国内电价如期回落，欧美电价震荡运行—8月电力供需专题报告

能源与碳中和研究团队

研究员

朱子悦

李兴彪

从业资格号 F03090679

从业资格号 F3048193

投资咨询号 Z0016871

投资咨询号 Z0015543

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中国：电价同环比均回落，火电利润边际收缩

电量方面，发用电量季节性增长，增速同比继续增长。7月份，全社会用电量同比增6.5%；发电量同比增3.6%，其中水电边际好转但同比偏差，火电积极性回升，光伏发电量维持高位；各项电源投资保持增长，风光装机继续大增。

电价方面，9月电价同环比均回落：夏季燃煤成本震荡为主，气温回落需求下滑，叠加西南水电快速恢复，供需边际好转，9月全国代理购电价格同环比分别下降2.1%和1.9%。

展望9月，煤价受结构性矛盾影响而震荡承压，火电成本下行或较预期更缓，而各地电价已经纷纷下调，或导致火电利润受压。

重点关注：西南降水、工业经济、燃料成本

海外：气价扰动增强，欧美电价震荡运行

用电负荷方面，德法意西四国1-8月用电负荷累计同比下降约6.4%，欧洲经济活动继续减速。

电价方面，8月新能源发电较弱，且天然气价格因罢工事件上行，电力市场整体偏强。欧洲多国日前电价重回90-110欧元/MWh附近波动。欧洲电价2023年重心仍偏高，但同比2022年均有较大降幅。德国、法国、英国等欧洲国家8月电价环比涨幅超15%。

展望9月，预期欧美电价仍将偏震荡运行，电价波动主要观察新能源出力预期。电价上行或需观察欧洲天然气供应扰动及价格波动。

重点关注：新能源出力，极端天气，欧洲天然气

第一部分全球天气中长期展望

北美

欧洲

资料来源：ECMWF 中信期货研究所

◼ 预期未来6个月台风个数（太平洋西）13.9个，标准差3.1个，历史常值为17个。飓风个数（太平洋东）11.4个，标准差 2.6个，往年常值9.4个。

◼ NINO 3.4指数预期厄尔尼诺现象在2023年下半年有较大概率发生。

◼ 9月中国四川地区、华北地区、华东、华南地区及欧洲大部地区降水偏多或中性。

预期未来6个月台风/飓风次数

亚洲9月降水

厄尔尼诺/拉尼娜预测(NINO3.4)

欧洲9月降水

◼ 从中期展望来看，未来全球三季度均温将继续高于往年同期，但局部来看冷热不均。

中国9月气温或将偏移常值较多，印度8-9月均将有较高的温度预期，美国西海岸在9月及10月略高于于往年。南欧在9月及10月或出现较高异常温度。

中国

美国西海岸

印度

南欧

资料来源：ECMWF 中信期货研究所

第二部分国内电力市场

➢ 电价：分地区电价、铁合金电价

投资：电力建设投资

装机：分类学发电新增装机

➢ 发电：分类型发电量，利用小时，水电重要数据

用电：分行业、分地区用电量，用电负荷

➢ 输电：主要省份外送电

◼ 需求回落，电价下行：三伏天之后气温及用电负荷明显回落，8月开始全国降水偏多，9月代理购电均价环比下降1.88%，同比下降2.1%。

◼ 分地区来看，全国大部分地区9月电价环比下降明显，其中四川（-15%）、重庆（-11%）、江苏（-6.6%）、上海（-6.4%）等地降幅较大；少数省份电价仍有环比上涨，浙江（+4.3%）、河北（+5.5%）、宁夏（+7.7%）、蒙西（+7%）、广西（+13%）

