电力行业11月月报：各省电力交易结果陆续落地，暖冬及二产拖累用电量增速

各省电力交易结果陆续落地，暖冬及二产拖累用电量增速 —电力行业11月月报 2025年01月23日 证券研究报告行业研究 行业月报电力行业投资评级 看好 上次评级 看好 左前明能源行业首席分析师执业编号：S1500518070001联系电话：011-83326712邮箱：zuoqianming@cindasc.com李春驰电力公用行业联席首席分析师执业编号：S1500522070001联系电话：011-83326723邮箱：lichunchi@cindasc.com邢秦浩电力公用分析师执业编号：S1500524080001联系电话：010-83326712邮箱：xingqinhao@cindasc.com 唐婵玉电力公用研究助理邮箱：tangchanyu@cindasc.com 信达证券股份有限公司CINDASECURITIESCO.,LTD北京市西城区宣武门西大街甲127号金隅大厦B座邮编：110031 电力月报：各省电力交易结果陆续落地，暖冬及二产拖累用电量增速 2025年01月23日 本期内容提要: 月度专题点评：2025年度交易逐步落地，电价下行风险释放较为充分。年度电价逐步落地：沿海地区电价降幅较大，下行风险释放较为充分：2025年各省年度电力交易结果逐步落地，沿海地区电量电价降 幅较大。展望2026年，我们认为综合电价进一步下行的幅度可能有 限，且2026年煤电容量电价有望迎来第一轮整体上调（大部分地区由 100元/KW年上调至165元/KW年）。电改持续推进：现货推广有望成 为2025年电改的主要方向。展望2025年，我们认为现货市场长周期 结算试运行/正式运行有望在多省份推广落地。现货市场的长周期运营有望真实反映当地电力供需情况，对次年年度长协价格走势的指引作用有望持续增强，其有望成为2025年电改的主要方向与成果。 月度板块及重点上市公司表现：12月电力及公用事业板块上涨2.2%，表现优于大盘；12月沪深300上涨0.5%到3934.9；涨幅前三的行业 分别是通信(4.4%)、家用电器(2.8%)、公用事业(2.2%)。 月度电力需求情况分析：11月电力消费增速环比持续走低。2024年11月全社会用电同比增长2.79%。分行业：二产用电增速环比持续6个月下滑，暖冬影响居民用电增速：2024年11月，一、二、三产业 用电量同比增速分别为7.60%、2.20%、4.70%，居民用电量同比增长2.90%。分板块：制造业用电增速企稳略升，高耗能用电增速环比大幅下行。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 算机通信设备制造业、金属制品业、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年三季度电力消 费弹性系数为1.57。 月度电力生产情况分析：水电出力持续同比为负，火电出力增幅环比收窄。2024年11月份，全国发电量增长0.90%。分机组类型看，火电电量同比增长1.40%；水电电量同比下降1.90%；核电电量同比上 升3.10%；风电电量同比下降3.30%；太阳能电量同比上涨10.30%。新增装机方面，2024年11月全国总新增装机3733万千瓦，其中新增火电装机526万千瓦，新增水电装机111万千瓦，新增核电装机0万 千瓦，新增风电装机595万千瓦，新增光伏装机2500万千瓦。新增装机中，火电装机增速同比变化85.87%，风电装机同比变化45.83%， 光伏装机同比变化17.26%。发电设备利用方面，2024年1-11月全国 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；沿海煤炭库存环比下降，日耗环比下降；三峡水位同比下降。 月度电力市场数据分析：1月代理购电均价环比持续下行。1月月度代理购电均价为401.88元/MWh，环比持平，同比下降2.00%。 行业新闻：（1）广东电力交易中心发布《关于广东电力市场2025年度交易及年度绿电交易结果的通报》；（2）江苏电力交易中心发布 《2025年江苏省内电力市场年度交易结果公示》；（3）2025年安徽申报交易均价412.97元/兆瓦时，湖北申报交易均价407.85元/兆瓦时； （4）2024年11月全国风电、光伏发电利用率分别为95.8%、96.2%。 投资观点：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快速增长，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。 风险因素：宏观经济下滑导致用电量增速不及预期,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。 