6月14日，国家能源局发布5月份全社会用电量等数据，5月份全社会用电量为7222亿千瓦时，同比增长7.4%，1-5月累计全社会用电量为35325亿千瓦时，同比增长5.2%。本周我们将用电量数据进行分析解读，并对未来电力供需形势进行展望。

核心观点

用电量维持高增速，抗周期属性凸显

(相关资料图)

国内经济偏弱，呈慢复苏态势，但用电量仍保持较高增速，分析其原因：一方面，电力消费作为刚需，抗周期属性较强，据《中国电力发展报告2022》，未来三年我国电力需求仍将刚性增长，电力供需总体趋紧；另一方面，下游新兴产业及主体为电力消费贡献显著增量。以新能源汽车为例，作为重要的新型电力消费主体，其规模化充电已带来显著的电力供给压力，按照2022年底保有量计算，全国新能源汽车每年充电电量或需209亿千瓦时。同时，根据国家电网有限公司副总工程师李明预测，2030年中国新能源汽车保有量有望突破1亿辆，我们测算届时新能源汽车每年充电量或将达到1595亿千瓦时。

迎峰度夏将至，电力供需预计持续偏紧

迎峰度夏将至，预计今夏高温时长仍较常年偏多，电力负荷压力或将进一步提高。据国家气候中心，预计今年夏季全国大部地区气温接近常年同期到偏高，且整体高温时长、高温范围与常年相比偏多。根据中国电力企业联合会，预计今年全国最高用电负荷13.7亿千瓦左右，比2022年增加8000万千瓦左右，若出现长时段大范围极端气候，全国最高用电负荷可能比2022年增加1亿千瓦左右，今年迎峰度夏期间，预计全国电力供需总体紧平衡。从用电量来看，每年6-9月均为用电高峰期，电力消费水平处于高位。

重申火电量价逻辑，持续看好业绩环比改善

从收入端来看，Q3煤电利用小时数普遍为全年高位，同时，原则上燃煤发电企业2023年年度中长期合同签约电量不低于上一年实际发电量的80%，月度（含月内）及以上合同签约电量不低于上一年实际发电量的90%，在2022年高煤价背景下，多地区年度交易电价实现高比例上浮。而受迎峰度夏期间电力供需偏紧影响，Q3月度交易电价及现货交易电价也有望实现上涨。从成本端来看，国内煤价自5月开始快速下滑，因此Q2火电燃料成本相比于Q1有望实现明显改善，同时考虑煤价下滑节奏及电厂煤炭库存天数，我们认为Q3火电燃料成本压力将继续降低。综合来看，23年火电量价逻辑清晰，持续看好业绩环比改善。

投资建议

国内经济偏弱形势下电力消费表现出明显的抗周期属性，用电量维持较高增速。展望后续，迎峰度夏将至，预计今夏高温时长仍较常年偏多，电力负荷压力或将进一步提高，在煤炭价格维持低位的情况下，火电板块有望迎来量价齐升，从而实现业绩持续环比改善。标的方面，建议关注【浙能电力】【皖能电力】【申能股份】【京能电力】【粤电力】【宝新能源】【华能国际】【华电国际】（H股）【华润电力】（H股）【中国电力】（H股）。

风险提示：宏观经济下行，政策推进不及预期，用电需求不及预期，装机增长不及预期，电价下调的风险，煤价上涨风险等

正文

6月14日，国家能源局发布 5 月份全社会用电量等数据，5月份全社会用电量为7222亿千瓦时，同比增长7.4%，1-5月累计全社会用电量为35325亿千瓦时，同比增长5.2%。本周我们将用电量数据进行分析解读。

1. 用电量维持高增速，抗周期属性凸显

国内经济偏弱，呈慢复苏态势，2023年5月社会融资规模增量为1.56万亿，同比减少1.29万亿元，国内PPI同比数据由4月-3.6%降低至-4.6%，CPI同比数据由4月0.1%提升至0.2%。但用电量仍保持较高增速，5月份全社会用电量为7222亿千瓦时，同比增长7.4%，1-5月累计全社会用电量为35325亿千瓦时，同比增长5.2%。

