2008年1-8月份电力消费同比增速回落。根据中电联的数据显示，1-8月份，全国全社会用电量23324亿千瓦时，同比增长10.19%，增速同比回落5.1个百分点。
总发电量同比增速下滑。根据中电联的数据显示，1-8月份，全国规模以上电厂发电量23229亿千瓦时，同比增长10.9%。
电力装机容量增速放缓，发电设备利用小时数加速下滑。1-8月份，电力装机新增生产能力(正式投产)5178.34万千瓦，比去年同期减少798.23万千瓦。1-8月份，全国发电设备累计平均利用小时为3237小时，比去年同期降低116小时，7、8月当月分别比去年同期下降28小时和35小时，下降速度明显加快。其中，水电设备平均利用小时为2431小时，比去年同期增长88小时；火电设备平均利用小时为3408小时，比去年同期降低151小时。
电煤价格小幅回落，电力企业库存回升。发改委于6月19日、7月24日两次颁布限价令之后，9月中旬，秦皇岛港大同优混煤的价格已经从7月中旬的超过1000元/吨回落到了950元/吨左右。自从7月以来，电力企业电煤库存开始稳步回升，7月库存煤1962万吨，同比减少849万吨，可用天数仅为10天，处于历史较低水平。但8月开始出现用煤减少、库存大幅增加的情况，库存煤8月底回升至2795万吨，可用14天；仅仅数天后的9月初，这一数字上升至2930万吨，可用15天。
投资策略与重点：建议重点关注具备央企回购股份预期的上市公司、盈利能力强且估值水平偏低的公司，如：国电电力(6.18,0.16,2.66%,吧)、国投电力(8.74,0.41,4.92%,吧)、文山电力(9.74,0.18,1.88%,吧)、宝新能源(6.18,-0.05,-0.80%,吧)等。
行业投资评级：根据08年中报数据，电力行业PB为2.16，行业估值处于历史低位。从行业自身的角度来看，电煤紧张开始缓解、上网电价仍有上调空间，电力行业整体趋势向好。维持电力行业“增持”评级。
1.1-8月份电力消费状况分析
1.1宏观经济增长继续回落
2008年8月，宏观经济运行继续呈现回落态势，当月工业增加值增长12.8%，环比回落1.9个百分点，其中，轻、重工业分别回落0.5和2.5个百分点。1-8月份，全国工业增加值增长15.7%，比1-7月份增速下降0.4个百分点，比2007年同期增速(18.4%)降低2.7个百分点。8月份，CPI继续回落到4.9%，但PPI上涨到10.1%，CPI与PPI增速差距逐步拉大。
1.2电力消费持续增长，用电量同比增速明显放缓
今年以来，电力消费仍然保持了持续增长的态势，但增速逐月放缓。1-8月份，全国全社会用电量23324亿千瓦时，同比增长10.19%，比1-7月份回落0.72个百分点。
各月用电量增速持续放缓，上半年各月基本保持在2900亿千瓦时的水平上，7、8月进入夏季用电高峰期也仅达到3200亿千瓦时左右。从增长速度来看，当月用电增长速度已经从3月最高的14.4%下降到8月最低的5.38%。8月份全社会用电量增速在6月当月明显放缓基础上继续走低。6、7、8月份，全国全社会用电量分别完成2957、3225和3198亿千瓦时，同比分别增长8.35%、7.74%和5.38%，分别比5月份增速降低2.76、3.37和8.24个百分点。
1.3工业用电增速回落，第三产业和城乡居民用电增速提升
2008年1-8月份，第一产业用电量603.73亿千瓦时，同比增长3.09%。第二产业用电量17755.98亿千瓦时，同比增长9.90%，第二产业中的工业用电量为17531.49亿千瓦时，同比增长9.86%。其中轻、重工业用电量同比增长分别为5.09%和10.94%。第三产业用电量2305.22亿千瓦时，同比增长10.97%；城乡居民生活用电量2659.41亿千瓦时，同比增长13.28%。
