一、电力生产有所放缓
7月电力生产放缓，累计增速较上半年明显下滑。7月份全国规模以上工业增加值同比增速较6月下降1.5个百分点，出现明显回落，增速为近3年的最低。钢铁、有色、化工、建材4大耗电量较高的细分行业增加值同比增速较6月分别回落3.7、2.6、1.6和0.8 个百分点，代表产品日均产量较6月均有不同程度下滑。二产乏力导致用电增速下滑，7 月即使存在高温因素，但发电量同比仅增长0.6%，增速较6月份回落2.2个百分点。受此影响，加之5月份发电量同比仅增长0.2%，1-7月发电量同比仅增长3%，累计增速明显弱于上半年的5%。
火电及风电发电量同比下滑，水电增速放缓。受电量整体走弱影响，7月份火电发电量 4562亿千瓦时，同比下降1.6%，与6月相比增速由正转负。风电叠加小风月影响发电量同比减少10.8%，水电发电量1374亿千瓦时，同比增长6.3%，增速继续放缓。
二、原煤生产持续加快
原煤生产持续加快，煤价呈现“旺季不旺”。7月份煤炭供给进一步宽松，当月原煤产量3.2亿吨，同比增长12.2%，近两个月以来的产量逼近2014年以来的月度最高值。1-7月累计原煤产量20.9亿吨，同比增长4.3%，进口煤炭累计同比增长7%。中电联发布的中国沿海电煤采购价格指数(CECI 沿海指数)显示，今年4月份以来，电煤价格进入持续下行通道，截至8月9日CECI沿海综合指数平均价格584.04元/吨，同比去年平均下降 15.76元/吨，7月份以来价格连续小幅下跌，总体呈现“旺季不旺”的特征。国家煤矿安监局将于2019年8月下旬至9月底开展煤矿安全生产综合督查，可能对电煤价格产生上涨推动力，但考虑到煤炭产量增多但下游企业开工率不足，同时秋季即将来临电量需求可能走弱，重点电厂库存煤及可用天数处于较高位，预计电煤价格能够维持在绿色至黄色区间运行，整体电煤平均价格有望低于去年，火电成本端压力逐步释放。
三、电力现货市场试点深化
8月7日，国家发改委、能源局印发《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》(以下简称“意见”)，电力市场化体系建设加快。现货市场主要开展日前、日内、实时的电能交易，电力现货市场价格形成机制设计将避免增加市场主体间的较差补贴，各电力现货试点地区可根据电网结构及阻塞情况，选择采用节点边际电价、分区边际电价和系统边际电价等多种价格机制。多种价格机制有助于发用电侧更有效发现电力价格，电力商品化属性进一步增强。5月及6月，南方(以广东起步)电力现货市场进行了两次电力现货交易结算试运行，高峰期用户平均节点电价分别为0.362元/度和0.558元/度，低谷期平均节点定价分别为0.082元/度和0.07元/度，电力的市场价格发现功能得到激发。
四、维持行业“推荐”评级
我们认为，火电行业利润受益于煤价下行趋势将有较好释放，同时火电行业作为优质的公用事业资产，拥有优质的现金流，在当前时点具备防御性，维持行业“推荐”评级。电力现货交易推进利好规模化发电企业及清洁能源占比较高的电力企业，建议关注全国及地方火电龙头企业及水电龙头公司华能国际、华电国际、长源电力、长江电力、华能水电、国投电力等。
