行業數據：1-9 月全社會用電量26269.99 億千瓦時，同比增長9.67%；規模以上機組發電量26072.18億千瓦時，同比增長9.9%；全國發電設備累計平均利用小時為3632 小時，同比下降138 小時；電源基建投資2166.28 億元，新增生產5647.89 萬千瓦。

　　主要上市公司前三季度財務數據：

　　華能國際累計發電1403.75 億千瓦時，同比增長12.73%；實現營業收入501.2 億元，同比增長36.7%；最終歸屬于母公司凈利潤為-26.3 億元，同比下降158%。

　　大唐發電累計發電963.809 億千瓦時，同比增長11.3%；實現營業收入274.5 億元，同比增長15%；最終歸屬于母公司凈利潤為-1393.6 萬元，同比下降100.52%。

　　國電電力累計發電482.2 億千瓦時，同比增長8.93%；實現營業收入129.32 億元，同比增長2.35%；最終歸屬母公司凈利潤為0.82 億元，同比下降93.46%。

　　行業觀點：沿海南方電廠或業績先回穩

　　點評：

　　行業關注重點1——電力供需：全國單月用電增速有所好轉，由8 月的5.38%上升到9 月的6.16%，但仍屬于歷史上的低點，較上年同比增速下降7.58 個百分點。用電大省增速好轉較明顯，廣東、江蘇、山東9 月單月用電增速分別為6.57%、5.34%和5.41%，增速分別較上月回升0.81%、4.99%和5.09%，但較上年增速下降6.89%、8.32%和9.04%。令人擔心的是，我國北方地區（北京、天津、河北、山西、吉林等地）用電增速較上月繼續惡化。接下來，我們結合上市公司電廠的運行狀況作進一步的分析。

　　重點上市公司分析：我們選取華能、大唐和國電下屬火力發電廠作為抽樣樣本觀察，發現在華北地區機組發電情況明顯變差。即使是考慮到奧運會對三季度單季度可能的影響，多個電廠今年以來有2 個季度及以上出現發電量同比下降，也能夠一定程度上說明該地區經濟活躍程度在降低。

　　相對而言，從樣本電廠表現來看，南方廣東、福建等地區機組發電情況仍比較良好。

　　綜合全國各地區逐月發電量增速變化、及上市公司下屬電廠發電量增速變化情況來看，所謂奧運對電力需求的影響或許并沒有想象的那么大，而假設以電力需求增速作為經濟增長的先行指標來看，則其實從年初開始經濟增速放緩就已經有苗頭。

　　而在整體經濟放緩的背景下，機組投產進度趨緩只是可能使總體機組利用小時降幅縮窄。從累計利用小時的同比變化來看，1-9 月只有海南（369）、廣東（212）、安徽（177）、新疆（159）、甘肅（148）和山東（91）這六個省市的累計值同比是正向增長的。

　　未來，各地區機組利用小時將因為其近期新建機組投產規模的差異，出現更加明顯的分化。例如：山西今年預計將投產751 萬千瓦機組，相當于07 年底當地總裝機容量的24%，將對明年當地機組利用小時產生直接影響。而廣東地區大量在建機組要到2009 年底及2010 年才陸續投產，所以近期來看，其機組利用小時即使受到經濟增速放緩影響有所下降，但降幅也比較有限。

　　行業關注重點2——電煤供需及價格。9 月全國、火電、水電的單月機組發電增速分別為3.4%、2.7%、5.7%，與上月增速相比，分別下降1.7%、上升0.9%、下降12.2%，較上年增速下降12.1%、6%、45.4%。前9 月因為火電累計發電增速僅為8.2%，使得全國發電累計耗用原煤增速僅為9.7%；而今年以來，發電用原煤增速一直持續低于原煤產量增速。

　　7 月下旬開始，秦皇島煤炭庫存持續增加，一方面是受到第二次發改委限煤令影響，中間流通環節繼續囤積的熱情有所衰退；另一方面，持續低迷的火電用煤需求與快速增長的原煤產量增速的剪刀差走勢，最終也使得“電、煤”之間的供需緊張出現了緩解。因此秦皇島平倉價格已經出現了持續下降，從最高峰時的1070 元/噸，到目前大約850 元/噸，跌幅近20%。那么，上市公司的原煤采購價格是否也反映了這一情況呢？

　　重點上市公司一：華能國際9 月原煤采購價格已出現回落。公司第三季度電煤價格環比漲幅超過20%，單位燃料成本同比增長約70%，為各季度之最。但是通過業績說明會我們了解到，其單月綜合原煤采購價格在8 月已經見頂，9 月為659.23 元/噸，基本與7 月持平，較8 月回落9.2%。

　　重點上市公司二：大唐發電10 月原煤價格明顯回落。前三季度公司標煤單價達到557.11 元/噸，同比漲幅41%。大唐下屬主要電廠供應京津塘地區，三季度為保證奧運用電，公司部分電煤采購價格甚至高出上網電價所對應的成本價，出現邊際貢獻為負的情況。對此，公司在四季度對這類原煤一概拒收，寧可降低發電量，從而使其10 月采購原煤成本出現明顯下降。

　　重點上市公司三：國電電力坑口煤價略有回落。1-2 季度公司累計采購標煤單價為480 元/噸，同比33%；1-3 季度標煤單價上升到540 元/噸，同比上漲54%。其中，大同坑口地區三季度煤價同比上漲約70%，從而造成下屬大同電廠和大同二電單季度虧損超過2 億元。三季度末，隨著供應緊張緩解，公司原煤采購價格略有回落。

　　從上述重點上市公司原煤價格今年以來的變動情況看，本次電煤價格上漲大致是經歷了這樣一個過程：坑口運輸緊張->沿海平倉價格飆升->坑口價格上漲->需求下降，供需緊張緩解->平倉價格大幅回落->坑口價格略有回落。那么未來電煤價格趨勢會如何變化呢？

　　我們覺得，目前煤炭行業在相對集中度上要勝于電力企業，因此在傳統冬季用煤高峰期間，通過限產保價的方式或許將一定程度上抑制市場煤價的回落。但是無論是電力行業、還是煤炭行業都只是經濟增長的能源供應商，逃離不了宏觀經濟的走勢。因此經濟增速減緩的大背景下，煤炭限產也僅僅能維持煤價下行平穩，而不會阻止其下行的態勢。

　　行業判斷——“福兮禍所伏，禍兮福所倚”。火電企業目前成本占比中第一位的是燃料，因此在經濟增速減緩、煤炭價格逐步下行的背景下，度電燃料成本下降；同時，經濟增速減緩也將影響用電需求增速，度電折舊成本會有所上升；另外，央行持續降息也為高負債率的電力企業的度電財務成本減輕負擔。

　　而綜合各項成本占比，火電企業度電盈利能力好轉趨勢逐漸明朗，上調行業評級至“推薦”。根據煤價的傳導路徑，沿海電廠將先感受到煤價回落，同時結合各地電力供需狀況來看，預計沿海南方電廠的業績將首先回穩。相較而言，在上述三家重點公司中，華能國際相對更好。

來源：中國證券報