1-2、1-3、1-4、1-5、1-6、1-7和1-8月份，第二产业用电量增速分别低于全社会用电量增速0.78、1.21、1.10、0.82、0.54、0.30和0.29个百分点；今年以来，第二产业用电量增速始终低于全社会用电量增速，但是幅度逐月缩小。第三产业和城乡居民生活用电量增速一直高于全社会用电量增速，幅度也在逐月缩小；1-8月份，第三产业和城乡居民生活用电量分别比全社会用电量增速高0.78和3.09个百分点。第二产业用电量增速明显回落是带动全社会用电增速快速回落的最主要因素，但是这种带动作用正在逐步减弱。
2.2火力发电增速下滑，水电、核电增速大幅提升
火电方面，2008年1-8月份，电力行业实现火力发电量19202亿千瓦时，同比增长9.0%，增速比上年下降8.5%。趋势性回落是由电力需求增速放缓引起，而大幅回落主要原因是电力需求放缓叠加电煤价格持续上涨，导致部分企业发电积极性不高，从而致使1-8月火力发电同比增速大幅回落。
从月度角度来看，火力发电量同比增速基本吻合了总发电量同比增速的走势。受雪灾影响，2月份是低谷；3月份出现反弹之后出现趋势性回落。火电发电量增速低于全部发电量增速，在一定程度上减缓了发电生产对煤炭需求的增长，电力生产结构得到了一定的改善。
水电方面，电煤价格的持续上涨使水电具有成本优势；国家实施节能降耗政策使水电具有了政策优势。在两者的共同作用下，水力发电迎来了一轮较好的发展期。2008年1-8月份，全国共完成水电发电量3350亿千瓦时，同比增长18.8%，增速比上年提高9.7%。
1-8月核电发电量454亿千瓦时，同比增长17.9%，增速比上年提高8.6%。
3.新增装机容量增速回落，电煤紧张初步缓解
3.1电力装机容量继续保持增长，发电设备利用小时数持续下降
2008年上半年，电力装机产能继续释放。1-8月份，全国电源基本建设完成投资1875.26亿元，比上月底增加275.80亿元；其中，水、火电投资完成额分别占比27.7%和49.93%。
新增生产能力(正式投产)5178.34万千瓦，比去年同期减少798.23万千瓦。其中，水电1292.03万千瓦，比上年同期增加521.03万千瓦；火电3681.09万千瓦，比上年同期少投产1224.10万千瓦；风电186.62万千瓦。
电网基本建设完成投资1605.93亿元，比上月底增加208.88亿元；电网建设新增220千伏及以上变电容量12079万千伏安，比上年同期多投产3903万千伏安；输电线路长度19873公里，比上年同期多投产1035公里。
截至2008年8月末，全国6000千瓦及以上发电生产设备容量72864万千瓦，同比增长13.8%。其中，水电13642万千瓦，同比增长19.1%；火电57510万千瓦，同比增长11.8%；核电885万千瓦，同比增长12.7%。电力装机容量的同比增速已经超过了同期电力需求的同比增速。从电力装机容量的角度来讲，电力装机容量不足的形势正在逐步得到根本扭转。
全国发电设备平均利用小时数大幅下降从侧面印证了上面的判断。1-8月份，全国发电设备累计平均利用小时为3237小时，比去年同期降低116小时，7、8月当月分别比去年同期下降28小时和35小时，下降速度明显加快。其中，水电设备平均利用小时为2431小时，比去年同期增长88小时，7、8月当月分别比去年同期增加7小时和17小时；火电设备平均利用小时为3408小时，比去年同期降低151小时，7、8月当月分别比去年同期下降52小时和49小时。可以看出，7、8月当月发电设备平均利用小时下降幅度加快，水力发电设备出力较好。
3.2电煤价格“拐点”隐现，电煤紧张初步缓解
随着“迎峰度夏”的结束，电煤的供需形势出现变化。进入9月中旬，煤炭市场的“晴雨表”——秦皇岛港的煤炭港存量屡创新高，而南方几个主港口的煤炭库存量也达到历史高位。
