12 月份，全国各类市场交易电量合计为 2772 亿千瓦时，占全社会用电量比例 39.0%；1-12 月，全国各类市场交易电量合计为 28344 亿千瓦时，占全社会用电量比例 39.2%，较 2018 年提升 9.0pct。
12 月，全社会用电量 7111 亿千瓦时，同比增长 13.8%，第二产业用电增速 15.1%，对全社会用电量增长的贡献率为 79.6%；1-12 月，全社会用电量累计 72255 亿千瓦时，同比增长 4.5%。
（节选自华创证券 作者：庞天一）
行业重点数据
用电侧：12 月，全社会用电量 7111 亿千瓦时，同比增长 13.8%，第二产业用电增速 15.1%，对全社会用电量增长的贡献率为 79.6%；1-12 月，全社会用电量累计 72255 亿千瓦时，同比增长 4.5%。
发电侧：12 月发电量同比增长 3.5%，小电厂发电量增长更快。受益准东—华 东、榆横—潍坊、扎鲁特－山东青州等特高压投产，新疆、陕西、吉林发电量增速较高。
煤价：12 月，全国电煤均价 477.6 元/吨，同比下降 6.5%，环比下跌 1.1%；2019 年，全国电煤均价 493.9 元/吨，同比下降 7.0%，平均下降 37.2 元/吨。前 11 月，河南、海南、福建等地电煤下跌幅度最大，分别下降 77.5、74.7、74.2 元/吨。
市场化：12 月份，全国各类市场交易电量合计为 2772 亿千瓦时，占全社会用电量比例 39.0%；1-12 月，全国各类市场交易电量合计为 28344 亿千瓦时，占全社会用电量比例 39.2%，较 2018 年提升 9.0pct。
疫情复盘
（一）2003 年经济高速发展起决定性作用，SARS 疫情影响有限
经济高速发展起起决定性作用，SARS 疫情对发电量的影响不大。2001 年加入 WTO 后，中国经济进入新的增长周期，即便 2002 年末-2003 年中期的 SARS 疫情肆虐，经济依然高速发展。2003 年 GDP 增速达到 10%，较 2002 年提升 0.9pct；全社会用电量同比增长 15.4%，发电量同比增长 13.4%，较 2002 年下降 1.2pct；来水偏枯，火电扛鼎，发电量增速达 16.6%，较 2002 年提升 3.8pct。
厂网分开，电力体制改革快速推进。2002 年 12 月，国务院下发了《电力体制改革方案》（即电改“五号文”），提出了“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的 16 字方针并规划了改革路径，组建两大电网公司和五大电力集团。
受益发电量高增和电力改革，电力板块超额收益明显。2003 年 2 月 1 日-2003 年 12 月 31 日，SW 电力、SW 火电、水电板块相对沪深 300 超额收益分别为 21.3%、28.3%、14.4%。由于来水较差，水电板块表现一般；得益于用电需求高增和水电挤压效应势弱，火电板块表现优秀。
火电龙头表现优秀，区域标的超额收益较小。华能国际和国电电力超额收益分别为 45.6%和 63.0%；受 SARS 影响较大的北京和广东区域电力标的京能电力、粤电力 A 超额收益分别为-7.7%、9.4%；受 SARS 影响较小的湖北区域电力标的长源电力超额收益为 1.2%；水电标的桂冠电力超额收益 15.2%，表现不如火电龙头股。
2003 年火电行情主要是得益于用电需求高速增长，叠加来水较差，属于板块逻辑，龙头关注度更高；无论受 SARS影响是大是小，区域火电标的表现均不如龙头标的。
（二）经济增速不复当年强劲，电力防御属性值得关注
2020 年新春之际，新型冠状病毒肺炎疫情肆虐，对国家和人民的工作生产、生活方式都产生了时空维度的影响。团结一致，万众一心，坚信我们一定会战胜疫情，届时万物更新。
当前，经济增速不如 2003 年强劲，疫情前期对工业生产的影响预期将超过 2003 年，用电需求预计将受到一定程度影响。低优先级火力发电量受影响最大，高优先级水力发电几乎不会受到影响。
