【信达能源】电力月报：12月用电增速企稳回升分布式光伏管理办法正式发布

  月度专题点评：2024 用电情况分析及 2025 年用电情况展望。整体用电增速前高后低，基数与经济活动共同影响：二产用电量增速稳在5%以上，同时三产及居民保持高增速，拉动整体用电需求实现可观增长。但整体用电增速 “前高后低”，原因包括分月用电增速易受基数影响，以及用电增速与季度经济活动紧密关联。高技术制造与消费成主要拉动因素，高耗能用电增速波动影响较大。高技术制造与消费板块用电增速成为二三产中主要拉动用电需求量开始上涨的因素。高耗能行业作为占比接近四成的用电板块，下半年增速较低拖累整体用电增速。展望2025：高新技术产业扩能影响可期，高耗能产业复苏或成关键。更加积极有为的宏观政策有望在年内持续落地，带动高新技术产业持续扩张。同时，用电需求中占比较高的高耗能行业同样亟待政策刺激与扶持，其产能降幅收窄与企稳对整体用电会带来较强支撑。

  月度板块及重点上市公司表现：1月电力及公用事业板块下跌5.2%，表现劣于大盘；1月沪深300下跌3.0%到3817.1；涨幅前三的行业分别是有色金属(4.5%)、机械设备(1.0%)、汽车(0.8%)。

  月度电力需求情况分析：12月电力消费增速环比企稳回升。2024年12月全社会用电同比增长3.27%。分行业：二产用电增速环比企稳，居民用电增速环比上行：2024年12月，一、二、三产业用电量同比增速分别为7.69%、2.24%、5.30%，居民用电量同比增长5.01%。分板块：制造业高耗能用电增速企稳略升，消费用电增速环比下行。分子行业看，高技术装备制造板块中用电量占比前三的为计算机通信设施制造业、金属制作的产品业、电气机械制造业。消费板块中占比前三的为批发和零售业、交通运输、仓储及邮政业和房地产业。六大高耗能板块中占比前三的为电力热力生产及供应业、有色金属冶炼及压延加工业和化学相关制造业。分地区来看，东部沿海省份用电量领先，西部省份用电增速领先。弹性系数方面，2024年四季度电力消费弹性系数为0.645。

  月度电力生产情况分析：整体需求不佳导致火电出力同比转负，光伏出力同比大幅度提高。2024年12月份，全国发电量增长0.60%。分机组类型看，火电电量同比下降2.60%；水电电量同比上升5.50%；核电电量同比上升11.40%；风电电量同比上升6.60%；太阳能电量同比上涨28.50%。新增装机方面，2024年12月全国总新增装机11657万千瓦，其中新增火电装机1027万千瓦，新增水电装机380万千瓦，新增核电装机274万千瓦，新增风电装机2807万千瓦，新增光伏装机7168万千瓦。新增装机中，火电装机增速同比变化-46.28%，风电装机同比变化-18.08%，光伏装机同比变化37.47%。发电设备利用方面，2024年全国发电设备平均利用小时数3147小时，同比降4.60%。其中，火电3988小时，同比降1.31%；水电3146小时，同比升7.48%；核电6983小时，同比降0.26%；风电1931小时，同比降4.83%；光伏1132小时，同比降7.06%。煤炭库存情况、日耗情况及三峡出库情况方面，内陆煤炭库存环比下降，日耗环比上升；沿海煤炭库存环比上升，日耗环比下降；三峡水位同比上升。

  月度电力市场数据分析：2月代理购电均价环比持续下行。2月月度代理购电均价为393.69元/MWh，环比下降2.04%，同比下降4.72%。

  行业新闻：（1）四川构建煤电政府授权合约机制，2025年合约价为0.4392元/千瓦时；（2）广西2025年政府授权合约价：绿电0.375、常规0.36元/度、核电超7000小时0.3元/度；（3）国家能源局印发《分布式光伏发电开发建设管理办法》。

