中电联近日公布了2008年1～8月份全国电力工业生产简况。1～8月，发电量同比增长10.9%，其中水电、火电、核电发电量分别同比增长18.8%、9.0%和17.9%；1～8月，平均利用小时3237小时，同比降低116小时，降幅3.46%；其中水电2431小时，同比增长88个小时，升幅3.76%；火电3408小时，同比降低151小时，降幅4.24%；1～8月，新投产装机5178.34万千瓦，其中火电3681.09万千瓦，水电1292.03万千瓦，风电186.62万千瓦。

 

　　一、重新审视发电增速下降背后的原因

 

　　1～8月发电量同比增长10.9%，增速同比下降5.4个百分点，降幅继续扩大；与1～7月增速相比，下降1个百分点。8月单月电量增速5.14%，成为十年来非长假月份的最低增速；较去年同期下降9.9个百分点，较7月增速下降3个百分点。

 

　　二、新增装机继续回落，但利用小时不容乐观

 

　　1～8月份，新增火电装机3681.09万千瓦，同比回落24.96%。8月单月新增装机(587.15万千瓦)大幅低于去年同期(912万千瓦)。根据中电联预测，2008年基建新增装机9000万千瓦，扣除1500万千瓦的水电和300万千瓦的风电新增装机，新增火电装机7200万千瓦。考虑1300万千瓦的关停小机组，2008年新增火电装机仅有5900万千瓦，装机增速为10.6%左右，与我们之前预期基本一致。1～8月全国火电平均利用小时为3408小时，同比降低151小时，下滑幅度再次扩大。除缺煤停机继续影响火电出力之外，电力需求的回落以及水电出力的增加都促成了火电利用小时的再度恶化。1～8月全国火电累计发电增速仅为9%。电力需求回落时，火电出力将首当其冲受限。我们认为全年火电发电增速可能低于整体发电增速(11%～12.5%)。基于10.6%的装机增速判断，利用小时见底的时间可能有所推迟，但我们仍维持09年回升的预测。

 

　　三、8月水电出力增加

 

　　从长江来水情况下，8月葛洲坝出库流量略高于去年同期，与多年平均流量持平。从目前数据来看，9月来水较8月更为乐观，明显高于去年同期和多年平均水平。1～8月水电累计利用小时为2431小时，同比增加88小时，增速(3.76%)较1～6月(3.65%)略有回升。

 

　　四、供给回落主导行业景气上升，能源价格改革或带来惊喜

 

　　1、行业短期盈利不容乐观

 

　　受淡季因素等影响，8月市场煤价出现了一定程度的回落。但冬储煤旺季的来临等和小煤矿事故频发从需求和供给两方面都给予短期煤价较强的支撑。因此我们判断，煤价在短期企稳后可能面临反弹。进入2009年后，需求下滑的因素对煤价的冲击将日益明显，高位回落的趋势可能无法避免。因此，对电力行业来说，2008年全年整体业绩大幅下滑已成定势，部分企业扭亏存在困难。即使2009年煤价维持相对稳定，火电企业的盈利能力仍将不及07年。我们大致测算，行业优质龙头公司如华能国际，国电电力等ROE水平09年有望接近8%的水平，但仍低于合理回报。预计行业平均的ROE水平低于5%，长期看不足以支撑行业持续发展。

 

　　2、供给回落主导行业景气上升，能源价格改革或带来惊喜

 

　　7月1日和8月20日的电价上调体现了政府快速和灵活的反应能力。尽管其驱动因素可能是当时全国大面积缺电的压力，但是我们仍认为经济转型和“节能减排”是政府行为背后不可逆转的大思路。但是不可忽视的是，调价对政府而言意味着下游企业利润受损以及物价水平的抬高，在目前仍不稳定的经济形势下，可能不利于“一保一控”目标的实现。两种思路的博弈将最终决定能源价格改革的实施与否和实施时机。

 

　　我们倾向于对政府能源价格改革保持乐观。据此，我们坚持认为目前电企低盈利能力的局面是暂时的，销售电价短期内上调的概率较大，为进一步的煤电联动创造条件，后者最晚可能于2009年实施。

 

　　尽管目前需求和供给(装机)双回落对电力行业来说是喜忧参半，但就中长期需求而言，即使经济出现恶化，我们仍对政府的调节能力(尤其是政府基建投资对经济的拉动)保有信心。因此，供给回落将主导这轮行业景气的上升周期。我们维持电力行业在08年是景气见底，防御转进攻的一年，有望战胜大盘，该趋势有望在09年得以持续。建议机构投资者可增加电力行业配置比重，维持对行业“推荐”评级