电力月度数据报告：需求逐步向好，电价拐点未现

需求逐步向好，电价拐点未现 ——电力月度数据报告 邵婉嫕投资咨询从业资格号：Z0015722shaowanyi@gtht.com刘鸿儒（联系人）期货从业资格号：F03124172liuhongru@gtht.com 报告导读： 6月，规上工业发电量7963亿千瓦时，同比增长1.7%，增速比5月份加快1.2个百分点。电力设备新增装机达2838万千瓦，同比下降23.5%，从结构看，新能源在五月底出现大规模抢装，年中集中并网的旺季需求前置，光伏装机同比下降38%，风电装机同比下降16%。全社会用电量8670亿千瓦时，同比增长5.4%，增幅较5月扩大1%。 7月高温天气延续，气温较常年同期持平或偏高，预计整体用电需求环比仍有上行空间。考虑到2024年7月为全年用电增速的相对低点，预计7月当月增速有望超6%。根据气候公报，8月气温仍将偏高，“迎峰度夏”期间用电需求增长无虞。中期来看，2024年四季度受暖冬影响，用电增速偏低，形成较低基数。尽管今年消费存在一定前置，但在政策端仍有发力预期的背景下，若四季度气温与常年相近，叠加去年同期低基数作用，四季度用电增速有望走强，全年实现5.9%的用电增速预期的可能性较大。 8月，各省代理购电价格涨跌不一。约67%的省份价格呈现季节性环比上涨，仅有约33%的省份价格实现同比上涨。一次能源方面，7月动力煤价格出现反弹上修。8月上涨趋势或仍有延续的可能，不过在当前年度中长期电价水平下，多数火电企业仍具有一定的利润水平，煤价到电价的传导短期内预计并不显著。 7月，广东日前现货市场成交均价延续下行，发电侧成交均价316.3元/兆瓦时1，同环比-6.9%/+6.6%。展望8月，广东省电力现货价格预计环比走弱，但同比降幅有望收窄，月均价中枢预计下移至295–315元/兆瓦时区间。供给端西电来量预计仍将保持高位，需求端方面，广东气温预计接近常年同期，制冷负荷有望支撑用电需求。不过出口端受中美关税影响存在不确定性，叠加国内消费存在前置的现象，第二产业用电预计存在波动，整体需求难超预期。 7月，已转为正式运行的电力现货市场价格整体呈环比走强态势。山西实时市场均价为371元/兆瓦时，同环比+12%/18%；山东为358元/兆瓦时，同环比-0.6%/+13%；甘肃为182元/兆瓦时，同环比-7%/+4%；蒙西均价为277元/兆瓦时，同环比-76%/-27%。中长期电价方面，尽管动力煤价格上涨，整体电价走势仍较为平稳。广东中长期电价继续贴近地板价运行，8月月度电价为373元/兆瓦时。山东7月月内电价为368元/兆瓦时，环比下行1.1%。江苏8月中长期电价保持平稳，报394元/兆瓦时，同环比-7.8%/-0.5%。蒙西中长期电价小幅回升1.3%至305元/兆瓦时，同比下降5.6%。 目录 1.全国市场：需求加速回暖，电价仍以同比回落为主..................................................................................................................3 1.1电力供需：用电需求延续回升，供给增量前置................................................................................................................31.2代购电价：同比回落为主，环比季节性走强....................................................................................................................61.3一次能源价格：市场情绪向好，动力煤或迎反弹...........................................................................................................71.4电力政策：省级136号文陆续出炉，分布式光伏迎管理新规...................................................................................82.区域电力市场：现货环比季节性走强，中长期价格平稳运行..............................................................................................102.1广东：同比走弱趋势不改，8月降幅或收窄...................................................................................................................102.2其他主要市场：现货季节性走强，中长期价格成交重心未见上移.........................................................................123.总结.............................................................................................................................................................................................................13 （正文） 1.全国市场：需求加速回暖，电价仍以同比回落为主 1.1电力供需：用电需求延续回升，供给增量前置 6月份，规上工业电力生产稳步增长，增速较5月加快。