文 | 李想
7月国内用电增速略微放缓至5.7%，环比涨幅高于历史中值3.8个百分点；二产用电增速环比微降，持续高温天气导致居民用电增长贡献提升明显；沿海地区用电增速回升而高耗能地区用电增速下滑；电源投资平稳增长，其中核电投资额同比增长显著，电网投资有所放缓但依旧保持较高增速；新能源消纳持续承压，风电单月利用小时数下滑明显。
需求：三产及居民用电增长贡献提升。
根据中电联数据（下同），2024年1~7月，全社会用电55,971亿kWh，同比增长7.7%，增速较1~6月回落0.4个百分点；7月单月用电量9,396亿kWh，同比上升5.7%。单7月，一产、二产、三产及居民用电对整体用电增量贡献度为0.4%/53.7%/26.9%/19.1%，持续高温天气导致居民用电增长贡献提升明显。7月二产用电增速回落，高耗能行业整体用电需求环比改善。分区域看，7月份沿海地区增速回升，高耗能地区增速下滑。
供给：核电电源投资同比高增，电网投资增速放缓。
截至2024年7月，全国6000千瓦及以上电厂发电装机容量27.5亿千瓦，同比增长11.2%，增速较1-6月增速降低0.1个百分点。1~7月，国内新增装机18,484万千瓦，其中新增光伏12,353万千瓦。1~7月电源投资4,158亿元，同比增长2.6%，增速较前6月升高0.1个百分点；电网投资为2,947亿元，同比增长19.2%，增速较前6月回落4.5个百分点，特高压及配电网投资建设维持高速增长态势。
消纳：水电利用小时同比改善，风电下滑明显。
7月单月，全国发电设备平均利用小时328小时，同比下滑5.8%。其中水电451小时，同比增加33.0%，受益于来水形势持续向好；火电400小时，同比下滑7.4%，主要因为去年同期基数较高、水电来水修复叠加火电新装机释放；核电684小时，同比增加1.9%；风电159小时，同比下滑11.2%；太阳能114小时，同比下滑6.6%。7月单月，国内风电利用率为97.9%，同比下滑0.5个百分点；国内光伏利用率为97.6%，同比下滑1.1个百分点。
风险因素：
用电需求不及预期；市场交易电价大幅下降；燃料成本大幅上涨；风光造价上行；新能源消纳风险加剧；来水不及预期等。
投资策略：
聚焦受益新电站装机爬坡和来水正在改善的水电；新一轮快速成长周期日益临近的核电；估值较低或具有商业模式优势的火+绿、煤电一体化标的；受益数字化和新型电力系统日益融合的虚拟电厂、微电网、综合能源服务、功率预测等新场景。
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