【研究报告内容摘要】
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。

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