2019年 1-8月全国电力工业生产简况:8月份,全国全社会用电量 6770亿千瓦时,同比增长 3.6%,比上年同期回落 5.2个百分点;全国规模以上电厂发电量 6682亿千瓦时,同比增长 1.7%,比上年同期回落 5.6个百分点。 1-8月份,全国全社会用电量 4.74万亿千瓦时,同比增长4.4%,比上年同期回落 4.6个百分点;全国规模以上电厂发电量 4.70万亿千瓦时,同比增长 2.8%,比上年同期回落 4.9个百分点;全国发电设备累计平均利用小时为 2542小时,比上年同期减少 49小时。截至 8月底,全国规模以上电厂发电设备容量 18.54亿千瓦,同比增长5.6%,比上年同期提高 0.2个百分点; 1-8月份,全国发电新增装机容量 5147万千瓦,比上年同期少投产 2194万千瓦。
用电量: 线损扰动二产增速, 居民需求再现下滑。 8月份,一产用电量同比增长 1.6%,比上年同期回落 7.1个百分点;二产同比增长 4.3%,回落 4.6个百分点;三产增长 6.5%,回落 4.3个百分点;城乡居民生活用电量同比下降 1.8%,比上年同期回落 8.5个百分点。 1-8月份,一产用电量同比增长 4.6%,回落 5.2个百分点;二产增长 3.0%,回落4.3个百分点;三产增长 8.8%,回落 4.8个百分点;居民生活用电增长6.8%,回落 5.5个百分点。 8月居民生活用电自 2015年 2月后首次出现负增长。 虽然二产用电增速略超预期,但线损电量增加值占据了近一半的增量,对整个二产用电增速带来了较大扰动。
发电量: 水电走弱,火电企稳。 8月份,全国规上水电发电量同比增长1.6%,比上年同期回落 9.9个百分点,环比 7月回落 4.7个百分点;火电同比下降 0.1%, 比上年同期回落 6.1个百分点,环比提高 1.5个百分点;核电增长 21.2%,提高 4.3个百分点;风电增长 19.3%,提高14.5个百分点。 1-8月,规上水电发电量同比增长 9.3%,比上年同期提高 4.6个百分点;火电下降 0.1%,回落 7.3个百分点;核电增长 21.9%,提高 8.3个百分点;风电增长 10.4%,回落 10.1个百分点。
利用小时:火电延续跌势,核电止跌回升。1-8月份,水电利用小时 2538小时, 同比增加 200小时;火电 2831小时, 同比减少 107小时;核电4724小时,减少 96小时;并网风电 1388小时,减少 24小时;光伏发电 895小时,增加 43小时。 8月份,水电利用小时同比小幅增长 6个小时;火电持续下行,同比下降 21个小时;核电扭转连续 3个月的下滑,增长 33个小时;风电、光伏分别增长 9、 15个小时。
装机容量: 火电占新增装机四成份额。 截至 8月底,全国规上水电、火电、核电、风电、光伏发电装机容量同比分别增长 1.4%、 4.2%、 23.6%、12.4%、 13.9%。 火电仍占据了新增装机容量的近四成份额。
投资建议: 8月用电需求继续走弱,其中居民生活用电自 2015年 2月后首次出现负增长,也是继2014年后首次在 8月出现负增长。 线损电量的扰动导致二产用电增速超预期,但预计难以持续。 从利用小时来看,水电受降水影响增速明显放缓、 火电持续下行、 核电扭转了连续 3个月的下滑态势重回正增长。 核电板块推荐享受控股股东全产业链优势的中国核电,以及参股多个核电项目的浙能电力、申能股份,建议关注国内装机规模最大的中广核电力(H)/中国广核(A);水电板块推荐水火共济、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、湖北能源;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)上网电价降低: 电力市场化交易可能拉低平均上网电价; 2)利用小时下降: 宏观经济运行状态将影响利用小时数; 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)政策推进滞后: 电力供需状态可能影响新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。
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