2024年中国会缺电吗？

1. 2023 年用电量高增长背后有哪些值得注意的趋势？

2023 全年用电量达到 9.2 万亿千瓦时，增长 6.7%， 快于实际 GDP 的增速 5.2%。其中， 第二产业用电 6.1 万亿千瓦时（占比 66%）、增长 6.6%；三产+居民用电 3 万亿千万时（占 比 33%）；增长 7.1%。虽然直觉上，疫情后经济重启可能是用电高增长的主要推动力，根 据统计局、2023 年全年服务业生产指数同比增长 8.1%，随着终端“电气化”程度不断提 升，批发零售、住宿餐饮等行业的单位 GDP 的电力消耗强度也有所上行。 然而，值得注意的是，2023 年用电量增长在 4 季度达到高点（同比增速 10.1%），而 GDP 增长 2 季度明显更高。此外，用电量增长的弹性亦高于 GDP。2023 年经济重启 无疑提振了用电量增速，但这并不是唯一、甚至主导的原因。一些观察也印证了这一点：

首先，单位 GDP 用电量走势在 2022 年后逐步转为上升态势：随着能耗相对较低的第 三产业和居民用电比例上升量增长，单位 GDP 用电量在 2010-20 年年化回落 4.5%、 而 22-23 年却录得年化 1.2%的增长。通常而言，第三产业的单位 GDP 用电量相对较 低，当第三产业实际增加值占比上升，叠加居民用电趋势增长，单位 GDP 耗电量往往 呈现趋势性下降。比如美国自 1991 至 2021 年三十年间内，其单位 GDP 用电量从下降 约接近 3 成。值得注意的是，“十三五”期间启动的北方居民取暖“电替煤” 等领域的电能替代推动了居民用电量的结构性增长，或导致 2015 年后单位 GDP 用电 量降幅放缓、但整体仍呈现趋势性下行，直到 2022-2023 年这一走势出现逆转。

去除充电桩用电、调整后的三产+居民用电增长仅 6%，低于总用电量的增速 6.7%，在 现有发展阶段实属罕见。2023 年三产+居民用电占比略回落，也就是说，在 2023 年中 国三产+居民用电占比不升反而下降，这与服务业重启推动用电增长的规律 有所相悖。比如日本和德国在 1970 至 1990 年人均 GDP 从 1 万上升至 3 万美元水平 的过程中，居民用电量的占比均呈现回升态势。新能源汽车到公共充电桩/ 私人充电桩充电所耗用的电量会分别被计入“批发零售业”下属的“充换电服务业”用 电、以及居民用电。我们估算的 2023 年充电桩合计用电量可能达 740 亿千瓦时左右（其 中公用充电桩和私人充电桩的占比约为 7:3），同比增速较 2022 年的 56%进一步提升至 76%，对全社会用电量增速约为 0.4 个百分点。

2. 用电量高增长，除了经济重启外还有哪些因素推动？

首先，制造业用电强度明显上升，尤其是出口量对用电量增长的解释力在 2022 年后显著上 升：2021-23 年实际 GDP 增速路径和用电量增速走势有所背离，但跟出口量的走势较为吻 合。出口量的增长对用电量走势的解释力明显上升。比如 GDP 同比增速在 2022 年 2 季度 录得 0.4%的全年低点、但用电量增长同比低点则在 4 季度（出口量增长低点）； 2022 年 俄乌冲突后国内外能源和电力价差再度大幅走阔，与中国出口竞争力走强的时点相对应。 2021 年，我们估算的去除价格因素的出口量增长达到 17%，对于用电量增长触及 10.4%的 年度高点，而去年下半年来，出口量高增长，今年 1-2 月，我们估算的出口量增速达到 20% 以上，也对应用电量达到两位数增长。

回顾 2022 年以及 2023 年的用电量增速及 GDP 增速，虽然 2022 年实际 GDP 同比增 速的低点在 2 季度录得 0.4%，但用电量增长低点则在 4 季度录得约 0%、低于 2 季度 的 2%。2023 年 GDP 在 2 季度录得同比 6.3%的全年增长高点，在 3 季度明显回落至 4.9%，对应用电量增速则从 2 季度的同比增速 6.5%上行至 6.8%，并在四季度录得 10.1% 的高增速。

同时，我们观察到 2020 年以来，国内煤炭、天然气等价格较海外价格偏低、而在 2022 年俄乌冲突后这一差距明显强化。比如俄罗斯乌拉尔原油和布伦特油价差从 2022 年 3 月以后在 20-30 美元/桶左右，国内外的煤炭/天然气价差亦在 2022 年后进一步走阔、对应中国 PPI 定基指数从 2022 年 3 月以后整体呈现回落态势、而欧洲 PPI 则进一步上行，能源价格的相对优势助力中国制造业的竞争力进一步强化。

