2024年公用事业行业深度分析：电量承压与电价落地，时间的煤硅再度演绎

一、电量：增速下滑系企稳偏高+高耗能行业电量承压

（一）基数及经济偏弱致二产增速下滑，气温偏高致居民用电增速回落

1-11月全社会用电量同比+7.1%、累计增速有所回落，三产及城乡居民用电量占比 提升。根据国家能源局披露数据，2024年1-11月全社会用电量为8.97万亿千瓦时， 同比增长7.1%（1-10月为7.6%），其中单11月同比增长2.8%。从用电量结构来看， 1-11月二产用电量占比64.8%，同比降低1.1个百分点，三产和城乡居民生活占比 33.8%，同比上升1.1个百分点。

1-11月二产用电量同比增长5.3%，但单月增速逐步下滑。分产业具体来看，2024 年1-11月，一产、二产、三产、城乡居民用电量分别为1245、58122、16698、13621 亿千瓦时，同比+6.8%、+5.3%、+10.4%、+11.6%。2024年11月，一产、二产、 三产、城乡居民用电量分别为104、5399、1383、963亿千瓦时，同比+7.6%、+2.2%、 +4.7%、+2.9%（单10月同比增速分别为+5.1%、+2.7%、+8.4%、+8.1%）。各产 业用电量增速均为正增长，但单月增速有所回落主要系去年同期高基数、叠加二产 走弱，同时今年四季度气温较历史偏高、城乡居民用电增速亦大幅回落等综合影响。

（二）10 月二产中黑色有色建材持续偏弱，三产批发零售业持续高增

2024年10月二产增速主要系公用事业行业和高技术制造业拉动。根据Wind披露的细 分二产行业用电量最新数据进行分析，第二产业细分前12大行业中剔除电力、燃气 及水的生产和供应业外，2024年10月同比增速为1.88%（单10月二产电量同比增长 为2.7%）；2024年10月计算机、通信和其他电子设备制造业用电量同比高增（同比+12.82%）。 用电量增量的占比数据-用电量结构的占比数据可以更好的衡量贡献情况，10月数据 显示，剔除电力、燃气及水的生产和供应业外，计算机、通信和其他电子设备制造 业贡献度最高，反映了我国工业向高技术装备制造业转型的背景；而非金属矿物制 品业用电量贡献大幅下降、有色及黑色表现持续偏弱。

三产增速较好主要系占比较大的批发零售业增速亦较高。根据Wind披露的细分三产 行业用电量最新数据进行分析，10月合计用电量同比增长8.89%（10月披露三产同 比增长8.4%，披露的细分行业电量占三产比例为97%，细分加总与总口径存在差异）。 同样使用用电量增量的占比数据-用电量结构的占比数据衡量贡献情况，10月数据显 示，用电量较大产业中，占比最大的批发和零售业同比高增13.10%、亦为驱动三产 高增的首要因素（应与汽车充换电用电提升有关），交运仓储结构占比有所回落。

（三）需求疲软 11 月发电量增速环比回落，风电受资源影响增速转负

发电量方面，2024年1-11月全国发电量8.57万亿千瓦时，同比+5.0%。根据国家统 计局披露数据，2024年1-11月我国累计发电量达8.57万亿千瓦时（规上口径，下同）， 同比增长5.0%，其中火、水、风、光、核发电量分别同比+1.9%、+11.2%、+11.5%、 +27.8%、+1.9%，受来水影响水电累计增速持续回落，火电累计增速回升、但受需 求疲软影响单月增速环比大幅回落。新能源占比持续提升，2024年1-11月规上风电 +光伏发电量累计占比已达14.3%，同比提升2个百分点。

11月水电发电量同比缺口缩小，火电增速环比回落，光伏发电量稳定提升，风电受 资源影响大幅下降，核电发电量保持小幅增长。水电11月同比增速有所好转，为-1.9% （10月为-14.9%），累计增速回落至11.2%（1-10月为12.2%）。受用电需求疲软 影响，11月火电发电量同比增速为1.4%（10月为+1.8%），1-11月火电累计发电量 同比+1.9%（1-10月为+1.9%）。11月光伏发电量同比增长10.3%，1-11月累计发电 量同比增长27.8%，较去年同期增速提升。风电受资源禀赋影响波动较大，上年同 期风资源偏弱、基数低，9、10月同比大幅提升，11月同比增速降至-3.3%，1-11月 累计发电量同比+111.5%。核电发电量相对稳定，小幅增长，1-11月完成发电量4025 亿千瓦时，同比提升1.9%（单11月为增长3.1%）。

