2024电力行业报告：用电量增长与市场化改革前瞻

月度专题：电力现货市场推进情况梳理

自2023年以来，我国电力现货市场的推广和建设逐步加速，重磅政策频频。2023年9月，国家发改委、国家能源局印发《电力现货市场基本规则(试行)》，明确电力现货市场“全电量出清+节点电价”的模式设计，为各省现货市场规则提供了规范统一的样板。

10月，发改委能源局两部委再次联合印发《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，重点点名进度滞后省份，并明确现货市场推进时间表，对各地扩大电力现货市场建设的时间进行了详细规定。当前距离《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中提到的“到2025年，全国统一电力市场体系初步建成”的初步目标仅剩一年半左右时间，顶层设计政策频出，全国范围内电力现货市场的建设有望迎来加速推进。自电改“9号文”发布以来，电力现货市场大部分是以试点的方式逐步落地。

2017年8月，国家发改委、国家能源局选取南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区作为第一批试点。2021年4月，国家发改委、国家能源局又选取上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6省市为第二批电力现货试点。除此之外，部分其他非现货试点省份同样积极参与现货市场建设推动。据电联新媒，截至2023年底，全国共有29个地区开展电力现货市场(试)运行。

综合而言，当前试点地区持续完善迭代，非试点地区积极探索实践，覆盖全国的电力现货市场进入实施阶段。现货市场通过现货电价发掘电力的时空价值，现货市场引导电力资源优化配置作用愈发凸显。1.第一批现货市场试点推进情况：各省进度有所差异，部分省份争相“转正”首批现货试点包括南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区。综合来看，自2017年开展现货市场以来，第一批电力现货市场试点的建设进度有所差异。其中，山西和广东现货市场进展较快。

2018年8月，南方(以广东起步)电力现货市场首次启动试运行；4个月后，山西电力现货市场首次启动试运行。两地在历经长达5年的多次试运行后，分别于2023年12月22日和12月28日转入正式运行，成为目前全国唯二进入正式运行的电力现货市场。山东、甘肃、蒙西是首批试点中的第二梯队，目前均处于长周期连续结算试运行阶段。其中，甘肃、山东两省现货市场起步较早，分别于2018年12月和2019年6月开始首次现货市场试运行，且分别于2020年和2021年进入长周期结算试运行，并平稳运行至今。而蒙西电力现货市场在2021年历经“大改”，于2022年6月启动连续结算试运行，并平稳运行至今。福建、浙江和四川三省则属于首批试点中的第三梯队，也是在2023年《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》中被重点点名的省份。《通知》要求“福建尽快完善市场方案设计，2023年底前开展长周期结算试运行。浙江加快市场衔接，2024年6月前启动现货市场连续结算试运行。四川结合实际持续探索适应高比例水电的丰枯水季相衔接市场模式和市场机制”。

目前，福建已于2023年12月完成首次长周期双边结算试运行；浙江已于2024年4月9日启动电力现货市场第六次结算试运行工作。三省现货市场试运行仍在推进当中。

2.第二批现货市场试点推进情况：华东华中为主，试运行进展较快第二批现货试点包括上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北6个地区。整体来看，第二批试点除辽宁外，均处于华中和华东地区。第二批试点的建设进度相较于首批有明显推进。自2021年4月公布名单以来，第二批试点中江苏、安徽、辽宁、湖北、河南等5个地区全年共完成9次结算试运行，运行时间合计230天。上海则完成调电试运行。3.其他非试点推进情况：部分省份较为积极，进度追赶试点地区除第一、二批试点外，国家发改委就电力现货市场建设未设置后续试点，而是以不设限的方式鼓励除西藏外的其他省份自行推动建设现货市场。2023年《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》中同样明确提到“其他地区（除西藏外）加快推进市场建设，力争在2023年底前具备结算试运行条件”。非试点省区中，江西现货市场建设进度最快，在2023年6月20日完成现货市场结算试运行，成为全国首个开展现货结算的非试点省份。宁夏、河北南网、陕西和重庆等4个地区分别于2023年下半年陆续启动结算试运行。另外，天津、黑龙江、青海、新疆、吉林等省区分别完成了模拟试运行工作。综合来看，部分进度较快的省份已经实现结算试运行，进度已追上前述试点地区。

4.现货市场建设进度展望：有望高速发展，2025年全国全面铺开《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》的重要意义在于再度认可电力现货市场在优化资源配置、保证电力安全供应、促进可再生能源消纳等方面显著作用，对自2015 年电改“9 号文”发布以来，各地方现货市场建设和积极推进工作给予肯定，并督促部分省份加速推进现货市场建设。

我们预计，按照“结算试运行-长周期结算试运行-连续结算试运行”的现货推进顺序，全国范围内的现货市场连续结算试运行有望在2025 年左右实现，现货市场有望迎来全面推广。现货市场的核心是以高频的分时分区价格信号动态反映系统供需形势，发掘电能的时间和空间价值。

