电力月度数据报告：需求超预期走强，电价仍显低迷

需求超预期走强，电价仍显低迷 ——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： 7月，规上工业发电量9267亿千瓦时，同比增长3.1%，增速比6月份加快1.4个百分点。电力设备新增装机3148万千瓦，同比下降1.9%，其中火电延续高增，同比增长164%，新能源仍受需求前置的影响，风电与光伏分别同比下降44%与48%。全社会用电量10226亿千瓦时，同比增长8.6%，增幅较扩大3.2%。 展望后市，8月高温天气延续，全国大部分地区气温接近往年同期或偏高，上海、江苏等华东用电大省预计偏高1-2度，预计整体用电需求同比增速仍能维持高位。同时8月PMI等各类前瞻性指标向好，经济景气度持续回升，预计8月当月增速有望超7%。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，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。 9月，各省代理购电价格大体呈回落态势，仅有42%的省份价格环比上涨，27%的省份同比实现上涨。一次能源方面，随着华北主汛期结束，动力煤生产受限状况有望缓解，供给端环比或将回升，需求端自8月下旬起电力需求逐步降温，价格预计缓步下行，但下方存在一定支撑，短期难以回到年内低点。 8月，广东日前现货市场成交均价延续下行，发电侧成交均价268.8元/兆瓦时，同环比均下跌14.7%，降幅进一步扩大7.5%。展望9月，广东电力现货价格预计环比走强，同比降幅有望收窄，月均价中枢或上移至320–340元/兆瓦时。供给端来看，西南地区仍处汛期，且9月西南地区整体降水偏强。但从近几个月的数据来看，降水对西电的拉动作用正在边际减弱，输送规模或更多取决于送端与受端的实际需求。需求端来看，9月广东地区平均气温预计偏高，制冷负荷仍具一定增量。从中期维度来看，随着迎峰度夏的结束，气温对于需求拉动的正效应逐渐减弱，整体供需格局依旧维持宽松，现货价格或继续维持低位。 8月，主流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346元/兆瓦时，同环比+20.8%/-6.8%；山东均价372元/兆瓦时，同环比-12.3%/+3.8%；甘肃均价212元/兆瓦时，同环比+20.3%/16.6%；蒙西均价298元/兆瓦时，同环比-1.1%/+7.4%。中长期走势相对平稳，部分省份出现下行趋势。广东9月中长期为373元/兆瓦时，连续5个月在地板价附近运行；山东8月月内为362元/兆瓦时，环比-1.5%；江苏9月中长期电价大幅下探至319元/兆瓦时，同环比-25.2%/-18.8%，主要原因在于供需走向宽松带动现货下行，中长期有价格收敛的驱动；蒙西中长期电价维持在290元/兆瓦时附近。 目录 1.全国市场：需求激增，省级136号文全面落地...........................................................................................................................3 1.1电力供需：迎峰度夏带动需求爆发，火电投运加速......................................................................................................31.2代购电价：多数省份同比回落................................................................................................................................................61.3一次能源价格：迎峰度夏进入尾声，动力煤冲高回落..................................................................................................71.4电力政策：省级136号文即将全面落地.............................................................................................................................82.区域电力市场：现货涨跌互现，中长期价格有所走低...........................................................................................................102.1广东：8月延续下跌，9月或有所回升..............................................................................................................................102.2其他主要市场：季节性走强延续，中长期价格成交重心小幅下移.........................................................................113.