2023年全国电力工业生产简况
　　全社会用电量9.22万亿千瓦时，同比增长6.7%，比上年提高3.0个百分点。
　　全国发电量9.29万亿千瓦时，同比增长6.7%，比上年提高3.2个百分点。
　　全国装机容量29.20亿千瓦，同比增长13.9%，比上年提高6.1个百分点，与上年相比增加3.56亿千瓦。
　　全国新增装机容量3.69亿千瓦，同比增长85.9%，比上年提高74.4个百分点，与上年相比增加1.69亿千瓦。
　　全国发电设备累计平均利用小时3592小时，同比下降2.6%，比上年减少101小时。
　　主要电力企业合计完成投资1.50万亿元，同比增长20.1%，比上年提高6.8个百分点，与上年相比增加2729亿元。
　　关键指标
　　用电量：需求高增，二、三产贡献95%增量。
　　发电量：风光补位水电缺口，占比提升至15.8%。
　　利用小时：水光降，火核风增。
　　装机容量：火电装机占比首次低于50%，风、光占比近四成。
　　新增装机：火电新增66GW近8年最高，风光新增装机占比接近八成。
　　工程投资：风光投资占电源侧七成、占近半电力总投资。
　　投资建议
　　从需求侧来看，经济修复，二产、三产需求提升推动全社会用电量高增；从供给侧来看，水电上半年持续低迷，下半年来水好转，全年降幅收窄，火电承担保供责任，但水电的缺口完全由大规模新增并网的风光出力补足。电力供应偏紧下的火电投资回暖在本年逐步兑现，全年火电新增装机66GW，自2016年以来最高；但从政策导向看，风、光仍将是“双碳”目标下的主题，二者全年合计新增装机近300GW，占全部新增装机近八成，完成投资额占近半电力工程总投资。
　　水电板块推荐长江电力、黔源电力，谨慎推荐国投电力、华能水电、川投能源；火电板块推荐申能股份、福能股份，谨慎推荐华电国际、江苏国信、浙能电力、皖能电力；核电板块推荐中国核电，谨慎推荐中国广核；绿电板块推荐三峡能源，谨慎推荐龙源电力、浙江新能、中绿电。
　　风险提示
　　利用小时下降：宏观经济运行状态将影响利用小时。
　　上网电价波动：电力市场化交易可能造成上网电价波动。
　　煤炭价格上升：以煤机为主的火电企业，燃料成本上升将减少利润。
　　降水量减少：水电的经营业绩主要取决于来水和消纳情况。
　　政策推进不及预期：政策对于电价的管制始终存在，电力供需状态可能影响新核电机组的开工建设。