核心观点
今年1-2月用电量同比增长11%。虽然其中不乏一次性因素的提振，但去年9月以来，用电量同比增速一直维持在8%以上。本文从近年用电结构的趋势入手，讨论2024用电高增长的持续性和影响。用电结构的演变，不仅折射出经济结构中一些值得关注的变化，也和经济结构互相影响。
1. 2023年用电量高增长背后有哪些值得注意的趋势？
2023全年用电量9.2万亿千瓦时、增长6.7%，高于实际GDP增速。其中二产和三产+居民用电比例2:1，分别增长6.6% 和7.1%。直觉上，疫后重启或许是用电高增长的原因，但用电同比在去年4季度达到高点，但GDP增长2季度更高。2023年经济重启固然对用电增长有客观的贡献，但可能并不是用电高增长唯一、甚至主导性的原因。
一些观察也可以印证：1）如单位GDP用电量在2022年后由降转升：随着单位能耗相对较低的三产和居民用电占比上升、单位GDP用电在2010-20年年化回落4.5%，但22-23年却年均上升1.2%；再如2）去除充电桩、调整后的三产+居民用电增长仅6%，低于总用电增速、份额下降，在现有发展阶段较罕见，也与去年主要由消费重启推动用电增长的结论有所背离。
2. 用电量高增长，除重启外还有哪些因素推动？
首先，制造业用电强度明显上升，尤其是在2020年后，出口量对用电量增长的解释力在2022年后显著上升：如GDP增长在2022年的低点在2季度、但用电量同比低点则在4季度（同为出口增长低点）；2022年俄乌冲突后国内外能源和电力价差再度走阔，与中国出口竞争力走强的时点相对应。2021年，剔除价格因素的出口量增长达17%，年用电量增长触及两位数的高点。去年下半年后出口量高增长，今年1-2月，估算出口量增速达到20%左右，这些时段均对应用电高增长。
此外，煤改电等结构性能源转型对电力需求仍有趋势性支撑（我们估计贡献2023年用电增长2.1个百分点），同时，充电桩对用电的贡献指数级上升（我们估计去年用电份额仅0.8%，但对用电量贡献达0.4个百分点）。
3. 2024年用电量增长可能将高于7%，预测中枢可能在8%左右
我们预计24年出口量或两位数增长、第二产业用电增长可能高于2023年。
此外，随着用电份额快速上升及充电桩数量的持续高增长，我们预计充电桩对2024年用电增长的贡献或跳升至0.6个百分点以上，这也对应对石油需求的边际下降及对煤和其他大宗商品的需求上升。煤改电等能源转型相关结构性因素或将继续支撑电力需求。随着AI产业大力发展，算力需求快速扩张，我们预计数据中心有望在2024年贡献用电量增速近1个百分点。
4. 2024年，中国会缺电吗？
高峰时期电力供需面临紧平衡，不排除高峰期间歇性电力紧张。理论上，全国电力装机容量能够满足现有电力需求，但由于中非化石能源装机占比超50%，且云南水电仍有较大不确定性。中长期看，仍需加强电力基础设施的建设，促进电价灵活调整，应对用电需求高增长同时，更好地价格调节作用。
风险提示：海外经济增速下行拖累出口量增长；极端天气影响电力供需。
目录
1. 2023年用电量高增长背后有哪些值得注意的趋势？
2. 用电量高增长，除了经济重启外还有哪些因素推动？
3. 2024年用电量增长可能将高于7%，预测中枢可能在8%左右
4. 2024年，中国会缺电吗？
正文
1. 2023年用电量高增长背后有哪些值得注意的趋势？
2023全年用电量达到9.2万亿千瓦时，增长6.7%， 快于实际GDP的增速5.2%。其中，第二产业用电6.1万亿千瓦时（占比66%）、增长6.6%；三产+居民用电3万亿千万时（占比33%）；增长7.1%。虽然直觉上，疫情后经济重启可能是用电高增长的主要推动力，根据统计局、2023年全年服务业生产指数同比增长8.1%，随着终端“电气化”程度不断提升，批发零售、住宿餐饮等行业的单位GDP的电力消耗强度也有所上行（图表9和10）。然而，值得注意的是，2023年用电量增长在4季度达到高点（同比增速10.1%），而GDP增长2季度明显更高。此外，用电量增长的弹性亦高于GDP（图表3）。2023年经济重启无疑提振了用电量增速，但这并不是唯一、甚至主导的原因。一些观察也印证了这一点：
