事件：近日中电联、国家统计局、国家能源局发布电力消费及能源生产情况。
2023 年1-3 月，全国全社会用电量21203 亿千瓦时，同比增长3.6%。
分产业看，1-3 月，第一产业用电量265 亿千瓦时，同比增长9.7%；第二产业用电量13817 亿千瓦时，同比增长4.2%，其中工业用电量13602 亿千瓦时，同比增长4.4%；第三产业用电量3696 亿千瓦时，同比增长4.1%；城乡居民生活用电量3424 亿千瓦时，同比增长0.2%。分地区看，东、中、西部和东北地区全社会用电量分别为9479、4049、6441 和1234 亿千瓦时，增速分别为2.5%、2.0%、6.4%和3.0%。分省份看，除贵州、江西、湖北、湖南和北京外，其他省份全社会用电量实现正增长，有16 个省份全社会用电量增速超过全国平均水平，前五名依次为：宁夏（14.6%）、青海（12.2%）、甘肃（10.9%）、西藏（10.3%）、内蒙古（9.0%）。
2023 年3 月份，全国全社会用电量7369 亿千瓦时，同比增长5.9%。分产业看，第一、二、工业、三产业用电量增速分别为17.1%、6.4%、6.5%和14.0%；城乡居民生活用电量同比下降5.7%。分地区看，东、中、西部和东北地区全社会用电量增速分别为5.7%、4.3%、7.4%和5.4%。分省份看，28 个省份全社会用电量实现正增长，前五名依次为：西藏（36.6%）、广西（15.8%）、甘肃（13.5%）、吉林（12.0%）、海南（12.0%）。
2023 年3 月份，综合PMI 产出指数为57.0%，比上月上升0.6 个百分点，位于较高景气区间，表明我国企业生产经营总体情况继续好转。其中，制造业采购经理指数（PMI）为51.9%，比上月下降0.7 个百分点，高于临界点，制造业保持扩张态势；非制造业商务活动指数为58.2%，比上月上升1.9 个百分点，高于临界点，非制造业恢复发展步伐加快。
2023 年1-3 月全国发电量19922 亿千瓦时，同比增长3.1%。3 月份，发电量6702 亿千瓦时，同比增长0.2%，增速比1—2 月份放缓3.8 个百分点，日均发电216.2 亿千瓦时。分品种看，3 月份，火电由升转降，核电增速放缓，水电、风电、太阳能发电增速不同程度加快或由降转升。其中，火电同比下降5.7%，1—2 月份为增长4.3%；水电增长19.8%，比1—2 月份加快11.6 个百分点；核电增长2.2%，比1—2 月份放缓7.4 个百分点；风电增长23.8%，1—2 月份为下降7.6%；太阳能发电增长16.8%，比1—2月份加快10.3 个百分点。
截至2023 年3 月底，全国累计发电装机容量约26.2 亿千瓦，同比增长9.1%。其中，风电装机容量约3.8 亿千瓦，同比增长11.7%；太阳能发电装机容量约4.3 亿千瓦，同比增长33.7%。分电源看，火电装机量13.40 亿千瓦，同比增长3.0%；水电4.16 亿千瓦，同比增长5.4%；核电5676 万千瓦，同比增长4.3%；风电3.76 亿千瓦，同比增长11.7%；太阳能4.26 亿千瓦，同比增长33.7%。
2023 年1-3 月份，全国新增发电装机容量5900 万千瓦，同比增加2726万千瓦，风光新增装机占比达74.68%。其中，水电271 万千瓦、火电805万千瓦、核电119 万千瓦、风电1040 万千瓦、太阳能发电3366 万千瓦，火电、核电、风电、太阳能发电分别比上年同期多投产224、3、250、2045 万千瓦，水电比上年同期少投产72 万千瓦。
2023 年1-3 月份，全国发电设备累计平均利用868小时，比上年同期减少31 小时。其中，火电1097 小时，同比减少18 小时；水电544 小时，同比减少92 小时；核电1864 小时，同比增加17 小时；风电615 小时，同比增加61 小时；太阳能发电303 小时，同比增加3 小时。
投资建议：随着光伏组件及风电主机成本下行，今年新能源装机规模将保持高增长态势，并网和消纳带来的压力将进一步提高新型电力系统的系统成本，叠加电力供需结构持续偏紧，我们维持十四五电价将持续温和上涨的观点。
火电：近期煤炭库存量增加，燃料成本价格松动，叠加煤炭长协及进口增长，整体用煤价格有望下降，目前各地保持燃煤电价上浮20%政策，辅助服务市场及容量电价政策逐步成熟，将为火电企业带来更明确的盈利机制和较大业绩弹性。推荐标的：国电电力，华电国际，相关标的：华润电力（H）。
水电：多条流域梯级电站形成的联合调度效应，在一定程度上可减缓极端天气带来的来水不及预期的不利情况，同时雅砻江、澜沧江及长江流域的“水风光一体化”建设加速，其互补效应将提升水电板块业绩。推荐标的：国投电力、长江电力、川投能源，相关标的：黔源电力、桂冠电力。
新能源：发电量占比持续提高、系统调节分摊成本增加，带来市场电价下行压力，对上游产业链成本下降的高预期也为新能源建设带来一定风险。有待更明晰的成本传导机制及绿证、环境价值政策的出台，优质绿电运营商将更具竞争力和成长性。推荐标的：中闽能源、三峡能源、芯能科技、浙江新能、江苏新能，相关标的：龙源电力。
储能：发电侧通过配储的方式保障项目收益率，电网侧及用户侧的独立储能则可利用峰谷价差套利及为市场提供辅助服务。同时经济性高、调用机制成熟、装机规模占总储能86%（截至2021 年底）的抽水蓄能电站盈利空间也将不断提升。推荐标的：南网储能。
核电：“双碳”目标下最佳基荷能源，行业有望持续稳健发展。推荐标的：中国核电，中国广核。
风险提示：宏观经济下行风险、政策执行情况不及预期、用电量需求下滑、装机量不及预期、来水/风不及预期、市场电电价不及预期。