  投资观点：我们大家都认为，国内历经多轮电力供需矛盾紧张之后，电力板块有望迎来盈利改善和价值重估。虽然随着2022年火电装机核准潮逐步落地，电力供需矛盾趋于缓和，但部分经济较为发达的区域仍存在区域性供需缺口。在当前新能源装机持续迅速增加，相关能源政策依然重点强调安全保供的态势下，煤电顶峰价值有望持续凸显。展望未来，双碳目标下的新型电力系统建设，或将持续依赖系统调节手段的丰富和投入；容量电价机制正式出台明确煤电基石地位，电力现货市场和辅助服务市场机制有望持续推广，因而在电力市场化改革的持续推进下，电价有望实现稳中上涨。此外，伴随着发改委加大电煤长协保供力度，电煤长协实际履约率有望边际上升，我们判断煤电企业的成本端较为可控；同时煤电一体化企业依靠自有煤炭或高比例煤炭长协兑现的优势，有望在稳利润同时实现业绩增长。展望未来，我们大家都认为电力运营商的业绩有望大幅改善。电力运营商有望受益标的：1）煤电一体化公司：新集能源、陕西能源、淮河能源等；2）全国性煤电龙头：国电电力、华能国际、华电国际等；2）电力供应偏紧的区域龙头：皖能电力、浙能电力、申能股份、粤电力 A 等；3）水电运营商：长江电力、国投电力、川投能源、华能水电；4）设备制造商和灵活性改造有望受益标的：东方电气、青达环保、华光环能等。

  风险因素：宏观经济下滑导致用电量增速没有到达预期,电力市场化改革推进缓慢,电煤长协保供政策的执行力度不及预期。

  2024年，我国全社会用电量达到98521亿千瓦时，同比增长6.81%，新增用电体量达6273亿千瓦时，新增用电量整体增长幅度可观。其中，一、二、三产及城镇和乡村居民用电量占比分别为1.38%，64.83%，18.62%，15.17%。从整体结构来看，一产用电占比基本持平，三产和居民用电占比分别提升0.52pct和0.51pct，二产用电占比下降1.02pct。分行业来看，一、二、三产及城镇和乡村居民用电量累计增速分别为6.28%，5.14%，9.90%，10.55%。综合看来，整体用电增速实现可观增长的原因是占比超过六成的二产用电量增速稳在5%以上，同时占比合计超过三成的三产及居民保持两位数上下的增速，拉动整体用电需求实现接近7%的增长。但从分月用电情况去看，整体用电增速呈现“前高后低”的特点，全社会分月用电增速从1-2月的10.95%下滑至12月的3.27%，环比持续下降。分行业来看，二产三产分月用电情况与全社会趋势基本一致。其中，二产用电量增速从1-2月的9.73%下滑至12月的2.24%，最低为11月的2.20%；三产用电量增速从1-2月的15.66%下滑至12月的5.30%，最低为11月的4.70%。城镇和乡村居民分月用电情况受季节气候影响较大，年内夏季高温阶段其用电增速在8-9月分别达到23.74%和27.80%；而在年底受冬季“暖冬”气候影响，其11-12月用电增速仅分别为2.90%和5.01%。综合看来，整体用电增速呈现“前高后低”的问题大多有二：首先，分月用电增速易受基数影响，考虑到2023年一季度全社会仍在疫情影响之下，经济活动减缓形成低用电基数，导致2024年一季度同比实现高增，造就前半年用电量高增速；2023年下半年全社会疫情影响减弱，经济活动恢复形成高用电基数，导致2024年下半年分月用电增速持续放缓。其次，分月用电增速与季度经济活动紧密关联。2024年我国分季度GDP同比增速分别为5.3%、4.7%、4.6%，5.4%，其中前三个季度GDP增速环比持续下降，经济稳步的增长减缓同样影响用电增速，导致用电量出现“前高后低”。

  2.细分板块：高技术制造与消费成主要拉动因素，高耗能用电增速波动影响较大

  分板块来看，二产与三产又可以拆分出高技术装备制造板块（包含汽车制造业，计算机、通信和其他电子设备制造业，医药制造业，金属制作的产品业，通用设备制造业，专用设备制造业，电气机械和器材制造业，仪器仪表制造业，铁路、船舶、航空航天和其他运输设备制造业）、六大高耗能产业板块（包括黑色金属冶炼及压延加工业，有色金属冶炼及压延加工业，化学原料及化学制品制造业，非金属矿物制品业，石油、煤炭及其他燃料加工业，电力、热力的生产和供应业）与消费板块（包含交通运输、仓储、邮政业，信息传输、软件和信息技术服务业，批发和零售业，住宿和餐饮业，金融业，房地产业）。总的来看，2024年高技术装备制造、高耗能与消费板块用电占比分别为11.40%，39.73%和11.92%，用电量同比增速分别为10.31%、4.02%与10.90%。综合看来，二产三产中，高技术制造与消费板块用电增速均为两位数，远高于全社会用电平均增速，成为二三产中主要拉动用电需求量开始上涨的因素。但分月来看，高技术装备制造和消费板块分月用电增速分别能维持在7%与6%以上，但高耗能板块分月用电增速下滑幅度较大，上半年7%以上的增速在下半年出现逐月下滑至最低0.96%（11月）。作为占比接近四成的用电板块，下半年增速较低的高耗能板块拖累整体用电增速。再细分到具体行业，六大高耗能行业中黑色金属冶炼加工业和非金属矿物制品业分别实现全年用电-0.98%和-2.33%的负增长，成为拖累高耗能行业用电的主要门类，其基本的产品品类分别对应钢铁与水泥。据国家统计局，2024年我们国家粗钢产量同比下滑1.7%，水泥产量同比下滑9.5%。因此，高耗能用电增速波动对整体用电需求量开始上涨影响较大。

