2008年1-8月份，全国全社会用电量23324亿千瓦时，同比增长10.19%，继续回落。8月份，全国用电量增长仅5.38%，主要原因是出口回落导致沿海地区用电需求增速下滑和奥运地区用电下滑。

　　8月份全国发电量增速为5.1%，火电发电量增速仅为1.8%，一方面因为水电出力较好，另一方面因为火电企业发电积极性不高。

　　煤炭库存大幅增长：

　　由于政府对电煤价格实行临时限价，电煤价格不能完全反映市场供求关系。但近期煤炭库存大增，其中秦皇岛煤炭库存比正常时期高约300万吨；直供电厂的煤炭库存也同比增长42%，反映煤炭需求不旺。

　　我们预计煤炭价格在短期内有回落的压力，但后期走势还有待观察：(1)各地加强小煤矿安全检查，和煤炭企业的整合将抑制煤炭产量的增长；(2)季节性需求，随着冬季的到来，水电出力下降和冬储煤的需求，有可能导致煤价再度上扬。顶 点 财 经

　　电力行业走过最艰难时期

　　虽然电力需求回落有可能导致发电设备利用小时回暖推迟，但我们认为在电价、煤价和发电设备利用小时三大因素中，前二者的影响远大于后者。我们认为政府将继续调整电价，以使电力行业的盈利能力回复正常。

　　2008年两次调整电价，使得电力行业走过了最困难的时期。但同时我们也认为电力行业的盈利恢复需要时间。

　　市场已反映预期，维持“中性”评级

　　近期内，电力板块具有较强的抗跌，我们认为市场已充分反映了电价将继续上调的预期。我们认为电力板块目前估值较为合理，维持“中性”评级。

　　我们建议关注(1)能源结构多样化，抗风险能力较强的公司，如国电电力(6.18,0.16,2.66%)；(2)产业政策支持、成长性良好的公司，如宝新能源(6.18,-0.05,-0.80%)，金山股份(5.07,0.07,1.40%)。

　　用电需求大幅下滑

　　2008年1-8月份，全国全社会用电量23324.34亿千瓦时，同比增长10.19%，比1-7月份回落0.72个百分点。

　　当月用电量增速继续走低。8月份全社会用电量为3198亿千瓦时，同比增长5.38%，为近3年来的最低。

　　从分地区来看，8月份用电量下滑最明显的地区是受奥运影响的地区，如北京、天津、河北，用电量增速分别为-3.64%、-1.74%和-4.36%；其次是东部沿海地区，其中江苏、山东、上海、浙江的用电增速分别为0.32%、0.35%、1.76%和3.87%。用电量高速增长的地区主要是西部地区以及中部的河南省。

　　由此可见，全社会用电增速迅速回落的主要原因在于：摇钱术：曝光主力最新操作动向

　　(1)出口下滑导致的外向型经济地区用电量增速下降。据统计，广东、江苏、山东、浙江的用电量约占全国用电量的35%。由于受国际大环境影响，今年以来我国出口不畅，以外向型经济为主的地区用电下滑成为全社会用电增速下降的最主要原因。

　　(2)受奥运影响的地区用电量下滑明显。为保障今年8月份的北京奥运会成功举办，华北地区部分行业和企业采取了限产措施，导致这些地区8月份用电量大幅下滑。

　　(3)火电企业因煤价高企、盈利状况不佳而发电积极性不高。2008年以来，煤炭价格大幅上涨，导致电力企业不堪重负，虽然国家发改委在7月1日和8月20日两次提高电价，但不足与弥补火电企业的亏损，使得火电企业发电积极性下降。

　　另外，气候因素也对全社会用电量增速放缓有一定影响。据气象局统计，今年8月份全国平均气温为20.7℃，较去年同期(21.5℃)低0.8℃，全国大部分地区没有出现明显的或持续的高温天气，导致用电负荷增长不大。

　　总体上看，经济放缓是导致需求回落的主要原因。一方面，美国次贷危机愈演愈烈，正在由金融领域向实体经济扩散。美国是中国最重要的贸易伙伴之一，中国对出口(特别是对美国出口)的依赖程度较高，美国次贷危机将会降低美国国内消费需求从而影响中国对美国的出口；另一方面，中国经济的重要支柱——房地产业陷入低迷，房地产业对过去中国经济增长功不可没，房地产行业的低迷不可避免地影响到相关的钢铁、建材等行业。

　　根据光大证券研究所宏观部预测，2008年中国的GDP增速将回落至9.5%，明年将约为9%。按照电力弹性系数1.2计算，预计2008年-2009年我国的用电需求将回落至11.4%和10.8%。

　　火电增速继续大幅走低

　　1-8月份，全国规模以上电厂发电量23229.3亿千瓦时，比去年同期增长10.9%。其中，水电3399.48亿千瓦时，同比增长18.8%；火电19201.62亿千瓦时，同比增长9.0%；核电453.85亿千瓦时，同比增长17.9%。

　　从单月发电增速来看，8月份全国发电量增速为5.1%，火电发电量增速仅有1.8%，环比回落3.0和4.3个百分点。火电发电量增速低于全部发电量增速，一方面是由于丰水期水电设备较好出力，另一方面反映在煤炭价格高居不下的背景下，火电企业的发电积极性并不高。

