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电力｜居民用电需求回升，11月用电回落至0.4%
散点疫情频发导致11月用电同比增速回落至0.4%，受疫情管制政策调整导致工业活动减弱的影响，12月用电同比增速或在-9.2~-10.0%区间内，下调全年用电需求增速预测为3.4%（前值预测为4.0%）。从11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。
▍11月用电需求增速回落，单月全社会用电量增速回落至0.4%。
M1-M11，全社会用电量78,588亿kWh，同比增长3.5%，11月国内用电同比增速下降使得1~11月累计增速较1~10月增速小幅回落0.3个百分点；11月单月用电量6,828亿kWh，同比上升0.4%，增速较单10月用电增速2.2%下滑1.8个百分点。受天气明显转冷的影响，11月居民用电同比上升，对11月国内用电需求恢复起到促进作用。分区域看用电增速有所分化，沿海地区11月单月增速高于全国水平，后续复苏前景仍需要观察。
▍1~11月电源投资增速为28.3%。
11月末，国内火/水/核/风/太阳能(行情000591,诊股)装机13.1/3.7/0.6/3.5/2.3亿千瓦，同比增长2.3%/6.8%/4.3%/15.0%/18.2%，新能源装机增长明显。从电源投资细分来看，火电/核电/光伏投资同比分别增长38.3%/23.7%/290.1%至 736/ 633/ 2,000亿元，水电/风电同比下滑15.4%/23.8%至718/1,511亿元，水电/火电/核电/风电/光伏投资占比分别为13.0%/13.3%/9.6%/27.3%/36.2%，1~11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，风电利用小时同比回落。
1~11月全国发电设备利用小时3,375小时，同比下降3.1%；其中火电/水电/核电/风电同比下滑1.0%/6.2%/2.8%/1.1%至 3,978/ 3,217/ 6,900/ 2,008小时，太阳能同比增长5.5%至1,260小时。11月单月，全国发电设备平均利用小时292小时，同比下降3.6%。其中水电215小时，同比下降19.5%；火电359小时，同比上升1.4%；核电674小时，同比上升6.8%；风电205小时，同比下滑6.8%；太阳能97小时，同比下滑9.3%。
▍12月用电需求增速环比回升，下调全年需求3.4%。
12月国内天气寒冷，考虑疫情管控政策调整导致工业活动减弱的影响，我们预计12月用电同比增速或在-9.2~-10.0%区间内。综合来看，结合1~11月实际需求以及用电需求前景判断，我们下调全年用电需求增速预测为3.4%（前值预测为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：
对项目回报影响巨大的组件成本端正步入降价周期，预计将有效带动集中式光伏释放成长弹性，带动绿电高速高质增长。投资建议选择具有估值安全边际且风光成长潜力充沛的火电转型标的，成长重新驶入快车道的龙头绿电运营商、以及配套绿电大规模发展的抽蓄蓄能、功率预测等标的。