电力行业动态跟踪报告：结构微调

2019 年全国电力工业生产简况：全国全社会用电量7.23 万亿千瓦时，同比增长4.5%，比上年同期回落4.0 个百分点；全国发电量7.33 万亿千瓦时，同比增长4.7%，比上年同期回落3.7 个百分点；全国发电设备累计平均利用小时为3825 小时，比上年同期减少54 小时。截至2019年底，全国发电设备装机容量20.11 亿千瓦，同比增长5.8%，比上年同期回落0.7 个百分点；2019 年，全国发电新增装机容量1.02 亿千瓦，同比下降20.4%，比上年同期回落15.8 个百分点。2019 年，全国主要电力企业电力工程建设完成投资7995 亿元，同比下降2.0%，比上年同期回落0.2 个百分点。

    用电量：产业结构持续转型，中西部全年高增长。2019 年，第一产业用电量780 亿千瓦时，同比增长4.5%，比上年同期回落5.3 个百分点；二产49362 亿千瓦时，同比增长3.1%，回落4.1 个百分点；三产11863亿千瓦时，同比增长9.5%，回落3.2 个百分点；居民生活10250 亿千瓦时，同比增长5.7%，回落4.0 个百分点。与2018 年相比，一产在全社会用电量中的占比持平、二产下降0.7 个百分点、三产上升0.6 个百分点、居民生活上升0.1 个百分点，产业结构持续转型。15 个地区的用电量增速高于全国均值，依次为西藏、广西、内蒙古、海南、云南、安徽、江西、四川、湖北、湖南、新疆、广东、陕西、河北、山西。

    发电量：火电占比下降，仅豫、沪负增长。2019 年，全国水电发电量13019 亿千瓦时，同比增长5.7%，比上年同期提高2.5 个百分点；火电50450 亿千瓦时，同比增长1.7%，回落5.6 个百分点；核电3487亿千瓦时，同比增长18.2%，回落0.4 个百分点；风电4057 亿千瓦时，同比增长10.9%，回落9.3 个百分点；光伏2238 亿千瓦时，同比增长26.5%，回落24.3 个百分点。与2018 年相比，水电发电量在全国总发电量中的占比上升0.1 个百分点、火电下降1.5 个百分点、核电上升0.6个百分点、风电上升0.3 个百分点、光伏上升0.5 个百分点。14 个地区的发电量增速落后于全国均值，依次为河南、上海、天津、江苏、浙江、山东、重庆、北京、辽宁、河北、甘肃、四川、湖北、福建。

    利用小时：水、光增长。2019 年，全国水电、光伏平均利用小时同比分别增加119、55 小时，火电、核电、风电同比分别减少85、149、21 小时。

    装机容量：水、火占比下降。与2018 年相比，水电装机容量在全国总装机容量中的占比下降0.8 个百分点、火电下降1.0 个百分点、核电上升0.1 个百分点、风电上升0.7 个百分点、光伏上升1.0 个百分点。

    投资建议：回顾2019，需求侧结构转型持续推进，中西部地区全年增速较高；供给侧火电出力受限，电量和装机占比下滑。展望2020，火电盈利三要素中电价风险可控、利用小时和煤价的改善趋势不变，推荐全国龙头华能国际，以及长三角区域龙头浙能电力、申能股份；核电的利用小时有望回升，华龙新机组的提速、竞争格局的变化值得关注，推荐享受控股股东全产业链优势的中国核电，建议关注国内装机规模最大的中广核电力（H）/中国广核（A）；水电利用小时大概率回落，但川云地区在建电站陆续投产将带来新一轮增长，推荐水火共济、攻守兼备的国投电力，以及坐拥两座龙头水库、西电东送大湾区的华能水电，建议关注全球水电龙头长江电力。

    风险提示：1、利用小时下降：宏观经济运行状态将影响利用小时数；2、上网电价降低：电力市场化交易可能拉低平均上网电价；3、煤炭价格上升：以煤机为主的火电企业，燃料成本上升将减少利润；4、降水量减少：水电的经营业绩主要取决于来水和消纳情况；5、政策推进不及预期：政策对于电价的管制始终存在，电力供需状态可能影响新核电机组的开工建设。