第二产业增速的放缓是导致8月份国内用电需求呈现快速回落态势的主要原因，发电设备利用小时数见底的时间将由原先预期的2008年向后有所延迟。煤价及海运价格回调有利于缓解火电企业成本压力，煤电联动仍有再次实施的可能性，维持电力行业“增持”的投资评级。

　　8月份国内用电量增速降至5.38%。随着宏观经济增速逐步放缓，6、7、8月份，全国全社会用电量同比分别增长8.35％、7.74%和5.38%，需求转弱的趋势明显。我们认为虽然第二产业增速的放缓是电力需求转弱的主要原因，但是考虑到奥运、电煤供应、南方降水较往年偏多等因素的影响，6-8月份用电量增速下滑如此迅速确实也存在一定程度的偶然性。我们预期到4季度全社会用电量增速将有望出现一定程度的回升，预计全年用电量增速仍将保持在10％以上。

　　新增生产能力中火电占比进一步下降。1-8月份全国新增生产能力5178.34万千瓦，较2007年同期下降13.36%。从全国新增装机容量的构成来看，火电的比重逐步下降，而水电的比重快速上升。火电占同期全国新增装机容量构成的比例由2007年的82.1%下降至目前的71.1%，而水电占比则由12.9%提升至25.0%。考虑到水电机组由于受到上游来水状况的影响，季节波动性较大，全年平均利用小时数一般低于火电机组约1800-2000小时，而风电的全年平均利用小时数更低，因此水电及风电机组装机容量比例的提升事实上有利于既有火电机组全年平均利用小时数的提升。

　　发电设备利用小时数见底的时间将由原先预期的2008年向后有所延迟。由于电力需求整体增速放缓且水电设备出力情况明显好于去年同期，导致近期火电设备平均利用小时数出现大幅下滑，7、8月当月火电设备平均利用小时数分别比上年同期下降52小时和49小时。考虑到全社会用电量增速低于预期，因此发电设备利用小时数见底的时间将由原先预期的2008年向后有所延迟，2009年上半年全国发电设备利用小时数仍会有小幅下滑，但下滑幅度将在2008年的基础上进一步收窄。

　　煤价及海运价格回调缓解火电企业成本压力。市场煤价回调有利于合同煤履约率的提升，考虑到2008年上半年合同煤实际履约率不足50％，市场煤价格下跌以及合同煤履约率的提升将为火电企业煤炭成本压力的缓解带来双重利好。而秦皇岛港及主要电厂煤炭库存的高企无疑将进一步缓解电煤矛盾，有利于火电企业的正常生产。

　　煤电联动仍有再次实施的可能性。两次电价上调仍难以消化电煤价格的大幅上涨，电力行业利润率远未恢复至合理水平。而电网企业亦难以长期承受补贴压力，电价仍有再次调整的可能。

　　维持电力行业整体“增持”评级。决定电力行业业绩的两个最重要因素电价及煤价均处在逐步变得对电力行业有利的过程当中，而电力需求的转弱对于具有机组效率优势的电力行业上市公司来说影响则相对较为有限。在电力行业目前的盈利状况已处于历史最差阶段的情况下，未来的任何政策面或市场面利好将使得行业景气重新进入上升通道。我们仍维持对电力行业整体“增持”的投资评级。