分行业来看1，电气机械行业 2022-2023 用电量复合增速达到 24.8%、其次是石油加工、 汽车、计算机电子，增速录得 8%-13%，对 2023 年用电量增速的贡献分别达到 0.3-0.5 个百分点。工业产业结构中、单位增加值用电量较高的行业比例在 2023 年 有所提升，如钢铁冶炼、有色金属冶炼等。以钢材为例，2023 年我国钢 材出口量约为 9026 万吨，同比增长 35.3%。若以钢材生产每吨耗电 800 度来计算，预计 2023 年全年钢材出口耗电量达到约 722 亿度、占全年用电量的 0.8%， 对用电量增速的贡献约为 0.2 个百分点。

而近年来高速发展的一些新兴成长性行业，虽然不属于传统制造业中的高耗能产业， 但是这些行业带来的间接能耗仍不可忽视。比如新能源汽车在 2023 年产量达 955 万 辆，同比增长达 35.6%。假设新能源车车均生产耗电量与汽车行业整体相同，通过行业 总用电量/总产量可以估算出生产耗电量约为 252 亿千万时，约占全社会用电总量的 0.3%，贡献增速约 0.1 个百分点。光伏组件在 2023 年出口量约 211 吉瓦（GW），同 比增长 19.7%，若以光伏组件每瓦制造耗电 0.4 度来计算，预计 2023 年组件生产耗电 量达到约 844 亿度、占全年用电量的 0.9%、对增速的贡献达 0.2 个百分点；

煤改电等一系列结构性能源转型对电力需求的趋势性支撑仍在，但充电桩对用电需求增长 的贡献呈指数上升——我们估算 23 年电能替代对全社会用电量增速的贡献达 2.1 个百分点； 充电桩对用电量增速的贡献约 0.4 个百分点、随着新能源汽车保有量 50%以上高增速，对 增速的贡献可能继续跳升走高。

“十三五”期间累计实现电能替代电量超过 8000 亿千瓦时，电能替代是在终端能源消费 环节，使用电能替代散烧煤、燃油的能源消费方式，如电采暖、地能热泵。2022 年提 出“新增电能替代电量 1800 亿千瓦时左右”并指出在“十四五”期间扩大电能替代的深 度和广度。根据国家有关政策和电网公司的行动计划，预计“十四五”期间我国年均电能 替代量保持在 1500-2000 亿千瓦时左右2，我们估算其在十四五期间贡献率保持在 2 个 百分点以上。

近年来新能源车渗透率的快速提升，已从 2022 年 12 月的 4.1%回升至 2023 年 12 月 的 6.1%，2023 年新能源汽车保有量的同比增速达到 56%，我们估算新能源汽车充电 需求对 2023 年用电量增速的贡献约 0.4 个百分点，随着新能源汽车渗透率逐步提升、 新能源汽车充电用电量对整体用电量的贡献或将趋势性提升。

3. 2024 年用电量增长可能将高于 7%，预测中枢可能在 8%左右

我们预计基准情形下 2024 年用电量的增速可能在 7-9%左右。由此、我们估计的 2024 年 用电量增速隐含的单位 GDP 电力弹性可能进一步上行，测算方法上，首先，我们预计出口 量可能维持两位数增长；参照历史数据工业用电量和出口量增速的弹性系数、我们预计第 二产业用电增长可能高于 2023 的 6.5%。同时，全球制造业去过库存周期结束，低基数下 有望支撑全年出口需求。

剔除价格因素，1-2 月实际出口量同比增速或将高达 25.1%，较 12 月的 13.3%进一步 上行，显示中国出口竞争力进一步提升。 考虑到 1-2 月的出口数量增长（20%+）可能受到春节效应的提振难以在全年持续，我 们假设 2024 年全年的商品出口量实现 10%-15%的区间，对应的工业用电量增速可能 达到 6.8%-8.8%。

同时，2024 年出口同比面临较低的基数、且全球制造业去库存周期结束，有望支撑全 年出口需求。商品出口或受益于全球制造业周期回升、海外补库需求而有所支撑，尤 其是出口数量可能延续 2023 年的较高增长，其中用能强度较高的行业占比可能延续上 行趋势，比如化纤、金属、计算机电子、机械等。如我们在《如何看全球制造 PMI 重 回荣枯平衡线》，2024/2/29）中分析，全球制造业周期或将结束长达 2 年的下行周期 ——2024 年 1 月全球制造业 PMI 17 个月来首次回升至 50 的荣枯线。但考 虑到当前实际利率的绝对水平仍然偏高，且去库存速度虽然放缓，但绝对库存水平偏 高抑制企业库存周期、且由于此前底部相对较高，回升空间或有限。本轮制造业周期 修复幅度可能较为温和。 

