电力行业动态跟踪报告:二产回暖,气温起效,火电止跌

2019年1-6月全国电力工业生产简况:6月份,全社会用电量5987亿千瓦时,同比增长5.5%,比上年同期回落2.5个百分点,但环比上月提高3.1个百分点;规上电厂发电量5834亿千瓦时,同比增长2.8%,比上年同期回落3.9个百分点,环比提高2.6个百分点。上半年,全社会用电量3.40万亿千瓦时,同比增长5.0%,比上年同期回落4.4个百分点;规上电厂发电量3.37万亿千瓦时,同比增长3.3%,比上年同期回落5.0个百分点;全国发电设备累计平均利用小时1834小时,比上年同期减少24小时。截至6月底,规上电厂装机容量18.39亿千瓦,同比增长5.7%,比上年同期回落0.5个百分点;上半年全国发电新增装机容量4074万千瓦,比上年同期少投产1137万千瓦。

用电量:二产回暖,气温效应显著。6月份,一产用电同比增长3.8%,回落5.6个百分点;二产用电同比增长4.9%,比上年同期回落1.7个百分点,但环比5月提高了4.2个百分点;三产用电同比增长8.1%,回落5.1个百分点;居民生活用电同比增长5.7%,回落3.7个百分点。上半年,一产用电同比增长5.0%,回落5.3个百分点;二产用电同比增长3.1%,回落4.5个百分点;三产用电同比增长9.4%,回落5.3个百分点;居民生活用电同比增长9.6%,回落3.6个百分点。6月平均气温较常年同期偏高0.6℃,与上年同期情况相似。高温作用下,用电需求环比5月显著回升。

发电量:火电止跌,沿海持续偏弱。6月份,全国规上水电发电量同比增长6.9%,比上年同期提高3.2个百分点;火电同比增长0.1%,回落6.2个百分点,但扭转了5月份的负增长态势;核电同比增长17.8%,回落1.5个百分点;风电同比增长23.4%,提高5.8个百分点。上半年,规上水电发电量同比增长11.8%,提高8.9个百分点;火电同比增长0.2%,回落7.8个百分点;核电同比增长23.1%,提高10.4个百分点;风电同比增长6.6%,回落22.0个百分点。上半年沿海地区发电增速下滑明显,凸显了“双控”的效果。东部地区对于中西部水电等清洁能源的需求旺盛,中西部地区对于东部地区的电能支撑作用显著。

利用小时:水电领先优势不断扩大。1-6月份,水电平均利用小时比上年同期增加169小时;火电减少60小时;核电减少118小时;并网风电减少10小时。 装机容量:水、火低增,核、风高涨。截至6月底,水、火装机同比分别增长2.3%、3.8%,比上年同期略有放缓;核、风分别增长24.3%、12.2%,增速较高。前5个月,火、核、风新增装机与上年同期相比分别增加178、12、99万千瓦,水、光分别减少67、1743万千瓦。

投资建议:在气候因素的影响下,6月用电需求环比改善,各地区的用电增速情况也较好地验证了这一因素的作用;本月二产用电回暖,或预示着下半年需求有望提升。需求的改善将火电从下滑态势中拉回;水电利用小时的增幅不断扩大;1105号文将核电列入优先发电计划,有望改善其在投产大年后的消纳压力,提升设备利用小时。水电板块推荐水火共济、攻守兼备的国投电力,建议关注全球水电龙头长江电力、以及华能水电、湖北能源;核电板块强烈推荐A股纯核电运营标的中国核电,推荐参股多个核电项目的浙能电力、申能股份,建议关注拟回归A股、国内装机第一的中广核电力(H);火电板块建议关注全国龙头华能国际、国电投旗下上海电力。

风险提示:1)利用小时下降。电力工业作为国民经济运转的支柱之一,供需关系的变化在较大程度上受到宏观经济运行状态的影响,将直接影响到发电设备的利用小时数。2)上网电价降低。下游用户侧降低销售电价的政策可能向上游发电侧传导,导致上网电价降低;随着电改的推进,电力市场化交易规模不断扩大,可能拉低平均上网电价。3)煤炭价格上升。煤炭优质产能的释放进度落后,且安监、环保限产进一步压制了煤炭的生产和供应,导致电煤价格难以得到有效控制。4)政策推进滞后。国内部分地区的电力供需目前仍处于供大于求的状态,可能影响存量核电机组的电量消纳、以及新建核电机组的开工建设。5)降水量减少。水电的经营业绩主要取决于来水和消纳情况,而来水情况与降水、气候等自然因素相关,可预测性不高。