2019年下半年用电量增速有望改善,全年将稳定在 5.5%。 从需求方面来看, 当前外部环境复杂严峻,经济面临下行压力,用电量增长不确定性增大。 1-5月,全社会用电量累计 27993亿千瓦时,同比增长 4.9%。 综合考虑新旧动能转换、逆周期调节、 2018年上半年高基数等因素, 我们预计下半年用电量增速有望环比改善, 2019年全社会用电量将保持稳定增长,增速约为 5.5%。 从供给方面来看, 2019年 1——4月, 全国规模以上电厂发电量“水增火减”,全国平均利用小时数低于同期, 电煤价格高位运行,发电用煤继续维持地区性季节性供需偏紧格局。在这些因素影响下,我们预计全年全国电力供需总体平衡,局部地区高峰时段电力供需偏紧, 2019年全国发电设备平均利用小时数为 3,845小时, 其中火电平均利用小时数为 4,494小时, 2019年全国发电装机为 20.02亿千瓦,非化石能源发电装机比重上升至 41%。

煤价下降驱动火电业绩明显改善。 即便在经济不达预期的情况下,作为一直以来的逆周期行业,煤电行业在经济下行阶段,将受益于成本敏感性高于电量敏感性这一特性,进而展现出对冲宏观经济下行的特质。如全社会用电量不达预期,电价下降速度滞后于煤价下跌速度,同样增厚煤电企业业绩。 受到装机增放缓、煤价回落等因素影响, 2019年 1-4月火电业绩较上年明显改善。 装机方面, 受去产能和其他电源增速较高的影响, 2019年火电装机增速将收窄至 3.1%左右。 电价方面, 煤电企业背负大量燃料成本, 根据我们对煤电联动机制的计算,煤电上网电价降价调整的概率较低、 上调空间有限,成本传导依靠市场电价。 煤价方面, 在用电量增速放缓、动力煤需求转弱的情况下,煤价出现回落,利好煤电企业改善业绩。

来水向好助力电量提升,电源装机有序推进。 2019年来水向好导致水电发电量增速提高, 特高压通道的陆续建成有利于水能利用率的提升。 此外,受白鹤滩、乌东德、杨房沟、两河口等大型水电站在建影响,水电基建投资额大幅提高,预计 2020年以后将迎来大型水电站的投运高峰。 2019年初 4台“华龙一号”核电机组上会核准,标志核电正式重启且未来三年有望开启批量化建设。

两大看点: 电改进入“深水区”, 国改试点正当时。 国内电力供给呈现电量宽松、电力紧张的局面,电力市场化交易比例逐年抬升, 电力的定价方式由政府规定的上网电价,逐步转向了市场电价,同时,“五大四小两网”正逐步参与国改、混改, 这些积极的变化有利于破解垄断机制带来的效率低、成本高企等难题, 电企盈利能力将得到提升。

行业评级: 中长期看,我国发电及装机结构的持续转型将助力用电需求稳定增长,我们预计2019年用电增速维持在 5.5%,其中火电行业在煤炭价格回落、装机增速收窄、上网电价保持稳定的情况下,行业业绩企稳回升; 2019年来水向好,且特高压通道陆续建成,利好龙头水库的发电量增长。因此我们维持行业“中性”评级。

建议关注的公司: 华能国际(600011)、 华电国际(600027) 、 浙能电力(600023)、 长江电力(600900)? 风险因素: 宏观经济增长不达预期,煤价上涨风险,上网电价下调风险,环保政策风险, 水电来水量低、清洁能源消纳不足等。