国家能源局发布2024 年5 月全社会用电量数据，单月全社会用电量同比增长7.2%。分产业看，5 月单月第一、二、三产业及城乡居民用电量分别同比增长10.3%、6.8%、9.9%、和5.5%。1-5 月全社会累计用电量同比增长8.6%，其中第一、二、三产业及城乡居民分别同比增长9.7%、7.2%、12.7%和9.9%。

环比来看，5 月单月增速较4 月上升，较1-4 月有所回落，但是主要系基数影响，两年平均复合增速整体平稳，4 月两年复合增速为7.65%，5 月两年复合增速为7.3%，再次体现能源需求量的强劲。

5 月来水大幅改善，风电发电量降幅收窄，火电发电量由增转降。结合国家能源局日前发布的规上能源生产情况，5 月规上工业发电量同比增长2.3%，增速比4 月份放缓0.8 个百分点。用电增速走势与规上工业发电量增速走势背离，我们分析主要系光伏装机高增，部分小规模光伏装机不在规上工业统计口径中。

分电源类型来看，5 月份规上工业火电发电量同比下降4.3%，4 月份为增长1.3%，预计与水电来水大幅改善以及新能源冲击有关；规上工业水电发电量同比增长38.6%，增速比4 月份加快17.6 个百分点；规上工业核电下降2.4%，4 月份为增长5.9%；规上工业风电下降3.3%，降幅比4 月份收窄5.1 个百分点；规上工业太阳能发电增长29.1%，增速比4 月份加快7.7 个百分点。

从水文数据来看，2024 年二季度降雨显著好于2023 年同期水平，期待汛期表现。以三峡水库入库流量为例，5 月入库流量显著高于上年同期，6 月中旬以来再次攀升，绝对数值超过2021-2023 年，不及2020年（2020 年为三峡水库建成以来入库流量最大的一年）。

2024 夏季电力供需形势严峻。根据中电联预测，今年最高用电负荷相比2023 年将增加1-1.3 亿千瓦。

近日，多个国家级和省级部门、协会先后发布2024 年迎峰度夏安排。6 月20 日，国家能源局介绍到：

今年迎峰度夏期间，全国电力供应总体有保障，高峰时段局部地区可能存在电力供应紧张情况，如出现极端、灾害性天气，电力供应进展情况可能加剧。中电联4 月就做出预测，今年最高用电负荷相比2023 年将增加1 亿千瓦，而中电联秘书长预计，若出现持续大范围极端高温天气，最高用电负荷或将增加1.3 亿千瓦。

最高用电负荷有望高速增长主要原因在于较高的用电负荷基数和高温天气。今年以来我国电力消费延续快速增长态势，1 至5 月全社会用电量3.84 万亿千瓦时，同比增长达8.6%，而2023 年我国最高用电负荷已达到13.39 亿千瓦的较高基数。此外，根据国家气候中心预测，今年迎峰度夏期间，全国大部分地区气温较常年同期偏高，特别是华东、南方地区入夏较早，部分地区可能发生强度较大的高温天气过程。而夏季我国降温用电负荷占比在三成左右，部分地区超过四成，气温对用电需求影响显著。

电力装机供给略显不足，短期内电力供给较难快速提高，因此主要通过电力互济以及需求侧管理的方式缓解缺电形势。由于我国最高用电负荷时间通常发生在午间或晚间，特别是晚间时刻光伏发电能力大幅降低，而风电出力不确定性较大，因此只能依赖火电、核电等常规稳定电源。而2023 年8 月至今年4 月，我国水电、火电、核电分别新增622、3196、15 万千瓦，累计3833 万千瓦，与1—1.3 亿千瓦需求相比差距巨大。短期内电力供给较难快速提高，因此主要通过电力互济以及需求侧管理的方式缓解缺电形势。6月浙江和安徽签订迎峰度夏电力置换互济协议，迎峰度夏期间（7 月1 日至8 月31 日)，每天18 时至19时30 分，浙江光伏发电减弱，供电形势相对紧张，安徽将向浙江送电；20 时30 分至22 时，安徽晚间用电高峰期间，浙江将向安徽送电。2022 年夏季两省就首次开展省间电力置换互济，累计置换电量2.9亿度，保证了电力供应。而多地也出台了需求侧响应政策，通过市场化方式降低高峰期用电需求。

长期来看，缺电形势主要还是靠增加可靠电源供给实现。由于我国用电负荷已态势至14 亿千瓦的较高基数，而后续用电需求有望维持强劲增长。假设每年用电负荷增长5%-6%，则年负荷缺口增加7000—8400万千瓦，而气电、核电、水电等电源受资源限制难以大幅增长，因此后续仍需煤电保持较高增长才能保证电力供给相对充足。

投资分析意见：受电力需求强劲、电能替代加速以及居民用电比例提高等因素影响，我国用电负荷有望保持较高增长且受气温影响显著，今年电力供需形势严峻且后续几年仍难以大幅改善。解决缺电主要从增加供给、加强电网输送及需求管理等方向入手，建议关注以下方向：（1）常规电源设备：重点推荐东方电气，建议关注哈尔滨电气、上海电气等；（2）电网设备方向：重点推荐理工能科、许继电气，建议关注平高电气、中国西电、国电南瑞等；（3）需求响应及虚拟电厂方向：建议关注国能日新、朗新集团等。

风险提示：煤电最大的风险为煤价上涨超出预期，核电、燃气的收益率受到利率环境的影响，电力市场化改革程度不及预期。