6月份，规上工业发电量7963亿千瓦时，同比增长1.7%，增速比5月份加快1.2个百分点；日均发电265.4亿千瓦时。1—6月份，规上工业发电量45371亿千瓦时，同比增长0.8%，扣除天数原因，日均发电量同比增长1.3%。 分电源类型来看，火电、风电增速放缓，水电降幅收窄，核电、太阳能发电增速加快。其中，火电发电4939亿千瓦时，同比增长1.1%，增速放缓0.1个百分点；水电发电量1391亿千瓦时，下降4.0%，降幅收窄10.3个百分点；核电发电量394亿千瓦时，增长10.3%，增速加快3.6个百分点；风电发电量738亿千瓦时，增长3.2%，增速放缓7.8个百分点；太阳能发电量501亿千瓦时，增长18.3%，增速加快11个百分点。 资料来源：Wind，国泰君安期货研究 资料来源：Wind，国泰君安期货研究 资料来源：Wind，国泰君安期货研究 资料来源：Wind，国泰君安期货研究 资料来源：Wind，国泰君安期货研究 资料来源：Wind，国泰君安期货研究 6月，全国电力设备新增装机达2838万千瓦，同比下降23.5%，往年装机旺季需求前置。从结构看，新能源在五月底出现大规模抢装，年中集中并网的旺季需求前置。其中，光伏新增装机1436万千瓦，同比下降38%；风电新增装机511万千瓦，同比下降16%。火电装机延续高增态势，新增823万千瓦，同比增长34%。水电新增装机仅68万千瓦，同比下降56%；核电则在6月仍未有新增机组投运。 资料来源：Wind，国泰君安期货研究 资料来源：Wind，国泰君安期货研究 2025年6月，全社会用电量8670亿千瓦时，同比增长5.4%，增幅较5月扩大1%。分产业来看，二产增速回暖，三产与居民增速维持高位。第一产业用电量133亿千瓦时，同比增长4.9%；第二产业用电量5488亿千瓦时，同比增长3.2%；第三产业用电量1758亿千瓦时，同比增长9.0%。城乡居民生活用电量1291亿千瓦时，同比增长10.8%。上半年，全社会用电量累计48418亿千瓦时，同比增长3.7%。 整体来看，6月用电需求增速基本符合预期。一产用电保持稳定增长，二产用电增速回升，汽车制造、通用设备等高技术及装备制造业用电拉动作用明显。但四大高耗能行业用电持续低迷，反映出地产后周期影响仍在延续。气象方面，6月全国平均气温21.1℃，为历史同期最高，较常年同期偏高0.9℃，在高温天气带动下，三产与居民用电增速加快。其中，信息传输、软件和信息技术服务业用电受AI与大数据行业带动持续高增，充换电服务业用电亦贡献显著增量。 展望后市，7月高温天气延续，气温较常年同期持平或偏高，预计整体用电需求环比仍有上行空间。考 虑到2024年7月为全年用电增速的相对低点，预计7月当月增速有望超6%。根据气候公报，8月气温仍将偏高，“迎峰度夏”期间用电需求增长无虞。中期来看，2024年四季度受暖冬影响，用电增速偏低，形成较低基数。尽管今年消费存在一定前置，但在政策端仍有发力预期的背景下，若四季度气温与常年相近，叠加去年同期低基数作用，四季度用电增速有望走强，全年实现5.9%的用电增速预期的可能性较大。 资料来源：Wind，国泰君安期货研究 资料来源：Wind，国泰君安期货研究 资料来源：Wind，国泰君安期货研究 资料来源：Wind，国泰君安期货研究 资料来源：Wind，国泰君安期货研究 资料来源：Wind，国泰君安期货研究 1.2代购电价：同比回落为主，环比季节性走强 2025年8月，各省代理购电价格涨跌不一。从环比来看，约67%的省份价格呈现季节性上涨，其中吉林、四川和青海涨幅较为明显，四川涨幅高达37%，其余省份涨幅普遍在10%以内，整体较为温和。同比方面，约33%的省份价格上涨，全国共有22个省份同比下降，其中浙江、山东、陕西和广西等地跌幅超过10%；共有11个省份同比上涨，蒙西与青海涨幅尤为突出。整体来看，天津、吉林、四川、陕西等10个省份实现环比与同比“双增长”。 从全国来看，8月峰谷电价价差较7月普遍延续扩大。据北极星电力网统计，8月共有24地执行尖峰电价，江西、蒙东、蒙西、山东、新疆5地执行深谷电价。在价格上行的省份中，四川、青海以及吉林增幅超过10%；而在下行省份中，海南、陕西、甘肃等地降幅均超过20%。在已统计的30个省份（地区）中，共有17个省份的峰谷价差呈上行趋势。截至7月，全国共有12个省份的峰谷价差超过0.7元/千瓦时，较上月减少1个。 资料来源：SMM，国泰君安期货研究 1.3一次能源价格：市场情绪向好，动力煤或迎反弹 7月，动力煤价格出现反弹上修。主产区煤价延续偏强走势，部分中小煤矿月度产量完成停产减产增多，目前冶金化工等终端采购稳定，站台煤场配煤等拉运积极。港口方面，市场情绪向好，港口发运成本持续倒挂，库存小幅波动向下，市场优质货源补充不足，贸易商惜售情绪浓厚。展望8月，上涨趋势或仍有延续的可能。一方面来自于供应端的增量预期有所调整，随着市场对于反内卷情况的发酵，对于整体产能偏过剩的行业均有宏观政策落地预期，导致市场预期先行。另一方面则是由于季节性用煤旺季的到来，日耗提升使得 终端采买刚需走强。不过在当前年度中长期电价水平下，多数火电企业仍具有一定的利润水平，煤价到电价的传导短期内预计并不显著。 资料来源：钢联，隆众石化，国泰君安期货研究 资料来源：钢联，国泰君安期货研究 1.4电力政策：省级136号文陆续出炉，分布式光伏迎管理新规 7月，甘肃、宁夏与辽宁相继发布了与136号文对应的衔接文件，整体政策思路与前期已公布省份基本一致。其中，存量项目与现行的保障性收购机制衔接较为紧密，机制电价大体沿用保障性收购价格。增量项目则通过竞价方式确定电价。具体来看，宁夏机制电量仅占上网电量得10%，保障期限为10年；甘肃机制电量占比不超过80%，保障期为12年；辽宁省的具体实施细节尚未披露。 另一方面，为贯彻前期国家能源局发布的《分布式光伏发电开发建设