首先，单位GDP用电量走势在2022年后逐步转为上升态势：随着能耗相对较低的第三产业和居民用电比例上升量增长，单位GDP用电量在2010-20年年化回落4.5%、而22-23年却录得年化1.2%的增长。通常而言，第三产业的单位GDP用电量相对较低，当第三产业实际增加值占比上升，叠加居民用电趋势增长，单位GDP耗电量往往呈现趋势性下降。比如美国自1991至2021年三十年间内，其单位GDP用电量从下降约接近3成（图表4）。值得注意的是，“十三五”期间启动的北方居民取暖“电替煤”等领域的电能替代推动了居民用电量的结构性增长，或导致2015年后单位GDP用电量降幅放缓、但整体仍呈现趋势性下行，直到2022-2023年这一走势出现逆转（图表1-2）。
去除充电桩用电、调整后的三产+居民用电增长仅6%，低于总用电量的增速6.7%，在现有发展阶段实属罕见。2023年三产+居民用电占比略回落，也就是说，在2023年中国三产+居民用电占比不升反而下降（图表5-6），这与服务业重启推动用电增长的规律有所相悖。比如日本和德国在1970至1990年人均GDP从1万上升至3万美元水平的过程中，居民用电量的占比均呈现回升态势（图表7-8）。新能源汽车到公共充电桩/私人充电桩充电所耗用的电量会分别被计入“批发零售业”下属的“充换电服务业”用电、以及居民用电。我们估算的2023年充电桩合计用电量可能达740亿千瓦时左右（其中公用充电桩和私人充电桩的占比约为7:3），同比增速较2022年的56%进一步提升至76%，对全社会用电量增速约为0.4个百分点。
2. 用电量高增长，除了经济重启外还有哪些因素推动？
首先，制造业用电强度明显上升，尤其是出口量对用电量增长的解释力在2022年后显著上升：2021-23 年实际GDP增速路径和用电量增速走势有所背离，但跟出口量的走势较为吻合。出口量的增长对用电量走势的解释力明显上升。比如GDP同比增速在2022年2季度录得0.4%的全年低点、但用电量增长同比低点则在4季度（出口量增长低点）；2022年俄乌冲突后国内外能源和电力价差再度大幅走阔，与中国出口竞争力走强的时点相对应。2021年，我们估算的去除价格因素的出口量增长达到17%，对于用电量增长触及10.4%的年度高点，而去年下半年来，出口量高增长，今年1-2月，我们估算的出口量增速达到20%以上，也对应用电量达到两位数增长（图表11）。
回顾2022年以及2023年的用电量增速及GDP增速，虽然2022年实际GDP同比增速的低点在2季度录得0.4%，但用电量增长低点则在4季度录得约0%、低于2季度的2%。2023年GDP在2季度录得同比6.3%的全年增长高点，在3季度明显回落至4.9%，对应用电量增速则从2季度的同比增速6.5%上行至6.8%，并在四季度录得10.1%的高增速。
同时，我们观察到2020年以来，国内煤炭、天然气等价格较海外价格偏低、而在2022年俄乌冲突后这一差距明显强化。比如俄罗斯乌拉尔原油和布伦特油价差从2022年3月以后在20-30美元/桶左右，国内外的煤炭/天然气价差亦在2022年后进一步走阔（图表14-16）、对应中国PPI定基指数从2022年3月以后整体呈现回落态势、而欧洲PPI则进一步上行（图表17），能源价格的相对优势助力中国制造业的竞争力进一步强化。
分行业来看[1]，电气机械行业 2022-2023用电量复合增速达到24.8%、其次是石油加工、汽车、计算机电子，增速录得8%-13%，对2023年用电量增速的贡献分别达到0.3-0.5个百分点（图表19）。工业产业结构中、单位增加值用电量较高的行业比例在2023年有所提升，如钢铁冶炼、有色金属冶炼等（图表19-20）。以钢材为例，2023年我国钢材出口量约为9026万吨，同比增长35.3%（图表21-22）。若以钢材生产每吨耗电800度来计算，预计2023年全年钢材出口耗电量达到约722亿度、占全年用电量的0.8%，对用电量增速的贡献约为0.2个百分点。
