2018 年 1-2 月份，全国电力生产增速较快。 受天气寒冷以及工业用电拉动需求等影响，全国发电量 10454.5 亿千瓦时，同比增长 11.0%，增速比上年同期加快 4.7 个百分点，是 2013年 8 月份以来的最高增速。分发电类型看， 1-2 月份，占全部发电量 77%的火电同比增长9.8%，增速比去年同期加快 2.8 个百分点；水电增长 5.9%，去年同期为下降 4.7%；核电增长 17.9%，比去年同期加快 5.5 个百分点；风电、太阳能发电保持高速增长态势，分别增长34.7%、 36.0%。　　1-2 月，全国全社会用电量大幅增长。 累计 10552 亿千瓦时，同比增长 13.3%，为 2011 年以来最高速度。分产业看，第二产业用电量增速垫底。分行业看，工业依然是用电量增长的主要驱动力量，但拉动用电需求增长的结构已呈多元化。　　1-2 月，全国发电设备平均利用小时数同比增加，弃风率明显改善，装机新增势头明显。 火电平均利用小时数 729 小时，同比增长 7.6%。在风电利用小时数持续改善与相关政策文件的支持下，风电将有望获得新的发展机会。　　淡季煤价承压。 当前沿海主要电厂煤炭日耗稳定在 68 万吨左右。截至 2018 年 3 月 28 日，沿海六大电厂煤炭库存 1,490.34 万吨，较上周同期下降 33.60 万吨，环比降幅 2.31%；日耗为 65.83 万吨，较上周同期增加 1.07 万吨/日，环比增幅 1.60%；可用天数为 22.64 天，较上周同期减少 0.87 天。此外，由于重点电厂拉运多以长协煤为主，市场煤现货交易节奏迟滞，价格分散态势明显，我们预计 3 月下旬开始，煤炭消费逐步恢复正常，煤价降幅收窄。　　由于煤价仍然处于相对高位，煤电联动标杆电价上涨暂时搁置，且煤电去产能尚未完成，火电企业盈利改善尚需时间，随着煤价逐步回到理性空间，电力行业配置价值将逐渐提升。水电装机容量增速渐趋平稳，盈利主要依靠来水情况，建议关于基本面良好、有着高额现金分红的龙头企业。推荐标的：长江电力。　　风险因素： 宏观经济发展低于预期导致用电需求增速下降的风险；来水低于预期导致水电发电量减少的风险；煤价大幅上涨导致火电发电成本上升的风险；风电弃风率上升导致利用小时数下降的风险；电改进展低于预期的风险。 相关报告： 2018-2022年中国火力发电行业投资分析及前景预测报告(上下卷)