（一）9 月全社会用电量同比增长 4.5%，二产增量贡献有所回升
9月全社会用电量同比+4.5%，二产用电量增速环比改善。根据国家能源局数据，2025 年1-9月全社会用电量达7.77万亿千瓦时、同比增长4.6%；其中9月全社会用电量同 比增长4.5%，增速环比略有下降，一二三产分别同比+7.3%、+5.7%、+6.3%；环比 8月增速来看，仅二产用电增速提升、其余均为环比回落。
从用电量的增量结构贡献来看，二产贡献度环比有所提升。我们分析增量用电量的 贡献，9月第二产业用电量增量占79%，高于二产在全社会用电量中的结构占比，相 较前几个月30-60%占比有所上升，原因一方面系去年居民高增，另外去年二产基数 低（在增量占比中仅28%）。总体来看，用电增量从二产向三产居民转型的趋势仍 在持续演绎。
9月二产用电量同比+5.7%，城乡居民用电增速受基数影响转为负值。分产业具体来 看，2025年1-9月一产、二产、三产、城乡居民用电量分别为1142、49093、15062、 12378亿千瓦时，同比+10.2%、+3.4%、+7.5%、+5.6%；9月一产、二产、三产、 城乡居民用电量分别为129、5705、1765、1287亿千瓦时，同比+7.3%、+5.7%、 +6.3%、-2.6%。 从23-25年cagr来看：6-9月二产分别为4.5%、5.0%、4.7%、4.8%，6-7月二产增速 主要均系公用事业供应等拉动（贡献度分别为21.6%、20.3%）、8月主要系黑金冶 炼及加工业供应（贡献度为10.4%），而非金、有色用电量贡献偏弱，预计9月二产 各细分行业拉动继续好转；6-9月三产23-25年cagr分别为8.5%、9.5%、9.4%、9.7%， 预计仍然为占比较大的批发零售业增速较高影响；6-9月城乡居民分别为7.9%、 11.8%、12.5%、11.5%，预计主要为气温变化影响。
（二）8 月电气机械制造高贡献，非金制品及有色持续偏弱
2025年8月二产增速主要系黑金、电气机械行业拉动。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，2025年8月同比增速为6.13%（7月同口径为3.08%）；2025年8月黑 色金属冶炼及压延加工业用电量同比增长11.96%、电气机械和器材制造业用电量同 比增长13.45%，其中黑金增速较高存在去年同期高基数影响，电气机械为高基数高 增长。 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，2025年8 月数据显示，剔除公用事业用电量外，二产增速贡献度前三名分别为黑金冶炼及加 工业、电气机械和器材制造业、计算机、通信和其他电子设备制造业；而非金属矿 物制品业、有色用电量贡献持续偏弱。
三产增速较好主要系批发和零售业及占比较大的信息传输、软件和信息技术服务业 增速较高。根据Wind披露的细分三产行业用电量最新数据进行分析，2025年8月合 计用电量同比增长6.70%（三产披露同比增长7.20%），披露的细分行业电量占三产 比例为94%，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，信息传输、软件和信息技术服务业与批发和零售业 贡献度分别达13.44%和13.34%，其中信息传输、软件和信息技术服务业8月同比高 增17.8%，预计与数据中心及新质生产力拉动相关。
（三）9 月规上发电量同比增长 1.5%，火水发电量翘板效应明显
9月全国发电量同比+1.5%，增速环比小幅收窄。根据国家能源局数据，受需求端和 基数综合影响，1-9月我国累计发电量达7.26万亿千瓦时（规上口径，下同），同比 增长1.6%，其中火、水、风、光、核发电量同比增速分别为-1.2%、-1.1%、+10.1%、 +24.2%、+9.2%。9月全国发电量为8262亿千瓦时，同比增长1.5%，增速环比小幅 下降，其中火、水、风、光、核9月发电量同比增速分别为-5.4%、+31.9%、-7.6%、 +21.1%、+1.6%，火电与水电发电量的翘板效应明显。
秋汛带动9月水电同比增速转负为正，火电增速转负。分电源来看，1-9月水电发电 量达9971亿千瓦时（同比-1.1%），同期火电发电量为4.70万亿千瓦时（同比-1.2%）。 从最新数据来看，9月水电发电量同比+31.9%，主要为去年同期基数较低以及今年 秋汛突出综合影响；火电发电量同比-5.4%、主要是水电大发下压制火电出力影响。
9月风电、光伏发电量分别同比-7.6、+21.1%，核电发电量同比增长1.6%。1-9月风 电发电量达7673亿千瓦时（同比+10.1%），其中9月风电发电量同比减少7.6%。1- 9月光伏发电量达4363亿千瓦时（同比+24.2%），其中9月光伏发电量同比增长21.1%， 增速环比上升5.2pct。1-9月核电发电量为3581亿千瓦时（同比+9.2%），其中9月核 电发电量同比增长1.6%，增速环比下滑4.3pct。总体来看，风光发电量波动性较大， 核电累计发电量保持稳定小幅增长。
