电力行业动态跟踪报告:二产疲弱、居民需求不振,火电重回跌势

2019年 1-7月全国电力工业生产简况: 7月份,全国全社会用电量 6672亿千瓦时,同比增长 2.7%,比上年同期回落 4.1个百分点;全国规模以上电厂发电量 6573亿千瓦时,同比增长 0.6%,比上年同期回落 5.1个百分点。1-7月份,全社会用电量 4.07万亿千瓦时,同比增长 4.6%,比上年同期回落 4.4个百分点;全国规上电厂发电量 4.03万亿千瓦时,同比增长 3.0%,比上年同期回落 4.8个百分点;全国发电设备累计平均利用小时为 2184小时,比上年同期减少 40小时。截至 7月底,全国规上电厂发电设备容量 18.47亿千瓦,同比增长 5.5%,比上年同期回落 0.4个百分点;1-7月份,全国发电新增装机容量 4707万千瓦,比上年同期少投产 1956万千瓦。

    用电量:二产疲弱、居民需求不振,气温影响地区分化。7月份,一产用电同比增长 5.4%,比上年同期回落 2.5个百分点;二产同比增长1.2%,回落 3.4个百分点;三产同比增长 7.6%,回落 3.6个百分点;

    城乡居民生活用电量同比增长 4.6%,回落 10.0个百分点。1-7月份,一产用电同比增长 5.2%,回落 4.8个百分点;二产同比增长 2.8%,回落 4.2个百分点;三产同比增长 9.1%,回落 5.1个百分点;城乡居民生活同比增长 8.8%,回落 4.8个百分点。7月全国平均气温接近常年同期,各地区受气温影响分化明显。

    发电量:火电重回跌势。7月份,全国规上水电发电量同比增长 6.3%,比上年同期提高 0.3个百分点;火电同比下降 1.6%,回落 5.9个百分点;核电同比增长 18.2%,提高 4.0个百分点;风电同比下降 5.3%,回落 30.0个百分点。1-7月份,水电发电量同比增长 10.7%,提高 7.2个百分点;火电同比增长 0.1%,回落 7.2个百分点;核电同比增长22.2%,提高 9.3个百分点;风电同比增长 9.5%,回落 13.5个百分点。

    利用小时:水、光保持增长。1-7月份,全国水电设备累计平均利用小时 2118小时,比上年同期增加 194小时;火电 2442小时,减少 87小时;核电 4006小时,减少 129小时;并网风电 1259小时,减少 33小时;太阳能发电 770小时,增加 29小时。

    装机容量:风、光仍占过半增量。截至 7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 1.7%、4.0%、23.6%、11.9%、14.2%。1-7月,全国水、火、核、风、光新增装机容量 247、1854、234、1027、1346万千瓦,与上年同期相比分别减少 232、减少 26、增加

    13、增加 81、减少 1781万千瓦。风电、光伏新增装机容量、 在新增装机容量中的占比达到 50.4%,虽然低于上年同期的 61.1%,但仍高于水、火、核装机增量之和。

    投资建议:二产疲弱、居民需求不振,7月发、用电增速再次回落至 5月的水平,火电受此影响重回跌势。水电受前期降水偏平的影响,出力增长有限;但 7月降水偏丰,有望提升后期出力。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;核电板块强烈推荐享受控股股东全产业链优势的中国核电,推荐参股多个核电项目的浙能电力、申能股份,建议关注国内装机规模最大的中广核电力(H)/中国广核(A);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。