二、装机：累计新增风光 258GW，火电占比降至 44%

（一）1-11 月我国新增装机 316.7GW，其中风光新增 258GW

截至2024年11月全国发电设备装机达3235GW，其中火电装机占比下降至44.1%。 伴随新能源发电的不断发展，11月我国存量装机格局分电源可拆分为：火电、水电、 风电、光伏、核电装机分别占44.1%、13.4%、15.2%、25.3%、1.8%。2024年1-11 月我国新增装机316.7GW，其中单11月新增37.3GW。当前我国发电设备装机增速 较22、23年明显放缓，主要系2023年火电装机大幅增长。2024年1-11月我国新增装 机316.7GW，同比+11.9%，其中风光新增装机占全口径新增装机的81.5%，主要以 风光装机为驱动力。

具体来看，2024年1-11月火电新增装机约47.4GW，水电新增装机约10.0GW。火电 经过2022~2023年的核准，2023年以来新增装机保持较大规模，2024年1-11月火电 新增装机约7.4GW（23年同期为46.6GW，22年同期为33.3GW）。水电开发相对充 分，近年装机新增放缓、2024年1-11月水电新增装机10.0GW（23年同期为9.4GW， 22年同期为20.6GW）。风光新增装机保持高增速，2024年1-11月风光新增装机合计 已有258.1GW（23年同期为205.3GW），其中风电累计新增装机约51.8GW（23年 同期为41.4GW）；光伏累计新增装机约206.3GW（23年同期为163.9GW）。2024年 1-11月核电累计新增1.2GW，同比持平。

（二）1-11 月火电核准 28GW，新增开工建设火电 79GW

统计2024年11月全国新增火电核准装机容量为2.4GW，累计新增火电已达28GW。 根据北极星电力网披露项目统计，2024年11月我国新增核准火电2.4GW（上年同期 为16.21GW），1-11月累计新增核准火电已达27.99GW（上年同期为63.35GW）。分区域而言，2022年至2024年11月末，广东、江苏和浙江三省核准容量位列前三，分 别为33.9GW、18.4GW和17.3GW，东部沿海发达区域给予更大稳定电源供给支持。

统计11月全国新增火电开工装机容量为2.4GW，年内累计开工火电达79.38GW。根 据北极星电力网披露项目统计，2024年11月我国新增开工火电2.4GW（上年同期为 4.09GW），1-11月累计开工火电已达79.38GW（上年同期为62.39GW）。分区域而 言，2022年至2024年11月末，广东、江苏和内蒙古三省开工装机容量较高，分别为 32.3GW、23.4GW和14.3GW。

（三）10 月风电利用小时数持续提升，光伏消纳压力环比显著提升

考虑2023年风光装机密集投产影响，2024年以来全国发电设备利用小时数同比下滑。 累计趋势而言，2024年1-10月，火电利用小时数同比微降，水电利用小时数同比高 增但增速逐渐放缓，风、光利用小时数累计降幅4.6%，核电利用小时数相对平稳。 具体来看，2024年1-10月全国发电设备利用小时数达2880小时，同比-3.9%；分电 源看，2024年1-10月火电、水电、风电、光伏、核电利用小时数同比分别-1.3%、 +8.6%、-3.6%、-6.1%、-0.3%。 月度边际而言，10月全国发电设备利用小时数降幅增大，其中火电同比下滑，风电 同比高增，水电持续收缩，光伏显著下滑，核电同比略有下降。具体来看，2024年 10月全国发电设备利用小时数达261小时，同比-6.8%（9月同比-0.7%、8月同比 -2.9%）；分电源看，2024年10月火电、水电、风电、光伏、核电利用小时数分别 为326、265、183、93、632小时，同比分别-2.1%、-21.4%、+21.2%、-9.7%、-0.2%。