  展望2025年，作为“十四五”规划收官之年，我们大家都认为更加积极有为的宏观政策有望在年内持续落地，带动人工智能、电动汽车、半导体芯片、新能源产业链等高新技术产业持续扩张，进而实现用电用能的迅速增加。同时，用电需求中占比较高的高耗能行业同样亟待政策刺激与扶持，其产能降幅收窄与企稳对整体用电需求将会带来较强支撑。

  1月电力及公用事业板块下跌5.2%，表现劣于大盘；1月沪深300下跌3.0%到3817.1；涨幅前三的行业分别是有色金属(4.5%)、机械设备(1.0%)、汽车(0.8%) 。

  1月电力板块重点上市公司中涨幅前三的分别为南网能源(-0.96%)、晋控电力(-1.58%)、吉电股份(-2.09%)。

  2024年12月份全社会分月用电量8835亿千瓦时，分月同比增长3.27%，涨幅较11月扩大0.48pct。2024年1-12月，全社会累计用电量98521亿千瓦时，累计同比增长6.80%，涨幅较1-11月缩小0.34pct。12月电力消费增速环比企稳回升。

  分行业来看，2024年12月一、二、三产业和城镇和乡村居民生活用电量分别为112，5752，1650，1321亿千瓦时，同比变化7.69%、2.24%、5.30%、5.01%（涨幅较11月变化0.09pct、0.04pct、0.60pct和2.11pct）。12月二产用电增速环比企稳，居民用电增速环比上行。

  分板块来看，2024年12月制造业及高技术装备制造板块（包含汽车制造业，计算机、通信和其他电子设备制造业，医药制造业，金属制作的产品业，通用设备制造业，专用设备制造业，电气机械和器材制造业，仪器仪表制造业，铁路、船舶、航空航天和其他运输设备制造业）和六大高耗能产业板块（包括黑色金属冶炼及压延加工业，有色金属冶炼及压延加工业，化学原料及化学制品制造业，非金属矿物制品业，石油、煤炭及其他燃料加工业，电力、热力的生产和供应业）用电量增速企稳略升，消费板块（包含交通运输、仓储、邮政业，信息传输、软件和信息技术服务业，批发和零售业，住宿和餐饮业，金融业，房地产业）用电增速环比下行。

  分板块看，制造业板块用电量4210.36亿千瓦时，2024年12月同比增长3.94%（涨幅较11月上涨1.36pct）；高技术装备制造板块用电量1004.92千瓦时，2024年12月同比增长7.76%（涨幅较11月上涨0.56pct）；六大高耗能板块用电量3494.50亿千瓦时，2024年12月同比增长2.12%（涨幅较11月上涨1.16pct）；消费板块用电量1033.09亿千瓦时，2024年12月同比增长6.33%（涨幅较11月收窄0.41pct）。

  分子行业看，高技术装备制造板块中用电量占比前三的为计算机通信设施制造业（24.25%）、金属制作的产品业（24.21%）和电气机械制造业（17.08%），新增用电贡献率排名前三的为计算机通信设施制造业（30.55%）、金属制作的产品业（26.81%）、通用设备制造业（16.04%）。消费板块中占比前三的为批发和零售业（35.44%）、交通运输、仓储及邮政业（21.23%）和房地产业（17.22%），新增用电贡献率排名前三的为批发和零售业（45.29%）、信息技术服务业（26.09%）和交通运输、仓储及邮政业（16.37%）。六大高耗能板块中占比前三的为电力热力生产及供应业（30.78%）、有色金属冶炼及压延加工业（21.13%）和化学相关制造业（15.70%），新增用电贡献率排名前三的为电力热力供应业（51.81%）、化学相关制造业（32.21%）和有色金属加工业（28.28%）。

  分地区来看，2024年12月份全社会用电量排名前五的省份分别为山东（753亿千瓦时）、江苏（747亿千瓦时） 、广东（719亿千瓦时）、浙江（604亿千瓦时） 、河北（489亿千瓦时），大部分为沿海省份。全社会用电量增速前五的省份分别为：云南（11.30%）、西藏（9.59%） 、贵州（7.11%）、福建（6.93%） 、甘肃（6.81%）。从数量上看，增速前五省份大部分为中西部省份。