行业重点数据概览
（一）12 月份用电增速 13.8%，第二产业用电量增速高达 15.1%
12 月份，全社会用电量 7111 亿千瓦时，同比增长 13.8%，前值 4.7%。分产业看，第一产业用电量 72 亿千瓦时，同比增长 31.0%，前值 3.8%，占比 1.0%，对全社会用电量增长的贡献率为 2.0%；第二产业用电量 5235 亿千瓦时，同比增长 15.1%，前值 3.6%，占比 73.6%，对全社会用电量增长的贡献率为 79.6%；第三产业用电量 1021 亿千瓦时，同比增长 12.1%，前值 10.7%，占比 14.4%，对全社会用电量增长的贡献率为 12.8%；城乡居民生活用电量 782 亿千瓦时，同比增长 6.6%，前值 4.1%，占比 11.0%，对全社会用电量增长的贡献率为 5.7%。
1-12 月，全社会用电量累计 72255 亿千瓦时，同比增长 4.5%，前值 4.5%。分产业看，第一产业用电量 780 亿千瓦时，同比增长 4.5%，占全社会用电量 1.1%，对全社会用电量增长的贡献率为 1.4%；第二产业用电量 49362 亿千瓦时，同比增 3.1%，占全社会用电量的 68.3%，对全社会用电量增长的贡献率为 55.9%；第三产业用电量 11863 亿千瓦时，同比增长 9.5%，占全社会用电量的 16.4%，对全社会用电量增长的贡献率为 27.9%；城乡居民生活用电量 10250亿千瓦时，同比增长 5.7%，占全社会用电量的 14.2%，对全社会用电量增长的贡献率为 14.8%。
2019 年 1-11 月份，用电量前五名的省区分别是：广东（6165 亿千瓦时）、江苏（5698 亿千瓦时）、山东（5651 亿千瓦时）、浙江（4270 亿千瓦时）、河北（3473 亿千瓦时）。其中，用电量增速前五的省份分别是：广西（12.8%）、西藏（11.3%）、内蒙古（9.2%）、海南（8.9%）、新疆（8.7%）；青海、河南、甘肃、上海呈现负增长，增速分别为-3.3%、-1.2%、-0.6%、-0.1%。
2019 年 1-11 月份，全社会用电量增速高于全国平均水平（4.5%）的省份有 15 个，依次为：广西（12.8%）、西藏（141.3%）、内蒙古（9.2%）、海南（8.9%）、新疆（8.7%）、云南（8.5%）、江西（8.0%）、安徽（7.7%）、湖 北（7.4%）、湖南（7.1%）、四川（7.1%）、广东（6.0%）、山西（5.0%）、陕西（4.6%）。
（二）12 月份发电增速 3.5%，小电厂增速更明显
12 月，规模以上电厂发电量 6544 亿千瓦时，同比增长 3.5%。分类型看，火力发电量 5082 亿千瓦时，同比增长 4.0%，占规模以上电厂发电量的 77.7%；水力发电量 687 亿千瓦时，同比下滑-4.4%，占比 10.5%；核能发电量 332 亿千瓦时，同比增长 14.0%，占比 5.1%；风力发电量 359 亿千瓦时，同比增长 0.7%，占比 5.5%；太阳能发电量 85.6 亿千瓦时，同比增长 15.2%，占比 1.3%。
小电厂发电量增长更快。12 月份，全社会用电量 7111 亿千瓦时，同比增长 13.8%；规模以上电厂发电量 6544 亿千瓦时，同比增长 3.5%。规模以上电厂只包含了年主营业务收入为 2000 万及以上的电力企业。全社会用电量增速与模以上电厂发电量增速的差异主要在于主营业务收入 2000 万以下的电力企业发电量增长较快，特别是小水电机组。
1-12 月，规模以上电厂累计发电量 71422 亿千瓦时，同比增长 3.5%。分类型看，火力发电量 51654 亿千瓦时，同比增长 1.9%，占规模以上电厂发电量的 72.3%；水力发电量 11534 亿千瓦时，同比增长 4.8%，占比 16.1%；核能发电量 3484 亿千瓦时，同比增长 18.3%，占比 4.9%；风力发电量 3577 亿千瓦时，同比增长 7.0%，占比 5.0%；太阳能发电量 1172 亿千瓦时，同比增长 13.3%，占比 1.6%。
