剔除超预期增长动力， 2019 年用电量增速稳定在 5.5%。 2018 年以来， 地产、电厂用电和气温三大因素促使全社会用电量增速同比提高了 1.7ppt，形成了 2018 年全社会用电量超预期增长。我们认为地产、气温等非经常性因素或难在 2019 年持续。结合历史平均增速， 我们预计 2019 年第一产业对全社会用电量拉动在 0.09ppt， 第二产业对全社会用电量拉动在 3.0ppt， 第三产业及居民生活用电对全社会用电量的拉动分别为 1.3ppt 和 1.0ppt，各部门汇总，预计 2019 年全社会用电增速在 5.5%左右。由于美国第二轮 2000 亿美元的中国产品加征关税打击面广，基本覆盖衣食住行、轻工业、机械制造、生活日用品等制造业和终端产品，由于终端产品将向上传导影响制造业，这种叠加、循环效应难以计算，加上新一轮中美贸易谈判仍在进行中，最终结果存在巨大不确定性，因此上述预测中未包含贸易战对下游需求的影响。
火电利润三要素齐发力，促电企业绩反弹。 一是上网电价难降， 2018 年，煤电价格在触发电联动机制的情况下，为一般工商业电价降价让路，并未启动，火电厂背负大量的燃料成本。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。二是利用小时数持续增加，煤电去产能、促进非化石能源消纳的政策，促使火电在装机增量难以大幅增长的情况下，不断提高利用小时数， 我们预计， 至 2020 年火电平均利用小时数将达到 4,556 小时。 三是煤价已达峰， 煤炭产能及运力的持续增加，进一步减缓电煤紧平衡的局面，如经济承压下行导致用电需求下滑，加剧煤炭供需格局的转换，促发煤价下行，降低火电燃料成本。我们预计在电价难跌、 利用小时数走高及燃料成本难以上涨的背景下， 2019 年火电业绩将持续走高。
水电投资增速回升，电源装机有序推进。 随着金沙江、雅砻江、大渡河、黄河上游等水电基地建设有序推进， 我们预计 2019 年新增装机容量 900 万千瓦， 同比增速为 5.7%， 累计装机容量将达到 350.19 吉瓦。 同比增速为 5.7%， 新增装机容量为 900 万千瓦。
三代核电堆发电在即， 核电审批有望重启。 为推动我国核电行业及上下游基础工业发展，保障我国能源安全，我们预计 2019 年预计核电项目审批开工速度将加快，核电行业迎来新机遇。我们认为两台 CAP1400 机组石岛湾 1、 2 号预计要根据中美贸易摩擦进展核准并官宣，CAP1400 核准后， 列入能源局开工计划的 6 台等待核准的 AP1000 将陆续放行，合计装机容量 750 万千瓦。
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