根据秦皇岛港务集团的统计数据，截止到2008年9月9日，秦皇岛港务集团共存煤炭841.6万吨，其中内贸煤炭港存788万吨，外贸煤炭港存53.6万吨。在三个月前，该集团存煤仅500余吨。
到现在，秦皇岛的煤炭港存量还在一直增加，价格也有所下调。这主要是由受季节和气候，以及南方用电量减少等因素，造成电煤需求量“季节性下降”。
今年年中，为遏制煤价过快上涨，国家发改委两度“出手”，出台电煤价格临时干预措施。6月19日，国家发改委规定，电煤价格以当日实际结算价格为最高限。第一次限价令颁布后，主要用于发电的动力煤价格依然疯狂上涨。6月末，秦皇岛港5500大卡/千克山西优混煤平仓价890元-910元/吨，比年初上涨385元/吨；7月中旬，这一价格已经突破了千元关口。
7月24日，发改委再次颁布“限价令”，对秦皇岛等主要港口和集散地的动力煤实行最高限价。秦皇岛港、天津港(13.76,-0.16,-1.15%,吧)、唐山港等港口动力煤平仓价格，不得超过6月19日价格水平，即发热量5500大卡/千克动力煤每吨860元、840元和850元。
在“限价令”颁布后，秦皇岛港的动力煤的平仓价首次出现下滑。不过，在秦皇岛等主要港口地区，动力煤的交易转入“地下”。大同优混煤的实际成交价格仍在千元左右。
目前，由于动力煤对港口形成库存压力，低热值煤价格有所走弱趋势，高热值煤跌幅相对不大。9月中旬大同优混煤的价格在950元左右，环比增速下降了1%。
与此同时，同时国家对小煤矿复产验收进度正在加快，这将形成煤炭供给增量。
自从7月以来，电力企业电煤库存开始稳步回升，7月库存煤1962万吨，同比减少849万吨，可用天数仅为10天，处于历史较低水平。但8月开始出现用煤减少、库存大幅增加的情况，库存煤8月底回升至2795万吨，可用14天；仅仅数天后的9月初，这一数字上升至2930万吨，可用15天。
7月到9月库存煤1000万吨的增幅，完全是市场供需决定的，而不是人为抢运的结果，也就是说供给充裕，企业可以按照计划和合适价格从容库存。今年一段时期，电力企业最低库存仅仅为1750万吨，全国只够用7天，一度对电煤需求十分迫切。3、4、5月份电力企业库存始终处于低位，原因在于电煤价格飞涨、供需失衡。
8月，全国电煤供应7076万吨，而同期煤炭消耗为6225万吨，也即供给剩余800万吨。目前秦皇岛压港煤炭860万吨，开始紧急疏港，但二港也均出现煤炭暴满现象，一港的煤炭没有地方可去。目前这一状况已维持了十多天，大秦线往港内运煤也出现问题。
今后三个月，在资源和运力两大因素作用下，电力生产和电煤供应将依旧维持总体偏紧状态，但国家相继出台电煤限价和两次调整电力价格后，电煤供应有望出现相对平稳期。
3.3煤、电企业签订长期协议，实现互利双赢
今年以来，电煤供应状况蔓延，电企缺煤停机呼声一度高涨，导致今年电力供应频频出现告急。在此大背景下，中央7大电力企业中国华能集团、中国华电集团、中国国电集团公司等为了杜绝电厂缺煤停机现象，保证电力的稳定供应，在中国(太原)第二届国际煤炭与能源新产业博览会的煤电大企业签约仪式上，率先与山西焦煤集团、山西同煤、山西阳煤集团等6家重点煤炭企业签订了总量达11575万吨的煤炭长期供需协议，此协议从2009年延续到2013年。此次煤电大企业建立战略合作，将有效促进煤炭与电力上下游产业的有机结合，实现煤炭与电力的优势互补和互利共赢。
4.电力行业10月份投资策略
4.1上市公司08年上半年业绩回顾
根据Wind统计，56家电企中，有26家电企上半年净利润亏损，亏损总额高达35.4亿元；有41家电企上半年净利润同比下滑，下滑超过100%的企业有22家；基本每股收益为负的企业有24家，每股收益同比下滑超过100%的企业有21家。
今年上半年是电力行业尤其是火电行业“最黑暗的日子”，一方面是煤价同比上涨40%，而电价未上调，另一方面是电力作为资金密集型行业，利率上调使财务成本压力增大。
近六成火电亏损
