7月发电与用电量情况及未来展望 [page::0]

• 7月规上工业发电量同比增长3.1%，增速较6月提升1.4个百分点。

- 全社会用电量同比增长8.6%，增幅扩大3.2个百分点。

• 火电新增装机增长显著，同比增长164%，风电和光伏装机同比下降44%和48%。

- 8月预计用电需求延续高位，预计同比增速超7%。2024年四季度受暖冬影响，用电增速偏低，但全年增速有望达5.9%。

主要区域电力价格表现及趋势分析 [page::0]

• 9月省级代理购电价格整体回落，仅42%省份价格环比上涨。

- 8月广东成交均价环比下降14.7%，发电侧均价268.8元/兆瓦时，预计9月价格环比走强，月均价上移至320-340元/兆瓦时。

• 山西、甘肃等现货市场价格环比走强，山东、蒙西等地区价格多呈下降或持平态势。

- 中长期电价整体相对平稳，部分省份表现下行趋势，供需依旧保持宽松状态。

需求与价格关系及市场供需预期 [page::0]

• 华北主汛期结束带动动力煤供应改善，短期煤价将缓步回落。

- 受高温推动，华东地区用电需求较上年同期偏高，驱动用电增速。

• 未来需求侧增速放缓，迎峰度夏结束后温度下降影响需求，价格难有显著提升。

- 供给端都受实际发电需求影响，降水对西南地区输电作用减弱，价格走势待需求面进一步确认。

专题报告《需求超预期走强，电价仍显低迷——电力月度数据报告》详尽分析

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1. 元数据与报告概览

• 报告标题： 需求超预期走强，电价仍显低迷——电力月度数据报告

- 作者及团队： 邵婉嫕，国泰君安期货投研

• 发布时间与地点： 2025年9月5日，上海

- 发布机构： 国泰君安期货研究所

• 报告类型与主题： 电力行业月度数据专题报告，聚焦2025年7月至8月中国电力供需形势及电价走势，结合新能源装机情况及未来电力需求预测。

核心论点总结：
报告指出2025年7月中国工业发电量和全社会用电量增长均超预期，工农业用电需求强劲。其中，工业发电量同比增长3.1%，全社会用电量同比强劲增长8.6%。然而，电力现货市场价格整体依然较为低迷，多个省份电价环比或同比下调，反映供需格局宽松。展望后市，8月用电需求受高温天气支撑，整体维持高位增长，预计9月及全年用电增长仍有较好表现。电价方面，尽管短期有回升迹象，但整体中长期保持弱势。报告希望传递的信息是：需求稳健增长但电价压力依旧，未来市场关注供需动态及政策发力的预期影响。[page::0]

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2. 逐节深度解读

2.1 报告导读部分

关键内容总结：
报告开篇展现了7月工业发电量9267亿千瓦时，同比增长3.1%，环比速度加快，反映工业用电需求的复苏与增强。同时电力设备新增装机出现1.9%同比下降，主要受新能源装机减少影响（风电、光伏分别下降44%、48%），而火电装机则爆发性增长164%。全社会用电量同比攀升8.6%，显示经济能源需求坚实。

逻辑与背景说明：
工业用电和发电量是经济活动的风向标，增长表明整体经济复苏力度增强。新能源新增装机减少，可能源于此前需求提前释放或政策调整等因素，火电装机增长反映短期内对传统能源依赖仍在加大以满足用电增长。用电量的大幅增加说明消费和工业双重拉动。

关键数据剖析：

• 7月规上工业发电量：9267亿千瓦时，同比增长3.1%，月环比增长加快1.4个百分点

- 电力设备新增装机：3148万千瓦，同比减少1.9%，其中火电装机同比大幅增长164%，风电、光伏则分别下降44%和48%

• 全社会用电量10226亿千瓦时，同比增长8.6%，提升3.2个百分点

这些数据体现了发电结构的调整及需求超预期走强局面。[page::0]

未来展望与假设：

• 8月高温天气持续，南方地区尤其是华东气温较常年高1-2度，稳固用电需求高增长态势

- 8月经济多项前瞻指标改善，预计月度用电增长超7%

• 2024年四季度预计暖冬导致用电增速放缓，基数较低

- 政策仍有发力预期，如若气温正常，预计四季度用电增速回升，全年用电增速约5.9%实现可能性大

此部分假设高温持续及经济景气恢复带动增长，同时警示暖冬带来的短期需求扰动。[page::0]

2.2 电价走势与市场供需分析

关键内容总结：
9月电价大多回落，42%的省份环比上涨，27%同比上涨。一次能源方面，动力煤供应预期改善，电力需求自8月下旬起渐降温，价格整体预计缓步下行，但存在底部支撑，难回年内低点。

广东现货市场8月电价继续下行，发电侧均价268.8元/兆瓦时，同比与环比跌幅均扩大。9月广东现货价格预计环比回升，月均价中枢回到320–340元/兆瓦时。西南汛期强降水减弱对电力输出拉动边际效应，输送规模更依赖实际需求。9月广东气温仍偏高，制冷负荷维持。中期角度，迎峰度夏结束后气温对需求拉动减弱，供需继续宽松，现货价格或维持低位。