在现货市场高波动的情况下，火电、储能、需求侧响应等灵活性资源有望从中获益。虽然在现货市场中，新能源可以凭借更低的边际发电成本可以实现优先出清，但新能源出力同质化或将导致其在现货市场中“内卷”，即新能源出力拉低市场价格，导致新能源基本无法获得现货市场高电价的增量红利。因而在新能源大规模入市后或将面临短期收益承压。而火电作为现货市场中的灵活调节出力的边际机组，现货市场尖峰电价打开有望给火电提供增量收益。同时储能、需求侧响应等灵活性资源因可以在现货市场中灵活调节，平抑峰谷电价，有望实现增量收益。

度板块及重点上市公司股价表现

4月电力及公用事业板块上涨1.3%，表现劣于大盘；4月沪深300上涨1.9%到3604.4；涨幅前三的行业分别是家用电器(8.5%)、基础化工(4.5%)、汽车(2.6%)。

月度电力需求情况分析1.用电情况：电力消费增速环比有所收窄2024年3月份全社会分月用电量7942亿千瓦时，分月同比增长7.36%，涨幅较1~2月收窄3.59pct。2024年1-3月，全社会累计用电量23373亿千瓦时，累计同比增长9.77%，涨幅较1-2月收窄1.18pct。3月电力消费增速环比有所收窄。

2. 分行业：居民用电量增速环比持续高增，一二三产用电增速环比均收窄分行业来看，2024年3月一、二、三产业和城乡居民生活用电量分别为96，5421，1365，1060亿千瓦时，同比变化7.03%、4.86%、11.61%、15.83%（涨幅较1~2月变化-4.08pct、-4.87pct、-4.05pct和5.32pct）。居民用电量增速环比持续高增，一二三产用电增速环比均收窄。

2.分行业：高技术装备制造和消费板块电力消费增速有所收窄，高耗能产业电力消费增速环比提振

分板块来看，2023年3月制造业、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）电力消费同比增速均出现收窄。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）电力消费同比增速环比提振。

分板块看，制造业板块用电量4039.05亿千瓦时，2024年3月同比增长3.99%（涨幅较1~2月收窄5.33pct）；高技术装备制造板块用电量947.69亿千瓦时，2024年3月同比增长12.55%（涨幅较1~2扩大4.26pct）；六大高耗能板块用电量3228.05亿千瓦时，2024年3月同比增长7.95%（涨幅较1~2月扩大1.00pct）；消费板块用电量867.75亿千瓦时，2024年3月同比增长14.39%（涨幅较1~2月收窄1.93pct）。分子行业看，高技术装备制造板块中用电量占比前三的为金属制品业（24.42%）、计算机通信设备制造业（24.07%）和电气机械制造业（18.52%），新增用电贡献率排名前三的为电气机械制造业（39.03%）、计算机通信设备制造业（30.27%）、金属制品业（7.94%）。消费板块中占比前三的为批发和零售业（34.02%）、交通运输、仓储及邮政业（22.39%）和房地产业（16.78%），新增用电贡献率排名前三的为批发和零售业（45.51%）、房地产业（17.32%）和信息技术服务业（14.88%）。六大高耗能板块中占比前三的为电力热力生产及供应业（32.19%）、有色金属冶炼及压延加工业（21.30%）和化学相关制造业（15.71%），新增用电贡献率排名前三的为电力热力供应业（89.69%）、有色金属冶炼及压延加工业（14.73%）和化学相关制造业（12.83%）。

4. 分地区：东部沿海省份用电量领先，西部省份用电增速领先

分地区来看，2024年3月，全社会用电量排名前五的省份分别为广东（719亿千瓦时）、江苏（675亿千瓦时）、山东（675亿千瓦时）、浙江（540亿千瓦时）、内蒙古（438亿千瓦时），大部为沿海省份。全社会用电量增速前五的省份分别为：新疆（17.24%）、云南（16.14%）、四川（14.07%）、内蒙古（11.93%）、安徽（10.16%）。增速前五省份多为中西部省份。2024年1-3月，全社会用电量排名前五的省份分别为山东（2004亿千瓦时）、江苏（1964亿千瓦时）、广东（1831亿千瓦时）、浙江（1447亿千瓦时）、内蒙古（1304亿千瓦时），大部为沿海省份。全社会用电量增速前五的省份分别为：新疆（17.67%）、西藏（16.81%）、安徽（15.19%）、海南（14.60%）、内蒙古（14.40%）。增速前五省份多为中西部省份。

电力消费弹性系数方面，2024年一季度，我国GDP增速5.2%，用电量增速9.77%，弹性系数为1.84，较上季下降0.1

月度电力供应情况分析

1. 发电情况：整体发电增速有所回落，水电发电量持续恢复。2024年3月，全社会发电量7476.90亿千瓦时，同比增长2.80%，涨幅较1-2月收窄5.50pct。分电源类型看，火电发电量5200.70亿千瓦时，同比增长0.50%，同比增速较1-2月收窄9.20pct；水电发电量712.00亿千瓦时，同比增长3.10%，涨幅较1-2月扩大2.30pct；核电发电量348.10亿千瓦时，同比下降4.80%，降幅较1-2月扩大8.30pct；风电发电量905.00亿千瓦时（6MW以上电站），同比增长16.80%，同比涨幅较1-2月扩大11.00pct；太阳能发电量311.10亿千瓦时（6MW以上电站），同比上涨15.80%，同比涨幅相较于1-2月扩大0.40pct。

