电力月报：多地“136”号文衔接落地，风光装机抢装告一段落

多地“136”号文衔接落地，风光装机抢装告一段落 [Table_Industry] —电力行业 6 月月报 [Table_ReportDate] 2025 年 8 月 21 日 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http://www.cindasc.com 2 证券研究报告 行业研究 [Table_ReportType] 行业月报 电 电力行业 投资评级 看好 上次评级 看好 李春驰 电力公用行业联席首席分析师 执业编号：S1500522070001 联系电话：011-83326723 邮 箱： lichunchi@cindasc.com 化工行业： 邢秦浩 电力公用分析师 执业编号：S1500524080001 联系电话：010-83326712 邮 箱：xingqinhao@cindasc.com 唐婵玉 电力公用分析师 执业编号：S1500525050001 邮 箱：tangchanyu@cindasc.com 信达证券股份有限公司 CINDA SECURITIES CO.,LTD 北京市西城区宣武门西大街甲127号金隅大厦B座 邮编：100031 [Table_Title] 电力月报：多地“136”号文衔接落地，风光装机抢装告一段落 [Table_ReportDate] 2025 年 8 月 21 日 本期内容提要: [Table_Summary] [Table_Summary] ➢ 月度专题点评：晋琼辽甘宁五地衔接机制落地，存量增量保障均出现明显分化。1）核心要点：五地出台衔接机制，存量增量保障力度均出现明显分化。山西存量电量电价衔接现有规模，有望仿照“甘肃模式”额外扩展容量补偿范围。海南存量电量保障 80~90%，但增量仅给予海风 80%、陆风和光伏 75%的电量保护和海风 14 年、陆风和光伏 12 年的执行期限；辽宁存量保护较好，但增量项目保护不佳：机制电量按增量项目上网电量的 55%确定；机制电价设定 0.18~0.33 元/千瓦时的区间；执行期限 12 年；甘肃存量仅给予存量项目 154 亿千瓦时的电量保障，常规集中式新能源项目保障比例或远低于 20%，且增量项目仅给予 80%的电量纳入上限和 12 年的执行期限；宁夏存量增量电量均仅 10%，且执行期限仅 10 年。2）未来展望：仍需静待机制电价细则持续落地，利好交易策略与预测服务。目前各地机制电价情况与纳入机制的电量情况目前尚不清晰，且增量项目机制电价需通过竞价决定，竞价结果的不确定性也将影响到后续新能源投资积极性。短期内新能源投资积极性与投资节奏或在收益前景不清晰的背景下受到冲击。对电力交易策略和预测的要求有望持续提升，相关服务商有望持续受益。 ➢ 月度板块及重点上市公司表现：7 月电力及公用事业板块下跌 0.8%，表现劣于大盘；7 月沪深 300 上涨 3.54%到 4075.59；涨幅前三的行业分别是钢铁(16.8%)、建筑材料(13.4%)、通信(10.8%)。 ➢ 月度电力需求情况分析：6 月电力消费增速环比有所恢复。2025 年 6月，全社会用电同比增长 5.40%。分行业：二产用电增速有所恢复，居民用电增速持续增长：2025 年 6 月，一、二、三产业用电量同比增速 分 别 为+4.90%、+3.20%、+9.00%， 居 民 用 电 量 同 比 增 长10.80%。分板块：制造业板块用电有所反弹，高技术装备&高耗能板块用电增速环比改善。分子行业看，高技术装备制造板块中用电量占比前三的为计算机通信设备制造业、金属制品业和电气机械制造业。消费板块中占比前三的为批发和零售业、交通运输、仓储及邮政业和房地产业。六大高耗能板块中占比前三的为电力热力生产及供应业、有色金属冶炼及压延业和黑色金属冶炼及压延加工业。分地区来看，东部沿海省份用电量领先，西部省份用电增速领先。弹性系数方面，2025 年二季度电力消费弹性系数为 0.921。 ➢ 月度电力生产情况分析：整体发电量环比回升，火电发电量持续正增 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http://www.cindasc.com 3 长。2025 年 6 月份，全国发电量增长 1.70%。分机组类型看，火电电量同比增长 1.10%；水电电量同比下降 4.00%；核电电量同比上涨10.30%；风电电量同比增长 5.50%；太阳能电量同比上涨 28.70%。新增装机方面，2025 年 6 月全国新增装机 2840 万千瓦，其中新增火电装机 824 万千瓦，新增水电装机 68 万千瓦，新增风电装机 511 万千瓦，新增光伏装机 1436 万千瓦。发电设备利用方面，2025 年 5 月全国发电设备利用小时数 1504 小时。其中，火电平均利用小时 1968 小时；水电平均利用小时数 1377 小时；核电平均利用小时数 3882 小时；风电平均利用小时数 1087 小时；光伏平均利用小时数 560 小时。煤炭库存情况、日耗情况及三峡出库情况方面，截至 8 月 14 日，内陆煤炭库存周环比上升，日耗周环比下降；沿海煤炭库存周环比上升，日耗周环比下降。截至 8 月 15 日，三峡水位同比环比下降。 ➢ 月度电力市场数据分析：8 月代理购电均价环比触底回升。8 月月度代理购电均价为 384.25 元/MWh，环比上升 1.18%，同比下降 2.46%。 ➢ 行业新闻：（1）甘肃省发改委发布省级煤电、电网侧新型储能容量电价机制；（2）宁夏“136 号文”——不强制配储；存量 10%，0.2595 元/kWh；增量 10%，0.18-0.2595 元/kWh 竞价；（3）甘肃 136 号文方案正式下发：存量 154 亿度、电价 0.3078 元/度，增量期限 12 年、申报比例不高于 80%。 ➢ 投资建议：我们认为，国内历经多轮电力供需矛盾紧张之后，电力板块有望迎来盈利改善和价值重估。虽然随着 2022 年火电装机核准潮逐步落地，电力供需矛盾趋于缓和，但部分经济较为发达的区域仍存在区域性供需缺口。在当前新能源装机持续快速增长，相关能源政策依然重点强调安全保供的态势下，煤电顶峰价值有望持续凸显。展望未来，双碳目标下的新型电力系统建设，或将持续依赖系统调节手段的丰富和投入；容量电价机制正式出台明确煤电基石地位，电力现货市场和辅助服务市场机制有望持续推广，因而在电力市场化改革的持续推进下，电价有望实现稳中上涨。此外，伴随着发改委加大电煤长协保供力度，电煤长协实际履约率有望边际上升，我们判断煤电企业的成本端较为可控；同时煤电一体化企业依靠自有煤炭或高比例煤炭长协兑现的优势，有望在稳利润同时实现业绩增长。展望未来，我们认为电力运营商的业绩有望大幅改善。电力运营商有望受益标的：1）煤电一体化公司：新集能源、陕西能源、淮河能源等；2）全国性煤电龙头：国电电力、华能国际、华电国际等；3）电力供应偏紧的区域龙头：皖能电力、浙能电力、申能股份、粤电力 A 等； 4）水电运营商：长江电力、国投电力、川投能源、华能水电；5）设备制造商和灵活性改造有望受益标的：东方电气、青达环保、华光环能等