2019年1-9月全国电力工业生产简况： 9月份，全国全社会用电量6020亿千瓦时，同比增长4.4%，比上年同期回落3.6 个百分点，环比提升0.8 个百分点；全国规模以上电厂发电量5908 亿千瓦时，同比增长4.7%，比上年同期提高0.1 个百分点。1-9 月份，全国全社会用电量5.34万亿千瓦时，同比增长4.4%，比上年同期回落4.5 个百分点；全国规模以上电厂发电量5.30 万亿千瓦时，同比增长3.0%，比上年同期回落4.4 个百分点；全国发电设备累计平均利用小时为2857 小时，比上年同期减少48 小时。截至9 月底，全国规模以上电厂发电设备容量18.63亿千瓦，同比增长5.7%，比上年同期提高0.4 个百分点；1-9 月份，全国发电新增装机容量6455 万千瓦，比上年同期少投产1659 万千瓦。
用电量：二产回归常态，湾区需求升温。9 月份，一产用电量同比增长5.8%，比上年同期回落4.5 个百分点；二产同比增长3.6%，回落3.4个百分点；三产同比增长8.5%，回落4.3 个百分点；居民生活用电同比增长3.3%，回落3.7 个百分点。1-9 月份，一产用电增长4.7%，回落5.1 个百分点；二产增长3.0%，回落4.3 个百分点；三产增长8.7%，回落4.8 个百分点；居民生活用电增长6.3%，回落5.3 个百分点。值得注意的是，湾区领头羊广东省的用电增速在上月达到7.8%后，本月再提升至10.2%；而江浙沪三省的用电增速仍低于全国均值。
发电量：水落火起。9 月份，全国规上水电发电量同比下降1.1%，比上年同期回落5.2 个百分点；火电增长6.0%，比上年同期提高2.3 个百分点，环比提高6.1 个百分点；核电增长17.9%，提高5.1 个百分点；风电下降3.8%，回落17.3 个百分点。1-9月，规上水电发电量增长7.9%，提高3.5个百分点；火电增长0.5%，回落6.4 个百分点；核电增长21.1%，提高7.2 个百分点；风电增长8.9%，回落11.2 个百分点。
利用小时：水火互易，核电满发。1-9 月份，全国水电利用小时比上年同期增加187 小时、火电减少101 小时、核电增加5 小时（公布值有误）、并网风电减少45 小时、光伏发电增加60 小时。9 月份，水电利用小时年内首次出现单月下滑；火电扭转了连续6 个月的单月下滑；核电延续上个月的增长势头，全部在运机组（不包括停堆检修机组）基本处于满发状态；风电同比减少22 小时；光伏同比增长17 个小时。
装机容量：新增华电3 台煤机、台山核电2 号机组。截至8 月底，全国规上水电、火电、核电、风电、光伏发电装机容量同比分别增长1.2%、4.4%、24.1%、12.5%、12.8%。9 月新投产的重点电源项目包括中广核台山一期2 号机组，以及华电在湖北江陵1 台66 万千瓦、安徽芜湖1 台100 万千瓦、江苏句容1 台100 万千瓦共3 台煤电机组。
投资建议：在没有线损电量的扰动后，二产增速回归常态。一产、三产、居民用电增速相比8 月也出现了明显的改善，带动9 月用电增速小幅回升。9 月水电增速下滑标志着自2018 年夏季以来的水电高出力期暂时告一段落；期间持续承压的火电也迎来了久违的大幅反弹，建议关注全国龙头华能国际、国电投旗下上海电力。核电利用小时持续增长，9 月全部在运机组（不包括停堆检修机组）基本处于满发状态，推荐享受控股股东全产业链优势的中国核电，以及参股多个核电项目的浙能电力、申能股份，建议关注国内装机规模最大的中广核电力（H）/中国广核（A）。在无风险利率下行期，经营稳健的大水电仍具备较好的配置价值，推荐水火共济、攻守兼备的国投电力，以及坐拥两座龙头水库、西电东送大湾区的华能水电，建议关注全球水电龙头长江电力、湖北能源。
风险提示：1）上网电价降低：电力市场化交易可能拉低平均上网电价；2）利用小时下降：宏观经济运行状态将影响利用小时数；3）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；4）政策推进滞后：电力供需状态可能影响新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。
