一、特高压助力下，全国跨区域输电增速提高

由于国内资源禀赋分布不均，沿海地区经济发达，用电需求较高，西南、西北等地能源丰富但工业发展程度较低，特高压的建设将富余的能源输送至沿海用电大省，有效解决了国内发用电不均衡的情况。目前，全国在运特高压线路23条，送电端基本覆盖主要能源生产大省，受电端以沿海地区为主，逐步向华中地区扩展。

2017、2018年全国跨区域送电量同比增幅均超过10%，2018年1-11月，全国跨区域输电累计达到4408.98亿千瓦时，同比增幅13.43%，占全国发电量的7.2%，占全国用电量的7.1%，相当于原煤消费1.88亿吨。

跨区域输电主要指将水电、风电、光电以及部分地区富余的火电通过特高压的方式传输至沿海以及内陆发达地区。外送电中水电占比最大，因此国内跨区域输电量呈现明显的季节性，一般从2月起输电量开始回升，8月达到顶峰，随后持续回落，这与水电的发电季节性特征基本一致。在夏季用电高峰期跨区域输电量最高，7、8月跨区域输电量均占全国用电量的8.2%左右。

二、主要电力输出省份以水电、风电等清洁能源为主

1、外送电力以清洁能源为主

从输出省份来看，内蒙古、云南、四川、山西、湖北、宁夏、贵州为主要输出省份，合计占比达到64.4%。其中内蒙古、宁夏的外送电以火电、风电、光电为主；云南、四川、湖北地区以水电为主；山西、甘肃以风电、火电为主。

2、旺季主要输出出省份外送电占本省发电超40%

从外送电占本省发电量比重的角度来看，云南外送电占全省发电量比重最高，超过50%，此外宁夏、甘肃、四川、内蒙古的占比也相对较高，在35%以上。在7-8月电力消费旺季，云南地区外送电在当月本省发电量比重达到65%左右，宁夏、甘肃地区外送电占比均超过50%。主要电力输出省份在7、8月旺季外送电占发电量的比重均超过40%。

3、外送电季节性与主要发电能源特征一致

季节性对比来看，水电产量较大的省份如云南、四川、湖北外送电季节性特征与水电的发电表现较为一致，4月开始发电量明显走高，7-8月为发电量最高的省份。以风电、火电为主的内蒙古，其外送电的季节性表现则主要体现了4-5月风电发电高峰以及7-8月夏季用电高峰的特点。

三、主要电力输入省份集中于沿海地区

1、净输入省份基本分布于沿海地区

从输入省份来看，输入电量最多的地区分别为广东、河北、江苏、浙江、上海，合计占比达到53.5%，且均为净输入省地区，分布于沿海地区。其中，广东、江苏、浙江、河北输入电力均超过1000万亿千瓦时，广东净输入电量达到1581.3亿千瓦时，占广东省全年用电量的27.2%。

2、旺季沿海省份外来电占供电比重超30%

从外来电占本省发电量比重的角度看，2018年1-11月，北京、上海地区外来电占全年比重超过50%，分别为58%、50%，河北33%、广东30%、辽宁27%。在外来电消纳最高的7-8月份，北京、上海的外来电占本省用电量的比重达到60%左右，广东、河北、浙江的比重达到30%-35%。

四、跨区域输电以及新能源蚕食沿海发电增量

1、沿海地区外来电在供电占比明显

2018年沿海四大省份中，上海外来电在供电占比达到47%，江苏外来电、省内非化石发电合计占比27%；浙江外来电占比26%，省内新能源17%，合计43%；广东外来电31%，新能源18%，合计49%。7-8月用电高峰期，外来电的占比相比全年有3%-9%左右的增幅，同时火电占比则有2%-9%的降幅，省内新能源的发电占比仅小幅下降。

