行业数据：1-9 月全社会用电量26269.99 亿千瓦时，同比增长9.67%；规模以上机组发电量26072.18亿千瓦时，同比增长9.9%；全国发电设备累计平均利用小时为3632 小时，同比下降138 小时；电源基建投资2166.28 亿元，新增生产5647.89 万千瓦。
主要上市公司前三季度财务数据：
华能国际累计发电1403.75 亿千瓦时，同比增长12.73%；实现营业收入501.2 亿元，同比增长36.7%；最终归属于母公司净利润为-26.3 亿元，同比下降158%。
大唐发电累计发电963.809 亿千瓦时，同比增长11.3%；实现营业收入274.5 亿元，同比增长15%；最终归属于母公司净利润为-1393.6 万元，同比下降100.52%。
国电电力累计发电482.2 亿千瓦时，同比增长8.93%；实现营业收入129.32 亿元，同比增长2.35%；最终归属母公司净利润为0.82 亿元，同比下降93.46%。
行业观点：沿海南方电厂或业绩先回稳
点评：
行业关注重点1——电力供需：全国单月用电增速有所好转，由8 月的5.38%上升到9 月的6.16%，但仍属于历史上的低点，较上年同比增速下降7.58 个百分点。用电大省增速好转较明显，广东、江苏、山东9 月单月用电增速分别为6.57%、5.34%和5.41%，增速分别较上月回升0.81%、4.99%和5.09%，但较上年增速下降6.89%、8.32%和9.04%。令人担心的是，我国北方地区（北京、天津、河北、山西、吉林等地）用电增速较上月继续恶化。接下来，我们结合上市公司电厂的运行状况作进一步的分析。
重点上市公司分析：我们选取华能、大唐和国电下属火力发电厂作为抽样样本观察，发现在华北地区机组发电情况明显变差。即使是考虑到奥运会对三季度单季度可能的影响，多个电厂今年以来有2 个季度及以上出现发电量同比下降，也能够一定程度上说明该地区经济活跃程度在降低。
相对而言，从样本电厂表现来看，南方广东、福建等地区机组发电情况仍比较良好。
综合全国各地区逐月发电量增速变化、及上市公司下属电厂发电量增速变化情况来看，所谓奥运对电力需求的影响或许并没有想象的那么大，而假设以电力需求增速作为经济增长的先行指标来看，则其实从年初开始经济增速放缓就已经有苗头。
而在整体经济放缓的背景下，机组投产进度趋缓只是可能使总体机组利用小时降幅缩窄。从累计利用小时的同比变化来看，1-9 月只有海南（369）、广东（212）、安徽（177）、新疆（159）、甘肃（148）和山东（91）这六个省市的累计值同比是正向增长的。
未来，各地区机组利用小时将因为其近期新建机组投产规模的差异，出现更加明显的分化。例如：山西今年预计将投产751 万千瓦机组，相当于07 年底当地总装机容量的24%，将对明年当地机组利用小时产生直接影响。而广东地区大量在建机组要到2009 年底及2010 年才陆续投产，所以近期来看，其机组利用小时即使受到经济增速放缓影响有所下降，但降幅也比较有限。
行业关注重点2——电煤供需及价格。9 月全国、火电、水电的单月机组发电增速分别为3.4%、2.7%、5.7%，与上月增速相比，分别下降1.7%、上升0.9%、下降12.2%，较上年增速下降12.1%、6%、45.4%。前9 月因为火电累计发电增速仅为8.2%，使得全国发电累计耗用原煤增速仅为9.7%；而今年以来，发电用原煤增速一直持续低于原煤产量增速。
7 月下旬开始，秦皇岛煤炭库存持续增加，一方面是受到第二次发改委限煤令影响，中间流通环节继续囤积的热情有所衰退；另一方面，持续低迷的火电用煤需求与快速增长的原煤产量增速的剪刀差走势，最终也使得“电、煤”之间的供需紧张出现了缓解。因此秦皇岛平仓价格已经出现了持续下降，从最高峰时的1070 元/吨，到目前大约850 元/吨，跌幅近20%。那么，上市公司的原煤采购价格是否也反映了这一情况呢？
重点上市公司一：华能国际9 月原煤采购价格已出现回落。公司第三季度电煤价格环比涨幅超过20%，单位燃料成本同比增长约70%，为各季度之最。但是通过业绩说明会我们了解到，其单月综合原煤采购价格在8 月已经见顶，9 月为659.23 元/吨，基本与7 月持平，较8 月回落9.2%。
重点上市公司二：大唐发电10 月原煤价格明显回落。前三季度公司标煤单价达到557.11 元/吨，同比涨幅41%。大唐下属主要电厂供应京津塘地区，三季度为保证奥运用电，公司部分电煤采购价格甚至高出上网电价所对应的成本价，出现边际贡献为负的情况。对此，公司在四季度对这类原煤一概拒收，宁可降低发电量，从而使其10 月采购原煤成本出现明显下降。
重点上市公司三：国电电力坑口煤价略有回落。1-2 季度公司累计采购标煤单价为480 元/吨，同比33%；1-3 季度标煤单价上升到540 元/吨，同比上涨54%。其中，大同坑口地区三季度煤价同比上涨约70%，从而造成下属大同电厂和大同二电单季度亏损超过2 亿元。三季度末，随着供应紧张缓解，公司原煤采购价格略有回落。
从上述重点上市公司原煤价格今年以来的变动情况看，本次电煤价格上涨大致是经历了这样一个过程：坑口运输紧张->沿海平仓价格飙升->坑口价格上涨->需求下降，供需紧张缓解->平仓价格大幅回落->坑口价格略有回落。那么未来电煤价格趋势会如何变化呢？
我们觉得，目前煤炭行业在相对集中度上要胜于电力企业，因此在传统冬季用煤高峰期间，通过限产保价的方式或许将一定程度上抑制市场煤价的回落。但是无论是电力行业、还是煤炭行业都只是经济增长的能源供应商，逃离不了宏观经济的走势。因此经济增速减缓的大背景下，煤炭限产也仅仅能维持煤价下行平稳，而不会阻止其下行的态势。
行业判断——“福兮祸所伏，祸兮福所倚”。火电企业目前成本占比中第一位的是燃料，因此在经济增速减缓、煤炭价格逐步下行的背景下，度电燃料成本下降；同时，经济增速减缓也将影响用电需求增速，度电折旧成本会有所上升；另外，央行持续降息也为高负债率的电力企业的度电财务成本减轻负担。
而综合各项成本占比，火电企业度电盈利能力好转趋势逐渐明朗，上调行业评级至“推荐”。根据煤价的传导路径，沿海电厂将先感受到煤价回落，同时结合各地电力供需状况来看，预计沿海南方电厂的业绩将首先回稳。相较而言，在上述三家重点公司中，华能国际相对更好。