从风光利用率来看，三北地区消纳压力大，调节电源价值提升。根据全国新能源消 纳监测预警中心数据，2024年10月全国风电利用率96.2%（9月为96.8%）、光伏利 用率95.8%（9月为97.9%），1-10月全国风电利用率96.4%、光伏利用率97.1%， 处于多年同期偏低水平。其中，三北地区压力较大，10月西北风电平均消纳率为 93.7%，西北光伏平均消纳率为88.8%，华北和东北地区风光消纳率下半年有所提升， 华东、南方等地仍保持95%以上利用率。虽然《节能降碳行动》将资源条件较好地 区的新能源利用率要求降低至90%，伴随未来新能源建设仍将加速，调节资源的稀 缺性持续突出，电力系统调节消纳能力和数智化建设迫在眉睫。

三、水情：10-11 月来水偏枯，主要流域发电量下滑

（一）来水丰枯急转，高水位优势延续

8月份来水丰枯急转，10-11月多数流域来水偏枯。根据各省水文网站数据，自然来 水来看，长江流域7-8月份来水偏丰，8月下旬低基数效应减弱的同时，来水也迅速 变枯，并延续至11月底，金下-长江流域来水同比下滑2-3成，长江上游三峡电站平 均入库流量同比-34.9%；雅砻江流域来水同比偏枯约一成，锦屏一级电站平均入库流量同比-10.3%；清江水布垭电站入库流量同比-85.3%；大渡河来水同比偏枯约2-3 成，猴子岩电站平均入库流量同比-26.1%，瀑布沟电站平均入库流量同比-20.0%； 而珠江流域四季度来水偏丰，龙滩电站平均入库流量同比+118.6%。

来水同比偏枯，但多数电站调度下11月末运行水位偏高。根据各省水文网站，水位 方面，截至11月底，长江流域除三峡电站外，其余电站水位同比偏高。雅砻江流域 三季度蓄水完毕，两河口电站首次蓄满至2865米，锦屏一级和二滩电站11月末水位 分别位于91%/99%的分位。龙滩电站当前位于79%蓄水位；清江水布垭电站5月后 水位同比偏低；大渡河流域猴子岩、长河坝和瀑布沟电站11月末水位分别位于 96%/97%/98%的分位，基本处于蓄满状态。

（二）发电量测算——长江电力、雅砻江、大渡河

测算2024年11月长江电力发电量约186亿度，同比降低15.2%。8月下旬以来长江流 域来水转枯，9、10、11月持续同比偏枯，六座电站累计发电量优势在7月末达到峰 值后下降。测算长江电力2024M11发电量185.92亿千瓦时，同比-15.2%；2024M1-11 发电量2755.09亿千瓦时，同比+8.1%。

测算2024年11月雅砻江水电发电量约59.58亿度，同比降低4.3%。根据四川水利厅 监测的数据，24M9-10雅砻江流域锦屏一级、官地、二滩的入库流量分别同比 -10.3%/+3.8%/-1.6%，来水持平略偏枯。测算雅砻江水电2024M11发电量59.58亿 千瓦时，同比-4.3%；2024M1-11发电量853.79亿千瓦时，同比+12.1%。

测算24M1-11大渡河各电站发电量约456亿度，同比增长8.1%。我们新增大渡河电 量模型，对大渡河在运的11.44GW电站（四川部分）进行测算。三季度大渡河来水 持续向好，24M10-11猴子岩电站平均入库流量同比-26.1%，瀑布沟电站平均入库流 量同比-20.0%。测算2024M11完成发电量26.78亿千瓦时，同比-10.2%；2024M1-11 完成发电量455.76千瓦时，同比+8.1%。三季度大渡河持续蓄水，11月末猴子岩、 长河坝和瀑布沟电站分别位于96%/97%/98%的水位分位。

四、电价：长协即将落地，月度价格指引能力增强

（一）市场化交易电价持续下降，广东省同比降幅最大

广东月度交易电价近半年保持平稳。2017 年，国家发改委、国家能源局联合发布 了《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，广东电力交易中心自 2018 年 1 月起公布市场化交易中长期信息。2024 年以来广东月度双边协商交易电价、月度 集中竞争交易电价以及整体均价均呈现下降的态势。2024 年 12 月广东月度综合交 易电价为 401.21 元/兆瓦时，近半年维持稳定，2023 年同期为 498.65 元/兆瓦时， 同比降幅为 19.5%，考虑容量电价后仍下降较大。

