2019年下半年用电量增速有望改善，全年将稳定在5.5%。从需求方面来看，当前外部环境复杂严峻，经济面临下行压力，用电量增长不确定性增大。1-5月，全社会用电量累计27993亿千瓦时，同比增长4.9%。综合考虑新旧动能转换、逆周期调节、2018年上半年高基数等因素，我们预计下半年用电量增速有望环比改善，2019年全社会用电量将保持稳定增长，增速约为5.5%。从供给方面来看，2019年1~4月，全国规模以上电厂发电量“水增火减”，全国平均利用小时数低于同期，电煤价格高位运行，发电用煤继续维持地区性季节性供需偏紧格局。在这些因素影响下，我们预计全年全国电力供需总体平衡，局部地区高峰时段电力供需偏紧，2019年全国发电设备平均利用小时数为3,845小时，其中火电平均利用小时数为4,494小时，2019年全国发电装机为20.02亿千瓦，非化石能源发电装机比重上升至41%。

煤价下降驱动火电业绩明显改善。即便在经济不达预期的情况下，作为一直以来的逆周期行业，煤电行业在经济下行阶段，将受益于成本敏感性高于电量敏感性这一特性，进而展现出对冲宏观经济下行的特质。如全社会用电量不达预期，电价下降速度滞后于煤价下跌速度，同样增厚煤电企业业绩。受到装机增放缓、煤价回落等因素影响，2019年1-4月火电业绩较上年明显改善。装机方面，受去产能和其他电源增速较高的影响，2019年火电装机增速将收窄至3.1%左右。电价方面，煤电企业背负大量燃料成本，根据我们对煤电联动机制的计算，煤电上网电价降价调整的概率较低、上调空间有限，成本传导依靠市场电价。煤价方面，在用电量增速放缓、动力煤需求转弱的情况下，煤价出现回落，利好煤电企业改善业绩。

来水向好助力电量提升，电源装机有序推进。2019年来水向好导致水电发电量增速提高，特高压通道的陆续建成有利于水能利用率的提升。此外，受白鹤滩、乌东德、杨房沟、两河口等大型水电站在建影响，水电基建投资额大幅提高，预计2020年以后将迎来大型水电站的投运高峰。2019年初4台“华龙一号”核电机组上会核准，标志核电正式重启且未来三年有望开启批量化建设。

两大看点：电改进入“深水区”，国改试点正当时。国内电力供给呈现电量宽松、电力紧张的局面，电力市场化交易比例逐年抬升，电力的定价方式由政府规定的上网电价，逐步转向了市场电价，同时，“五大四小两网”正逐步参与国改、混改，这些积极的变化有利于破解垄断机制带来的效率低、成本高企等难题，电企盈利能力将得到提升。