1-12 月，发电量前五名的省区分别是：山东（5586 亿千瓦时）、内蒙古（5327 亿千瓦时）、江苏（5015 亿千瓦时）、广东（4726 亿千瓦时）、四川（3671 亿千瓦时）；火力发电量前五名的省区分别是：山东（5169 亿千瓦时）、内蒙古（4556 亿千瓦时）、江苏（4439 亿千瓦时）、广东（3346 亿千瓦时）、山西（2931 亿千瓦时）；水力发电量前五名的省区分别是：四川（3076 亿千瓦时）、云南（2666 亿千瓦时）、湖北（1330 亿千瓦时）、贵州（675 亿千瓦时）、广西（541 亿千瓦时）；风力发电量前五名的省区分别是：内蒙古（613 亿千瓦时）、新疆（391 亿千瓦时）、河北（277 亿千瓦时）、云南（245 亿千瓦时）、甘肃（227 亿千瓦时）；目前 7 个省区拥有在运核电站，发电量排名分别是：广东（1102 亿千瓦时）、浙江（629 亿千瓦时）、福建（621 亿千瓦时）、江苏（329 亿千瓦时）、辽宁（327 亿千瓦时）、广西（172 亿千瓦时）、海南（97 亿千瓦时）；太阳能发电量前五名的省区分别是：内蒙古（112亿千瓦时）、青海（110 亿千瓦时）、新疆（101 亿千瓦时）、甘肃（90 亿千瓦时）、宁夏（87 亿千瓦时）。
特高压影响送受两端发电格局，新疆、陕西、吉林发电量增速较高。1-12 月，西藏（16.5%）、陕西（14.1%）、广西（12.0%）、新疆（9.6%）、内蒙古（8.5%）、吉林（8.4%）发电量增速较高。西藏、广西、内蒙古主要是由于用电需求旺盛；新疆同时得益于 9.2%的用电量高增速和 42.9%的外送电量增加，准东—华东（皖南）±1100 千伏特高压于 2019 年 9 月投产后，已外送电量 115.8 亿千瓦时；陕西、吉林主要是得益于外送电量的快速增长，榆横—潍 坊 1000 千伏特高压交流输变电工程和扎鲁特－山东青州特高压直流输电工程投产，分别促使陕西和吉林外送电量增长 17%、13.5%。
受需求、外送等因素影响，湖北、吉林、陕西火电发电增速较高。1-12 月，火电发电量增速高于 10%的省区分别是：西藏（73.1%）、广西（22.0%）、湖北（18.4%）、陕西（14.3%）、吉林（9.9%）；低于-10%的省区是：青海（-13.3%）。西藏、广西火电发电高增主要由于本省电力需求旺盛，吉林、陕西主要由于外送能力大幅提升，湖北主要由于省内需求旺盛叠加水电出力大幅下滑；青海火电发电大幅下滑主要是由于水电超发挤压火电。
（三）火电装机增速回升，前 11 月新增 3418 万千瓦
截至 11 月底，全国 6000 千瓦及以上电厂装机容量 18.7 亿千瓦，同比增长 5.6%。其中，火电装机 11.8 亿千瓦，同比增长 4.6%；水电装机 3.1 亿千瓦，同比增长 1.2%；核电装机 0.49 亿千瓦，同比增长 24.1%；并网风电 1.98 亿千瓦，同比增长 12.5%；太阳能发电装机 1.4 亿千瓦，同比增长 6.1%。
装机容量前五名的省区分别是：山东（1.30 亿千瓦）、内蒙古（1.28 亿千瓦）、江苏（1.26 亿千瓦）、广东（1.20亿千瓦）、四川（0.94 亿千瓦）；火电装机容量前五名的省区分别是：山东（1.07 亿千瓦）、江苏（1.01 亿千瓦）、内蒙古（0.87 亿千瓦）、广东（0.85 亿千瓦）、河南（0.72 亿千瓦）；水电装机容量前五名的省区分别是：四川（0.74亿千瓦）、云南（0.54 亿千瓦）、湖北（0.36 亿千瓦）、贵州（0.19 亿千瓦）、广西（0.15 亿千瓦）；风电装机容量前五名的省区分别是：内蒙古（0.29 亿千瓦）、新疆（0.19 亿千瓦）、河北（0.15 亿千瓦）、甘肃（0.13 亿千瓦）、山东（0.13 亿千瓦）。
