中国电力系统正面临“高需求增长+低有效供给弹性”的供需新格局。2024年夏季全国最大电力负荷达14.51亿千瓦创历史新高，较2023年最大负荷增长超1亿千瓦。国泰君安研究报告指出，在用电需求维持高增而煤电装机增长缓慢的背景下，2025年电力供需将维持紧平衡态势，长三角等电力供需偏紧区域的火电机组有望获取超额收益。
用电需求维持高增——2025年全社会用电量预计同比+5.5%
我国电量需求正处于新一轮快速增长期。2024年1-9月全社会用电量7.4万亿千瓦时，同比+7.9%，增速较2023年全年+1.2个百分点。从驱动力看，新型高耗能产业（数据中心、5G基站等）高速发展及电能替代持续推进是电量需求增长的核心引擎。展望2025年，预计全社会用电量同比增速仍将维持+5.5%的较快水平，较Wind一致预期GDP增速高出约0.75个百分点。电力需求端的尖峰负荷特征日益凸显——近年极端高温事件频次提升，2024年夏季全国平均气温为1961年以来历史同期最高，7月24日全国最大电力负荷达14.51亿千瓦，较2023年最大负荷增长超1亿千瓦。预计2025年迎峰期间全国电力供需仍将维持紧平衡，华东、华中、西南、南方区域部分省级电网在用电高峰时段电力供需形势偏紧。
有效供给增长缓慢——煤电装机仅增12.1GW
与需求端的强劲增长形成对比的是供给端的有限弹性。截至2024年9月末，我国煤电装机容量1177GW，较2023年末仅新增12.1GW，增速极为有限。2024年1-10月火电发电量52231亿千瓦时同比仅+1.9%，较同期全社会用电量增速低5.7个百分点。煤电利用小时数仍处高位——2024年1-9月煤电利用小时数3469小时，同比仅降32小时，仍处于2020年以来相对较高水平。在新能源装机比重持续增加但电力支撑能力与常规电源存在较大差距的背景下，电力系统平衡和安全问题更加突出。2024年1-10月风电/光伏累计装机同比增速分别为+20.3%/+48.0%，虽仍维持高增长但增速已较2023年放缓，新能源消纳压力增大背景下新增装机增速或已见顶。
表3：“十四五”电量供需平衡表预测（亿千瓦时）| 项目 | 2023A | 2024E | 2025E |
|---|
| 全社会用电量 | 92,241 | 98,698 | 104,126 |
| 同比增速 | 6.8% | 7.0% | 5.5% |
| 煤电发电量 | 53,790 | 54,587 | 54,872 |
| 煤电同比增速 | 5.9% | 1.5% | 0.5% |
| 风电发电量 | 8,858 | 9,992 | 11,509 |
| 光伏发电量 | 5,833 | 8,025 | 10,561 |
区域供需分化——长三角等地区有望获取超额收益
电力供需格局在区域间呈现显著分化。以用电量同比增速与加权累计装机同比增速的差值作为衡量区域电力供需变化方向的参考指标，上海等长三角区域电量需求增速显著高于电力供给增速。这类电力供需偏紧区域的火电机组利用小时数更有保障，电量电价的支撑更强。广东、江苏、浙江等省份2025年电力交易方案显示新能源入市进程明显加快，部分省份已引入分时电价机制。甘肃规定新能源峰、谷、平各段交易价格不超过交易基准价，宁夏要求平段交易申报价格不超过基准电价。分时电价机制进一步优化了现货市场中的电能量时间价值，电力供需偏紧区域的火电有望在高峰时段获取更高电价。从燃料成本视角看，2024年市场煤均价降幅（-10.8%）已较2023年（-24.0%）明显收窄，煤价下行带来的电价下调压力减弱。综合供需与成本两端，2025年长协电价下行幅度预计不会显著高于2024年，区域盈利分化将是核心特征。
新能源消纳压力增大——利用小时数持续下滑
新能源高增速装机带来的消纳压力正逐步显现。2024年以来，全国风电/光伏两年平均利用小时数（剔除单年度自然资源扰动）均呈持续下降趋势。这一趋势与新能源装机增速过快、本地消纳空间有限及电网建设进度滞后于电源建设进度有关。利用小时数下滑直接压降新能源项目收益率，运营商对新增项目投资趋于谨慎——2024年1-10月风电/光伏累计投资额同比分别-2.5%/-0.3%，增速已明显放缓。风光基本建设投资完成额增速放缓叠加装机基数提升，新能源累计装机同比增速或已见顶。从项目收益率敏感性看，弃电率每提升2.5个百分点，风电/光伏资本金IRR均下降约0.5-0.7个百分点；上网电价较基准价每下降5%，风电资本金IRR下降1.1-1.4个百分点、光伏下降1.0-1.3个百分点。新能源项目收益率约束收紧将间接有利于存量火电机组的利用空间，进一步支撑电力供需紧平衡格局。
