2018年1-2月份,全国电力生产增速较快。受天气寒冷以及工业用电拉动需求等影响,全国发电量10454.5亿千瓦时,同比增长11.0%,增速比上年同期加快4.7个百分点,是2013年8月份以来的最高增速。分发电类型看,1-2月份,占全部发电量77%的火电同比增长9.8%,增速比去年同期加快2.8个百分点;水电增长5.9%,去年同期为下降4.7%;核电增长17.9%,比去年同期加快5.5个百分点;风电、太阳能发电保持高速增长态势,分别增长34.7%、36.0%。    1-2月,全国全社会用电量大幅增长。累计10552亿千瓦时,同比增长13.3%,为2011年以来最高速度。分产业看,第二产业用电量增速垫底。分行业看,工业依然是用电量增长的主要驱动力量,但拉动用电需求增长的结构已呈多元化。    1-2月,全国发电设备平均利用小时数同比增加,弃风率明显改善,装机新增势头明显。火电平均利用小时数729小时,同比增长7.6%。在风电利用小时数持续改善与相关政策文件的支持下,风电将有望获得新的发展机会。    淡季煤价承压。当前沿海主要电厂煤炭日耗稳定在68万吨左右。截至2018年3月28日,沿海六大电厂煤炭库存1,490.34万吨,较上周同期下降33.60万吨,环比降幅2.31%;日耗为65.83万吨,较上周同期增加1.07万吨/日,环比增幅1.60%;可用天数为22.64天,较上周同期减少0.87天。此外,由于重点电厂拉运多以长协煤为主,市场煤现货交易节奏迟滞,价格分散态势明显,我们预计3月下旬开始,煤炭消费逐步恢复正常,煤价降幅收窄。    由于煤价仍然处于相对高位,煤电联动标杆电价上涨暂时搁置,且煤电去产能尚未完成,火电企业盈利改善尚需时间,随着煤价逐步回到理性空间,电力行业配置价值将逐渐提升。水电装机容量增速渐趋平稳,盈利主要依靠来水情况,建议关于基本面良好、有着高额现金分红的龙头企业。推荐标的:长江电力。风险因素:宏观经济发展低于预期导致用电需求增速下降的风险;来水低于预期导致水电发电量减少的风险;煤价大幅上涨导致火电发电成本上升的风险;风电弃风率上升导致利用小时数下降的风险;电改进展低于预期的风险。

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