电力行业动态跟踪报告:风升火起,沿海需求稳定

2019年 1-11月全国电力工业生产简况: 11月份,全国全社会用电量5912亿千瓦时,同比增长 4.7%, 增速比上年同期回落 1.6个百分点;

全国规模以上电厂发电量 5890亿千瓦时,同比增长 4.0%,比上年同期提高 0.4个百分点。 1-11月份,全国全社会用电量 6.51万亿千瓦时,同比增长 4.5%,比上年同期回落 4.0个百分点;全国规上电厂发电量6.48万亿千瓦时,同比增长 3.4%,比上年同期回落 3.5个百分点;全国发电设备累计平均利用小时 3469小时,比上年同期减少 50小时。

截至 11月底,全国规上电厂发电设备容量 18.74亿千瓦,同比增长5.6%,比上年同期提高 0.4个百分点; 1-11月份,全国发电新增装机容量 7606万千瓦,比上年同期少投产 2271万千瓦。

用电量: 三产持续旺盛, 沿海需求稳定。 11月份, 一产用电量 60亿千瓦时,同比增长 3.8%,比上年同期回落 7.8个百分点; 二产 4256亿千瓦时,增长 3.6%,回落 2.4个百分点;三产 900亿千瓦时,增长 10.7%,提高 1.5个百分点;居民生活用电 696亿千瓦时,增长 4.1%,回落 0.5个百分点。 1-11月份,一产用电 708亿千瓦时,同比增长 5.1%,回落4.9个百分点; 二产 4.41万亿千瓦时, 增长 3.0%,回落 4.1个百分点;

三产 1.08万亿千瓦时,增长 9.4%,回落 3.4个百分点;居民生活 9468亿千瓦时, 增长 5.7%,回落 4.8个百分点。沿海地区中,广西用电增速在全国独占鳌头, 广东连续 6个月超过全国均值, 江、浙增速也超过平均水平,上海接近于均值;仅有福建、海南增速弱于平均水平。

发电量: 风电亮眼,火电恢复。 11月份, 全国规模以上水电发电量 820亿千瓦时,同比下降 6.4%,比上年同期回落 7.9个百分点;火电 4325亿千瓦时,增长 4.4%,提高 0.5个百分点;核电 325亿千瓦时,增长14.9%,回落 9.8个百分点;风电 388亿千瓦时, 增长 27.2%,提高36.7个百分点。 1-11月,全国规上水电发电 1.08万亿千瓦时,同比增长 5.4%,比上年同期提高 1.0个百分点;火电 4.65万亿千瓦时,增长1.6%,回落 4.6个百分点;核电 3151亿千瓦时,增长 18.8%,提高2.0个百分点;风电 3638亿千瓦时,增长 11.3%,回落 4.4个百分点。

地区用电需求回暖与送电端西南水电出力下降的影响仍在持续,受电大省粤、苏、浙、沪的本地机组出力稳步提升。

利用小时: 风升火起。 11月份, 水电利用小时同比减少 20小时;火电增加 11小时;核电减少 37小时;风电增加 27小时; 光伏持平。

装机容量: 火电为增量主力。 截至 11月底,全国规上水、火、核、风、光的发电装机容量同比分别减少 375万千瓦、增加 401万千瓦、减少188万千瓦、减少 74万千瓦、减少 2026万千瓦。

投资建议: 三产用电增速环比 10月有所回落,但仍为近 10个月的次高值;连续数月来水不佳, 2020年水电出力走弱或将难以避免。沿海地区主要受电省份的本地机组出力将在地区需求回升和外来电趋缓的双重作用下持续增长。火电利用小时向好, 推荐全国龙头华能国际,以及长三角区域龙头浙能电力、申能股份。 核电板块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);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。

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数; 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。