分产业来看，除第二产业外增速均有明显提高。2023年5月第一产业用电量为103亿千瓦时，同比增长16.9%；第二产业用电量为4958亿千瓦时，同比增长4.1%；第三产业用电量为1285亿千瓦时，同比增长20.9%；城乡居民生活用电量为876亿千瓦时，同比增长8.2%。

分析其原因：

一方面，电力消费作为刚需，抗周期属性较强。电力行业作为国民经济重要的基础行业，与社会发展、人民生活密切相关，安全、稳定和充足的电力供应是国民经济健康稳定持续发展的重要前提条件。据《中国电力发展报告2022》，未来三年我国电力需求仍将刚性增长，电力供需总体趋紧。

另一方面，下游新兴产业及主体为电力消费贡献显著增量。以新能源汽车为例，作为重要的新型电力消费主体，其规模化充电已带来显著的电力供给压力，按照2022年底保有量计算，全国新能源汽车每年充电电量或需209亿千瓦时。同时，根据国家电网有限公司副总工程师李明预测，2030年中国新能源汽车保有量有望突破1亿辆，我们测算届时新能源汽车每年充电量或将达到1595亿千瓦时。

2.迎峰度夏将至，电力供需预计持续偏紧

迎峰度夏将至，预计今夏高温时长仍较常年偏多，电力负荷压力或将进一步提高。据国家气候中心，预计今年夏季全国大部地区气温接近常年同期到偏高，且整体高温时长、高温范围与常年相比偏多。根据中国电力企业联合会，预计今年全国最高用电负荷13.7亿千瓦左右，比2022年增加8000万千瓦左右，若出现长时段大范围极端气候，全国最高用电负荷可能比2022年增加1亿千瓦左右，今年迎峰度夏期间，预计全国电力供需总体紧平衡。从用电量来看，每年6-9月均为用电高峰期，电力消费水平处于高位。

3.重申火电量价逻辑，持续看好业绩环比改善

从收入端来看，一方面，综合上文分析，Q3煤电利用小时数普遍为全年高位；另一方面，2023年整体电价水平有望维持高比例上浮，根据两部委发布的《关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知》，燃煤发电企业2023年年度中长期合同签约电量不低于上一年实际发电量的80%，月度（含月内）及以上合同签约电量不低于上一年实际发电量的90%，在2022年高煤价背景下，多地区年度交易电价实现高比例上浮。而受迎峰度夏期间电力供需偏紧影响，Q3月度交易电价及现货交易电价也有望实现上涨。

从成本端来看，2023年6月19日秦皇岛港Q5500煤价为810元/吨，同比降低395元/吨。库存方面，终端电厂、港口库存双双高位。截至2023年6月13日，南方八省电厂煤炭库存达3638万吨，同比增加610万吨，终端电厂库存高企；国内港口库存同样维持高位，截至2023年6月16日，北方港煤炭库存为2637万吨，同比增长402万吨。高库存下我们认为煤价易跌难涨。

综上，23年火电量价逻辑清晰，持续看好业绩环比改善。成本方面，由于国内煤价自5月开始快速下滑，因此Q2火电燃料成本相比于Q1有望实现明显改善，同时考虑煤价下滑节奏及电厂煤炭库存天数，我们认为Q3火电燃料成本压力将继续降低。收入方面，迎峰度夏背景下Q3火电有望迎来量价齐升，从而推动业绩弹性进一步释放。

4.投资建议

国内经济偏弱形势下电力消费表现出明显的抗周期属性，用电量维持较高增速。展望后续，迎峰度夏将至，预计今夏高温时长仍较常年偏多，电力负荷压力或将进一步提高，在煤炭价格维持低位的情况下，火电板块有望迎来量价齐升，从而实现业绩持续环比改善。标的方面，建议关注【浙能电力】【皖能电力】【申能股份】【京能电力】【粤电力】【宝新能源】【华能国际】【华电国际】（H股）【华润电力】（H股）【中国电力】（H股）。

注：本文节选自天风证券研报《公用事业：用电量维持高增速，持续看好火电业绩环比改善》，报告分析师：郭丽丽 执业证书编号：S1110520030001

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