陕西火电装机集中投产，主要为榆横-潍坊特高压配套电源。1-11 月，装机容量增速高于 10%的省区分别是：陕西（16.6%）、青海（12.9%）、广东（10.4%）、河北（1.0.0%）。陕西主要火电、太阳能装机增长较快，清水川电厂二期 2×100 万千瓦项目、榆能横山煤电一体化项目 2×100 万千瓦机组、陕投赵石畔煤电一体化项目 2×100 万千瓦项目等相继投产；青海主要得益于风电装机的快速增长；广东主要得益于阳江核电、火电机组投产；河北主要得益于火电机组投产。此外，湖北省火电装机增速高达 13.0%，鄂州电厂三期扩建工程 2×100 万千瓦项目、京能十堰 2 ×35 万千瓦热电联产项目等项目投产。
火电集中投产，新增装机增速较高。2019 年 1-11 月,火电 3418 万千瓦，同比增长 13.3%；水电 338 万千瓦，同比减少 52.6%；核电 409 万千瓦，同比减少 31.4%；风电 1646 万千瓦，同比减少 4.3%；太阳能发电 1796 万千瓦。
（四）火电利用小时降幅收窄
1-11 月，全国发电设备平均利用小时为 3469 小时，比上年同期减少 50 小时。火电平均利用小时为 3856 小时，比上年同期降低 90 小时；水电平均利用小时为 3499 小时，比上年同期增加 141 小时。
受需求、外送等因素影响，广西、四川、新疆、湖北等地火电利用小时提升较快。1-11 月，火电利用小时数前 5 名 的省区分别是：内蒙古（4898 小时）、江西（4631 小时）、河北（4397 小时）、安徽（4374 小时）、湖北（4291小时）。火电利用小时数增速前 5 名的省区分别是：广西（28.4%）、四川（12.4%）、新疆（10.3%）、湖北（6.6%）、贵州（5.5%）。广西、四川、新疆火电利用小时高增主要由于本省电力需求旺盛，1-11 月广西、四川、新疆的用电量增速分别为 12.8%、7.1%、8.7%；湖北主要由于省内需求旺盛叠加水电出力大幅下滑，1-11 月湖北省用电量增速7.4%，水电发电量同比下滑 8.4%；贵州主要得益于外送电量的增长，1-11 月贵州外送电量同比增长 12.4%。
（五）2019 年市场化比例较 2018 年提高 9pct.
12 月份，全国各类市场交易电量合计为 2772 亿千瓦时，占全社会用电量比例 39.0%，较 11 月份降低 13.4 pct。省内中长期交易电量合计为 2318.5 亿千瓦时，其中电力直接交易 1698 亿千瓦时、发电权交易 324.7 亿千瓦时、抽水蓄能交易 725.2 亿千瓦时、其他交易 0.7 亿千瓦时。省间交易（中长期和现货）电量合计为 453 亿千瓦时，其中省间电力直接交易 97.9 亿千瓦时、省间外送交易（网对点、网对网）330 亿千瓦时、发电权交易 25.1 亿千瓦时。
1-12 月，全国各类市场交易电量合计为 28344 亿千瓦时，占全社会用电量比例 39.2%，较 2018 年提升 9pct。省内中长期交易电量合计为 23016.5 亿千瓦时，其中电力直接交易 20286.2 亿千瓦时、发电权交易 2493.3 亿千瓦时、抽水蓄能交易 144.4 亿千瓦时、其他交易 92.7 亿千瓦时。省间交易（中长期和现货）电量合计为 5327.5 亿千瓦时，其中省间电力直接交易 1485.2 亿千瓦时、省间外送交易（网对点、网对网）3585.8 亿千瓦时、发电权交易 256.5 亿千瓦时。
政策及公告
（一）31 家发电及电网企业发布业绩预告截至 1 月 31 日，共 31 家发电及电网企业发布业绩预告，其中 21 家预增，10 家预减。穗恒运 A、大连热电、粤电力 A 分别预计增长 420%、343%、195%。重点公司：华电国际、长江电力、川投能源、长源电力、皖能电力、建投能源、京能电力分别预增 110%、-4.65%、-17.91%、194.2%、59.1%、45.9%、63%。
（二）川投能源归母净利预减 17.91%，雅砻江水电预减 17.46%1 月 11 日，川投能源发布《2019 年年度业绩快报公告》，2019 年报，公司实现归属于上市公司股东净利润与上年同比减少 17.91%，影响公司利润变动的主要原因是参股 48%的雅砻江公司报告期内净利润同比下降 17.46%。雅砻江业绩预减主要原因：1、锦官电源组所得税优惠到期，所得税率由 7.5%提高至 15%；2、计提电价让利。
