电力行业7月月报：火电同比增速回升，多省“136”号文政策出台

（以下内容从信达证券《电力行业7月月报：火电同比增速回升，多省“136”号文政策出台》研报附件原文摘录）
本期内容提要:
月度专题点评：黑贵云鄂陕浙青七地衔接机制落地，东部西部省份保障力度分化。1）核心要点：七地出台衔接机制，存量增量保障力度均出现明显分化。黑龙江存量电量电价衔接现有规模，增量项目保障12年。贵州存量电量保障集中式80%分布式100%，增量电量保障77%、年限保障12年。云南存量保护按并网时间有所区别，2021-2025年5月投产的存量项目机制电量占比范围跨度较大；增量项目仅给予12年的机制保障期限。湖北：存量集中式新能源机制电量比例上限为12.5％。分布式新能源机制电量比例上限为80％，增量期限较短。陕西存量保护较好，但增量机制电量仅覆盖增量项目年度上网电量的50%，执行期限仅为10年。浙江存量电量保障90%，增量执行期限仅为8～12年。青海对存量项目保护类似于甘肃，平价项目需集体平分一定额度的电量，且机制电价低于燃煤基准价。2）未来展望：仍需静待机制电价细则持续落地，利好交易策略与预测服务。目前各地机制电价情况与纳入机制的电量情况目前尚不清晰，且增量项目机制电价需通过竞价决定，竞价结果的不确定性也将影响到后续新能源投资积极性。短期内新能源投资积极性与投资节奏或在收益前景不清晰的背景下受到冲击。对电力交易策略和预测的要求有望持续提升，相关服务商有望持续受益。
月度板块及重点上市公司表现：8月电力及公用事业板块上涨2.5%，表现劣于大盘；8月沪深300上涨10.3%到4496.76；涨幅前三的行业分别是通信(34.4%)、电子(24.8%)、综合(21.9%)。
月度电力需求情况分析：7月电力消费增速环比大幅增长。2025年7月，全社会用电同比增长8.60%。分行业：分行业用电增速环比全面增长，一产居民用电环比涨幅可观：2025年7月，一、二、三产业用电量同比增速分别为+20.20%、+4.70%、+10.70%，居民用电量同比增长18.00%。分板块：四大板块用电增速环比均出现改善。分子行业看，高技术装备制造板块中用电量占比前三的为计算机通信设备制造业、金属制品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，中西部省份用电增速领先。弹性系数方面，2025年二季度电力消费弹性系数为0.921。
月度电力生产情况分析：整体发电量环比回升，火电发电量持续正增长。2025年7月份，全国发电量增长3.10%。分机组类型看，火电电量同比增长4.30%；水电电量同比下降9.80%；核电电量同比上涨8.30%；风电电量同比增长5.50%；太阳能电量同比上涨28.70%。新增装机方面，2025年6月全国新增装机3148万千瓦，其中新增火电装机1620万千瓦，新增水电装机196万千瓦，新增风电装机228万千瓦，新增光伏装机1104万千瓦。发电设备利用方面，2025年7月全国发电设备平均利用小时数1806小时。其中，火电平均利用小时2367小时；水电平均利用小时数1772小时；核电平均利用小时数4586小时；风电平均利用小时数1229小时；光伏平均利用小时数678小时。煤炭库存情况、日耗情况及三峡出库情况方面，截至9月4日，内陆煤炭库存周环比下降，日耗周环比下降；沿海煤炭库存周环比下降，日耗周环比上升。截至9月11日，三峡水位同比环比上升。
月度电力市场数据分析：9月代理购电均价环比持续下行。9月，全国平均的电网公司月度代理购电价格为374.50元/MWh，相较燃煤基准价上浮1.49%；代理购电价格环比下降2.51%，同比下降5.33%。?行业新闻：（1）山西：竞价上下限0.199~0.332元/度；（2）黑龙江136号文承接文件征求意见——存量基准电价0.374元/kWh，增量执行期限暂定为12年；（3）云南136号文印发——存量风、光机制比例45%~100%，增量期限12年。
投资建议：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；4）水电运营商：长江电力、国投电力、川投能源、华能水电；5）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。