山东、山西月度交易电价环比略有回落。山东电力交易中心自 2021 年 12 月起，在 官网公开披露日前交易数据、实际成交情况以及中长期交易电价。2024 年 11 月山 东中长期交易月度成交电价为 353.67 元/兆瓦时，2023 年同期为 351.32 元/兆瓦时， 同比上升 0.7%。2024 年以来平均交易价格为 363.92 元/兆瓦时，2023 年同期为371.58元/兆瓦时，同比下滑 2.1%。2024年11月山西市场化交易成交电价为297.71 元/兆瓦时，2023 年同期为 336.27 元/兆瓦时，同比下降 11.47%。2024 年以来平 均价格为 310.04 元/兆瓦时，2023 年的平均价格为 362.22 元/兆瓦时，考虑容量电 价后仍同比下滑。

江苏月度交易电价保持平稳、山西批发用户交易均价有所下降。2024 年江苏市场 化交易电价同比大幅下降，主要系容量电价实施，以系统运行费用由工商业分摊， 发电企业在中长期市场的降价意愿增强。2024 年 12 月江苏市场化交易成交电价为 421.0 元/兆瓦时，2023 年同期为 469.2 元/兆瓦时，同比下降 10.3%。自 2023 年 3 月，陕西电力交易中心开始公布批发侧电力直接交易信息，2024 年 10 月陕西市场 化交易成交电价为 354.24 元/兆瓦时，2023 年同期为 390.03 元/兆瓦时，同比下降 -9.2%，基本反映容量电价。

四季度容量电价执行良好，测算折火电口径度电均超2.5分。根据各电网代购电最新 数据，10-12月各省代购电均摊煤电容量电价度电补偿数据中，超2分钱地区达10省, 同时由于该数据分母为代购电总电量，因此进一步根据其中火电发电量占比进行折 算测算，全国各地10-12月单位火电容量电价均值分别为2.98、2.82、2.59分/度（含 税），月度间的差异则是由于电量波动导致。根据去年11月出台的容量电价的政策 （多省份24-25年为100元/千瓦·年），测算理论容量补偿折度电范围为2.0-2.9分/ 度，事实证明容量电价实际执行力度良好。

（二）市场化交易电量占比 62.2 %，绿电交易电量大规模提升

2024年1-10月市场化交易电量占全社会用电量的62.2%。2017年以来，市场交易电 量不断增加，2023年已达到56679亿千瓦时，同比增加7.87%，占用电量比例为61.4%。 相较于2021年到2022年同比增加39.1%，2023年交易电量增速有所减缓。2024年 1-10月，全社会用电量达到81802亿千瓦时，其中市场化交易电量50881亿千瓦时， 占比62.2%。2022年以来占全社会用电量比重都维持在60%以上，较2021年有明显 的增高，主要系2022年6月部分第二批试点地区加入现货市场试运行。

2024年1-10月市场交易电量同比增加9.5%。2021年4月，中电联开始披露电力市场 交易月度信息，全面反映电力交易市场化情况。2024年1-10月，全国各电力交易中 心市场交易电量累计值达到50881亿千瓦时，同比增加9.5%，2024年以来，市场化 交易同比增速与2023年基本一致，维持在7%-10%。

2024年1-10月省内绿电交易电量累计值达1632.50亿千瓦时，同比大幅增长。2022 年3月中国电力企业联合会开始披露绿电交易相关信息。2023年8月3日，国家发展 改革委、财政部、国家能源局发布的《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工 作 促进可再生能源电力消费的通知》，进一步明确，绿电交易纳入中长期交易范畴， 交易合同电量部分按照市场规则，以现货价格结算偏差电量。2024年5月之后绿电 交易规模较以前年度有较大幅度的扩大，2024年1-10月省内绿电交易电量累计值达 1632.50亿千瓦时，同比大幅增长。

