电力行业动态跟踪报告:结构微调

2019年全国电力工业生产简况: 全国全社会用电量 7.23万亿千瓦时,同比增长 4.5%,比上年同期回落 4.0个百分点;全国发电量 7.33万亿千瓦时,同比增长 4.7%,比上年同期回落 3.7个百分点;全国发电设备累计平均利用小时为 3825小时,比上年同期减少 54小时。截至 2019年底,全国发电设备装机容量 20.11亿千瓦,同比增长 5.8%,比上年同期回落 0.7个百分点; 2019年,全国发电新增装机容量 1.02亿千瓦,同比下降 20.4%,比上年同期回落 15.8个百分点。 2019年,全国主要电力企业电力工程建设完成投资 7995亿元,同比下降 2.0%,比上年同期回落 0.2个百分点。

用电量: 产业结构持续转型, 中西部全年高增长。 2019年,第一产业用电量 780亿千瓦时,同比增长 4.5%,比上年同期回落 5.3个百分点;

二产 49362亿千瓦时,同比增长 3.1%,回落 4.1个百分点;三产 11863亿千瓦时,同比增长 9.5%,回落 3.2个百分点;居民生活 10250亿千瓦时,同比增长 5.7%,回落 4.0个百分点。 与 2018年相比, 一产在全社会用电量中的占比持平、二产下降 0.7个百分点、三产上升 0.6个百分点、居民生活上升 0.1个百分点,产业结构持续转型。 15个地区的用电量增速高于全国均值,依次为西藏、广西、内蒙古、 海南、云南、安徽、江西、四川、湖北、湖南、新疆、广东、陕西、河北、山西。

发电量: 火电占比下降,仅豫、沪负增长。 2019年,全国水电发电量13019亿千瓦时,同比增长 5.7%,比上年同期提高 2.5个百分点;火电 50450亿千瓦时,同比增长 1.7%,回落 5.6个百分点;核电 3487亿千瓦时,同比增长 18.2%,回落 0.4个百分点;风电 4057亿千瓦时,同比增长 10.9%,回落 9.3个百分点;光伏 2238亿千瓦时,同比增长26.5%,回落 24.3个百分点。 与 2018年相比,水电发电量在全国总发电量中的占比上升 0.1个百分点、火电下降 1.5个百分点、核电上升 0.6个百分点、风电上升 0.3个百分点、光伏上升 0.5个百分点。 14个地区的发电量增速落后于全国均值, 依次为河南、上海、天津、江苏、浙江、山东、重庆、北京、辽宁、河北、甘肃、四川、湖北、福建。

利用小时: 水、光增长。 2019年,全国水电、光伏平均利用小时同比分别增加 119、 55小时, 火电、核电、风电同比分别减少 85、 149、21小时。

装机容量:水、火占比下降。 与 2018年相比,水电装机容量在全国总装机容量中的占比下降 0.8个百分点、火电下降 1.0个百分点、核电上升 0.1个百分点、风电上升 0.7个百分点、光伏上升 1.0个百分点。

投资建议: 回顾 2019,需求侧结构转型持续推进,中西部地区全年增速较高;供给侧火电出力受限,电量和装机占比下滑。 展望 2020,火电盈利三要素中电价风险可控、利用小时和煤价的改善趋势不变,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;核电的利用小时有望回升,华龙新机组的提速、竞争格局的变化值得关注,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);水电利用小时大概率回落, 但川云地区在建电站陆续投产将带来新一轮增长,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。