电力及公用事业行业：1-2月发用电增速平稳 风光新增装机占比达74.65%

事件：近日中电联、国家统计局、国家能源局发布电力消费及能源生产情况。

    2023 年1-2 月，全社会用电量累计13834 亿千瓦时，同比增长2.3%。

    分产业看，第一产业用电量174 亿千瓦时，同比增长6.2%；第二产业用电量8706 亿千瓦时，同比增长2.9%，其中工业用电量8570 亿千瓦时，同比增长3.2%；第三产业用电量2485 亿千瓦时，同比下降0.2%；城乡居民生活用电量2469 亿千瓦时，同比增长2.7%。分地区看，东、中、西部和东北地区全社会用电量分别为6050、2687、4274 和823 亿千瓦时，增速分别为0.7%、0.8%、5.9%和1.8%。分省份看，全国有22 个省份全社会用电量实现正增长，其中17 个省份全社会用电量增速超过全国平均水平，前五名依次为：宁夏（16.4%）、云南（16.3%）、青海（12.5%）、甘肃（9.6%）、内蒙古（7.9%）。

    2023 年2 月综合PMI 产出指数为56.4%，比上月上升3.5个百分点，升至较高景气区间，表明我国企业生产经营扩张步伐有所加快。其中，制造业采购经理指数（PMI）为52.6%，比上月上升2.5 个百分点，高于临界点，制造业景气水平继续上升；非制造业商务活动指数为56.3%，比上月上升1.9个百分点，高于临界点，非制造业恢复发展态势向好。

    2023 年1-2 月全国发电量13497 亿千瓦时，同比增长0.7%，增速比上年12月份放缓2.3 个百分点，日均发电228.8 亿千瓦时。分品种看，1—2月份，火电、水电由增转降，核电增速放缓，风电、太阳能发电增速加快。

    其中，火电同比下降2.3%，水电下降3.4%，核电增长4.3%，风电增长39.2%，太阳能发电增长9.3%。

    截至2023 年2 月底，全国累计发电装机容量约26.0 亿千瓦，同比增长8.5%。其中，风电装机容量约3.7 亿千瓦，同比增长11.0%；太阳能发电装机容量约4.1 亿千瓦，同比增长30.8%。分电源看，火电装机量13.38 亿千瓦，同比增长3.0%其中，燃煤发电11.3 亿千瓦，同比增长1.8%，燃气发电1.2 亿千瓦，同比增长6.7%，生物质发电4186 万千瓦，同比增长7.9%。

    水电4.143 亿千瓦，同比增长5.5%。核电5557 万千瓦，同比增长4.3%；风电3.71 亿千瓦，同比增长11%，其中，陆上风电和海上风电分别为34056和3071 万千瓦。太阳能4.13 亿千瓦，同比增长30%，其中，光伏发电和光 热发电分别为41237 和67 万千瓦。

    2023 年1-2 月份，全国新增发电装机容量3511 万千瓦，同比增加1162万千瓦，风光新增装机占比达74.65%。其中，水电123 万千瓦、火电570万千瓦（其中燃煤450 万千瓦、燃气55 万千瓦、生物质54 万千瓦）、风电584 万千瓦、太阳能发电2037 万千瓦，火电、风电和太阳能发电分别比上年同期多投产97、10 和952 万千瓦，水电比上年同期少投产71 万千瓦。

    2023 年1-2 月份，全国发电设备累计平均利用569小时，比上年同期减少28 小时。其中，火电720 小时，比上年同期减少39 小时；核电1209 小时，比上年同期增加14 小时；风电401 小时，比上年同期增加78 小时。

    投资建议：随着上游光伏组件及风电主机成本的持续下降，今年新能源装机规模将保持高增长态势，其并网和消纳带来的压力将进一步提高新型电力系统的系统成本，叠加电力供需结构持续偏紧，我们维持十四五电价将持续温和上涨的观点。

    火电：短期看将继续面临高价燃煤成本压力，长期看火电发电量将受制于新能源的持续增加。随着长协煤价格进一步稳固以及进口煤量的提高，整体用煤价格将有望下降，同时灵活性改造带来的辅助市场空间和容量电价政策也在逐步成熟，将为火电企业带来较大业绩弹性和更明确的盈利机制。推荐标的：国电电力，华电国际，相关标的：华润电力（H）。

    水电：目前多条流域的梯级电站形成的联合调度效应，可以在一定程度上减缓极端天气带来的来水不及预期的不利情况，同时雅砻江、澜沧江及长江流域的“水风光一体化”建设加速，其互补效应将提升水电企业业绩。推荐标的：国投电力、长江电力、川投能源，相关标的：黔源电力、桂冠电力。

    新能源：发电量占比的持续提升、电力系统调节分摊成本的增加，都将带来市场电价的下行压力，对上游产业链的成本下降的高预期也为新能源建设带来一定风险。有待更明晰的成本传导机制及绿证、环境价值政策的出台，优质绿电运营商将更具竞争力和成长性。推荐标的：中闽能源、三峡能源、福能股份、芯能科技，相关标的：浙江新能、江苏新能、龙源电力。

    储能：发电侧将通过配储的方式保障项目收益率，电网侧及用户侧的独立储能则可利用峰谷价差套利及为市场提供辅助服务。同时经济性高、调用机制成熟、装机规模占总储能86%（截至2021 年底）的抽水蓄能电站盈利空间也将不断提升。推荐标的：南网储能。

    核电：“双碳”目标下最佳基荷能源，行业有望持续稳健发展。推荐标的：

    中国广核，相关标的：中国核电。

    风险提示：宏观经济下行风险、政策执行情况不及预期、用电量需求下滑、装机量不及预期、来水不及预期、市场电电价不及预期。