电力｜7月需求持续复苏，居民用电增长贡献突出

持续性高温天气带动7月用电同比增速小幅增长至6.3%，高温天气及需求持续复苏等助推8月用电或将持续可观，小幅上调全年用电需求增速预测至4.0%。从7月数据看，电源结构调整使得风光装机呈现双位数增速，来水偏枯导致水电利用小时有所下滑。

▍7月用电需求有所恢复，单月全社会用电量增速小幅增至6.3%。

M1-M7，全社会用电量49,303亿kWh，同比增长3.4%，7月国内用电同比上升使得1~7月累计增速较1~6月增速小幅提升0.5个百分点；7月单月用电量8,324亿kWh，同比上升6.3%，增速较单6月用电增速4.7%提升1.6个百分点。7月三产及居民用电增速明显回升，对7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7月单月用电增速达到4.3%，沿海地区用电需求有所恢复但仍处于低位，后续复苏前景仍需要观察。

▍1~7月电源投资增速加速至16.8%。

7月末，国内火/水/核/风/太阳能装机13.0/3.6/0.6/3.4/2.2亿千瓦，同比增长2.6%/6.1%/4.3%/17.2%/16.7%，新能源装机增长明显。从电源投资细分来看，1-7月火电/核电/光伏投资同比分别增长70.2%/8.6%/304.7%至405/291/773亿元，水电/风电同比下滑22.5%/31.0%至416/684亿元，水电/火电/核电/风电/光伏投资占比分别为16.0%/15.6%/11.2%/26.3%/29.7%，1~7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。

▍水电利用小时有所下滑，火电利用小时改善明显。

1-7月，全国发电设备利用小时2,132小时，同比下降3.6%；其中水电同比增长8.6%至2,100小时，火电/核电/风电同比下滑4.4%/4.2%/4.9%至2,476/4,340/1,304小时。7月单月，全国发电设备平均利用小时355小时，同比下降0.8%。其中水电409小时，同比下降6.2%；火电419小时，同比上升3.7%；核电667小时，同比下降8.3%；风电150小时，同比下降6.3%；太阳能132小时，同比上升10.9%。

▍8月用电需求增速依然可观，上调全年需求至4.0%。

预计8月用电量增速和7月相比将有小幅提升。8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8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，我们预计国内8月需求同比增速或在6.8%~7.8%区间内；综合来看，结合1~7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预测值4.0%。

▍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；风光造价上行与收益率不及预期。

▍投资策略：

现货煤价下跌以及长协比例上升助推火电业绩改善可期，新能源发电设施运营商预计即将渡过上游及中游成本压力高峰，建议投资主线聚焦受益上游成本端预期正在发生变化的新能源及火电转型公司，来水偏枯期仍能出力的龙头水电内在价值也正得到市场重新认识。