2025.8.21电力月报

一、本期内容提要

• 月度专题点评：晋琼辽甘宁五地出台衔接机制，存量增量保障力度均出现明显分化。未来仍需静待机制电价细则持续落地，对电力交易策略和预测的要求有望持续提升，相关服务商有望持续受益。
• 月度板块及重点上市公司表现：7 月电力及公用事业板块下跌 0.8%，表现劣于大盘；7 月沪深 300 上涨 3.54% 到 4075.59；涨幅前三的行业分别是钢铁 (16.8%)、建筑材料 (13.4%)、通信 (10.8%)。
• 月度电力需求情况分析：6 月电力消费增速环比有所恢复。2025 年 6 月，全社会用电同比增长 5.40%。分行业来看，二产用电增速有所恢复，居民用电增速持续增长；分板块而言，制造业板块用电有所反弹，高技术装备 & 高耗能板块用电增速环比改善；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。2025 年二季度电力消费弹性系数为 0.921。
• 月度电力生产情况分析：整体发电量环比回升，火电发电量持续正增长。2025 年 6 月份，全国发电量增长 1.70%。分机组类型看，火电、核电、风电、太阳能电量同比均有增长，水电电量同比下降。新增装机方面，2025 年 6 月全国新增装机 2840 万千瓦。发电设备利用方面，2025 年 5 月全国发电设备利用小时数 1504 小时。煤炭库存情况、日耗情况及三峡出库情况方面，截至 8 月 14 日，内陆和沿海煤炭库存周环比均上升，日耗周环比均下降；截至 8 月 15 日，三峡水位同比环比下降。
• 月度电力市场数据分析：8 月代理购电均价环比触底回升。8 月月度代理购电均价为 384.25 元 / MWh，环比上升 1.18%，同比下降 2.46%。
• 行业新闻
• 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。

二、月度专题：晋琼辽甘宁五地衔接机制落地，存量增量保障均出现明显分化

• 核心要点：五地出台衔接机制，存量增量保障力度均出现明显分化
• 未来展望：仍需静待机制电价细则持续落地，利好交易策略与预测服务。东部地区对新能源机制保护较为到位，而新能源富集的三北地区的衔接机制保护相对较差，且各省之间具体保护细则分化明显。上半年新能源装机增量项目量价的不确定性已影响投资积极性，6 月单月新能源装机增速大幅放缓。短期内新能源投资积极性与投资节奏或受冲击，长期建投热情有望在电力供需平稳、电价波动平缓阶段恢复。新能源全部入市后，对电力交易策略和预测的要求有望提升，相关服务商受益。

三、月度板块及重点上市公司股价表现

7 月电力及公用事业板块下跌 0.8%，表现劣于大盘；7 月沪深 300 上涨 3.54% 到 4075.59；涨幅前三的行业分别是钢铁 (16.8%)、建筑材料 (13.4%)、通信 (10.8%)。7 月电力板块重点上市公司中涨幅前三的分别为上海电力 (7.74%)、大唐发电 (7.26%)、国投电力 (6.85%)。

四、月度电力需求情况分析

• 用电情况：6 月电力消费增速环比有所恢复。2025 年 6 月份全社会分月用电量 8670 亿千瓦时，分月同比增长 5.40%，涨幅较 5 月扩大 1.00pct。1-6 月全社会累计用电量 48418 亿千瓦时，累计同比增长 3.70%，涨幅较 5 月扩大 0.30pct。
• 分行业
• 分地区：东部沿海省份用电量领先，西部省份用电增速领先。6 月全社会用电量排名前五的省份多为沿海省份，增速前五的省份多为西部省份。2025 年 1-6 月，全社会用电量排名前五的省份大部分为沿海省份，增速前五的省份也各有分布。
• 电力消费弹性系数：2025 年二季度我国 GDP 增速 5.20%，用电量增速 4.79%，弹性系数为 0.921，较上季上涨 0.453。

五、月度电力供应情况分析

• 发电情况：整体发电量环比回升，火电发电量持续正增长。2025 年 6 月全社会发电量 7963 亿千瓦时，同比增长 1.70%。分电源类型看，火电、核电、风电、太阳能发电量同比均有增长，水电发电量同比下降。2025 年 1-6 月全社会累计发电量 45372 亿千瓦时，同比增长 0.80%，分电源类型累计发电量及同比增速也各有表现。
• 煤炭库存、日耗及三峡出库情况
• 新增发电设备情况分析：火电投产持续高增，风光抢装告一段落。2025 年 6 月，全国新增装机 2840 万千瓦，分电源类型新增装机及同比增速不同。分地区看，2025 年 6 月新增火电、水电、风电、光伏装机排名前三的省份各有不同。
• 月度发电设备利用情况分析：利用小时数全面收窄，火电降幅明显。2025 年 6 月全国发电设备平均利用小时数 1504 小时，同比降低 9.72%。其中，火电、水电、风电、光伏平均利用小时数同比均下降，核电同比增长。

六、电力市场月度数据

• 电网月度代理购电价格：8 月代理购电均价环比触底回升。8 月，全国平均的电网公司月度代理购电价格为 384.25 元 / MWh，相较燃煤基准价上浮 4.13%；环比上升 1.18%，同比下降 2.46%。
• 广东电力市场：8 月月度交易价格环比基本持平，7 月现货市场电价环比有所回升。8 月广东电力市场月度中长期交易均价为 372.58 元 / MWh，相比燃煤基准电价下浮 19.53%，环比上月持平。截至 7 月 31 日，广东电力市场 7 月日前和实时现货交易均价环比均回升。
• 山西电力市场：7 月现货交易价格环比回升。截止至 7 月 31 日，山西电力市场 7 月日前和实时现货交易均价环比均回升。
• 山东电力市场：7 月日前现货价格环比上升，实时现货价格环比下降。截止至 7 月 31 日，山东电力市场 7 月日前现货交易均价环比上升，实时现货交易均价环比下降。

七、7 月行业重要新闻

• 甘肃省发改委发布省级煤电、电网侧新型储能容量电价机制，明确了机制适用范围、有效容量确定方式、容量电价标准及现货市场价格设置等内容。
• 宁夏 “136 号文” 不强制配储，对存量和增量项目的机制电量、机制电价、现货市场价格等做出规定。
• 甘肃 136 号文方案正式下发，明确省内新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，并规定了存量和增量项目的电量规模、机制电价和执行期限等。

八、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不及预期、电煤长协保供政策的执行力度不及预期等。