3月整体发电增速有所回落，水电发电量持续恢复。2024年1-3月，全社会发电量22371.60亿千瓦时，同比增长6.70%，涨幅较1-2月收窄1.60pct。分电源类型看，火电发电量16028.00亿千瓦时，同比增长6.60%，同比增速较1-2月收窄3.10pct；水电发电量2101.70亿千瓦时，同比增长2.20%，涨幅较1-2月扩大1.40pct；核电发电量1039.20亿千瓦时，同比上升0.60%，涨幅较1-2月收窄2.90pct；风电发电量2419.40亿千瓦时（6MW以上电站），同比增长11.00%，同比涨幅较1-2月扩大5.20pct；太阳能发电量783.20亿千瓦时（6MW以上电站），同比上涨17.50%，同比涨幅相较于1-2月扩大2.10pct。

截至4月25日，内陆17省煤炭库存7568.7万吨，较上周增加151.9万吨，周环比上升2.05%；内陆17省电厂日耗为306.6万吨，较上周下降2.8万吨/日，周环比下降0.90%；可用天数为24.7天，较上周增加0.7天。截至4月25日，沿海8省煤炭库存3395.8万吨，较上周增加29.2万吨，周环比上升0.87%；沿海8省电厂日耗为183.5万吨，较上周增加10.3万吨/日，周环比上升5.95%；可用天数为18.5天，较上周下降0.9天。

截至4月29日，三峡出库流量14800立方米/秒，同比上升101.09%，周环比上升34.55%。截至4月30日，三峡蓄水量24904亿方，同比上升4.70%，周环比下降6.20%。

2. 新增发电设备情况分析：火电光伏装机增速放缓，风电装机持续高增分电源看，2024年3月全国总新增装机1671万千瓦，其中新增火电装机131万千瓦，新增水电装机78万千瓦，新增核电装机0万千瓦，新增风电装机561万千瓦，新增光伏装机902万千瓦。新增装机中，火电装机增速同比变化-44.26%，风电装机同比变化23.03%，光伏装机同比变化-32.13%。

分地区看，2024年3月新增火电装机排名前三的省份为广东（66万千瓦）、江苏（23万千瓦）、安徽（10万千瓦）；新增水电装机排名前三的省份为福建（35万千瓦）、辽宁（303万千瓦）、新疆（12万千瓦）；新增风电装机排名前三的省份为内蒙古（170万千瓦）、新疆（186万千瓦）、吉林（175万千瓦）；新增光伏装机排名前三的省份为河北（171万千瓦）、海南（147万千瓦）、江苏（91万千瓦）。

3. 月度发电设备利用情况分析：水电持续恢复，风光同比下行2024年1-3月全国发电设备平均利用小时数844小时，同比降低2.76%。其中，火电平均利用小时1128小时，同比上升2.83%；水电平均利用小时数555小时，同比上升2.02%；核电平均利用小时数1828小时，同比下降1.93%；风电平均利用小时数596小时，同比降低3.09%；光伏平均利用小时数279小时，同比下降7.92%。

电力市场月度数据

1.电网月度代理购电价格：5月代理购电均价同比上涨，环比持续下降5月，全国平均的电网公司月度代理购电价格为403.71元/MWh，相较燃煤基准价上浮9.40%；月度代理购电价格环比下降1.13%，同比上升1.26%。

1.广东电力市场：5月月度交易价格与4月现货市场电价环比均下降5月，广东电力市场月度中长期交易均价为426.95元/MWh，相比燃煤基准电价463元/MWh下浮7.79%，环比上月下降0.19%。其中，双边协商交易均价428.64元/MWh，集中竞价均价为419.18元/MWh，可再生能源交易（电能量）均价为462.20元/MWh。截至4月20日，广东电力市场4月日前现货交易均价为367.67元/MWh，环比下降0.60%；实时现货交易均价为359.26.42/MWh，环比下降0.60%。

3.山西电力市场：4月现货交易价格环比略有回升截止至4月25日，山西电力市场4月日前现货交易均价为290.53元/MWh，环比上升2.0%；实时现货交易均价为303.65元/MWh，环比上升2.2%。

4. 山东电力市场：3月现货均价环比略有回升截止至4月25日，山东电力市场4月日前现货交易均价为264.55元/MWh，环比上升6.0%；实时现货交易均价为261.32元/MWh，环比上升18.4%。

4月行业重要新闻（1）国家能源局发布关于促进新型储能并网和调度运用：4月2日，国家能源局发布关于促进新型储能并网和调度运用的通知。规范新型储能并网接入管理，优化调度运行机制，充分发挥新型储能作用，支撑构建新型电力系统。要求优化新型储能调度方式，制定新型储能调度规程，优先支持联合调用模式；以市场化方式促进新型储能调用，加快推进完善新型储能参与电能量市场和辅助服务市场有关细则，促进新型储能“一体多用、分时复用”。

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