| 供需关系不容乐观火电发电小时下降短期难改根据我们的预测09年用电需求增速约为2%-5%，装机容量增速约为7%，由此预计09年发电小时回落2-6个百分点；由于水电有优先发电权，预计水电发电小时保持平稳（视来水情况而定）；如水电平稳，预计火电发电小时回落4-8个百分点（考虑到新建水电的投产），创历史新低。 煤炭价格反弹企稳属短期现象预计未来会进一步下跌扣除增值税调整，煤炭价格近期反弹实际只有3%；煤炭供需关系及国际煤价走势对国内煤炭价格造成一定压力；预计待供热高峰期过后以及合同煤签订后，市场煤将进一步下跌；保守预计秦皇岛大同优混09年下跌到08年初550元/吨水平，乐观预计会回落到07年中期530元/吨水平。具体要视宏观经济及煤炭限产政策执行的情况而定。 南方、华中、华东等地区更受益于煤价、电价调整2008年两次提价，区域幅度差别较大，主要原因由于08年中期各地煤炭价格涨幅差别很大，国家发改委根据各地煤炭价格涨幅测算各地电价涨幅；而煤炭涨幅较大地区回调幅度也较大，总体来讲南方、华中、华东等地区更受益于煤价、电价调整。 行业09年盈利回升基本确定电力企业09年盈利企稳回升确定，回升幅度取决于上游煤炭行业的价格走势，如若综合煤价较08年下降10%以上，行业盈利有望回升到07年水平。 通过PE及PB比较行业估计较为合理目前火电行业估值基本反映了中性（综合煤价下跌10%）假设下的水平，如果煤炭价格下跌幅度超过预期（综合煤价下跌15%），未来行业相对大盘估值会进一步提升。 投资策略火电，寻找典型受益与煤价及电价调整的公司；水电，预计经济长周期下的投资选择；把握交易性投资机会（煤炭价格回落带来的交易性投资机会；超跌反弹机会带来交易性投资机会）。 投资风险电价下调风险：在“乐观”预期下电力行业并不暴利，考虑到行业能够稳定运营，短期国家不可能再次牺牲电力行业利益，预计全国范围内整体下调电价的可能性较小；部分地区实施直供大户的可能性较大，在大用户直购电或电力竞价上网的情形下，发电企业将主动降低上网电价以争取更多的发电量，但仍有合理盈利。 |
