【电力行业】电力行业3月月报：现货市场建设全面提速，火电发电量增速环比改善

本期内容提要:

月度专题点评：现货市场建设全面提速，2025年实现全面覆盖。1）核心要点：现货推进全面提速，非试点省份后来居上：“394”号文对一、二批现货市场试点提出“鼓励先进，鞭策后进”的具体要求。其中，首批试点的浙江、二批试点的湖北和安徽作为进展靠前的先进省份，分别被要求在2025年年底、2025年6月底前和2025年6月底前转入正式运行。陕西作为进展靠前的非试点省份，同样被要求于2026年6月底前转入正式运行。2）新能源入市直面竞争挑战，第三方主体发展空间广阔。自“136”号文以机制电价衔接模式推动新能源全面参与市场（中长期交易）后，全面铺开的现货市场成为新能源亟待接受的新竞争；此外，在由新能源入市带来更能反映电力供需的分时电价波动下，抽蓄、储能、虚拟电厂等第三方主体有望迎来更为广阔的发展空间。3）现货市场建设进度展望：2025-2026年全面铺开，调节性资源持续获益。2025年是全国统一电力市场建设的里程碑之年。综合而言，当前试点地区持续完善迭代，非试点地区积极探索实践，覆盖全国的电力现货市场进入分省落实阶段。此次“813”号文再次明确现货市场建设“时间表”，督促部分省份加速推进现货市场建设。我们预计，全国范围内的现货市场连续结算试运行有望在2026年左右实现，现货市场有望迎来全面推广。

月度板块及重点上市公司表现：4月电力及公用事业板块上涨1.5%，表现优于大盘；4月沪深300下跌3.0%到3770.57；涨幅前三的行业分别是美容护理(6.1%)、农林牧渔(3.4%)、商贸零售(1.7%)。

月度电力需求情况分析：3月电力消费增速环比有所恢复。2025年3月，全社会用电同比增长4.80%。分行业：二三产环比降幅明显，暖冬拖累居民用电：2025年3月，一、二、三产业用电量同比增速分别为9.90%、3.80%、8.40%，居民用电量同比增长5.00%。分板块：制造消费板块同比增速环比恢复，高耗能板块用电增速环比收窄。分子行业看，高技术装备制造板块中用电量占比前三的为金属制品业、计算机通信设备制造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年一季度电力消费弹性系数为0.468。

月度电力生产情况分析：规上发电量同比下滑，火电发电量增速降幅明显。2025年3月份，全国发电量增长1.80%。分机组类型看，火电电量同比下降2.30%；水电电量同比增长9.50%；核电电量同比上涨23.00%；风电电量同比增长8.20%；太阳能电量同比上涨8.90%。新增装机方面，2025年3月全国新增装机3119万千瓦，其中新增火电装机537万千瓦，新增水电装机2万千瓦，新增风电装机534万千瓦，新增光伏装机2024万千瓦。发电设备利用方面，2025年3月全国发电设备平均利用小时数769小时。其中，火电平均利用小时1036小时；水电平均利用小时数564小时；核电平均利用小时数1930小时；风电平均利用小时数578小时；光伏平均利用小时数263小时。煤炭库存情况、日耗情况及三峡出库情况方面，截至4月29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，日耗周环比上升。截至5月6日，三峡水位同比下降，环比持平。

月度电力市场数据分析：5月代理购电均价环比略有回升。5月月度代理购电均价为391.28元/MWh，环比上升0.54%，同比下降3.03%。

行业新闻：（1）两部委要求2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，明确各地时间表；（2）2025年国内核电项目审批首次开闸；（3）国家发改委、国家能源局联合印发《电力辅助服务市场基本规则》。

投资观点：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；3）水电运营商：长江电力、国投电力、川投能源、华能水电；4）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。

风险因素：宏观经济下滑导致用电量增速不及预期，电力市场化改革推进缓慢，电煤长协保供政策的执行力度不及预期。