11月份发、用电量同比增长26.9%、27.6%，1-11月累计发、用电同比增长5.2%和4.8%，单月发、用电同比增长26.9%和27.6%，环比增长3.7%和4.8%，来水偏枯下火电增长更快。发电量大幅回升反映了低基数(去年11月增速最低)；但即使同07年11月比，年均复合增速仍可达8.4%，说明下游用电恢复速度较快，其中钢铁、电力行业回升仍是主因。11月各省市用电同比增速都在10%以上，需求恢复延续“向高耗能区域转移”的趋势。
11月份水、火电利用小时分化加剧，火电同比大增35%前11月累计新增装机6902万千瓦，高于08年同期的6796万千瓦，11月单月火电新增装机747万千瓦，同比下降16%；水电装机230万千瓦。
水、火电利用小时数分化加剧。9-11月单月水电利用小时数分别同比下降10.9%、0.3%和33.1%，下降幅度扩大，是今年秋汛来水偏枯所致；火电则分别同比增长2.9%、11.4%和34.7%，已连续4个月为正，受重工业快速恢复、低用电基数、来水偏枯作用增幅扩大。
需求回升、电厂库存回补支撑电煤价格持续上涨11月份秦皇岛煤炭库存受天气扰动，先升后降。至12月11日，山西坑口煤价除大同动力煤上涨6%外，其余基本稳定；秦皇岛动力煤平仓价受重工业用电快速恢复及冬储煤需求刺激、电厂回补库存影响平均上涨17%，涨幅扩大。短期内上涨势头较难改变，而2010年全球经济预期比09年要乐观很多，加之大宗商品的涨价意味着油价、煤价走高的概率较大。
电煤订货会取消，电价管制未放，电改之路漫长12月15日，国家发改委下发《关于完善煤炭产运需衔接工作的指导意见》，取消电煤订货会，拟调整煤电联动中电企消化比例，但控制联动上限。电改涉及多方利益，不可能一蹴而就，尽管在进程中但短期看不到实质影响。
投资机会仍需等待我们认为3Q09是火电行业盈利阶段性高点，4Q以来煤价上升部分吞噬了用电量快速上升带来的利润增加。鉴于电煤2010年继续上涨的概率较大，火电暂无投资机会。对水电公司而言，09年全国主要流域水情不佳，且09年汛末来水不佳必定影响2010年一季度的电量，考虑到市场可能对负面因素的过度反应，因此建议在2010年一季度末可考虑适当增加水电配置。