总结.............................................................................................................................................................................................................13 （正文） 1.全国市场：需求激增，省级136号文全面落地 1.1电力供需：迎峰度夏带动需求爆发，火电投运加速 7月份，规上工业电力生产增速进一步加快。7月规上工业发电量9267亿千瓦时，同比增长3.1%，增速相较6月份加快1.4个百分点；日均发电量299亿千瓦时。1—7月份，规上工业发电量54703亿千瓦时，同比增长1.3%，扣除天数原因，日均发电量同比增长1.8%。 分电源类型来看，火电、风电、太阳能发电增速加快，水电降幅扩大，核电增速有所放缓。其中，火电发电6020亿千瓦时，同比增长4.3%，增速加快3.2个百分点；水电发电量1513亿千瓦时，下降9.8%，降幅扩大5.8个百分点；核电发电量430亿千瓦时，增长8.3%，增速下降2个百分点；风电发电量744亿千瓦时，增长5.5%，增速加快2.3个百分点；太阳能发电量559亿千瓦时，增长28.7%，增速加快10.4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 7月，全国电力设备新增装机达3148万千瓦，同比下降1.9%，依然受到新能源需求前置的持续影响。从结构上看，由于新能源在五月底出现大规模抢装，下半年除12月外预计均呈现同比下行的趋势。其中，光伏新增装机1104万千瓦，同比下降48%；风电新增装机228万千瓦，同比下降44%。火电装机延续高增态势，新增1620万千瓦，同比增长164%。水电新增装机196万千瓦，同比转增至131%；核电则在7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7月，全社会用电量10226亿千瓦时，超预期增长8.6%，增幅较6月扩大3.2%。分产业来看，各产业增速均有所回升，其中一产与居民用电大幅提升。第一产业用电量170亿千瓦时，同比增长20.2%；第二产业用电量5936亿千瓦时，同比增长4.7%；第三产业用电量2081亿千瓦时，同比增长10.7%；城乡居民生活用电量2039亿千瓦时，同比增长18.0%。1-7月，全社会用电量累计58633亿千瓦时，同比增长4.5%。 整体来看，气温新高推动用电需求持续向上。7月全国平均气温23.7度，较常年同期偏高1.5度，湖北、山东等10个省市平均气温为历史新高，带动对应制冷需求的激增。另一方面，日内瓦协议即将到期带来抢出口需求叠加两新等宏观政策的持续性发力，制造业用电出现回暖，其中四大高载能行业同比增速比上月提高1.4个百分点，高技术及装备制造业用电增速相较上月提高1.4个百分点。 展望后市，8月高温天气延续，全国大部分地区气温接近往年同期或偏高，上海、江苏等华东用电大省预计偏高1-2度，预计整体用电需求同比增速仍能维持高位。同时8月PMI等各类前瞻性指标向好，经济景气度持续回升，预计8月当月增速有望超7%。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：多数省份同比回落 2025年9月，各省代理购电价格大体呈回落态势。从环比来看，42%的省份价格呈现上涨趋势，其中海南涨幅较为明显，达到14%，其余省份涨幅普遍在10%以内，整体较为温和。同比方面，全国共有24个省份同比下降，占比73%，其中四川、广西和陕西等地跌幅超过10%；共有9个省份同比上涨，占比27%，其中新疆、蒙西与海南等涨幅超10%。整体来看，仅有海南和新疆实现了正向双增长。 从全国来看，9月峰谷电价价差大幅回落。主要原因在于大部分地区不再执行尖峰电价。当前仅有广东、河北、湖北、福建、四川、山东6地仍在执行尖峰电价，江西、山东2地执行深谷电价。在价差上行的省份中，除甘肃外，其余省份上涨幅度均低于10%；而在下行省份中，重庆、福建、河南等地降幅均超过20%。在已统计的30个省份（地区）中，共有7个省份的峰谷价差呈上行趋势。截至9月，全国共有20个省份的峰谷价差超过0.5元/千瓦时，较上月减少2个。 资料来源：SMM，国泰君安期货研究 1.3一次能源价格：迎峰度夏进入尾声，动力煤冲高回落 8月，动力煤价格延续反弹。中央及地方持续强化超产核查，大阅兵期间安全生产优先，叠加产地频繁降雨，多重因素导致供给收紧；与此同时，8月中上旬终端需求良好，推动5500大卡港口煤价突破700元/吨。展望9月，动力煤价格或呈偏弱震荡走势。一方面，随着华北主汛期结束，同时生产受限状况有望缓解，供给端环比或将回升。另一方面，自8月下旬起电力需求逐步降温，虽有非电需求回暖，但整体需求仍偏弱。整体来看，价格预计缓步下行，但下方存在一定支撑，短期难以回到年内低点。 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号文即将全面落地 8月，山东、甘肃、湖北和云南相继发布省级136号文正式文件，山西、安徽、重庆、黑龙江及贵州则发布了征求意见稿。截至目前，全国已有超20个省份出台相关政策。 整体来看，各省文件思路大体一致：增量项目的机制电价多以竞价方式形成，上限为燃煤基准价，存量项目则大多沿用燃煤基准价作为机制电价。但在具体设计上仍存在一定差异与创新。例如，甘肃提出