从发电量的增量结构贡献来看，9月风光占比50%、环比下降。我们分析增量发电量 的贡献，9月增量中50%来自风电光伏（1-9月占比达111.8%），远高于其在发电结 构中不到20%的占比，我们认为在整体用电量增速低于往年的背景下，风光的装机 高增带动其电量显著增长；水电受秋汛影响，9月增量贡献占比达132%。我们也看 到由于火电上网顺序靠后，因此火电在发电量增量中甚至会做出负贡献。伴随136号 文全面推动绿电入市，我们认为发电结构向风光转型的趋势也是大势所趋。
（一）1-8 月新增风光装机 288GW，8 月末火电装机占比降至 40%
截至2025年8月全国发电设备装机达3694GW，其中火电装机占比下降至40%。伴随 新能源发电的不断发展，截至2025年8月年末我国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40.5%、12.0%、15.7%、30.3%、1.6%。2025 年1-8月我国新增装机345GW，其中风光新增装机288GW,占全口径新增装机的83%； 截至2025年8月末总装机规模升至3694GW、同比增长18.1%。
具体来看，1-8月火电新增装机约50GW，水电新增装机约7GW。2025年1-8月火电 新增装机约49.9GW（24年同期为28.6GW，23年同期为34.3GW）；水电开发相对充 分，近年装机新增增加有限、1-8月水电新增装机6.8GW（24年同期为6.6GW，23年 同期为7.2GW）。风光新增装机保持高增速，1-8月风光新增装机合计达288GW（24 年同期为174GW），其中风电累计新增装机约58GW（24年同期为34GW）；光伏累 计新增装机约231GW（24年同期为140GW）。1-8月核电暂无新增装机容量，保持 61GW稳定。
（二）1-9 月火电新增核准 29GW，新增开工建设火电 47GW
统计2025年9月全国新增火电核准装机容量为5.3GW，1-9月累计新增核准火电已达 28.9GW。根据北极星电力网披露项目统计，2025年9月我国新增核准火电5.3GW （2022-2024年同期为30.7、4.0、5.1GW），1-9月累计新增核准火电已达28.9GW （2022-2024年同期为68.4、58.4、22.3GW）。分区域而言，2025年1-9月河南、内 蒙古核准容量位列前二，分别为6.0GW和4.0GW；2022-2025年9月底累计来看，核 准装机前三名为广东、浙江、江苏省，分别达34.5、19.4、19.2GW。
统计9月全国新增火电开工装机容量为6.0GW，1-9月累计开工火电达47.0GW。根据 北极星电力网披露项目统计，2025年9月我国新增开工火电6.0GW（上年同期为 13.3GW），1-9月累计开工火电已达47.0GW（上年同期为70.4GW）。分区域而言， 1-9月新疆、江西和甘肃三省开工装机容量较高，分别为8.9GW、6.0GW和4.0GW。
（三）8 月风电利用率环比下降，光伏环比保持稳定、同比下降
考虑风光装机持续密集投产影响（风光利用小时数偏低），2025年1-8月全国发电设 备利用小时数同比下滑223小时。根据最新分电源利用小时数来看，2025年1-8月火 电利用小时数同比下降146小时，水电受上年同期6-8月来水较好影响、利用小时数 同比下滑211小时，风电、光伏利用小时数同比分别下滑60、77小时，核电利用小时 数同比增加185小时。聚焦8月来看，火电、水电、风电、光伏、核电利用小时数分 别变化-14、-54、+4、-15、-2小时。
从风光利用率来看，三北地区整体消纳压力仍存，但西北地区出现边际改善，调节 电源价值提升。根据电力行业规划研究与监测预警中心数据，2025年8月全国风电利 用率96.6%（7月为97.0%）、光伏利用率96.4%（7月为96.4%）；1-8月全国累计风 电利用率94.1%、光伏利用率94.9%，处于多年同期偏低水平。其中，三北地区压力 较大，8月西北光伏平均消纳率为95.6%，西北风电平均消纳率为97.1%，虽较上月 有所缓和，但整体压力仍存，华北和东北地区风光消纳率亦体现较大压力，华东、南 方等地仍保持95%以上利用率。伴随未来新能源建设加速推进，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。
10月水情分化，雅砻江、大渡河偏枯，其余电站来水偏丰。2025年以来，4- 5月来 水偏枯，6月各流域来水好转，7-8月来水偏枯，9月有所好转但Q3整体偏枯。10月水 情分化，金沙江下游和长江上游来水偏丰，红水河、清江来水大幅偏丰，雅砻江和大 渡河偏枯。根据各省水文网站数据，10月金沙江流域来水偏丰2-4成，三峡电站入库 流量同比偏高147.6%；10月雅砻江流域入库流量同比偏低1-2成，锦屏一级电站入 库流量同比偏低17.2%；红水河龙滩电站10月来水较好，入库流量同比+326.9%；清 江水布垭电站入库流量同比+1573.9%；大渡河10月来水偏枯近1成。
