电力行业动态跟踪报告：疫情叠加暖冬 水、火受制明显

　　投资要点

    　　2020 年1-2 月全国电力工业生产简况：全国全社会用电量10203 亿千瓦时，同比下降7.8%，比上年同期回落12.2 个百分点；全国规模以上电厂发电量10267 亿千瓦时，同比下降8.2%，比上年同期回落11.1个百分点；全国发电设备累计平均利用小时为530 小时，比上年同期减少81 小时。截至2 月底，全国规模以上电厂发电设备容量191483 万千瓦，同比增长5.8%，比上年同期提高0.2 个百分点；1-2 月份，全国发电新增装机容量790 万千瓦，比上年同期少投产399 万千瓦。

    　　用电量：疫情叠加暖冬，需求大幅下滑。第一产业用电量114 亿千瓦时，同比增长3.9%，比上年同期回落4.0 个百分点；第二产业用电量6221亿千瓦时，同比下降12.0%，比上年同期回落13.2 个百分点；第三产业用电量1928 亿千瓦时，同比下降3.1%，比上年同期回落13.5 个百分点；城乡居民生活用电量1940 亿千瓦时，同比增长2.4%，比上年同期回落8.7 个百分点。13 个地区的用电量同比增速低于全国平均水平，依次为：浙江（-21.3%）、湖北（-19.5%）、江苏（-16.8%）、河南（-13.7%）、广东（-13.2%）、上海（-12.9%）、江西（-12.2%）、安徽（-10.4%）、山东（-9.1%）、天津（-8.2%）、福建（-8.0%）、陕西（-7.9%）、重庆（-7.9%）。

    　　发电量：水、火受制明显。全国水电发电量1214 亿千瓦时，同比下降11.9%，比上年同期回落18.5 个百分点；火电7807 亿千瓦时，同比下降8.9%，比上年同期回落10.6 个百分点；核电473 亿千瓦时，同比下降2.2%，比上年同期回落25.2 个百分点；风电659 亿千瓦时，同比增长0.9%，比上年同期回落1.5 个百分点。

    　　利用小时：核电回落较少。全国水电设备累计平均利用小时380 小时，比上年同期减少53 小时；火电633 小时，比上年同期减少97 小时；核电970 小时，比上年同期减少69 小时；并网风电313 小时，比上年同期减少38 小时。从下降幅度来看，水、火、风均超过10%，核电同比下降不到7%。

    　　装机容量：核电、光伏新增下滑较多。全国水电新增装机容量62 万千瓦、火电新增517 万千瓦、核电0 新增、风电新增99 万千瓦、光伏发电新增107 万千瓦，与上年同期相比，分别增加35 万千瓦、减少31万千瓦、减少125 万千瓦、减少42 万千瓦、减少241 万千瓦。

    　　投资建议：虽然2019/2020 年冬季为暖冬，但春节前用电需求相对旺盛；然而因为疫情的影响，春节后耗煤量始终低位徘徊不能回升，疫情严重的和管控严格的地区，电量下滑更加明显；最近一周沿海六大电厂日耗数据仅为近三年同期均值的八成，复工复产有待进一步提速。枯水期降水偏多，有利于修复2019 年高出力和低来水对水电蓄水量的压力，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。核电利用小时相对稳定，受外部因素影响较小，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）。库存居高不下，有望推动煤价持续下行，改善火电成本端压力，建议关注全国龙头华能国际，以及长三角区域龙头浙能电力、申能股份。

    　　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；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。