关键数据和趋势解释：

• 8月广东发电侧成交均价268.8元/兆瓦时，环比与同比分别下跌14.7%和7.5%，降幅扩大

- 9月现货价格预计上涨，达到320-340元/兆瓦时

• 其他省份现货均价如：山西346元/兆瓦时（环比上涨20.8%，同比下跌6.8%），山东372元/兆瓦时（环比下降12.3%，同比上涨3.8%），甘肃212元/兆瓦时（环比上涨20.3%，同比上涨16.6%）等，显示区域间价格表现分化明显

- 中长期电价整体平稳偏弱，如广东9月中长期价373元/兆瓦时，连续多月处于地板价附近

逻辑分析：
电价整体趋弱表明当下发电供需相对宽松，煤炭供应改善缓解燃料端压力，季节性用电需求减弱抑制价格走高。部分区域因气温仍高、需求增长带动电价局部走强，但整体供需韧性有限。中长期价格低迷反映市场预期供应依旧充裕，短期缺乏价格上行动力。[page::0]

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3. 图表深度解读

3.1 图片1（报告首页背景图）

• 描述： 图片为上海城市夜景与工业景观叠合设计，配合免责声明文字。

- 功能性说明： 该图更多起到视觉美化及品牌呈现作用，不包含经济或数据信息。

• 与文本联系： 视觉上强化本报告专业、城市化、高度工业化的背景环境，与电力大数据主题契合。

3.2 图片2（国泰君安期货团队介绍及公众号宣传）

• 描述： 展示报告作者及联系方式，附国泰君安期货标识与微信公众号二维码。

- 分析： 主要为信息透明及后续服务推广，未包含具体金融数据、分析模型等，重申报告权威性与专业性。





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4. 估值分析

本报告主要是行业供需和价格月度动态分析，未直接涉及公司层面财务估值模型或具体目标价评测。因此，不存在DCF、PE、EV/EBITDA等传统估值方法论的应用说明。

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5. 风险因素评估

风险识别：

• 天气变数风险： 暖冬导致四季度用电增速偏低，影响全年增长预测的实现。

- 政策调控风险： 政府相关新能源装机及能源结构调整政策进展可能出现波动，影响电力供需格局。

• 煤炭供应波动： 动力煤供应因主汛期结束而能否稳定回升，影响发电成本和电价走势。

- 需求拐点风险： 下游工业用电需求若受宏观经济波动影响，可能导致用电增长不及预期。

缓解与概率说明：
报告基于当前气象数据和政策预期作出预测，强调短期内高温天气及政策发力预期为需求增长提供支撑，但四季度暖冬的不确定性为主要下行风险。煤炭供应风险经主汛期结束后或改善，缓解部分压力。[page::0]

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6. 批判性视角与细微差别

• 报告数据较为详实且态度谨慎，前瞻性预测结合多种因素权衡，保持中性偏积极立场。

- 对新能源装机下滑的解读相对简略，未深入探讨政策调整、项目延期或全球供应链影响，存在信息片面可能。

• 电价持续低迷但需求强劲的矛盾关系提示未来价格可能会有结构性分化，报告未完全展开对地区性矛盾的更深层次解析。

- 部分价格环比同比数据起伏较大，短期波动风险提示不足，未来可能需要更细化的分时段分析。

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7. 结论性综合

本报告通过详尽的数据披露与动态洞察，描绘出2025年7月至9月中国电力市场的供需和价格全貌。7月工业发电和用电量强劲增长，展示经济活力和工业需求回暖，同时电力设备装机结构出现异动，传统火电增长明显，新能源装机受需求和前置影响显著下降。8月延续高温带动用电需求，经济景气指标改善强化用电增长预期。

电价表现复杂，广东等重点区域电价下行压力大，现货市场价格整体走弱，多个省份电价出现环比下降，但部分区域如山西和甘肃等少数省份电价表现韧性较强。动力煤供应改善为成本端带来一定支撑，增加电价下方稳定性，预计9月电价虽短期或小幅回暖，但中长期整体保持低位，有价格收敛和结构分化趋势。四季度暖冬风险及政策力度是市场关注的关键变量。

图表和数据佐证了上述观点，具体数值显示需求增长速度明显超过电价增长，体现当前电力市场供给充足与需求复苏并存的矛盾态势。整体来看，报告态度谨慎偏乐观，预计全年用电增速5.9%大概率实现，电价维持低迷态势但边际改善。

报告为投资者和行业观察者提供了专业、权威的市场动态参考，强调需密切关注气温变动、煤炭供应以及政策面变化对电力需求和价格的双重影响。[page::0,1]

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总结：本报告以详实数据为基础，结合气象、经济与政策多维度因素，全面解读了当前中国电力行业供需与价格现状及未来展望。用电需求超预期增长与电价持续低迷形成鲜明对比，供需格局宽松成为阶段性特征。未来市场波动受暖冬、政策发力和煤炭供应变化影响显著，需谨慎观察以捕捉投资和经营机遇。

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