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2022年02月07日发布

2021年全国电力工业生产简况

全社会用电量8.31万亿千瓦时，同比增长10.3%，2019-2021年同期CAGR为7.3%。

全国发电量8.38万亿千瓦时，同比增长9.8%，两年CAGR为6.9%。

全国装机容量23.77亿千瓦，同比增长7.9%，两年CAGR为8.7%。

全国新增装机容量1.76亿千瓦，同比下降7.9%，两年CAGR为31.6%。

全国发电设备累计平均利用小时3817小时，同比增长1.5%，两年CAGR为-0.1%。

主要电力企业合计完成投资1.05万亿元，同比增长2.9%，两年CAGR为14.5%。

关键指标

用电量：三产重拾高增速，结构调整再出发。

发电量：风填水，光补火。

利用小时：除水电外全线上涨。

新增装机：“抢装”依然在。

工程投资：风、水降，光、核、火升。

投资建议

从需求侧来看，2021年三产重新恢复高增长势头，虽二产需求同样旺盛，但此前受疫情影响的结构调整重回正轨。从供给侧来看，水、火受制于“原材料”，占比有所下滑，但对应份额均被风、光所填补。对电源的投资增速虽然放缓，但总量仍创新高，风、光的“抢装”依然存在。

从政策导向看，价格信号对于投资和运营的指导作用不断提升。水电板块推荐长江电力，谨慎推荐国投电力、华能水电；火电板块推荐申能股份；核电板块推荐中国核电，谨慎推荐中国广核；风光运营板块推荐三峡能源。

风险提示

利用小时下降：宏观经济运行状态将影响利用小时；

上网电价波动：电力市场化交易可能造成上网电价波动；

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；

降水量减少：水电的经营业绩主要取决于来水和消纳情况；

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。