上海电力(3.75,0.03,0.81%,吧)、华电国际(3.87,0.07,1.84%,吧)、华能国际(7.28,0.21,2.97%,吧)上半年净利润降幅位居前三，三家公司分别亏损5.6亿元、5.08亿元、4.7亿元，同比分别减少351.20%、203.36%、117.88%。这只是火电企业亏损的缩影。上半年，27家火电企业中，有20家净利润同比下滑，有15家今年上半年业绩亏损，占亏损电企总数的近六成。
根据中报，煤价上涨导致电企的营业成本增幅远高于营业收入增幅，销售毛利率因此下滑，加上财务成本提高和火电利用小时数下滑等原因，火电企业普遍亏损。
此外，当前火电企业深受现金流紧张之苦。数据显示，27家火电企业中，经营活动产生的现金流同比下滑的企业有20家，占比接近八成。现金流紧张一方面说明了火电企业大部分资金用来购买电煤，这已使不少电企陷入现金流为负的困境；另一方面意味着电企在现阶段很难再有盈余资金投资新的利润增长点。
水电业绩有波动
水电企业的业绩保持相对稳定，但一季度枯水期和利率上调带来的成本增加使水电企业业绩稳中也有波动。数据显示，14家水电企业中，有5家上半年亏损，6家净利润增幅为负，主要原因有冰冻灾害和地震灾害给公司带来的损失。此外，8家水电企业净利润同比上升，其中净利润同比翻番的公司有明星电力和文山电力(9.74,0.18,1.88%)，增幅分别为348.78%、122.31%。
文山电力是“电网+水电”的经营模式，公司购买了大量云南电网的电量支持来保证电力紧张时的供应，公司今年自发电量、供电量、销售电量都增长两成。
由于多数水电企业的业务都夹杂了水电和火电，中期业绩难以准确反映水电业务的景气程度，而长江电力(14.35,0.00,0.00%)作为相对来说比较纯粹的水电企业，其业绩更有代表性。长江电力中报显示，今年上半年实现净利润14.7亿元，增幅同比下滑34.6%。业绩基本符合预期，主要是今年公司投资收益大幅减少10.2亿元使利润下滑。
4.2行业投资评级
08年第三季度电力板块受两次上调上网电价影响，表现明显强于市场。目前宏观经济增速整体回落，电力需求增速下滑趋势明显，新增发电装机规模仍保持较高水平，设备利用率难以恢复，电煤价格小幅回落将减轻电力企业成本压力。CPI高位回调打开了销售电价、上网电价的上调空间。虽受益于两次电价上调和电煤限价，但电力行业全年盈利能力依然不容乐观，全行业业绩出现下滑的趋势仍难改变，预计年内将再次上调上网电价。
目前，从PB估值水平来看，电力行业估值水平较低，统计显示，从1995-2007年电力上市公司平均市盈率为25.42倍，平均市净率为3.18倍。根据08年中报数据，电力行业PB为2.16，处于历史低位。我们认为，随着9月18日三大利好政策的出台，国家开始高调救市，自年初以来深幅下跌的股市出现了反弹，A股市场的整体估值水平将得到提升。从行业自身的角度来看，电煤紧张开始缓解、上网电价仍有上调空间，电力行业整体趋势向好。维持电力行业“增持”评级。
建议重点关注具备央企回购股份预期的上市公司、盈利能力强且估值水平偏低的公司，如：国电电力(6.18,0.16,2.66%)、国投电力(8.74,0.41,4.92%)、文山电力、宝新能源(6.18,-0.05,-0.80%)等。
4.3重点公司推荐
国电电力(600795)电源结构合理资产注入预期明确
电源结构合理抗风险能力强：
公司上半年业绩下滑幅度低于行业平均水平，显示公司优势——电源结构多样，不仅拥有火电，还拥有水电和风电，一定程度上降低了经营风险。另外，公司的火电机组既有坑口电厂，也有位于发达地区的大机组，今年坑口煤价上涨幅度较大，公司的多个区域经营较好地分散了区域风险。未来，公司将有大型水电项目陆续投产：瀑布沟电站(330万千瓦)、深溪沟电站(66万千瓦)将分别从明、后开始投产，为公司带来新的利润增长点，并降低公司对火电的依赖程度。