分析今年 1-2 月的发电量3表现亦能看出出口的拉动效果，分省份来看，沿海出口大省 及重工业大省的发电量增速较高，用电量增速与工业增加值的增速基本呈现正相关。 比如沿海出口大省广东、浙江、福建、广西等；同时，新疆、山西、吉林等内陆省份 于今年 1-2 月发电量同比亦分别录得 5%-40%的高增速，或得益于“一带一路”国家 出口的持续发力。截至 2024 年 1 月 31 日，一带一路-蒙俄指数增长 77.14 个百分点， 一带一路-中亚指数增长 62.91 个百分点，对“一带一路”沿边省市出口起到较大带动 作用。此外，一些出口增速回落的省份，比如山东 1-2 月累计发电量同比增长录得 5.9%， 或主要来自煤炭、钢铁、电解铝等重工业产业的产量回升，工业增加值 1-2 月同比增 长 9.4%、对其发电量增长带来支撑。

随着用电份额快速上升及充电桩数量的持续高增长，充电桩对 2024 年用电增长的贡献或跳 升至 0.6 个百分点以上，这也对应对石油需求的边际下降及对煤和其他大宗商品的需求上 升。 煤改电等能源转型相关结构性因素亦将继续支撑电力需求。

我国电动车保有量已从 2014 年的 22 万辆增长 93 倍至 2023 年的 2041 万辆， 2020 至今的年化增长率为 60.7%。2020 年 1 月截至 2024 年 2 月，国际油价上 涨了超过 3 成，而中国的居民电价几乎保持不变，油电价格比的扭曲也在一定程度上 助推了电力需求的增长。

根据中电联的测算，预计“十四五”期间电能占终端消费的占比提升有望进一步加速、 2025 年从 22 年的 27.5%提升至 31.2%。据国家电网测算，“十四五”时期 电能替代潜力预计超 6000 亿千瓦时。

此外，随着 AI 产业大力发展，算力需求快速扩张，数据中心有望在 2024 年贡献用电量增 速近 1 个百分点。根据中国信通院的测算，我国 2023 年数据中心的核心 IT 设备对应耗电 量约 3331 亿度，整体对全社会用电量增速贡献从 2022 年的 0.5 个百分点进一步上行至 0.6 个百分点、而随着 AI 技术的不断发展带动数据中心负载率的提高，用电量强度有望进一步 提升。根据华泰战略团队的测算，假设 2024 年数据中心核心 IT 设备用电量在 3972 亿千瓦 时，较 2023 年增长约 19%，对用电量的增长约 0.7 个百分点。此外，若考虑 AI 应用爆发， 2030 年算力将贡献电力需求约 1.7 万亿度电，超过传统工业高能耗行业中化工、有色、水 泥和黑色的电力消费量 1.6 万亿。

今年政府工作报告明确指出，深化大数据、人工智能等研发应用，开展“人工智能+”行 动，打造具有国际竞争力的数字产业集群。据新华社报道，国务院总理李强 3 月 13 日在北京调研，提出“要抓住算力、数据、算法等关键攻坚突破，多路径布局前沿技术， 努力实现弯道超车、换道超车”。去年我国发布《算力基础设施高质量发展行动规划》， 提出到 2025 年我国算力规模超过 300EFLOPS、智能算力占比达到 35%，存储总量 超过 1800EB、先进存储容量占比达到 30%以上，重点应用场所光传送网（OTN）覆 盖率达到 80%，骨干网、城域网全面支持 IPv6，SRv6 等创新技术使用占比达到 40%， 人工智能发展的政策支持有望进一步加码。

根据华泰战略团队的测算，AI 应用驱动的算力增长，将成为全球主要的电量增长驱动。 以中美为例， 2022 年数据中心用电占到社会用电量的 3 4% 。基准预期下至 2030 年， 中美的数据中心年用量将超 9500/6500 亿度，均达到 2022 年的 3.5 倍以上。 最后，第三产业和城乡居民用电中剔除充电桩及电能替代的“传统用电”量部分，我们假 设用电需求与2019-23年年均增速一致、隐含不考虑极端天气对居民生活用电的可能影响， 对应第三产业/城乡居民用电量的增速分别约 8%/7%左右。而针对 2023 年用电量占比仅为 1.4%的第一产业，基准情形下假设其增速与 2019 年相当（7.1%）、乐观情形下假设增速与 2023 年相当（11.5%）。

