事件： 国家能源局、国家统计局发布 2020年 8月电量数据。2020年 8月，全社会用电量 7294亿千瓦时，同比增长 7.7%；规模以上电厂发电量 7238亿千瓦时，同比增长 6.8%。 累计增速转正，二产用电当月回升明显： 自 2020年 4月以来全社会用电量当月同比持续正增长，2020年 8月全社会用电量同比增长 7.7%，增速较 7月提升 5.4个百分点，亦为年内单月增速最高值。我们测算 2020年 8月全社会日均用电量 235亿千瓦时，环比增长 6.9%，环比增速为近 10年最高值。2020年 1-8月全社会用电量累计同比增长 0.5%，累计增速年内首次转正（1-7月累计同比-0.7%）。 分产业看，2020年 8月一产、二产、三产、居民当月用电量同比增速分别为 12.1%、9.9%、7.5%、-1.2%；与 7月相比，8月二产用电增速由负转正（7月同比-0.7%），三产用电增速提升 2.2个百分点，居民用电增速由正转负（7月同比+13.8%）。我们判断 8月用电增速显著回升主要与工业恢复及温度因素有关。一方面，工业生产加快，2020年 8月工业增加值当月同比增长 5.6%（年内最高值），累计同比增长 0.4%（年内首次转正）。另一方面，气温偏高亦增加制冷用电需求。据中国气象局报道，2020年 8月全国平均气温 21.6℃，较常年同期偏高 0.7℃，且江南、江淮、江汉大部等南方地区出现大范围持续高温天气。 水电、火电月度增速改善： 受益于需求增长加快，2020年 8月规模以上电厂当月发电量同比增长6.8%，增速较 7月提升 4.9个百分点；1-8月累计发电量同比增长 0.3%，年内首度转正（1-7月累计同比-0.9%）。分电源类型看，水电、火电月度增速均呈现改善迹象。2020年 6-8月全国平均降水量较常年同期偏多15%，其中 8月平均降水量较常年同期偏多 28%。来水偏丰有效提升水电丰水期表现，2020年 8月水电发电量同比增长 8.9%，增速较 7月提升 2.8个百分点；电力生产整体加速背景下，8月火电发电量同比增长6.2%，增速由负转正（7月同比-0.7%）。 投资建议： 随着汛期来水同比由枯转丰，水电二季度基本面已呈现好转迹象，并有望在三季度持续兑现。电力市场化加速背景下综合电价下调预期持续修正，考虑到煤价同比回落叠加用电需求加速恢复，我们判断火电三季度业绩仍然值得期待。现阶段电力股基本面确定性改善，估值具备安全边际，配置价值提升。维持公用事业“增持”评级（电力“增持”评级），建议关注水电：华能水电、长江电力；火电：华能国际（A+H）、华电国际（A+H）。 风险分析：权益市场系统性风险；上网电价超预期下行，煤价超预期上涨，用电需求下滑，水电来水不及预期，行业改革进度低于预期等。

水电政策取向由“积极发展”转为“统筹优化”:关于水电发展,2018版《意见》提出坚持生态保护优先,妥善解决移民安置问题,有序推进金沙江、雅砻江、大渡河、黄河上游等水电基地建设,控制中小水电开发。相比2017版《意见》中提出的加快建设金沙江、雅砻江、大渡河等大型水电基地,政策态度明显放缓。2018年计划新增装机规模约600万千瓦相比2017年的1000万千瓦也进一步缩减,随着水电建设成本的上升,开发节奏也将逐步放缓,优质水电将成为稀缺资源。《意见》也明确提出了加快雅砻江两河口、大渡河双江口等龙头水库电站建设,年内力争开工建设乌东德送电广东广西柔性直流、四川水电外送第四回直流(即雅中直流特高压)等输电通道,对于国投电力、长江电力构成利好。 核电超过风电、太阳能发电,成为第二重点发展对象:在2016、2017年两版《意见》中均位于风电之后的核电今年首次超过风电,成为仅次于水电的重点任务;政策取向也由“安全发展”转为“稳妥推进”。《意见》提出,开工建设一批沿海地区先进三代压水堆核电项目;解决部分地区核电限发问题,促进核电多发满发;加快推进小型堆重大专项立项工作,积极推动核能综合利用;年内计划建成三门1号、海阳1号、台山1号、田湾3号和阳江5号机组,合计新增核电装机约600万千瓦;年内计划开工6-8台机组。随着今年AP1000两台示范机组三门1号(全球首堆)和海阳1号的建成投产,三代核电AP1000的后续机组有望陆续获批开工,核电产业也可能迎来两年低迷之后的再次爆发。 煤电供给侧改革见效,去产能与保供电统筹规划:与2017年版《意见》中的“坚决清理违规项目,未核先建、违规核准等违规建设项目一律停止建设”不同,今年《意见》中关于化解煤电过剩产能的措辞明显温和,变为了“从严控制新增规模,清理整顿违规项目”、且要“坚持市场化手段和政府调控并举”。2017年夏、冬两季的极端天气以及二产用电的大幅回升,带动全社会用电需求超出预期,导致出现了区域性、时段性的电力供应紧张矛盾;而煤电在电煤价格居高不下且供应短缺的不利局面下,仍发挥了中流砥柱的作用,保障了电力可靠供应和系统安全稳定运行。《意见》提出全年煤电投产规模较2017年进一步减少,淘汰高污染、高能耗的煤电机组约400万千瓦(与2017年持平)。煤电装机增量的减少,叠加用电需求的增长,机组利用小时数将进一步得到提升;在电煤价格受天花板效应的制约下,行业盈利能力将大概率触底反弹。 投资建议:2018将是核电投产大年,三代核电正式商运有望带动新项目获批开建,国内核电行业即将迎来新一轮高速发展期。长期来看,核电作为煤电的最佳替代者、最好的基荷电源,有望与风、光等可再生能源实现共同成长。推荐A股唯一纯核电运营标的中国核电,建议关注拟回归A股的中广核电力、以及参股多个核电项目的浙能电力。水电作为国内第二大电源,收入端稳定持续、成本端低廉可控,利润率为所有电源类型中的最高者。促进水电消纳政策带来的弃水改善,以及大中型水电增值税优惠政策的延续,水电板块的业绩仍有进一步提升的空间。推荐手握黄金水段雅砻江、水火共济的国投电力,建议关注长江电力。在基准价格无法突破2017年水平的天花板效应下,2018年的电煤价格下行的可能性较大。而电煤采购成本占据了火电经营成本的五成以上,与火电的盈利直接相关,2018年火电行业将会迎来盈利能力的改善,推荐全国火电龙头华能国际,建议关注国电投旗下上海电力。 风险提示: 1、政策推进不及预期:燃煤机组标杆上网电价的上调与否取决于“煤电联动”是否能够得到落地执行,标杆上网电价对于火电、部分大水电、核电的营业收入均有直接影响。此外,核电审批的重启仍有较大的政策不确定性。 2、煤炭价格大幅上升:煤炭去产能政策造成供应大幅下降,优质产能的释放进度落后,且环保限产进一步压制了煤炭供应,导致了电煤价格难以得到有效控制。 3、降水量大幅减少:水电收入的主要的影响因素就是上游来水量的丰枯情况,成本变动小、可预测性高。 4、设备利用小时继续下降: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。