用电需求与转型契机在哪？

高温叠加用电需求向三产居民转型，电网最高用电负荷创历史新高。

全国主要电网最高用电负荷创历史新高。根据国家能源局报道，2025年7月4日，全 国最大电力负荷达到14.65亿千瓦，比6月底上升约2亿千瓦，比去年同期增长接近1.5 亿千瓦，创历史新高，我们认为主因系近期气温持续升高，华东电网空调负荷占比 约37%。近年来我国主要电网年度最高用电负荷逐年攀高，由2010年的5.96亿千瓦 上升至2024年的14.50亿千瓦，CAGR达6.6%。中电联预计，2025年全国统调最高 用电负荷将达到15.5亿千瓦左右，再创历史新高。

主要电网最高负荷通常在7-8月，最大负荷时间通常在下午及傍晚时段。电网最高用 电负荷通常呈现冬夏双峰，最大负荷通常为7-8月的夏季高温天气。从日内最大负荷 时间来看，则主要为傍晚时间前后达峰，也挂钩居民用电需求。近年来，我国用电需 求五年复合增速为6.6%，且用电结构从二产逐步向三产居民转型，终端电气化程度 的提升也带动了居民用电需求的进一步走高。

各地电网最高用电、发电负荷差值扩大，西北、华东两地负荷差背离明显。我国风 光资源禀赋多集中于三北地区、而用电负荷多集中于沿海发达地区，区域负荷不平 衡影响加剧。从最高用电-最高发电负荷差值来看，华东电网夏季负荷缺口在2023年 就已超过6400万千瓦，且这一负荷缺口近年来持续走扩，今夏华东最高用电负荷达 4.22亿千瓦。而西北电网夏季多余负荷达2023年超5000万千瓦，区域发用电负荷错 配明显，特高压建设和需求侧响应十分紧迫。

我们以电力负荷备用率作为指标测算，预计负荷备用率稳步下降，缺电不易发生。 根据年度最高用电负荷的历史增速及用电量增速，假设2025年，最高用电负荷达15.5 亿千瓦，2025-2030年增速下降，考虑水电、风电、光伏出力受自然环境影响，水电 枯水期出力低、风电尖峰时刻出力不稳，光伏晚高峰不出力，考虑风电光伏在配套 储能的情况下，保证可利用率有提升空间。假设火电/常规水电/抽水蓄能/风电/光伏/ 核电/新型储能的保证可利用率分别为100%、70%、100%、10%、5%、100%、80%， 分别计算其保证可用装机容量。用保证可用总装机容量与最高用电负荷的差值表示 为备用容量，备用率为备用容量荷保证可用装机容量的比值，测算2025-2030年电力 系统备用容量和备用率稳步下降，到2030年电力负荷备用率将降至22.7%。

我们在年度策略中提出2025年的三大转型契机：（1）用电增长点由二产向三产转 型：1-5月用电增量中二产占比持续回落至31.9%（去年为65.4%），三产+居民用电 增量占比提升至65.5%，驱动全社会用电增速有所放缓；（2）能源结构向清洁化转 型：发电量的增长中风光占比达到129.3%，1-5月光伏新增装机197.9GW（同比 +150.0%），对火电形成了挤出效应（25年5月末火电装机占比同比下降5.7pct，1- 5月电量同比下滑3.1%）；（3）电改由政府定价向市场化交易转型：绿电占比提升 驱动了136号文出台，消纳和调节需求也催化了年内各省份现货市场加速落地，更加 市场化的电价也导致了火电让出负荷的行为（即低电价时段少发、高电价时段多发）。 上述三点的结论是：火电电量收缩即煤价较难上涨、峰谷价差扩大促进火电的容量 和调节价值凸显、用电需求向三产居民转型也意味着终端电价理顺。

发用电转型的趋势已经逐步清晰：即用电贡献中二产占比下降、发电侧清洁能源占 比提升。从下面两张图来看，用电增量贡献中二产的占比持续下降，今年1-5月低至 42%（低于二产在全社会用电量中的超60%的占比数据），也导致了今年用电需求 的增速回落。从发电结构来看，新能源装机加速，近半年我国风光占增量发电的比 例超187%，对其他电源的挤出效应明显（尤其是火电）。我们认为发电清洁化和终 端电气化程度持续提升，背后转型的趋势已经十分明显。