全国各地代理购电价格平均值

二十五省电厂日耗

人民币/兆瓦时北京		上海	深圳	天津	广东	江苏	浙江	安徽	山东	河南	河北	冀北	云南	四	贵州	湖北	广西
2022年12月 423.7		610.5	487.2 488.8 487.2			465.8	497.7	461.3	372.9 473.8		443.9	434.5	268.6	457.8 455.1		554.1	355.9
2023年1月	425.2	598.7	559.9	486.2	559.9	453.7	544.6	461.3	388.3	496.2	457.7	440.6	278.3	453.0	457.8	565.6	379.7
2023年2月	428.6	598.4	562.1	494.2	562.1	467.9	541.3	461.3	390.0	502.3	480.4	440.7	278.0	453.0	466.9	562.0	420.8
2023年3月	410.1	580.9	561.2	499.5	561.2	467.4	545.3	461.3 392.2		506.4	462.4	431.4	291.6	502.2	466.0	544.1	414.2
2023年4月	415.2	589.2	561.8	499.1	561.8	468.3	524.1	461.3	384.8	505.0	435.8	437.4	298.3	465.8	455.5	512.2	437.0
2023年5月 408.4		583.9	583.9	478.1	583.9	471.7	520.5	461.3	385.8	475.6	457.0	427.9	278.0	410.1	432.1	505.0	418.8
2023年6月	419.6	455.8	550.1	438.0	550.1	437.8	525.7	461.3	358.9	453.3	429.4	424.5	198.8	341.6	401.8	486.5	375.6
2023年7月	421.6	476.1	565.9	435.9	565.9	476.9	501.6	461.3	377.5	453.3	419.2	423.8	201.5	359.9	419.8	489.9	405.2
2023年8月	421.1	470.4	578.4	445.7	578.4	473.8	503.6	461.3	387.5	453.3	440.1	431.7	222.5	396.1	429.2	499.8	470.7
2023年9月	413.1	440.1	562.8	440.2	562.8	442.3	525.4	461.3	399.1	453.0	464.4	430.7	221.2	336.5	414.5	499.0	531.5
月环比
	-1.9%	-6.4%	-2.7%	-1.2%	-2.7%	-6.6%	4.3%
								▲4.3%0.0% ▲3.0%-0.1%▲5.5%-0.2%-0.6%-15.0%-3.4%-0.2%12.9%> > >\
																		0.0%	3.0%	-0.1%	5.5%	-0.2%	-0.6%	15.0%	-3.4%
1 ！ >>< ><价格走势W

人民币/兆瓦时	蒙东蒙西		山西	陕西	青海	甘肃	宁夏新疆		重庆湖南		江西	海南	福建	辽宁吉林		黑龙江	全国平均
2022年12月	305.9 323.4		449.4	417.8	323.8	363.4	300.8	261.7	585.1	574.1	497.2	534.2	490.4	407.5	449.1	428.3 439.7
2023年1月	297.7	309.4	487.6	460.7	260.1	365.5	276.0 266.2		565.7	609.8	495.6	534.2	437.9	417.8	461.0	428.7 447.3
2023年2月	288.3	317.1	454.0	466.0	262.2	365.1	298.2 264.3		550.7	593.2	503.7	528.4	456.4	422.4	448.0	428.7 447.2
2023年3月	279.9	323.3	419.1	453.0	293.8	360.7	294.1	265.8	515.2	495.9	530.8	532.1	440.1	424.6	455.1	428.7	440.6
2023年4月	288.9	316.1	404.6	442.0	284.8	341.4	284.4	258.1	453.2	513.1	512.4	533.9	416.4	428.0	446.2	428.7	435.3
2023年5月	290.1	312.7	366.3	427.2	279.1	328.2	292.6	267.0	445.9	482.5	505.1	536.1	434.4	410.9	446.6	428.7	427.8
2023年6月	273.2	302.5	343.9	407.0	252.0	313.5	287.6	263.1	440.7	452.1	497.2	538.9	453.7	417.9	447.7	420.7	406.7
2023年7月	280.7	292.1	373.2	395.4	287.0	319.1	287.4	269.4	530.0	535.6	497.2	539.0	457.9	419.3	447.7	420.9	418.4
2023年8月	279.5	293.2	371.3	399.2	283.7	309.7	279.9	262.9	530.4	539.8	497.2	534.6	459.3	430.6	447.7	420.7 424.3
2023年9月	283.9	313.7	361.4	385.0	288.9	303.6	301.5	248.0	472.8	511.2	497.2	1	455.0	434.6	447.7	420.7	416.3
月环比	1.6% 7.0% -2.7%-3.6%▲1.8% -2.0%▲7.7%-5.6%-10.9%									-5.3%0.0%			-0.9%	0.9%0.0%√0.0% -1.9%
·价格走势 W

资料来源：国家电网中信期货研究所

中国各区域电网输电价格表

2020~2022年区域电网输电价格表
单位：元/千瓦时
区域电量电价	容量电价
区域电量电价		单位	水平
华北	0.0071	北京	0.0175
		天津	0.0129
		冀北	0.0048
		河北	0.0035
		山西山东	0.0011
华东 0.0095		上海	0.0018 0.0072
		江苏	0.0034
	浙江		0.0046
	安徽		0.0039
	福建		0.0023
华中 0.01		湖北	0.0015
		湖南	0.0007
	河南		0.0009
	江西		0.0006
	四川重庆		0.0004
东北			0.0019 0.0031
	0.0087	辽宁吉林	0.0034
	黑龙江		0.0031
	蒙东		0.0041
	陕西		0.0012
西北
	0.02	甘肃	0.0029
		青海	0.0017

		宁夏	0.0015
新疆		0.0009

第三监管周期区域电网输电价格表发改委20230515				电价变动
单位：元/千瓦时					容量电价电量电价
区域	容量电价电量电价
区域	华北 0.0082	单位北京	水平 0.0190	变动 0.0015	变动