年初整体蓄水位较高，当前多数流域蓄水同比偏高。今年以来主要流域蓄水位同比 往年偏高，各水库谨慎放水，6月末整体水位同比偏高，7月放水水位同比偏低，9月 多数水位同比偏高。当前金沙江下游乌东德电站水位同比低，白鹤滩、溪洛渡、向家 坝、三峡、葛洲坝水位同比偏高；雅砻江流域锦屏一级和二滩电站水位分别位于 84%/95%的分位，同比略偏低；龙滩电站当前位于99%蓄水位，同比持平；清江水 布垭电站4月以来水位持续同比偏高；大渡河流域猴子岩、瀑布沟电站季末水位分别 位于66%/84%的分位。
（一）关注稳电价稳煤价反内卷，电价预期迎来改善
国资委座谈聚焦稳电价，火电公用事业化的时刻即将来临。9 月 25 日，国资委召开 部分国有企业经济运行座谈会，聚焦稳电价、稳煤价、防止“内卷式”恶性竞争等， 中国华电等 6 家央企参与会议。近期，现货煤价在高库存和水电发电超预期的情况 下持续上涨，或证实了电价反内卷的进程。目前市场对 2026 年长协电价的分歧仍然 较大，当前需要重点关注电价的下降预期能否得到修正，这将驱动板块性行情。我 们强调火电在能源结构转型的背景下，已明确追求效益、提升度电收入而非单纯追 求发电量，叠加稳定的容量电价和辅助服务，业绩波动放缓。 广东月度中长期交易电价 2025 年 1-10 月均价同比下降 12%。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。2025 年 10 月广东月度综合交易电价为 372.36 元/兆瓦时，2024 年同期为 398.95 元/兆瓦 时，同比降幅为 6.7%，考虑容量电价后仍下降较大。2025 年 1-10 月广东月度交易 电价均价为 373.65 元/兆瓦时，2024 年同期为 424.69 元/兆瓦时，同比-12.0%。
山东、山西 9 月月度交易电价环比下降，江苏 11 月月度交易电价环比提升。2025 年 9 月山东中长期交易月度成交电价为 355.41 元/兆瓦时，2024 年同期为 364.42 元/兆瓦时，同比下降 2.5%，环比下降 7.23 元/兆瓦时。2025 年以来平均交易价格 为 370.14 元/兆瓦时，2024 年同期为 365.28 元/兆瓦时，同比上升 1.3%。 2025 年 9 月山西市场化交易成交电价为 301.79 元/兆瓦时，2024 年同期为 315.33 元/兆瓦时，同比下降 4.29%，环比下降 9.37 元/兆瓦时；2025 年以来平均价格为 307.91 元/兆瓦时，2024 年同期的平均价格为 311.84 元/兆瓦时，同比下降 1.3%。 2024、2025 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，以及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；2025 年 11 月江 苏市场化交易成交电价为 356 元/兆瓦时，同比下降 13.6%，环比上升 15.01 元/兆 瓦时。当前电价有所恢复，6 月电价大幅下降或与现货市场运行有关，导致月度长协 供需短暂失衡，电力公司或可采用购买低价现货电履约长协电量，会导致月度长协 价格下行。
容量电价执行略有提升，2025M10测算折火电口径度电0.0304元/千瓦时。根据各电 网代购电最新数据，2025年10月各省代购电均摊煤电容量电价度电补偿数据中，超 2分地区达13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25M1-25M10单位火电容量电价均值分别为2.83、 3.22、2.78、3.21、3.07、3.04、2.74、2.52、3.00、3.04分/度（含税）。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2.0-3.1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 63.2%，绿电交易电量大规模提升
2025年1-8月市场化交易电量占全社会用电量的63.2%。2017年以来，市场交易电量 不断增加，2024年已达到61796亿千瓦时，同比增加9.0%，占用电量比例为62.7%。 相较于2021年到2022年同比增加39.1%，2023、2024年交易电量增速有所减缓。 2025年1-8月，全社会用电量达到68788千瓦时，其中市场化交易电量43442亿千瓦 时，占比63.2%。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。
