2019年1-2月全国电力工业生产简况：3月21日，国家能源局公布1-2月电力工业统计数据。1-2月全国全社会用电量1 1063亿千瓦时，同比增长4 5%，比上年同期减少8 8个百分点；发电量10982亿千瓦时，同比增长2 9%，比上年同期减少8 1个百分点；累计平均利用小时611小时，比上年同期减少3小时。截至2月底，全国装机容量18 09亿千瓦，同比增长5 6%，比上年同期减少0 7个百分点；1-2月新增装机容量1 189万千瓦，比上年同期减少1 179万千瓦。

用电量：增速全面下滑，过半地区超过全国平均水平。1-2月份，第一产业用电量110亿千瓦时，同比增长7. 9%，比上年同期减少4 .7个百分点；第二产业7059亿千瓦时，同比增长1 .2%，比上年同期减少10 .3个百分点；第三产业1994亿千瓦时，同比增长10. 4%，比上年同期减少8 .4个百分点；城乡居民生活用电量1899亿千瓦时，同比增长1 1. 1%，比上年同期减少4 .1个百分点。全国共有16个省（区、市）的全社会用电量同比增速超过全国平均水平。

发电量：水、核增速加快，多数地区超过全国均值。1-2月份，全国水电发电量1352亿千瓦时，同比增长6. 6%，比上年同期增加0 .7个百分点；火电8427亿千瓦时，同比增长1 .7%，比上年同期减少8 .1个百分点；核电484亿千瓦时，同比增长23. 0%，比上年同期增加5 .1个百分点；风电653亿千瓦时，同比增长2. 4%，比上年同期减少37 .7个百分点。全国共有1 1个省（区、市）的发电量同比增速低于全国平均水平。利用小时：水电向好，火电持平，核、风下滑。1-2月份，全国水电利用小时433小时，比上年同期增加23小时；火电730小时，比上年同期增加1小时；核电1040小时，比上年同期减少53小时；并网风电351小时，比上年同期减少36小时。

装机容量：水、火增长放缓，核、风加速投产。截至2月底，全国水电装机容量3. 07亿千瓦，同比增长2. 4%，比上年同期减少0 .7个百分点；火电1 1 39亿千瓦，同比增长3.2%，比上年同期减少0 .7个百分点；核电4591万千瓦，同比增长25.1%，比上年同期增加16. 0个百分点；风电1 .87亿千瓦，同比增长1 2.5%，比上年同期增加2 .2个百分点。1-2月份，全国水电新增装机27万千瓦、火电548万千瓦、核电125万千瓦、风电141万千瓦、光伏发电349万千瓦。

投资建议：与上年同期因极端天气导致用电需求超预期增长不同，2019年前两个月的用电量回归常态水平，且增速在上年同期高基数的影响下明显放缓。来水较好推动水电大发，投产大年后的核电发电量也呈现大幅增长态势，我们重申对优质电力资产一一核电与大型水电的推荐。核电板块强烈推荐A股纯核电运营标的中国核电，推荐参股多个核电项目的浙能电力、申能股份，建议关注拟回归A股、国内装机第一的中广核电力(H)；水电板块推荐水火共济、攻守兼备的国投电力，以及全球水电龙头长江电力，建议关注湖北能源；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，且环保限产进一步压制了煤炭的生产和供应；用电需求的大幅增长提高了煤炭生厂商及供应商的议价能力，导致电煤价格难以得到有效控制；对于以煤机为主的火电企业，燃料成本上升将减少利润。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。