天津		0.0137	0.0008
冀北		0.0058	0.0010	0.0011
河北		0.0060	0.0025
山西		0.0026	0.0015 0.0018
华东	0.0075	山东上海	0.0036 0.0063	(0.0009)	-0.002
		江苏	0.0036	0.0002
		浙江	0.0038	(0.0008)
		安徽	0.0052	0.0013
		福建	0.0024	0.0001
华中	0.0222	湖北	0.0032	0.0017	0.0122
		湖南	0.0030	0.0023
		河南	0.0023	0.0014
		江西	0.0029	0.0023
		四川	0.0020	0.0016
		重庆	0.0049	0.0030
东北	0.0163	辽宁	0.0041	0.0010	-0.002
		吉林	0.0043	0.0009
		黑龙江	0.0039	0.0008
		蒙东	0.0040	(0.0001)
西北	0.0142	陕西	0.0014	0.0002	-0.0058
		甘肃	0.0027	(0.0002)
		青海	0.0014	(0.0003)
		宁夏	0.0019	0.0004
		新疆	0.0009	0.0000

注：表中电价含增值税，电量电价不含线损。

执行时间：于2023年6月1日执行。

电价调整的对象：为原大工业用户和一般工商业用户（包括直接参与市场用户、电网企业代理购电用户）。

➢ 工商业类别归并后，根据用户用电容量，分别执行单一制电价、两部制电价。

➢ 居民、农业用户电价没有变化，继续执行现行目录销售电价政策。

工商业用户用电价格构成：

上网电价、

上网环节线损费用、

➢ 输配电价、

系统运行费用、

➢ 政府性基金及附加组成。

原包含在输配电价内的上网环节线损费用，在输配电价外单列；

1 原通过代理购电价格由全体工商业用户共同分摊的抽水蓄能等系统运行费用，在输配电价外单列。

甘肃、云南、宁夏

山西、广西、湖南

青海、内蒙、贵州

陕西、四川

■ 电源电网建设投资加快：1-7月份，全国主要发电企业电源工程完成投资4013亿元，同比增长54.4%。其中，太阳能发电1612亿元，同比增长108.7%；核电439亿元，同比增长50.5%。电网工程完成投资2473亿元，同比增长10.4%。

电源基本建设投资

火电投资

电源基本建设投资增速

电网建设投资

新增220千伏及以上变电设备

新增220千伏及以上线路

截至7月底，全国累计发电装机容量约27.4亿千瓦，同比增长11.5%。

◼ 其中，太阳能发电装机容量约4.9亿千瓦，同比增长42.9%；风电装机容量约3.9亿千瓦，同比增长14.3%。

新增装机31.2GW，同比103.5%

水电新增0.2GW，同比-85.7%

火电新增6.4GW，同比21.4%

核电新增0GW

风电新增3.3GW，同比66.8%

光伏新增18.7GW，同比173.6%

◼ 清洁能源高发，来水不足限制水电，火电增速较上月回落：7月份，总发电量同比增长3.6%，其中火水核风光分别同比增7.2%、-17.5%、2.9%、25%、6.4%。1-7月，总发电量同比增3.8%。

全社会发电量

火电发电量

水电发电量

核电发电量

风力发电量

光伏发电量

◼ 1-7月份，全国发电设备累计平均利用2079小时，比上年同期减少54小时。其中，水电1578小时，比上年同期减少523小时；太阳能发电780小时，比上年同期减少42小时；风电1416小时，比上年同期增加112小时；核电4440小时，比上年同期增加100小时；火电2573小时，比上年同期增加96小时。

发电设备利用小时

火电利用小时

水电利用小时

核电利用小时

风电利用小时

太阳能利用小时

上游水位：三峡大坝

出库流量：溪洛渡

出库流量：三峡大坝

出库流量：向家坝

蓄水量：三峡大坝

出库流量：葛洲坝

◼ 长江电力：2023上半年水电发电合计1032.14亿千瓦时，因乌东德、白鹤滩投产而同比大增，但三峡水库来水较上年同期偏枯。

■ 川投电力：2023Q1控股水电企业发电量16.01亿千瓦时，同比-0.81%，田湾河公司工程结束后电量恢复正常。

◼ 华能水电：2023上半年水电发电量363.73亿千瓦时，同比减少26%。

华能水电-水电发电量

长江电力-水电发电量

川投电力-水电发电量

■ 7月用电量同环比增幅均扩大，高温拉动电力消费：7月份，全社会用电量8888亿千瓦时，同比增6.5%，第一、二、三产业级居民用电量增速分别为14%、5.7%、9.6%和5.1%。1-7月，全社会用电量累计增速为5.2%，第一、二、三产业级居民用电量增速分别为12.3%、4.6%、9.8%和2.1%。

