电力｜用电需求回升显着，新能源装机延续高增

　　需求旺季来临及经济动能修复带动用电需求恢复正增长，6月用电同比增速改善至4.7%，沿海地区用电需求改善明显对需求回升帮助巨大。我们预计7月用电需求将延续前期复苏势头，维持全年用电需求增速预测值3.5%。从电源结构看，向清洁转型推动上半年国内风光装机呈现双位数增速。

　　▍6月用电需求有所恢复，单月全社会用电量增速小幅增至4.7%。

　　M1~M6，全社会用电量40,977亿kWh，同比增长2.9%，6月，国内用电同比上升使得1~6月累计增速较1~5月增速小幅提升0.4个百分点；6月单月用电量7,451亿kWh，同比上升4.7%，增速较单5月用电增速-1.3%提升6.0个百分点。6月三产及居民用电增速明显回升，对6月国内用电需求增长起到明显支撑作用。分区域看用电增速有所分化，其中沿海地区6月单月用电增速达到2.3%，沿海地区用电需求有所恢复但仍承压，后续复苏前景仍需要观察。

　　▍新能源装机增长明显，风光装机呈现双位数增速。

　　6月末国内火/水/核/风/太阳能(行情000591,诊股)装机13.0/3.6/0.6/3.4/2.3亿千瓦，同比增长2.8%/6.8%/6.5%/17.1%/16.6%，新能源装机增长明显。从电源投资细分来看，1~6月火电/核电/光伏投资同比分别增长71.8%/1.9%/283.6%至347/230/631亿元，水电/风电同比下滑25.4%/31.4%至354/567亿元，水电/火电/核电/风电/光伏投资占比分别为16.4%/16.1%/10.7%/26.3%/29.2%，1~6月风电投资额下滑主要因风电单位成本下降所致，导致风电装机和投资数据趋势出现背离。

　　▍水电利用小时持续改善，风电6月出力已正常化。

　　1~6月，全国发电设备利用小时1,777小时，同比下降4.1%；其中水电同比增长13.0%至1,691小时，火电/核电/风电同比下滑5.9%/ 3.5%/ 4.8%至2,057/ 3,673/ 1,154小时。6月单月，全国发电设备平均利用小时315小时，同比下降3.7%；其中水电429小时，同比上升21.9%；火电337小时，同比下降9.7%；核电592小时，同比下降13.3%；风电178小时，同比上升12.7%；太阳能127小时，同比上升6.7%。

　　▍7月旺季用电需求仍将承压，维持全年用电需求增速预测至3.5%。

　　预计7月用电量增速和6月相比将有所下滑。7月为国内传统用电需求旺季，但是当前整体工业活动势头相对疲弱和局部疫情不断反复，我们预计今年7月国内用电量环比增速将延续历史趋势并出现一定幅度回落，国内7月需求同比增速或在2.3%~3.3%区间内。综合来看，结合1~6月实际需求以及用电需求前景判断，我们维持全年用电需求增速预测值3.5%。

　　▍风险因素：

　　用电量增速超预期下滑；来水不及预期；煤价大幅上行；上网电价超预期下调；风光机组造价上行与收益率不及预期；局部疫情反复超预期。

　　▍投资策略：

　　具备清洁及成长属性的公司为行业投资主线，水电推荐具有电站投产催化的企业，以及受益市场电价上涨的企业；新能源处于高成长可期且运营商ROE仍有扩张空间，推荐资源获取能力突出的企业。预计火电盈利近期边际改善空间有限，历史经验看配置催化剂出现仍需等待。