集团资产注入扶持，维持“增持”评级： 公司作为国电集团的资本运作平台，已得到国电集团的承诺：未来将通过资产注入的方式，支持公司的发展。2007年底国电集团的装机容量达到6000万千瓦，约为公司的5倍。国电集团的支持将保证公司持续稳定的发展。预计2008-2010年公司的每股收益分别为0.20元，0.32元和0.41元。我们看好公司长期的发展，并认为行业低迷提供了一个良好的投资机会，维持“增持”评级。
国投电力(8.74,0.41,4.92%)(600886)资产注入预期提升公司业绩
公司目前共持有7家常规电厂和2家风电厂股权，权益装机容量达到402万千瓦(包括在建)，较07年底的305万千瓦增长32%。新机组主要为华润三期、乌金峡水电站和两个风电，主要集中在09年投产，因此公司09年和10年业绩增长较为清晰。
公司控股的小三峡公司下属有大峡、小峡两座水电站，盈利能力较好，07年贡献收益占公司净利润的20%左右。由于水电不受煤价影响，这一部分的利润较为稳定，使公司总体业绩受煤价的影响低于其他发电公司。而小三峡公司下属的乌金峡电站即将投产，将继续增加公司盈利。
公司参股30%的华润三期2×100万千瓦已经开工，预计将在09年左右投产。我们对江苏省100万千瓦机组的盈利能力和华润电力的管理水平抱有极强信心，预计三期完全投产后公司盈利将大幅增长。
作为国家开发投资公司电力业务的核心公司，大股东会不断将优质资产注入上市公司，托管电厂将是公司主要的可选目标。目前公司托管项目的权益容量为344万千瓦，约占公司目前权益容量402万千瓦的86%，另外托管电厂中包括大朝山水电站和天津北疆电厂(2×100)，未来盈利能力极强。因此国投电力是电力股中资产注入预期最明确、对业绩提升最大的公司之一。
预计2008-2010年每股收益分别为0.29元、0.40元、0.43元，考虑到资产注入的影响，给予公司“增持”评级。
文山电力(9.74,0.18,1.88%)(600995)“水电+电网”经营模式确保盈利可持续增长
公司“水电+电网”的经营模式，实质上属于在国家授权下特定区域内的垄断经营，一方面水电规避煤价上涨不利因素，另一方面，产业链延伸，分享电网稳定里利润空间。
公司所处的文山州矿产资源丰富，工业兴州的发展战略，使文山州电力消费弹性系数长期维持在1.8左右，按当地GDP增长速度15%计算，用电需求增速将达到25%。公司经营的电网业务将持续稳定增长。
预计公司2008-2010年每股收益分别为0.43元、0.58元、0.71元，考虑到公司垄断的经营模式，稳定的盈利能力，给予公司“增持”评级。
宝新能源(6.18,-0.05,-0.80%)(000690)煤矸石发电成本优势明显开始进入风力发电领域
公司当前运营的电力资产装机容量为57万kw：预计年内8月将投产二期工程第二台30万kw机组，三期2*30万kw同类机组预计2008年底开工，2011年中期投产。预计08-11年装机规模复合增速达到37%。在目前火电成本高企的情形下,公司利用当地沿海地势较好的风场资源，积极进军风电等可再生能源项目，争取实现“1221”战略规划。即一个核心(新能源电力)、两大业务板块(洁净煤燃烧技术发电和可再生能源发电)、两大能源基地(梅县荷树园电厂资源综合利用发电基地及陆丰甲湖湾清洁能源基地)、1000万千瓦装机规模。
在目前火电行业普遍亏损的形势下，公司30%左右的毛利率明显高于行业其他公司，说明公司有较强成本控制能力。风电方面，公司已经规划装机容量约为135万千瓦的海陆风力发电场，一期约5万千瓦的风力发电机组将在09年运行，虽然装机较小，但是表明了公司未来的发展将朝着环保、可持续的新能源方向，有公认良好的发展前景。
预计公司2008-2010年每股收益分别为0.46元、0.50元、0.56元，考虑到公司的成本优势和高成长性，给予公司“买入”评级。