而近年来高速发展的一些新兴成长性行业，虽然不属于传统制造业中的高耗能产业，但是这些行业带来的间接能耗仍不可忽视。比如新能源汽车在 2023年产量达955万辆，同比增长达35.6%。假设新能源车车均生产耗电量与汽车行业整体相同，通过行业总用电量/总产量可以估算出生产耗电量约为252亿千万时，约占全社会用电总量的0.3%，贡献增速约0.1个百分点。光伏组件在2023年出口量约211吉瓦（GW），同比增长19.7%，若以光伏组件每瓦制造耗电0.4度来计算，预计2023年组件生产耗电量达到约844亿度、占全年用电量的0.9%、对增速的贡献达0.2个百分点；
煤改电等一系列结构性能源转型对电力需求的趋势性支撑仍在，但充电桩对用电需求增长的贡献呈指数上升——我们估算23年电能替代对全社会用电量增速的贡献达2.1个百分点；充电桩对用电量增速的贡献约0.4个百分点、随着新能源汽车保有量50%以上高增速，对增速的贡献可能继续跳升走高。
“十三五”期间累计实现电能替代电量超过8000亿千瓦时，电能替代是在终端能源消费环节，使用电能替代散烧煤、燃油的能源消费方式，如电采暖、地能热泵。2022年提出“新增电能替代电量1800亿千瓦时左右”并指出在“十四五”期间扩大电能替代的深度和广度。根据国家有关政策和电网公司的行动计划，预计“十四五”期间我国年均电能替代量保持在1500-2000亿千瓦时左右[2]，我们估算其在十四五期间贡献率保持在2个百分点以上。
近年来新能源车渗透率的快速提升，已从2022年12月的4.1%回升至2023年12月的6.1%，2023年新能源汽车保有量的同比增速达到56%，我们估算新能源汽车充电需求对2023年用电量增速的贡献约0.4个百分点，随着新能源汽车渗透率逐步提升、新能源汽车充电用电量对整体用电量的贡献或将趋势性提升。
3.2024年用电量增长可能将高于7%，预测中枢可能在8%左右
我们预计基准情形下2024年用电量的增速可能在7-9%左右。由此、我们估计的2024年用电量增速隐含的单位GDP电力弹性可能进一步上行，测算方法上，首先，我们预计出口量可能维持两位数增长；参照历史数据工业用电量和出口量增速的弹性系数、我们预计第二产业用电增长可能高于2023的6.5%。同时，全球制造业去过库存周期结束，低基数下有望支撑全年出口需求。
剔除价格因素，1-2月实际出口量同比增速或将高达25.1%，较12月的13.3%进一步上行，显示中国出口竞争力进一步提升。（参见《1-2月出口为何超预期？》，2024/3/7）。考虑到1-2月的出口数量增长（20%+）可能受到春节效应的提振难以在全年持续，我们假设2024年全年的商品出口量实现10%-15%的区间，对应的工业用电量增速可能达到6.8%-8.8%。
同时，2024年出口同比面临较低的基数、且全球制造业去库存周期结束，有望支撑全年出口需求。商品出口或受益于全球制造业周期回升、海外补库需求而有所支撑，尤其是出口数量可能延续2023年的较高增长，其中用能强度较高的行业占比可能延续上行趋势，比如化纤、金属、计算机电子、机械等。如我们在《如何看全球制造PMI重回荣枯平衡线》，2024/2/29）中分析，全球制造业周期或将结束长达2年的下行周期——2024年1月全球制造业PMI 17个月来首次回升至50的荣枯线（图表26）。但考虑到当前实际利率的绝对水平仍然偏高，且去库存速度虽然放缓，但绝对库存水平偏高抑制企业库存周期、且由于此前底部相对较高，回升空间或有限。本轮制造业周期修复幅度可能较为温和。