　　发电量增速放缓，导致全国发电设备利用小时继续下降。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。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。

　　煤炭价格走势回顾及预测

　　自6月19日和7月24日国家发改委两次发布公告，对电煤价格实施临时干预。第一次电煤限价之后，电煤价格继续大幅上涨；第二次电煤限价后，坑口价和秦皇岛港口价一直维持在高位，不能完全反映市场供求关系。

　　坑口价：自7月20日起，热值为6000大卡和5500大卡的大同优质动力煤坑口价(不含税)一直维持在620元/吨和585元/吨。

　　中转价：从秦皇岛港口价来看，普通动力煤的价格已开始回落，而优质动力煤的价格依然保持稳定。

　　但是，短期动力煤价格存在下调的压力。

　　(1)库存迅速增加。截至2008年9月21日，秦皇岛港务集团存煤873.1万吨，其中内贸存煤836.7万吨，比正常情况高约300万吨。8月份直供电厂的煤炭库存为2795万吨，比上月末增加834万吨，增长幅度达到42.5%。港口、电厂库存较高的主要原因是煤炭需求放缓。由于8月份社会用电需求回落和水电出力回升，促使8月份火电生产增速继续放缓至1.8%，相应减少煤炭需求。8月份直供电网的电煤消耗总量为6225.4万吨，环比减少了396.7万吨，下降幅度为6.0%。

　　(2)国际煤炭价格回落的影响。在国际油价下跌后，国际煤价出现补跌。截至9月21日澳大利亚纽卡斯尔港口动力煤价格为145美元/吨，而在7月份该价格最高达到201美元/吨。目前，国际煤炭价格仍高于国内煤炭价格，不足以对国内煤炭价格构成压力，但国际煤炭价格的回落改变了市场预期，抑制了国内煤炭流通环节的投机气氛。

　　我们认为国内煤炭价格的回落是暂时的，而且回落幅度有限，煤价的长期走势仍需观察。主要原因将影响煤价的走势：

　　(1)煤矿资源整合和安全治理整顿对于小煤矿产量的影响。我国煤炭企业数量众多，行业集中度低。粗略估计，目前我国约有1.6万处煤矿，其中小煤矿约占90%，小煤矿的产量约占我国煤炭产量的1/3。众多的小煤矿私挖滥采，不仅浪费资源，而且安全事故频繁。据统计，2007年小煤矿百万吨死亡率是国有重点煤矿的8倍。近期，山西的溃坝事故、河南登封煤矿事故、黑龙江鹤岗煤矿事故，将使各地进一步加强对于煤矿的安全检查和治理整顿。9月份，山西省发布《关于加快推进煤矿企业兼并重组的实施意见》开始整合煤炭企业，而河南省也开始对全省的小煤矿进行全部无条件地停工停产整顿。地方政府对煤矿安全生产的高度关注和煤矿资源的整合，将对煤炭产量的增长有一定的影响。

　　(2)季节性因素。随着冬季临近，水电发电能力将会大幅下降，而供暖储煤需求的增加将再次提高煤炭需求，使煤炭供求紧平衡趋于紧张，有可能带来冬季市场煤价的再度上扬。

　　电力行业：黑暗即将过去

　　我们维持前期观点：电力行业已走过最艰难的时期，行业盈利能力将逐步好转。

　　影响电力行业的三大因素是：电价、煤价和发电设备利用小时。在中国经济增速放缓的预期下，用电需求增速回落，并带来煤炭价格、发电小时的回落，但我们认为电力行业盈利对电价、煤价的敏感性远高于对发电小时的敏感性。电价和煤价仍是影响电力行业盈利的关键因素。

　　电价：政府在7月1日和8月20日两次调整上网电价，全国上网电价平均调整3.75分/kwh，可弥补标煤价格上涨100元/吨。虽然两次电价上调并不能完全弥补煤价的上涨，但在一定程度上缓解了电力行业的经营困境。

　　我们认为电力行业是关系国计民生的基础行业，若电力行业持续亏损，将会影响到社会发展和经济增长。电价的上调受CPI、下游行业的承受能力等多种因素影响，难以一步到位。目前，CPI指数已回落为电价上调腾出空间，我们预计电价尚需调整2-3次才能使电力行业的盈利能力恢复至正常水平。

　　煤价：短期内煤价有下调的压力。我们认为明年合同煤价仍有上涨的空间，但市场煤价将维持稳定或有所下调。

　　综合来看，我们认为电力行业将逐步走上盈利能力回归之路。

　　投资建议：维持“中性”评级

　　虽然电力行业的经营状况将逐步好转，但从估值来看，目前电力板块的估值较高(我们认为在现阶段较好反映电力板块的估值方法是市净率法(P/B)，电力板块的合理估值应为2倍左右，目前基本电力板块的平均P/B为2倍，主要公司的P/B在1.5~3)，已充分反映了这一预期，因而我们维持行业“中性”评级。

　　我们建议关注：(1)电源结构多样化，具有较强抗风险能力的公司，如国电电力(600795)；(2)政策支持、成长性良好，却被市场“错杀”的股票：如宝新能源(000690)、金山股份(600396)。