电力：高频煤耗数据显示沿海地区复工率或仍在底部

　　高频煤耗低于春节假期水平，预示沿海地区复工率或仍在底部2020 年1 月以来，随着新型冠状病毒肺炎的蔓延，我国相关工业生产受到较严重冲击。我们分析6 大发电集团日均耗煤量发现，其一般在春节前七天开始逐步下降，在农历初一至初七之间均处于较低水平，此后整体呈现稳步提升。从2017~2019 年的数据来看，正月十五的日耗煤量较春节当天增长分别为22.3%、23.2%和41.5%，而2020 年正月十五的的日耗煤量较春节当天下滑16.7%，证明疫情带来的假期延长、远程办公及停产等影响对区域发用电需求影响十分显著。当前发电煤耗仍处于较低水平，我们认为沿海地区复工进度仍然相对较低。

    　　高频煤耗预测全国发用电需求存在局限性

    　　我们对比近三年六大发电集团日耗煤同比、全社会用电增速及火电发电增速，其在部分时点也存在一定程度的背离，日耗煤与全社会用电增速及火电发电增速的相关系数分别仅为0.3817、0.5115，相关性并不明显。我们认为，一方面随着清洁能源发电占比的不断提升，火电发电量增速长期低于全社会用电增速，其对全社会发用电情况的表征意义有所削弱；另一方面，6 大发电集团数据仅涵盖沿海省份的火电厂，近年来随着高耗能产业向中西部转移，我国区域用电增速出现分化，沿海地区用电增速显著低于中西部相关省份。故而，我们认为6 大发电集团耗煤量目前对全国发用电情况的表征意义相对较弱。从拟合测算结果来看，六大发电集团日耗煤同比与沿海六省用电增速的相关系数为0.7452，与六省火电发电增速的相关系数为0.9279，已有较为明显的关联性。我们认为高频的6 大发电集团耗煤数据能在一定程度上定性的反应沿海相关省份的用电需求情况，进而为我们判断相关地区工业经济提供一定的佐证。

    　　疫情下沿海地区复工率或仍在底部，看好电力板块防御属性综合来看，我们判断疫情对发用电需求的负面影响相对有限，预期2020 年1-2 月份累计用电增速为1%左右（考虑春节假期延长、部分区域复工推后的影响），同比下降3.46 个百分点。此外，疫情对于经济及重工业生产的影响或将传导到上游的煤炭行业。考虑到目前煤炭需求受到较严重影响，电厂库存处于高位，我们判断后续煤价中枢仍有望持续回落。考虑到后续市场风险偏好或将降低，我们重点推荐低估值的全国火电龙头华电国际、区域电力形势改善潜力较大的皖能电力和吉电股份。水电方面，我们推荐高分红的稳健标的长江电力。

    　　高频煤耗低于春节假期水平，预示沿海地区复工率或仍在底部2020 年1 月以来，随着新型冠状病毒肺炎的蔓延，我国相关工业生产受到较严重冲击。为防止疫情进一步扩散，各省均采取了延长春节假期、严格监控停复工等政策。电力行业作为关系到国计民生的重要行业，其用电需求的变化对于大家判断工业企业生产复工情况和经济活跃情况有着重要意义。目前电力行业较有权威性的、能表征发用电需求的日度高频数据主要是6 大发电集团耗煤量。其统计口径主要为华能、国电、大唐、粤电、浙能和上电六大发电集团在沿海电厂的数据，涉及江苏、浙江、上海、福建、广东、海南等省份。

    　　为分析沿海省份复工节奏，我们以每年农历春节（大年初一）作为0 点，对比前后各30 天的数据，分析六大发电集团日耗煤变化及煤炭可用天数变化如下所示。从历史数据来看，六大发电集团煤耗一般在春节前七天开始逐步下降，在农历初一至初七之间均处于较低水平，此后整体呈现稳步提升。从2017~2019 年的数据来看，正月十五的日耗煤量较春节当天增长分别为22.3%、23.2%和41.5%，而2020 年正月十五的的日耗煤量较春节当天下滑16.7%，证明疫情带来的假期延长、远程办公及停产等影响对区域发用电需求影响十分显著。2020 年2 月14 日六大发电集团煤耗为38.11 万吨，环比前一天微增3.36%，整体仍处于较低水平。我们认为从六大发电集团煤耗数据来看，沿海地区复工进度仍然相对较低。从各发电集团细分数据来看，近两日浙能及上电的日均煤耗环比提升较快，但由于其样本仍相对偏小（上海电力约占上海市火电装机三分之一，浙能部分装机未被纳入统计），同时长江电力送广东水电出力提升明显，我们认为其仅能在一定程度上说明存在浙江及上海复工进度好于江苏、广东等省份的可能性，后续情况仍需进一步观察。

