中国电力供需正从“整体平衡”向“尖峰缺电”转变。东吴证券公用事业2025年度策略报告指出，随着终端电气化率提升和三产、居民用电占比持续增长，电力负荷尖峰化趋势加剧。测算显示2019年尖峰负荷/总有效装机容量为91%，2026年将升至103%——尖峰负荷增长持续高于有效装机容量增长，缺电现象将更加常态化。江苏、浙江、安徽、山东、上海等区域供需尤为紧张。在电改深化和全国统一电力市场建设背景下，火电作为重要保供电源，其顶峰发电价值、容量价值和调节价值正被重新定价，优质区域火电公司基本面更为强劲。
电量平衡——电动化驱动用电量增速持续高于GDP
2024年以来全社会用电量维持高增，Q1-3用电量7.41万亿千瓦时同比增长7.9%，高于同期GDP增速4.8%。用电量增速持续高于经济增速，主要驱动因素：一是终端电气化率趋势性提升（工业结构中新兴产业加速发展）；二是三产和居民用电权重持续提升（分别从2010年11%/12%升至2023年18%/15%）。
从用电结构看，二产仍是用电主力（2023年占66%），三产与城乡居民用电权重持续提升。当前财政、货币两端发力，发展新质生产力，用电需求增速有望持续高于经济增速。我们预计2024-2026年全社会用电量增速分别为6.9%、5.8%、6.0%，供需格局维持紧平衡。
从人均用电量看，我国人均用电量远低于海外后工业化国家，参考其用电结构和人均用电水平，我国三产、生活用电量占比和人均用电量增长空间仍较大，电力负荷尖峰化趋势将更加突出。
表1：2019-2026年电力供需平衡测算核心指标| 指标 | 2019A | 2023A | 2024E | 2025E | 2026E |
|---|
| 全社会用电量（亿千瓦时） | 72852 | 92241 | 98625 | 104358 | 110637 |
| YOY | 4.5% | 6.7% | 6.9% | 5.8% | 6.0% |
| 尖峰负荷/总有效装机容量 | 91% | 98% | 101% | 102% | 103% |
| 总有效装机容量（亿千瓦） | 13.63 | 16.04 | 16.79 | 17.62 | 18.55 |
有效装机容量——风光高装机≠高保障，尖峰缺电常态化
新型电力系统的核心矛盾在于：电源侧从稳定发电的煤电为主体转向以不稳定的风电光伏为主体，时间维度的发电不平衡加剧。引入“尖峰负荷（需求端）VS有效装机容量（供给端）”来衡量发电不平衡。
有效装机容量=分电源装机×有效系数。假设光伏有效系数为0（晚间高峰无出力）、风电为5%（考虑极热无风）、水电为65%（考虑雨季和旱季）、火电为90%、核电为100%。即使市场对风电光伏新增装机预期或高或低，但存量装机占比上风+光长期增长趋势基本确定，风光的不有效系数导致尖峰负荷增长远超有效装机容量增长速度。
测算显示，尖峰负荷/总有效装机容量从2019年91%升至2024年101%，2025年102%、2026年103%。尖峰负荷缺电现象将更加常态化，2024年电力供需已偏紧张，25-26年预计维持加剧。
区域供需——江苏浙江安徽山东等区域更偏紧张
通过两个维度研究区域电力供需：1）发电量增速VS用电量增速；2）剔除新能源外的累计装机容量增速VS用电量增速。从占比看，广东、山东、江苏为中国用电大省（各占约9%）；从增速看，新疆24M1-10同比+11%、安徽+13%等地区成长性突出。
比较装机增速VS需求增速，江苏、浙江、安徽、山东、上海等区域电力供需更偏紧张。优质区域需求旺盛有成长，供需偏紧电价有支持，区域火电公司基本面更为强劲。建议关注皖能电力（安徽区域火电龙头）、申能股份（上海区域）等。
投资建议——火电顶峰价值重估，关注区域α
火电依然是重要保供电源，电量有弹性。火电出清消纳次序靠后，用以满足系统总需求，充分受益电量边际提升。综合考虑2025年用电量增速与水电利用小时数，我们认为2025年火电发电量增长有支持，利用小时数稳定。
深化电改，发掘火电电能量价值、容量价值与调节价值。电能量方面，尖峰负荷下火电有望在现货电能量市场上获得更高度电电价；容量价值方面，全国煤电容量电价推进，预计24-25年度电容量电费收益0.027元、26年提升至0.04元；调节价值方面，辅助服务市场加速推进，火电灵活性价值有望持续被挖掘。
煤价可控。2025年发电企业电煤中长期签约量仍要求不应低于需求量80%，延续“基准价+浮动价”模式，产量稳步提升、进口上行，煤价可控。重点推荐优质区域火电皖能电力，全国性火电龙头华能国际、华电国际。