2025年1-8月市场交易电量同比增加7.0%。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。2025年1-8月，全国各电力交易中心市 场交易电量累计值达到43442亿千瓦时，同比增加7.0%，2024年以来市场化交易电 量在高基数下增速放缓。
2025年1-8月省内绿电交易电量累计值达2050亿千瓦时，同比增加59.8%。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，2025年1-8月省内绿电交易电量累计值达2050亿 千瓦时，同比增加59.8%。
（一）煤价在高库存和煤电电量承压的情况迅速回升，或将保持高位
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 921 元/吨，2025 年年初至今均价为 679 元/吨（同比-186 元/吨），最新 2025 年 10 月 24 日秦皇岛 5500 大卡动力煤市场价格为 765 元/吨，环比上月上升 8.36%，位 于近 12 月以来 50.4%的价格分位，近期煤价企稳，秦皇岛 5500 大卡动力煤由 1 月 初的 767 元/吨下降至 6 月的 610 元/吨再到最新的 765 元/吨。 进口煤价：近期印尼烟煤价格上升较快，根据百川盈孚数据，10 月 24 日，广州港 外贸动力煤印尼烟煤 Q4200、Q4800、Q5500 价格分别为 560、678、765 元/吨， 环比上月同期分别+5.7%、+5.4%、+5.5%。目前动力煤印尼烟煤 Q4200 换算为 Q5500 的价格为 733 元/吨，当前秦皇岛动力煤 Q5500 价格高于印尼烟煤（Q4200 换算为 Q5500）32 元/吨，国内煤和进口煤价之间差价有所扩大。
煤炭库存：2024 年以来北方港、广州港煤炭库存持续高位震荡，2025 年以来全国 主要港口煤炭库存量多数同比提升。截至 2025 年 10 月 24 日，秦皇岛港、曹妃甸港、国投京唐港、黄骅港煤炭库存分别 550、550、151、180 万吨，合计库存 1431 万吨，环比上月提升 4.6%，较年初下降 2.2%；广州港最新库存 253 万吨，环比上 月上升 4.0%，较年初提升 7.0%。10 月 16 日全国重点电厂煤炭库存 11778 万吨， 参考往年趋势，港口库存和电厂库存预计仍有提升空间。
（二）1-8 月天然气消费量同比-0.1%，海外气价较年初下跌 2-3 成
2025年1-8月天然气表观消费量同比-0.1%，1-9月进口量同比-6.2%。根据国家发改 委公布的天然气运行快报，2024年天然气表观消费量达4260.5亿立方米，同比增长 8.0%。2025年1-8月国内天然气表观消费量2845.6亿方，同比下降0.1%，主要系工 业需求转弱，且暖冬叠加煤炭价格下降，城燃及气电需求不及预期。1-9月天然气产 量同比+6.4%，由于消费量下降，1-9月天然气进口量同比-6.2%。
2025年1-9月规上工业天然气产量1949亿立方米（同比+6.4%）。2024年全国规模 以上天然气产量2464亿方，同比增长6.2%，我国天然气产量增速低于消费量增速， 主要系进口天然气1831.09亿方（同比+9.9%），进口天然气占比约40%。2025年1- 9月国内规模以上天然气产量1949亿方，同比增长6.4%。
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%，2024年末进口依存度回升至43.2%。2025年1- 8月天然气表观消费量下滑，减少进口天然气量，1-9月天然气进口量同比-6.2%，9 月天然气进口依存度38.9%。
国内LNG到岸价、出厂价较2025年初分别下降26.7%、5.5%。根据金联创披露数据， 2025年10月23日LNG到岸价为11.39美元/百万英热（合人民币4201元/吨），较2025 年初下降26.7%，较2024年同期下降17.2%，环比上月上涨1.2%。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，10月24日我国LNG出厂价4274 元/吨，较2025年初下降5.5%，较2024年同期下降13.4%，环比上月上涨6.4%。
海外天然气价格指数较年初下降2-3成。2025年10月24日欧洲基准TTF荷兰天然气 期货收盘价为31.89欧元/MWh，较上月环比-0.4%，较2025年初下降36.6%。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，2025 年10月24日为11.21美元/百万英热，较上月环比-0.1%，较2025年初下降22.1%。 2025年10月23日美国NYMEX天然气期货收盘价为3.29美元/百万英热，较上月环比 +15.1%，较2025年初下降10.1%。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