2、外来电以及新能源冲击火电

跨区域输电的季节性特征导致在夏季用电高峰期外来电有效的缓解了沿海地区的电厂负荷，同时沿海地区的新能源发电如核电、风电也在蚕食用电量的增幅，这也是近年来沿海地区电厂火电负荷下降的重要原因。近两年江苏省用电量增速则保持在5%-6%，而发电量增速仅为1%左右；2018年浙江用电量增速维持在8%左右，而发电量增速2018年降至2.7%；2018年上海用电量增速为2.6%，而发电量增速为-1.7%，外来电在其中起到的作用不言而喻，同时沿海电厂的日耗已经不能有效反应沿海地区实际经济情况。

外来电增量明显，导致沿海地区火电增速持续走低。从2018年沿海四大省份（上海、江苏、浙江、广东）的发用电增量情况来看，2018年四省用电增量合计1064亿千瓦时，其中外来电增量963.9亿千瓦时、占比90.6%，省内非化石能源增量113.1亿千瓦时、占比10.6%，合计增量1077亿千瓦时，超过用电增量，导致沿海四省火电增量被明显挤出。分省份来看，上海、广东外来电增量超过用电量增量，使得火电发电增量均为负值。江苏、浙江的外来电增量在用电增量的比重也超过50%，导致两省的发电增速降至0附近。

此外，新能源也是沿海地区火电增速降低的重要原因。在能源转型的大背景下，沿海地区实施严格的能源双控政策，要求降低非化石能源消费比重，提高外来电占比，促进新能源消纳。沿海地区新能源以核电和风电为主，2018年核电方面，江苏、浙江、广东的核电增量明显主要原因在于2018年江苏田湾二期两台机组、浙江三门一期两台机组、广东阳江二期一台机组以及台山核电站均进入商运阶段，2018年江苏核电产量增速40.1%，浙江、广东分别为15%、11.6%。风电方面，近年来江苏省风电建设支持力度较大，同时风电建设成本下降较快，风电建设保持着较高的发展速度，近三年江苏风电发电增速维持在20%上下，2018年风电发电增速23%。

3、政策发力，火电比重降低是大势所趋

输电线路建设方面， 2018年9月，国家能源局印发《源于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》，含九项输变电工程、十二条特高压建设，七交五直新一轮特高压建设周期开启。目前已有三个特高压项目核准落地，部分项目招标已经开启。未来云南、湖北、青海等地的清洁能源向沿海地区的输送通道将进一步打开。

新能源项目方面，2019年核电审批重启，按照当前建设进度，预计2020年商运核电站功率达到48920MW，年度发电量3670亿千瓦时，替代原煤消费1.58亿吨。

政策扶持方面，近期国家发改委和能源局发布了2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目的通知，进一步了打开新能源发电的市场空间。

在能源转型的大背景下，清洁能源的消纳比重将进一步提高，沿海地区对于火电的依赖程度也将随之减弱，火电占比的降低是大势所趋。

五、2019年沿海日耗预期

2019年至今，沿海电厂日耗表现平平，其中4月沿海六大电厂耗煤量同比降幅5.32%，5月降幅更是达到了18.9%。沿海日耗增速的下行部分原因在于4、5月经济下行压力较大，此外从发用电的角度也可以看到，外来电以及新能源对火电的挤压也非常明显。
从4月的数据来看，沿海四省火电发电量同比减少的同时，外来电、和非化石能源发电较高。其中，外来电增量占用电增量的70.9%，非化石能源占比107.3%，火电则同比减少133.2亿千瓦时。以浙江的数据来看，4月浙江火电产量同比减少5.4%，4月浙电的日耗同比减少9.6%，浙电日耗同比降幅高于省内火电产量降幅的部分原因在于能源双控要求下，入炉单卡热值的提高。

从整体的发用电趋势来看，2019年夏季沿海地区的火电增速仍不容乐观。宏观经济压力拖累整体用电增速的大背景下，外来电以及新能源发电大概率仍将增长，预计沿海部分省份夏季火电发电增速或将降至-10%以上。