电力行业动态跟踪报告：疫情叠加暖冬，水、火受制明显

　　2020年1-2月全国电力工业生产简况：全国全社会用电量10203亿千瓦时，同比下降7.8%，比上年同期回落12.2个百分点；全国规模以上电厂发电量10267亿千瓦时，同比下降8.2%，比上年同期回落11.1个百分点；全国发电设备累计平均利用小时为530小时，比上年同期减少81小时。截至2月底，全国规模以上电厂发电设备容量191483万千瓦，同比增长5.8%，比上年同期提高0.2个百分点；1-2月份，全国发电新增装机容量790万千瓦，比上年同期少投产399万千瓦。

　　用电量：疫情叠加暖冬，需求大幅下滑。第一产业用电量114亿千瓦时，同比增长3.9%，比上年同期回落4.0个百分点；第二产业用电量6221亿千瓦时，同比下降12.0%，比上年同期回落13.2个百分点；第三产业用电量1928亿千瓦时，同比下降3.1%，比上年同期回落13.5个百分点；城乡居民生活用电量1940亿千瓦时，同比增长2.4%，比上年同期回落8.7个百分点。13个地区的用电量同比增速低于全国平均水平，依次为：浙江（-21.3%）、湖北（-19.5%）、江苏（-16.8%）、河南（-13.7%）、广东（-13.2%）、上海（-12.9%）、江西（-12.2%）、安徽（-10.4%）、山东（-9.1%）、天津（-8.2%）、福建（-8.0%）、陕西（-7.9%）、重庆（-7.9%）。

　　发电量：水、火受制明显。全国水电发电量1214亿千瓦时，同比下降11.9%，比上年同期回落18.5个百分点；火电7807亿千瓦时，同比下降8.9%，比上年同期回落10.6个百分点；核电473亿千瓦时，同比下降2.2%，比上年同期回落25.2个百分点；风电659亿千瓦时，同比增长0.9%，比上年同期回落1.5个百分点。

　　利用小时：核电回落较少。全国水电设备累计平均利用小时380小时，比上年同期减少53小时；火电633小时，比上年同期减少97小时；核电970小时，比上年同期减少69小时；并网风电313小时，比上年同期减少38小时。从下降幅度来看，水、火、风均超过10%，核电同比下降不到7%。

　　装机容量：核电、光伏新增下滑较多。全国水电新增装机容量62万千瓦、火电新增517万千瓦、核电0新增、风电新增99万千瓦、光伏发电新增107万千瓦，与上年同期相比，分别增加35万千瓦、减少31万千瓦、减少125万千瓦、减少42万千瓦、减少241万千瓦。

　　投资建议：虽然2019/2020年冬季为暖冬，但春节前用电需求相对旺盛；然而因为疫情的影响，春节后耗煤量始终低位徘徊不能回升，疫情严重的和管控严格的地区，电量下滑更加明显；最近一周沿海六大电厂日耗数据仅为近三年同期均值的八成，复工复产有待进一步提速。枯水期降水偏多，有利于修复2019年高出力和低来水对水电蓄水量的压力，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。核电利用小时相对稳定，受外部因素影响较小，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）。库存居高不下，有望推动煤价持续下行，改善火电成本端压力，建议关注全国龙头华能国际，以及长三角区域龙头浙能电力、申能股份。

　　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；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。