受高基数及工业恢复速度放缓影响，单6月用电需求增速回落至3.9%；风光投资持续高歌猛进，带动1~6月全行业投资增速超50%；6月水电出力仍然偏枯，补水电缺口带动火电6月利用小时同比数提升显著；尽管基数较高，但北方高温天气突出有望带动7月用电同比增速范围约在1.9%~2.9%。
(资料图)
▍6月全社会用电增速放缓至3.9%。
M1-M6，全社会用电43,076亿kWh，同比增长5.0%，6月国内用电增速同比放缓使得1~6月累计增速较1~5月增速下滑0.2个百分点；6月单月用电量7,751亿kWh，同比上升3.9%，增速较1~5月用电增速5.0%回落1.1个百分点。受工业恢复速度放缓影响，6月二产用电增速有所下滑，对6月国内用电需求增长起到抑制作用。分区域看用电增速有所分化，沿海地区6月单月增速高于全国水平。
▍1~6月电源投资增速为53.8%。
6月末，国内火/水/核/风/太阳能装机13.5/3.8/0.6/3.9/2.8亿千瓦，同比增长4.0%/5.5%/2.2%/13.7%/29.2%，新能源装机增长明显。从电源投资细分来看，水电/火电/核电/风电/光伏投资同比分别增长10.6%/13.0%/56.1%/34.3%/113.6%至392/392/359/761/1,349亿元，水电/火电/核电/风电/光伏投资占比分别为11.8%/11.8%/10.8%/22.9%/40.6%，年初以来光伏组件价格下降，带动光伏投资额提升明显。
▍水电利用小时有所下滑，风电利用小时同比回落。
1-6月，全国发电设备利用小时1,733小时，同比下降2.5%；其中水电/太阳能同比下滑26.7%/4.6%至1,239/658小时，火电/核电/风电同比增长4.1%/2.6%/7.2%至2,142/3,770/1,237小时。6月单月，全国发电设备平均利用小时303小时，同比下滑3.8%。其中水电272小时，同比下降36.7%；火电377小时，同比上升11.5%；核电648小时，同比上升9.5%；风电178小时，同比下滑12.4%；太阳能123小时，同比下降3.2%。
▍预计7月用电需求增速环比回升，维持全年需求增速预测。
尽管去年同期用电基数较高，但考虑国内经济有所复苏以及近期北方地区高温天气影响较为突出，我们预计7月用电同比增速范围约在1.9%~2.9%。综合来看，结合1~6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增速预测为5.2%。
▍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；风光造价上行或风光收益率不及预期。
▍投资策略：
投资选择四条主线：受益低利率和电量增长周期来临共振的龙头水电、受益燃料及硅料成本端下行预期不断强化的火电龙头以及绿电运营商、受益数字化和新兴电力系统相互融合的功率预测、虚拟电厂等标的、以及受益于毛差有望修复且气量重拾增长的优质城燃龙头。考虑经济复苏形势面临一定的不确定性，更强的确定性和乐观的盈利增长前景是股价持续表现优异的关键。
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