电改正在从政策定价转向市场化交易转型，电改金字塔搭建到第二层（市场化交易）。 从电改的节奏上来看，我们早在2023年就提出电改的金字塔模型，即明确电价要素 （电量、容量、辅助服务、绿色价值）并给予政策定价的初步指导和运行，然后通过 市场化的方式摸清各电价要素的真实价格。我们此前提到的节奏是【2023看容量电 价、2024看煤电联动+调峰电价、2025看现货及辅助服务市场+环境溢价】，从目前 来看上述节奏兑现良好，2025年是现货加速推进的年份。其中要明确的是，现货市 场的价值就是价格发现和价格引导，并不需要电价要素的政策把电价完全定义清晰， 例如辅助服务价格和市场是联合的、环境价值未来也将融合其中，实现各类电源的 各类价值都将充分被定义的统一电力大市场。

现货市场年内陆续转正或连续试运行，现货市场拥有价格发现和调节供需的功能。 我们认为新能源装机占比和电量占比的持续提升是持续的趋势，那么现货市场需要 发掘三类价值：（1）火电电量被挤出带来的容量价值：新能源的装机对火电发电利 用小时数的挤压日渐明显，当前容量电价是由政策定价来实现，但有现货市场连续 运行的省份可根据其价值发现功能明确更适合自己的容量机制，我们认为部分火电 低利用小时的省份的容量电价或因此抬升；（2）调节资源的辅助服务价值：有了现货市场之后，不同时段的用户用电习惯差异/负荷供需等导致的用电侧分时电价，将 会与发电结构不同导致的发电侧分时电价实现有机联动，拉开峰谷价差，调节性电 源将侧重于在新能源低发但用电需求旺盛的高电价时段发电，而在低电价时段少发 甚至是通过购买现货的方式完成自己的中长期合约实现交易利得，调节电源获利将 被量化；（3）碳关税和清洁化转型下的绿电环境价值：通过现货市场，绿电的额外 环境价值将被更清晰的度量，尤其是在分省、分产业之间的差异将拉开，进而引导 绿电的投资格局和商业模型改善。

在转型的背景下，具备调节资源的火电的功能在变化，框架要素也从度电利润转向 单位装机利润。我们认为火电在能源结构的转型下，商业模型正在发生变化，看待它 的要素框架也应对应调整。思路拆解如下： （1）传统四要素框架（煤价、电价、利用小时、装机）哪里发生了变化？最大的变 化是能源结构转型的背景下，火电作为最后上网的电源，其电量被挤压的愈发明显， 又叠加近几年装机的扩张，发电利用小时在压缩。 （2）发电小时的下降是否意味着盈利的弱化呢？答案是否定的。一方面是容量电价 的计算方法是根据单位装机赋值，本身其补偿的就是利用小时数下降带来的折旧损 耗，所以电量越少，度电容量电价越高，那么对于度电收入（即过去的电价指标）是 失真的反映；另一方面，在市场化交易的电改转型下，火电可以通过在高电价的时段 多发电，低电价的时段少发或不发的方式实现度电收入的大幅扩张，即这种交易行 为会导致电量的收缩（即部分时段发电意愿的下降），但却获得了辅助服务补偿或者 峰时的高电价收益，即调节价格和调节需求更重要。 （3）电量电价与煤价逐步联动，且其差值反映的发电价值在弱化。尽管我们不能否 定煤价剧烈波动带来的盈利影响，但是月度和现货占比的提升，势必会促进煤价和 电量电价之间的联动，即电量电价和煤价这两个要素需要合二为一，反映为发电价 值，而发电价值又在能源转型的背景下愈发弱化。 上述探讨意味着火电的容量价值、调节价值、格局和供需关系是更值得关注的要点， 而这三类价值又都会被现货市场充分价格发现，因此基于能源转型和电改转型的趋 势已经明确，转型的契机势必使得火电的抗波动能力增强，又叠加前文提到的市值 管理，火电公用事业化程度将会提升，即当前仍处低估状态。