分析今年1-2月的发电量[3]表现亦能看出出口的拉动效果，分省份来看，沿海出口大省及重工业大省的发电量增速较高，用电量增速与工业增加值的增速基本呈现正相关。比如沿海出口大省广东、浙江、福建、广西等；同时，新疆、山西、吉林等内陆省份于今年1-2月发电量同比亦分别录得5%-40%的高增速，或得益于“一带一路”国家出口的持续发力。截至2024年1月31日，一带一路-蒙俄指数增长77.14个百分点，一带一路-中亚指数增长62.91个百分点，对“一带一路”沿边省市出口起到较大带动作用。此外，一些出口增速回落的省份，比如山东1-2月累计发电量同比增长录得5.9%，或主要来自煤炭、钢铁、电解铝等重工业产业的产量回升，工业增加值1-2月同比增长9.4%、对其发电量增长带来支撑。
随着用电份额快速上升及充电桩数量的持续高增长，充电桩对2024年用电增长的贡献或跳升至0.6个百分点以上，这也对应对石油需求的边际下降及对煤和其他大宗商品的需求上升。煤改电等能源转型相关结构性因素亦将继续支撑电力需求。
我国电动车保有量已从2014年的22万辆增长93倍至2023年的2041万辆， 2020至今的年化增长率为60.7%（图表29）。2020年1月截至2024年2月，国际油价上涨了超过3成，而中国的居民电价几乎保持不变，油电价格比的扭曲也在一定程度上助推了电力需求的增长。
根据中电联的测算，预计“十四五”期间电能占终端消费的占比提升有望进一步加速、2025年从22年的27.5%提升至31.2%（图表30）。据国家电网测算，“十四五”时期电能替代潜力预计超6000亿千瓦时。
此外，随着AI产业大力发展，算力需求快速扩张，数据中心有望在2024年贡献用电量增速近1个百分点。根据中国信通院的测算，我国2023年数据中心的核心IT设备对应耗电量约3331亿度，整体对全社会用电量增速贡献从2022年的0.5个百分点进一步上行至0.6个百分点、而随着AI技术的不断发展带动数据中心负载率的提高，用电量强度有望进一步提升。根据华泰战略团队的测算，假设2024年数据中心核心IT设备用电量在3972亿千瓦时，较2023年增长约19%，对用电量的增长约0.7个百分点。此外，若考虑AI应用爆发，2030年算力将贡献电力需求约1.7万亿度电，超过传统工业高能耗行业中化工、有色、水泥和黑色的电力消费量1.6万亿（参见《能源转型专题：AI发展对电力存在哪些影响与机遇？》，2024/3/24）。
今年政府工作报告明确指出，深化大数据、人工智能等研发应用，开展“人工智能+”行动，打造具有国际竞争力的数字产业集群。据新华社报道，国务院总理李强3月13日在北京调研，提出“要抓住算力、数据、算法等关键攻坚突破，多路径布局前沿技术，努力实现弯道超车、换道超车”。去年我国发布《算力基础设施高质量发展行动规划》，提出到2025年我国算力规模超过300EFLOPS、智能算力占比达到35%，存储总量超过1800EB、先进存储容量占比达到30%以上，重点应用场所光传送网（OTN）覆盖率达到80%，骨干网、城域网全面支持IPv6，SRv6等创新技术使用占比达到40%，人工智能发展的政策支持有望进一步加码。
根据华泰战略团队的测算，AI应用驱动的算力增长，将成为全球主要的电量增长驱动。以中美为例， 2022 年数据中心用电占到社会用电量的 3 4% 。基准预期下至 2030 年， 中美的数据中心年用量将超 9500/6500 亿度，均达到 2022 年的 3.5 倍以上。
最后，第三产业和城乡居民用电中剔除充电桩及电能替代的“传统用电”量部分，我们假设用电需求与2019-23年年均增速一致、隐含不考虑极端天气对居民生活用电的可能影响，对应第三产业/城乡居民用电量的增速分别约8%/7%左右。而针对2023年用电量占比仅为1.4%的第一产业，基准情形下假设其增速与2019年相当（7.1%）、乐观情形下假设增速与2023年相当（11.5%）。
4. 2024年，中国会缺电吗？
高峰时期电力供需面临紧平衡，不排除高峰期间歇性电力紧张。根据中电联的数据 ，截至2023年底，全国全口径发电装机容量29.2亿千瓦，我们假设2024年装机容量达到33亿千瓦、以及2023年各类型装机的平均利用小时数不变，理论上总发电量可以实现约14%的用电量增速，但考虑到装机容量中非化石能源发电装机占比不断提升，截至2023年底，装机容量中非化石能源发电装机占比不断提升，占总装机容量比重在2023年首次超过50%（图表35），由于其波动性和受自然气候影响的间歇性，在越来越多的极端气候条件下，实际实现发电量可能难以实现理论值，假设按照可控裕度（可控装机/最高负荷）1.1的水平来衡量，那么对于电力负荷7-9%的增长或仍处于紧平衡状态，叠加今年云南水电仍有不确定性，不排除在用电高峰时期出现局部间歇性电力紧张。
