2023年1-8月全国电力工业生产简况
8月份，全社会用电量8861亿千瓦时，同比增长3.9%，2021-2023年同期CAGR为7.9%；全国规上电厂发电量8450亿千瓦时，同比增长1.1%，两年CAGR为7.0%；发电设备平均利用小时344小时，同比减少22小时；新增装机容量2639万千瓦，比上年同期多投产1451万千瓦。
1-8月份，全社会用电量6.08万亿千瓦时，同比增长5.0%，2021-2023年同期CAGR为5.4%；全国规上电厂发电量5.87万亿千瓦时，同比增长3.6%，两年CAGR为4.3%；发电设备累计平均利用小时2423小时，同比减少75小时，降幅3.0%。截至8月底，规上电厂装机容量25.04亿千瓦，同比增长9.6%，两年CAGR为8.1%；1-8月份，新增装机容量19855万千瓦，比上年同期多投产10223万千瓦，增幅106.1%；主要电力企业电源及电网工程合计完成投资7407亿元，同比增长26.1%，两年CAGR为20.4%。
关键指标
用电量：基数扰动用电增速。
发电量：水电出力反弹，火电增速转负。
利用小时：风电近5年单月最低。
新增装机：风光单月新增18.6GW。
工程投资：电网单月投资同比下降，风光单月投资占比仍超六成。
投资建议
水电出力反弹，验证Q3业绩改善的预期；水电修复有望对煤价形成压力，进而支撑火电成本端持续改善。绿电新增装机虽环比下降，但不改年初以来高景气度，PEG中的增速G持续保持高位。
水电板块推荐长江电力、黔源电力，谨慎推荐国投电力、华能水电、川投能源；火电板块推荐申能股份、福能股份，谨慎推荐华电国际、江苏国信；核电板块推荐中国核电，谨慎推荐中国广核；绿电板块推荐三峡能源，谨慎推荐龙源电力、浙江新能。
风险提示
利用小时下降：宏观经济运行状态将影响利用小时。
上网电价波动：电力市场化交易可能造成上网电价波动。
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。
降水量减少：水电的经营业绩主要取决于来水和消纳情况。
政策推进不及预期：政策对于电价的管制始终存在，电力供需状态可能影响新核电机组的开工建设。