五、能源价格：煤价迅速回落，再度演绎时间的煤硅

（一）煤价下降迅速，库存保持高位

港口煤价：根据百川盈孚及中电联数据，2024 年年初秦皇岛 5500 大卡现货煤价为 926 元/吨，今年以来震荡下行，最新 2024 年 12 月 20 日秦皇岛 5500 大卡动力煤市场价格为 780 元/吨，环比上月下降 8.2%，位于近 12 月以来的最低价，近期煤 价下降较快，秦皇岛 5500 大卡动力煤由 11 月初的 865 元/吨下降 85 元/吨，降幅 9.8%。 进口煤价：近期印尼烟煤价格基本持平，根据百川盈孚数据，12 月 20 日，广州港 外贸动力煤印尼烟煤 Q4200、Q4800、Q5500 价格分别为 635、771、909 元/吨， 环比上月同期分别-2.6%、-2.3%、-2.8%。目前动力煤印尼烟煤 Q4200 换算为 Q5500 的价格为 832 元/吨，当前秦皇岛动力煤 Q5500 价格低于印尼烟煤（Q4200 换算为 Q5500）52 元/吨，国内煤和进口煤价之间差价环比扩大。

煤炭库存：2024 年以来北方港、广州港煤炭库存持续震荡，近期来看，9 月以来北 方港煤炭库存小幅上升，广州港库存 7 月以来持续下降。截至 12 月 20 日，秦皇岛 港、曹妃甸港、国投京唐港、黄骅港煤炭库存分别 676、517、189、189 万吨，合 计库存 1571 万吨，环比上月-5.9%；广州港最新库存 246 万吨，环比上月-13.6%。

（二）1-10 月天然气消费量同比+9.9%，海外气价较年初上涨 3-5 成

2024年1-10月天然气表观消费量同比+9.9%，LNG进口量同比+13.6%。根据国家发 改委公布的天然气运行快报，2023年天然气表观消费量达3945.3亿立方米（同比 +7.6%），回归正增长。2024年天然气供需关系将从紧平衡过渡至平衡相对宽松， 24M1-10天然气表观消费量同比增长9.9%，预计全年天然气消费量将接近4300亿方 （同比增长约9%）。天然气需求维持较快增长，加之国际天然气价格走低，LNG进 口量显著提升，1-10月天然气累计进口量同比+13.6%。

2024年1-10月规上工业天然气产量2039亿立方米（同比+6.7%），产量增速不及消 费量增速。国家能源局预计2024年天然气产量2460亿立方米，1-10月全国规模以上 天然气产量2039亿方，同比增长6.7%。天然气产量增速低于消费量增速，主要系1-10 月进口天然气1522.93亿方（同比+13.6%），进口天然气一定程度上挤占全国性城 燃公司的市场，城燃公司的市场潜力有待进一步挖掘。

当前我国天然气进口依存度较高，除2022年小幅下滑外，2023年以来我国天然气进 口依存度提升，2023年末达42.8%，2024M10进口依存度回升至43.3%。2024年1-10 月天然气表观消费量同比+9.9%，国内规模以上天然气产量同比+6.7%，天然气消费 量和产量增速差主要由于进口气量较快增长。

国内LNG到岸价、出厂价分别较2024年初上升30.5%、下降24.4%。根据金联创披 露数据，2024年12月11日LNG到岸价为14.45美元/百万英热（合人民币5398元/吨）， 较近12月的高点5832元/吨下降7.4%，较2024年初上升30.5%。根据上海石油天然 气交易中心披露数据，LNG出厂价近期有所下降，12月11日我国LNG出厂价4545/ 吨，环比上周下降0.98%，较2024年初下降24.4%。

英国、日韩天然气价格较年初上涨约30%，欧洲天然气指数较年初上涨约46%。2024 年12月11日欧洲基准TTF荷兰天然气期货收盘价为44.69欧元/MWh，较上月环比上 涨2.21%，较2024年初上升46.2%。JKM日韩综合到岸价格指数2022年8月25日达 69.96美元/百万英热高点后开始回落，2024年12月11日为15.00美元/百万英热，较 上月环比上涨30.5%，较2024年初上升31.1%。2024年12月11日美国NYMEX天然 气期货收盘价为3.35美元/百万英热，较上月环比上升13.56%，较2024年初上涨 30.1%。

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