非化石能源中，风光存在长时间出力问题，过去相对稳定的水电今年来也出现缺水的担忧。根据海外国家经验，较高的可控裕度（可控裕度=可控装机/最高负荷）可保障系统安全，如欧洲地区平均在1.3倍，而根据华泰战略团队估算，国内和澳洲由于缺电造成供电压力的时期裕度分别在1.1和1.09，可控裕度在1.1以上可能实现电力系统安全供应。而极端天气往往伴随居民和工业的用电需求增加和尖峰负荷提高，放大可用装机缺失的矛盾（参见《能源转型系列报告-但问路在何方》，2023/12/1）。
居民生活用电具有明显的冬夏“双高峰”、夜间负荷更低等“高峰波谷”特征，民用电需求上升对电网的尖峰负荷能力提出更高要求——虽然总量上看居民生活用电只占总用电量14-15%，但一方面，居民生活用电通胀随着城镇化率以及人均GDP的增长而呈现趋势性上行，根据IEA数据，截至2021年中国居民人均家庭用电量约为韩国的6成、德国的5成、日本的4成以及美国的2成，仍有较大的潜在增长空间（图表34）。另一方面，夏季居民用电需求或占尖峰负荷需求4成以上[4]。例如，受2022年暑期气温偏高推动，居民用电量占比在2022年7月跳升至27%的高点。具体到一天中的各个时段看，在夏季日尖峰负荷时段居民用电需求可能大幅上行至用电量的50%~60%左右（参见《电力紧张再现，宏观影响几何？》，2022/8/23）。
同时，今年水电发电仍有不确定性，2023年在发电量中占比约13%的水电（占比仅次于火电）近年来波动性明显提高，发电量增速从2015-19年的年化3.9%回落至2019-23年-0.4%（图表36）。
中国大部分水力发电主要来自于中西部地区，特别是长江及其支流上的一系列大型梯级水电站，仅四川和云南两省的水力发电量在2023年约占全国水电总发量的60%。2022年下半年以来西南区域地区受干旱气候的影响水流量明显减少，带来22年局部地区缺电。
今年1-3月，云南澜沧江来水预计偏枯近2成（图表38），而根据昆明电力交易中心在今年2月发布的报告，在新能源大规模投产背景下，今年云南可能出现弃风弃光和电力短缺问题[5]，最大电力缺口达750万千瓦。这分别预计为云南往年全年电量、电力需求的10%、20%左右。
除了电力负荷供需紧张带来的间歇性缺电风险，我国不同区域之间的电力供需呈现较大分化，山东、广东、浙江等省份电力供应对外依赖度较大，而作为外送电力大省的云南和四川受水电扰动较大。分省来看，广东、江苏、山东、浙江、河南、四川、湖北和安徽等省份是电力需求的主要地区，而电力供应盈余的省份则主要集中在西部和北部地区，如新疆、青海、甘肃、内蒙古等。而山东、浙江、广东、江苏等地2023年的用电量和发电量之间有较大缺口，对外电力依赖度较高（图表43）。
中长期看，仍需加强电力基础设施的建设，促进电价灵活调整，应对用电需求高增长同时，更好地价格调节作用。而随着风电、光伏等可再生能源的比例越来越高，其波动性和间歇性带来的大量调峰需、电力系统需要更多的冗余空间和跨更长周期的调节能力来实现新能源作为我国电力供应主体的目标，应合理扩大火电产能，大力推进储能扩产能、降成本，方能更好地适应电力需求结构变化。此外，部分地区的电价空间有望进一步打开、比如峰谷或分时差别电价的价差进一步拉大、电价弹性可以增大来更好地分配资源，通过电价等手段引导电力供需实现动态平衡。
风险提示
1）海外经济增速下行、全球地缘政治风险等拖累出口数量的增长、使得工业用电量的增速不及我们预期；
2）今年夏季及冬季若极端天气频发，导致居民用电量或发电端（水电、风电、太阳能等）扰动，可能加剧电力供需紧张。
来源：券商研报精选返回搜狐，查看更多