（三）国投电力 2019 年上网电量增长 6.83%，电价下降 5.05%1 月 10 日，国投电力发布《2019 年年度主要经营数据公告》。2019 年，公司境内控股企业累计完成发电量 1621.42亿千瓦时，上网电量 1572.13 亿千瓦时，与去年同期相比分别增加了 6.94%和 6.83%；平均上网电价 0.299 元/千瓦时,与去年同期相比下降了 5.05%。我们根据经营数据测算，国投电力 2019 年归母净利约 52.3 亿元，同比增长 19.8%；扣非归母净利 48.6 亿元，同比增长 11.4%。影响业绩的主要因素：1、受锦官电源组所得税优惠到期和计提电价让利的影响，雅砻江业绩预减 17.46%；2、火电厂挂牌出让，资产处置受益增加 7.9 亿元；3、煤价下跌，火电盈利提升。
（四）华能国际 2019 年上网电量下降 4.38%，电价下降 0.35%1 月 16 日，华能国际发布《2020 年度电力双边直接交易成交结果》，2019 年第四季度，公司境内完成发电量 1028.19亿千瓦时，同比下降 0.86%；完成售电量 1001.90 亿千瓦时，同比增长 2.28%；2019 年全年，公司境内完成发电量4050.06 亿千瓦时，同比下降 5.91%；完成售电量 3881.82 亿千瓦时，同比下降 4.38%；2019 年全年公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为 417.00 元/兆瓦时，同比下降 0.35%。2019 年全年，公司结算市场化交易电量 2164.38亿千瓦时，交易电量比例为 56.4%，比去年同期增长 12.92 个百分点。我们参照经营数据，假设资产减值维持 2018 年水平，测算华能国际 2019 年归母净利约 56.0 亿元，同比增长 289%。
（五）长江电力归母净利预减 4.65%1 月 16 日，长江电力发布《2019 年度业绩快报公告》。2019 年，公司实现利润总额 266.24 亿元，比上年同期下降1.42%，归属于上市公司股东的净利润 215.60 亿元，比上年同期下降 4.65%。利润总额下降主要系 2019 年长江流域来水总体偏枯，公司发电量减少所致；净利润下降主要系川云公司享受的“三免三减半”企业所得税优惠政策已于2018 年底到期，2019 年起川云公司仅享受西部大开发税收优惠，适用所得税税率由 7.5%升至 15%所致。
（六）华电国际归母净利预增 110%1 月 17 日，华电国际发布《2019 年年度业绩预增公告》。预计 2019 年年度实现归属于上市公司股东的净利润与上年同期重述后数据相比，将增加人民币 15.5 亿元到人民币 19.0 亿元，同比增加约 90%到 110%。2019 年累计发电量为 2,151.09 亿千瓦时，比上年同期重述后数据增长 1.84%；上网电量完成 2,014.37 亿千瓦时，比上年同期重述后数据增长 2.09%。发电量及上网电量同比增长的主要原因是本集团新增机组的电量贡献。2019 年，本集团市场化交易电量约为 1,081.8 亿千瓦时，交易电量比例为 53.7%，上年同期重述后的比例为 43.6%，较上年同期重述后数据增加10.1 个百分点。2019 年本集团的平均上网电价为 414.49 元/兆瓦时，较上年同期重述后数据增长 1.16%。
（七）《关于做好疫情防控期间煤炭供应保障有关工作的通知》 2 月 1 日，国家能源局发布《关于做好疫情防控期间煤炭供应保障有关工作的通知》。通知要求：抓好复产复工，保障煤炭稳定供应；严禁以各种理由不履行中长期合同，严禁限制煤炭外销；对复工复产进度迟缓、产量恢复慢的煤矿，各地和有关中央企业要强化责任落实，及时进行督促约谈。