  分地区来看，2024年1-12月份，全社会用电量排名前五的省份分别为广东（9121.03亿千瓦时）、江苏（8486.93亿千瓦时） 、山东（8319.72亿千瓦时）、浙江（6779.85亿千瓦时） 、内蒙古（5193.41亿千瓦时），大部分为沿海省份。全社会用电量增速前五的省份分别为：西藏（13.93%）、安徽（11.94%） 、重庆（10.98%）、云南（10.98%） 、新疆（10.79%）。从数量上看，增速前五省份大部分为中西部省份。

  电力消费弹性系数方面，2024年四季度，我国GDP增速5.40%，用电量增速3.48%，弹性系数为0.645，较上季下降0.92。

  1. 发电情况：整体需求不佳导致火电出力同比转负，光伏出力同比大幅提高。

  2024年12月，全社会发电量8462.40亿千瓦时，同比增长0.60%，涨幅较11月收窄0.30pct。分电源类型看，火电发电量5975.00亿千瓦时，同比下降2.60%，同比涨幅较11月收窄4.00pct；水电发电量827.20亿千瓦时，同比上升5.50 %，涨幅较11月扩大7.40pct；核电发电量423.90亿千瓦时，同比上升11.40%，涨幅较11月扩大8.30pct；风电发电量920.90亿千瓦时（6MW以上电站），同比上升6.60%，同比涨幅较11月扩大9.90pct；太阳能发电量315.40亿千瓦时（6MW以上电站），同比上涨28.50%，同比涨幅相较于11月扩大18.20pct。12月整体需求不佳导致火电出力同比转负，光伏出力同比大幅提高。

  2024年1-12月，全社会发电量94180.60亿千瓦时，同比增长4.60%，涨幅较1-11月收窄0.40pct。分电源类型看，火电发电量63437.70亿千瓦时，同比增长1.50%，同比增速较1-11月收窄0.40pct；水电发电量12742.50亿千瓦时，同比增长10.70%，涨幅较1-11月收窄0.50pct；核电发电量4449.00亿千瓦时，同比上升2.70%，涨幅较1-11月扩大0.80pct；风电发电量9360.50亿千瓦时（6MW以上电站），同比增长11.10%，同比涨幅较1-11月收窄0.40pct；太阳能发电量4190.80亿千瓦时（6MW以上电站），同比上涨28.20%，同比涨幅相较1-11月扩大0.40pct。

  截至1月23日，内陆17省煤炭库存9250.3万吨，较上周下降74.3万吨，周环比下降0.80%；内陆17省电厂日耗为407.5万吨，较上周增加7.6万吨/日，周环比上升1.90%；可用天数为22.7天，较上周下降0.6天。

  截至1月23日，沿海8省煤炭库存3437万吨，较上周增加1.8万吨，周环比上升0.05%；沿海8省电厂日耗为166.7万吨，较上周下降31.7万吨/日，周环比下降15.98%；可用天数为20.6天，较上周增加3.3天。

  截至1月27日，三峡出库流量8180立方米/秒，同比上升21.55%，周环比上升5.55%。

  分电源看，2024年12月全国总新增装机11657万千瓦，其中新增火电装机1027万千瓦，新增水电装机380万千瓦，新增核电装机274万千瓦，新增风电装机2807万千瓦，新增光伏装机7168万千瓦。新增装机中，火电装机增速同比变化-46.28%，风电装机同比变化-18.08%，光伏装机同比变化37.47%。

  分地区看，2024年12月新增火电装机排名前三的省份为新疆（293万千瓦）、山东（257万千瓦）、江苏（128万千瓦）；新增水电装机排名前三的省份为青海（187万千瓦）、浙江（30万千瓦）、陕西（30万千瓦）；新增风电装机排名前三的省份为内蒙古（675万千瓦）、新疆（618万千瓦）、河北（424万千瓦）；新增光伏装机排名前三的省份为内蒙古（1443万千瓦）、新疆（1054万千瓦）、青海（558万千瓦）。

  2024年1-12月全国发电设备平均利用小时数3147小时，同比降低4.60%。其中，火电平均利用小时3988小时，同比下降1.31%；水电平均利用小时数3146小时，同比上升7.48%；核电平均利用小时数6983小时，同比下降0.26%；风电平均利用小时数1931小时，同比降低4.83%；光伏平均利用小时数1132小时，同比下降7.06%。

