，同比增長4.2%；第二產業用電量3852億千瓦時，同比增長4.0%；第三產業用電量864億千瓦時，同比增長10.5%；城鄉居民生活用電量761億千瓦時，同比增長10.5%。

2012-2019年4月單月用電增速對比

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    經濟結構調整效果顯著，用電增量重心逐漸由第二產業向第三產業及城鄉居民用電轉移。從用電增量貢獻度來看，2019年1-4月第二產業貢獻度仍為最高，1-4月累計的增量用電貢獻度為44%，但與2018年同期相比第二產業用電貢獻度下降了7.49個百分點。第三產業及城鄉居民用電增量貢獻度占比顯著提升，2019年1-4月兩者合計已達到55%，比重正式超過第二產業。與第二產業相比，第三產業和城鄉居民用電增速受經濟波動相對較小。

2019年1-4月累計同比增量用電分類貢獻度

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    分省看，除青海省外，全國大部分省區1-4月實現用電同比正增長，中西部用電增速高于全國平均。共計7個省、區域用電增速超過10%，以中西部地區具有經濟后發優勢的地區為主，西藏、內蒙古、廣西、湖北、安徽、海南、新疆用電增速分別為18.31%、11.74%、11.70%、10.92%、10.55%、10.23%、10.14%。具體而言，內蒙古、廣西因能源成本較低，近年來大力引進鋼鐵、電解鋁等高耗能產業；湖北、安徽受益于東部沿海地區產業轉移，高端制造業發展迅速，帶動用電高增速。

    東部地區受環保容量、土地空間等因素影響，近年來工業產能逐步向中西部地區轉移，用電增速下滑，以江蘇、山東等最為顯著。1-4月用電數據再次印證全國用電需求分化呈現

    分化態勢，除河北、浙江外，大部分沿海省份用電增速低于全國平均。

    東部地區受環保容量、土地空間等因素影響，近年來工業產能逐步向中西部地區轉移，用電增速下滑，以江蘇、山東等最為顯著。1-4月用電數據再次印證全國用電需求分化呈現分化態勢，除河北、浙江外，大部分沿海省份用電增速低于全國平均。

    從4月單月增速來看，中西部地區高增速省份延續一季度趨勢，吉林、廣東省用電增速恢復。從4月單月增速來看，吉林省增速大幅回升，用電量增速達10.19%，成為4月單月增速超過10%的6個省份之一。廣東省單月用電增速達8.33%，在東部沿海省份中位列第一。

    2019年區域用電增速分化格局延續，中西部地區用電高增長具有持續性。自2018年開始，全國各區域用電增速即存在不斷分化的情形。總體而言，中西部用電增速要好于東海沿海發達省份。1）東南沿海區域經濟發達，用電基數大，疊加能源雙控影響，用電增速逐漸放緩。2）西部區域環保政策相對溫和、電價低，為較多高耗能工業產能的轉移的目的地，驅動當地用電量快速增長。3）中部區域，尚處于工業化發展的中期，后發優勢明顯，近年來大力發展以高端制造業為代表的一批新興產業，預計未來較長的一段時間內用電量增速都可以保持在較好的水平。

    三、中西部火電

    2019年1-4月全國發電量22198億度，同比增長4.1%，增速同比下降3.6個百分點，環比1-3月下降0.1個百分點。

月度累計發電增速

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    分發電類型看，水電發電量繼續受益來水向好，4月單月水電發電量再創新高。2019年1-4月火電、水電、核電、風電發電增速分別為1.4%、13.7%、26.8%和6.2%。其中水電發電增速環比大幅提升了約1.7個百分點。

    煤電裝機容量增速回升，核電、風電、光伏貢獻主要裝機增量。截至4月末，全國規模以上發電裝機容量18.22億千瓦，同比增長6.5%。其中水電3.07億千瓦，火電11.47億千瓦，風電1.90億千瓦、太陽能發電1.32億千瓦，核電0.46億千瓦，分別同比增長2.6%、4.2%、12.6%、24.1%、24.3%。

    因裝機增速高于用電增速，1-4月全國發電設備累計平均利用小時下降4h，水電利用小時數大幅提升。分電源種類來看，水電提升114h，主要由于全國范圍內來水整體改善；火電下降13h，主要是由于水電對于火電的擠出效應；風電下降45h，太陽能下降5h，從一季度數據來看，全國范圍內棄風、棄光現象持續好轉，風電及太陽能利用小時下降主要是由于風況和光照條件的波動。風電出力一般而言與氣溫關聯度較大，18年初以來，氣溫相對往年同期偏高，預計對風況造成了一定影響。

2019年4月末全國發電裝機容量占比

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2019年1-4月發電小時同比變化（小時）

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    分省看，水電和火電利用小時出現巨大分化的主要原因為：其一沿海和中西部省份用電需求增速出現分化，其二各省份水電來水不同流域分化較大，對當地及落地省份的火電機組出力造成了較大沖擊。1-4月火電利用小時漲跌區域分化顯著，考慮到用電增速偏低及受西南水電沖擊，沿海火電機組利用小時大多同比下降；除個別省份由于當地水電機組大發影響之外，中西部區域火電機組利用小時總體增長強勁。1-4月火電利用小時數漲幅靠前的地區主要有：四川（286h）、湖北（227h）、貴州（186h）、新疆（171h）、北京（144h）、甘肅（144h）、廣西（93h）、重慶（90h）、內蒙古（89h）、山西(69h)。

    三、供需格局

    火電明確享受增值稅下降利好，當前火電處于盈利低點，關注對減稅降本業績彈性高的龍頭。發改委發布的第二批降電價政策中，并未提及火電增值稅稅率調整需要讓利給下游，對于火電企業整體利好。根據我們測算，增值稅下調3%后，火電企業業績彈性普遍可以達到30%-50%。其中，自身盈利能力越差的火電公司，對于增值稅下調的業績彈性越大。核電、水電增值稅下調帶來的電價空間將讓利下游，但是由于核電、水電盈利能力整體較好，增值稅彈性較小，因此影響不大。

    煤價方面，2019年煤炭供給側改革已進入尾聲，新增的先進產能逐步釋放，煤炭供給逐步偏松，煤價有望持續下跌。同時，預計于2019年10月投產，屆時將徹底重塑華中地區煤炭供需格局，華中地區火電公司有望率先受益。綜合考慮增值稅從16%降至13%，兩會后煤炭復產有望加速，煤價有望開啟新一輪下跌。

    相關報告：智研咨詢發布的《2019-2025年中國電力生產市場全景調查及發展前景預測報告》