全社会用电量

第三产业用电量

第一产业用电量

城乡居民用电量

第二产业用电量

分行业用电结构

第二产业用电量

第二产业用电占比趋势

制造业用电

四大高耗能制造业用电量

非高耗能制造业用电量

制造业PMI

四大高耗能制造业

非高耗能制造业用电量

黑色金属冶炼用电

化学制造业用电量

有色金属冶炼用电

非金属矿物制品业用电

华北

东北

中南

西北

华东

西南

全国用电负荷

华北

南方

华中
华东

西北

◼ 1-7月电力市场交易电量占全社会用电六成以上，其中中长期占八成左右：1-7月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量31913.1亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比重为61.4%，同比提高1.4个百分点。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为25314.1亿千瓦时，同比增长6.4%。

◼ 7月份，全国各电力交易中心组织完成市场交易电量5313.5亿千瓦时，同比增长7.8%。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为4159.6亿千瓦时，同比增长7.0%。

中长期电力直接交易电量：累计值

中长期：省内电力直接交易：当月值

中长期电力直接交易电量：当月值

中长期：省间交易外受：当月值

跨省外送电量合计

亿千瓦时
全国跨省送电量

云南外送电量

内蒙古外送电量

四川外送电量

山西外送电量

贵州外送电量

第三部分海外电力市场

➢ 欧洲：EU27发电量，用电负荷，电价，核电运行，电量平衡表

➢ 美国：发电量、电价

V 全球主要国家电力燃料库存

法国日前电价

德国日前电价

英国日前电价

法国核电机组供应

欧洲发电总量变化

欧洲风光季节性发电量

欧洲水电季节性发电量

欧洲煤炭季节性发电量

欧洲天然气季节性发电量

欧洲核电季节性发电量

德国用电负荷

德法意西用电负荷

法国用电负荷

欧洲18国用电负荷

欧洲发电（TWh)		总发电量	煤炭发电量	天然气发电量	地热		水电总量风电总量	太阳能发电总量	其他	法国核电运行比例	核电	量（万吨）（折算为5700
2019年		2725	409	410	6	334	363	119	354	76.10%	729	大卡） 15572
2020年		2611	320	403	6	363	394	142	335	61.19%	648	12190
2021年		2723	387	378	6	359	385	159	354	69.56%	696	14728
2022年发电量累计（同比2021)		假设总用电量	5.21%	6.43%	0.00%	-17.20%	10.69%	26.40%	0.00%		-17.56%
2022E		2655	407	402	6	297	426	201	354	51%	573	15495
情景- 化（同比2022)	2023年发电累计变	经济	-25%	0%	0%	5%	8%	25%	0%	55%	6%	-25%
	2023E 悲观	2611	305	314	6	312	459	251	354		609	11621
	中观	2655	305	358	6	312	459	251	354		609	11621
	乐观	2700	305	403	6	312	459	251	354		609	11621
情景二化（同比2022)	2023年发电累计变		-30%	5%	0%	5%	8%	25%	0%	55%	6%	-30%
2023E	悲观	2611	285	335	6	312	459	251	354		609	10847
	中观	2655	285	379	. 6	312	459	251	354		609	10847
	乐观	2700	285	424	6	312	459	251	354		609	10847
情景三	2023年发电比例累计变化（同比2022)			-35% 10%	0%	5%	8%	25%	0%	55%	6%	-35%
	2023E	悲观 2611	265	355		312	459	251	354		609	10072
	中观	2655	265	399		312	459	251	354		609	10072
	乐观	2700	265	444		312	459	251	354		609	10072

美国交易所平均电价

加州地区

德州地区

新英格兰地区

美国发电总量

美国太阳能季节性发电量

美国煤炭季节性发电量
美国天然气季节性发电量

美国风能季节性发电量

美国核电季节性发电量

中国25省电厂煤炭库存

印度电厂煤炭库存

美国天然气库存

GIE欧洲天然气库存

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国内电价如期回落，欧美电价震荡运行—8月电力供需专题报告

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中国：电价同环比均回落，火电利润边际收缩

海外：气价扰动增强，欧美电价震荡运行

第一部分 全球天气中长期展望

厄尔尼诺/拉尼娜预测(NINO3.4)

中国

印度

南欧

第二部分 国内电力市场

中国各区域电网输电价格表

执行时间：于2023年6月1日执行。

工商业用户用电价格构成：

火电发电量

水电发电量

核电发电量

上游水位：三峡大坝

第二产业用电量

四大高耗能制造业

有色金属冶炼用电

中长期电力直接交易电量：当月值

跨省外送电量合计

山西外送电量

第三部分 海外电力市场

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第一部分全球天气中长期展望

第二部分国内电力市场

第三部分海外电力市场

8月电力供需专题报告：国内电价如期回落，欧美电价震荡运行-20230831-中信期货-34页