  2月，全国平均的电网公司月度代理购电价格为393.69元/MWh，相较燃煤基准价上浮6.69%；月度代理购电价格环比下降2.04%，同比下浮4.72%。

  2. 广东电力市场：2月月度交易价格略有回升，11月现货市场电价环比上行

  2月，广东电力市场月度中长期交易均价为388.88元/MWh，相比燃煤基准电价463元/MWh下浮16.00%，环比上月上行4.27%。其中，双边协商交易均价372.90元/MWh，集中竞价均价为378.60元/MWh。

  截至11月9日，广东电力市场11月日前现货交易均价为333.47元/MWh，环比上升10.46%；实时现货交易均价为307.89元/MWh，环比上升7.75%。

  （泛能网数据库未更新）截止至11月14日，山西电力市场11月日前现货交易均价为357.73元/MWh，环比上升27.8%；实时现货交易均价为370.88元/MWh，环比上升31.8%。

  （泛能网数据库未更新）截止至11月13日，山东电力市场11月日前现货交易均价为324.54元/MWh，环比下降3.04%；实时现货交易均价为338.97元/MWh，环比下降4.67%。

  (1)四川构建煤电政府授权合约机制，2025年合约价为0.4392元/千瓦时

  1月9日，四川省发展和改革委员会、四川省能源局印发通知，建立煤电机组政府授权合约价格机制，自 2025年1月1日起生效。该机制基于四川能源供需现状，通过特殊计算方式确定电能量价格，适用于合规公用煤电机组。其中，2025 年政府授权合约价格为 0.4392 元 / 千瓦时，按年执行且会依据成本等因素清算调整。（资料来源：北极星火力发电网、四川省发展和改革委员会、四川省能源局）

  (2)广西2025年政府授权合约价：绿电0.375、常规0.36元/度、核电超7000小时0.3元/度：

  12月24日，广西壮族自治区能源局发布了《广西壮族自治区能源局关于 2025 年广西电力市场政府授权合约机制有关事项的通知》，新能源发电政府授权合约价格分为绿电政府授权合约价格和常规电能量政府授权合约价格，按年确定。其中，绿电合约价格为375 元/兆瓦时，常规合约价格为 360 元/兆瓦时，红沙核电1、2号机组合约价格7000小时内按上网电价执行，7000小时之后按300元/兆瓦时执行。（资料来源：光伏们、北极星光伏网、广西能源局）

  1月17日，国家能源局关于印发《分布式光伏发电开发建设管理办法》。《管理办法》将支持分布式光伏发展与规范发展相结合，解决行业发展面临的接网消纳承载力不足等制约问题；同时规范市场，对发展中出现的不合理现象给予坚决纠正和严格规范，推动行业适应新形势、新变化，切实维护发用双方特别是农户合法权益，促进分布式光伏发电实现“量”的增长和“质”的提升。（资料来源：国家能源局）

  我们认为，国内历经多轮电力供需矛盾紧张之后，电力板块有望迎来盈利改善和价值重估。虽然随着2022年火电装机核准潮逐步落地，电力供需矛盾趋于缓和，但部分经济较为发达的区域仍存在区域性供需缺口。在当前新能源装机持续迅速增加，相关能源政策依然重点强调安全保供的态势下，煤电顶峰价值有望持续凸显。展望未来，双碳目标下的新型电力系统建设，或将持续依赖系统调节手段的丰富和投入；容量电价机制正式出台明确煤电基石地位，电力现货市场和辅助服务市场机制有望持续推广，因而在电力市场化改革的持续推进下，电价有望实现稳中上涨。此外，伴随着发改委加大电煤长协保供力度，电煤长协实际履约率有望边际上升，我们判断煤电企业的成本端较为可控；同时煤电一体化企业依靠自有煤炭或高比例煤炭长协兑现的优势，有望在稳利润同时实现业绩增长。展望未来，我们大家都认为电力运营商的业绩有望大幅改善。电力运营商有望受益标的：1）煤电一体化公司：新集能源、陕西能源、淮河能源等；2）全国性煤电龙头：国电电力、华能国际、华电国际等；3）电力供应偏紧的区域龙头：皖能电力、浙能电力、申能股份、粤电力 A 等；3）水电运营商：长江电力、国投电力、川投能源、华能水电；4）设备制造商和灵活性改造有望受益标的：东方电气、青达环保、华光环能等。

  宏观经济下滑导致用电量增速没有到达预期、电力市场化改革推进没有到达预期、电煤长协保供政策的执行力度没有到达预期等。

  本文源自报告：《电力月报：12月用电增速企稳回升，分布式光伏管理办法正式对外发布》