2019年一季度全国电力工业生产简况：3月份，全社会用电量5732亿千瓦时，同比增长7.5%，比上年同期提高3.9个百分点；全国规模以上电厂发电量5698亿千瓦时，同比增长5.4%，比上年同期提高3.3个百分点。一季度，全社会用电量16795亿千瓦时，同比增长5.5%，比上年同期回落4.3个百分点；全国规模以上电厂发电量16747亿千瓦时，同比增长4.2%，比上年同期回落3.8个百分点；累计平均利用小时919小时，比上年同期降低3小时。截至3月底，全国装机容量18.15亿千瓦，同比增长5.9%，比上年同期回落0.2个百分点；一季度全国发电新增装机容量1788万千瓦，比上年同期少投产716万千瓦。

用电量：二产回暖，东部沿海回升明显。3月份，一产用电量同比增长3.9%，比上年同期回落2.0个百分点；二产同比增长6.3%，比上年同期提高7.9个百分点；三产同比增长9.9%，比上年同期回落11.2个百分点；城乡居民生活用电同比增长10.6%，比上年同期回落1.9个百分点。一季度，一产用电量同比增长6.8%，比上年同期回落3.5个百分点；二产同比增长3.0%，比上年同期回落3.7个百分点；三产同比增长10.1%，比上年同期回落6.6个百分点；城乡居民生活用电同比增长11.0%，比上年同期回落6.2个百分点。值得注意的是，东部沿海地区中的广东、浙江、福建三省在3月份的用电增速明显回升，尤其浙江一季度的用电增速已经回升至全国平均水平之上，释放出国内经济企稳回升的信号。

发电量：水、核延续高发势头，电源重心同步转移。3月份，水电发电量同比增长22.0%，比上年同期提高27.3个百分点；火电同比增长1.0%，比上年同期回落0.4个百分点；核电同比增长31.7%，比上年同期提高30.0个百分点；风电同比增长13.1%，比上年同期回落23.7个百分点。一季度，水电发电量同比增长12.0%，比上年同期提高9.4个百分点；火电同比增长2.0%，比上年同期回落4.9个百分点；核电同比增长26.1%，比上年同期提高14.5个百分点；风电同比增长6.1%，比上年同期回落33.0个百分点。伴随着产业转移推升本地用电需求、以及跨省跨区送电消纳清洁能源，电源重心也在同步向中西部转移。

利用小时：水电大增。一季度，水电利用小时691小时，比上年同期增加74小时；火电1083小时，比上年同期减少6小时；核电1655小时，比上年同期减少35小时；风电556小时，比上年同期减少36小时。

装机容量：水、火新增趋缓，核电提升显著。截至3月底，水电装机容量同比增长2.5%，比上年同期回落0.5个百分点；火电同比增长3.3%，比上年同期回落0.4个百分点；核电同比增长24.3%，比上年同期增加17.9个百分点；风电同比增长12.7%，比上年同期增加2.5个百分点。

投资建议：3月份全社会用电量同比增长7.5%、全国发电量同比增长5.4%，均优于上年同期。主要推动因素为二产用电量在3月大幅回暖，同比增速达到6.3%；此外，东部沿海地区中的广东、浙江、福建三省在3月份的用电增速明显回升，尤其浙江省一季度的用电增速已回升至全国平均水平之上。3月份水电、核电的发电量延续着前两个月的高速增长势头，但对火电出力的压制也在持续。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、华能水电；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）；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。