4. 2024 年，中国会缺电吗？

高峰时期电力供需面临紧平衡，不排除高峰期间歇性电力紧张。根据中电联的数据 ，截至 2023 年底，全国全口径发电装机容量 29.2 亿千瓦，我们假设 2024 年装机容量达到 33 亿 千瓦、以及 2023 年各类型装机的平均利用小时数不变，理论上总发电量可以实现约 14% 的用电量增速，但考虑到装机容量中非化石能源发电装机占比不断提升，截至 2023 年底， 装机容量中非化石能源发电装机占比不断提升，占总装机容量比重在 2023 年首次超过 50%，由于其波动性和受自然气候影响的间歇性，在越来越多的极端气候条件下，实 际实现发电量可能难以实现理论值，假设按照可控裕度（可控装机/最高负荷）1.1 的水平来 衡量，那么对于电力负荷 7-9%的增长或仍处于紧平衡状态，叠加今年云南水电仍有不确定 性，不排除在用电高峰时期出现局部间歇性电力紧张。

非化石能源中，风光存在长时间出力问题，过去相对稳定的水电今年来也出现缺水的 担忧。根据海外国家经验，较高的可控裕度（可控裕度=可控装机/最高负荷）可保障 系统安全，如欧洲地区平均在 1.3 倍，而根据华泰战略团队估算，国内和澳洲由于缺 电造成供电压力的时期裕度分别在 1.1 和 1.09，可控裕度在 1.1 以上可能实现电力系 统安全供应。而极端天气往往伴随居民和工业的用电需求增加和尖峰负荷提高，放大 可用装机缺失的矛盾。

居民生活用电具有明显的冬夏“双高峰”、夜间负荷更低等“高峰波谷”特征，民用电需 求上升对电网的尖峰负荷能力提出更高要求——虽然总量上看居民生活用电只占总用 电量 14-15%，但一方面，居民生活用电通胀随着城镇化率以及人均 GDP 的增长而呈 现趋势性上行，根据 IEA 数据，截至 2021 年中国居民人均家庭用电量约为韩国的 6 成、德国的 5 成、日本的 4 成以及美国的 2 成，仍有较大的潜在增长空间。 另一方面，夏季居民用电需求或占尖峰负荷需求 4 成以上4。例如，受 2022 年暑期气 温偏高推动，居民用电量占比在 2022 年 7 月跳升至 27%的高点。具体到一天中的各 个时段看，在夏季日尖峰负荷时段居民用电需求可能大幅上行至用电量的 50%~60% 左右。

同时，今年水电发电仍有不确定性，2023 年在发电量中占比约 13%的水电（占比仅次于火 电）近年来波动性明显提高，发电量增速从 2015-19 年的年化 3.9%回落至 2019-23 年-0.4% 。

中国大部分水力发电主要来自于中西部地区，特别是长江及其支流上的一系列大型梯 级水电站，仅四川和云南两省的水力发电量在 2023 年约占全国水电总发量的 60%。 2022 年下半年以来西南区域地区受干旱气候的影响水流量明显减少，带来 22 年局部 地区缺电。

今年 1-3 月，云南澜沧江来水预计偏枯近 2 成，而根据昆明电力交易中心 在今年 2 月发布的报告，在新能源大规模投产背景下，今年云南可能出现弃风弃光和 电力短缺问题5，最大电力缺口达 750 万千瓦。这分别预计为云南往年全年电量、电力 需求的 10%、20%左右。

除了电力负荷供需紧张带来的间歇性缺电风险，我国不同区域之间的电力供需呈现较大分 化，山东、广东、浙江等省份电力供应对外依赖度较大，而作为外送电力大省的云南和四 川受水电扰动较大。分省来看，广东、江苏、山东、浙江、河南、四川、湖北和安徽等省 份是电力需求的主要地区，而电力供应盈余的省份则主要集中在西部和北部地区，如新疆、 青海、甘肃、内蒙古等。而山东、浙江、广东、江苏等地 2023 年的用电量和发电量之间有 较大缺口，对外电力依赖度较高。

中长期看，仍需加强电力基础设施的建设，促进电价灵活调整，应对用电需求高增长同时， 更好地价格调节作用。而随着风电、光伏等可再生能源的比例越来越高，其波动性和间歇 性带来的大量调峰需、电力系统需要更多的冗余空间和跨更长周期的调节能力来实现新能 源作为我国电力供应主体的目标，应合理扩大火电产能，大力推进储能扩产能、降成本， 方能更好地适应电力需求结构变化。此外，部分地区的电价空间有望进一步打开、比如峰 谷或分时差别电价的价差进一步拉大、电价弹性可以增大来更好地分配资源，通过电价等 手段引导电力供需实现动态平衡。

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