目录月度专题：2025年度交易逐步落地，电改有望持续推动火电价值重估6 月度板块及重点上市公司股价表现8 月度电力需求情况分析8 月度电力供应情况分析13 电力市场月度数据21 12月行业重要新闻22 投资策略及行业主要上市公司估值表23 风险因素24 表目录表1：部分省份2025年年度交易协定情况6 表2：部分省份2024年现货市场进展情况汇总7 表3：电力行业主要公司估值表23 图目录图1：各行业板块表现（%，截止至12月31日）8 图2：电力板块各重点上市公司表现（%，截止至12月31日）8 图3：全社会分月用电量对比（亿千瓦时）9 图4：全社会分月用电量同比增速对比（%）9 图5：一产分月用电量同比增速情况（%）9 图6：二产分月用电量同比增速情况（%）9 图7：三产分月用电量同比增速情况（%）9 图8：城乡居民分月用电量同比增速情况（%）9 图9：制造业分月用电量同比增速情况（%）10 图10：高技术装备制造业分月用电量同比增速情况（%）10 图11：消费分月用电量同比增速情况（%）10 图12：六大高耗能产业分月用电量同比增速情况（%）10 图13：高技术装备子行业用电占比和新增贡献率（%）11 图14：消费板块子行业用电占比和新增贡献率（%）11 图15：六大高耗能板块子行业占比和新增贡献率（%）11 图16：分地区2024年11月当月用电量及增速情况12 图17：分地区2024年1-11月累计用电量及增速情况12 图18：电力消费弹性系数情况12 图19：全国发电量累计情况13 图20：全国发电量分月情况13 图21：火电发电量累计情况14 图22：火电发电量分月情况14 图23：水电发电量累计情况14 图24：水电发电量分月情况14 图25：核电发电量累计情况14 图26：核电发电量分月情况14 图27：风电发电量累计情况14 图28：风电发电量分月情况14 图29：太阳能发电量累计情况15 图30：太阳能发电量分月情况15 图31：分地区分月发电量及增速情况15 图32：分地区累计发电量及增速情况15 图33：内陆17省区日均耗煤变化情况（万吨）16 图34：沿海8省区日均耗煤变化情况（万吨）16 图35：内陆17省区煤炭库存变化情况（万吨）16 图36：沿海8省区煤炭库存变化情况（万吨）16 图37：内陆17省区煤炭可用天数变化情况（天）17 图38：沿海8省区煤炭可用天数变化情况（天）17 图39：三峡出库量变化情况（立方米/秒）17 图40：新增电源装机分月情况18 图41：新增火电装机分月情况18 图42：新增风电装机分月情况18 图43：新增光伏装机分月情况18 图44：分地区2024年11月新增装机情况18 图45：分地区2024年1~11月累计新增装机情况19 图46：发电设备平均利用小时数及同比情况19 图47：火电发电设备平均利用小时数19 图48：水电发电设备平均利用小时数19 图49：核电发电设备平均利用小时数19 图50：风电发电设备平均利用小时数20 图51：光伏发电设备平均利用小时数20 图52：电网公司月度代理购电价格情况（全国平均，元/MWh）21 图53：广东电力市场日前现货日度均价情况（元/MWh）21 图54：广东电力市场实时现货日度均价情况（元/MWh）21 图55：山西电力市场日前现货日度均价情况（元/MWh）22 图56：山西电力市场实时现货日度均价情况（元/MWh）22 图57：山东电力市场日前现货日度均价情况（元/MWh）22 图58：山东电力市场实时现货日度均价情况（元/MWh）22 月度专题：2025年度交易逐步落地，电改有望持续推动火电价值重估 1.电价逐步落地：沿海地区降幅较大，电价下行风险释放较为充分 各省电价持续落地，沿海地区电量电价降幅可观。2025年各省年度电力交易结果逐步落地。目前，广东、江苏、安徽等省份公布2025年电力交易结果。其中，广东成交均价391.86 元/兆瓦时，同比下降7.38分/千瓦时；江苏成交均价412.45元/兆瓦时，同比下降4.05分/ 千瓦时；安徽成交均价412.97元/兆瓦时，同比下降2.33分/千瓦时；广西成交均价341.39 元/兆瓦时，同比下降10.68分/千瓦时。究其原因，主要是因为2024年年内来水持续恢复， 且并未出现类似2022年的极端天气事件，叠加进口煤量同比大增冲击国内煤炭供需，进一 步导致2024年末电价谈判期间的现货煤价持续下行，进而导致年度电力交易时买方议价能 力占优，最终形成较大幅度的下行电价结果。但展望2026年，我们认为综合电价进一步下行的风险有限。首先，广东广西等电价下行幅度较大的省份接近煤电电价基准-20%的水平 （广东为372元/兆瓦时），接近电价底部水平。同时，2026年煤电容量电价有望迎来第一轮整体调整，各省煤电容量电价回收固定成本比例将提升至不低于50%，大部分省份的煤电容量电价将由100元/千瓦·年提升至165元/千瓦·年。我们预计影响度电收入幅度约1分左右，对2026年电量电价可能的下行形成对冲。整体来看，2025年电价下行风险的利空已经较为充分释放。 表1：部分省份2025年年度交易协定情况 省份 燃煤基准价（元/MWh） 2024交易电价及浮动比例（元/MWh） 2025交易电价及浮动比例（元/MWh） 同比变化（分/千瓦时） 江苏 391 452.94（+15.84%） 412.45（+5.49%） -4.05 广东 463 465.62（+0.57%） 391.86（-15.37%） -7.38 安徽 384 436.30（+13.62%） 412.97（+7.54%） -2.33 广西 421 44