    　　高频煤耗预测全国发用电需求存在局限性

    　　我们对比近三年六大发电集团日耗煤同比、全社会用电增速及火电发电增速（为避免1 月、2 月份春节假期扰动，1 月及2 月单月增速均以1-2 月份累计增速替代），整体上看，六大发电集团日耗煤同比波动幅度远大于全社会用电增速，其趋势与全国火电发电增速更为一致，但在部分时点也存在一定程度的背离。我们测算显示，六大发电集团日耗煤同比与全社会用电增速的相关系数仅为0.3817，与全国火电发电增速的相关系数为0.5115，相关性并不明显。

    　　我们认为，一方面随着清洁能源发电占比的不断提升，火电发电量增速长期低于全社会用电增速，其对全社会发用电情况的表征意义有所削弱；另一方面，6 大发电集团数据仅涵盖沿海省份的火电厂，近年来随着高耗能产业向中西部转移，我国区域用电增速出现分化，沿海地区用电增速显著低于中西部相关省份。故而，我们认为6 大发电集团耗煤量目前对全国发用电情况的表征意义相对较弱。

    　　以苏沪浙闽粤琼2019 年1-11 月份火电发电量及用电量情况来看，除江苏火电发电量占用电量比重（不考虑厂用电及线损）较高外，广东、浙江等地火电发电量占比均在50%左右。如果单看1-2 月份数据，由于此时为枯水期，外来水电占比较低，本地火电发电量占用电量的比重相较全年水平更高。

    　　对比六大发电集团日耗煤同比、六省合计火电发电增速及用电增速来看，尽管波动幅度有一定的差别，但趋势基本上保持一致。我们拟合测算显示，六大发电集团日耗煤同比与沿海六省用电增速的相关系数为0.7452，与六省火电发电增速的相关系数为0.9279，已有较为明显的关联性。我们认为高频的6 大发电集团耗煤数据能在一定程度上定性的反应沿海相关省份的用电需求情况，进而为我们判断相关地区工业经济提供一定的佐证。

    　　疫情下沿海地区复工率或仍在底部，看好电力板块防御属性综合来看，疫情对于电力行业基本面的影响主要在两个方面：一、疫情扩散及相关的疾控措施（放假、停课等）会在一定程度上削弱用电需求。但考虑到受疫情直接冲击的行业主要为商贸零售、旅游、交运等第三产业，高耗能产业整体影响相对较小，我们认为此次新型冠状病毒肺炎对发用电需求的负面影响相对有限，预期2020 年1-2 月份累计用电增速为1%左右（考虑春节假期延长、部分区域复工推后的影响），同比下降3.46 个百分点；二、疫情对于经济及重工业生产的影响或将传导到上游的煤炭行业。考虑到目前煤炭需求受到较严重影响，电厂库存处于高位，我们判断后续煤价中枢仍有望持续回落。

    　　综上所述，我们认为近期的新型冠状病毒肺炎或对发用电增速有一定的负面影响，但考虑到煤价中枢有望持续回落，火电企业业绩仍有望持稳改善。我们预期2020Q1 火电利用小时同比下降约30 小时左右（降幅2.75%），利用小时下降对火电企业的负面影响仅需煤价中枢下降约10 元/吨即可对冲。考虑到市场化电价折让风险相对有限，我们预期2020Q1 火电企业业绩仍将企稳回升。我们认为当前市场风险偏好或将降低，高分红低估值且具备防御属性的电力龙头有望得到青睐，考虑到部分火电企业存在资产减值的风险，我们重点推荐低估值的全国火电龙头华电国际、区域电力形势改善潜力较大的皖能电力和吉电股份。水电方面，我们推荐高分红的稳健标的长江电力。