2009年1-6月，全国全社会用电量16526亿千瓦时，同比下降2.24%，6月份当月用电量增速同比增长了4.5%，为去年10月份以来首次转正，较5月大幅增加了7.1个百分点，略超我们的预期。  根据估算，扣除基数原因6月增速约为-1.2%，较5月份增速环比上升了1.4个百分点，而这应与经济好转和天气酷热有关。从基数的角度考虑，预计09年7、8月份的电量增速不会大幅高于6月份，但9月份及以后电量增速会快速上升。

　　6月份发电量同比增长5.2%。其中火电同比增长3.7%，环比增长约9.3%，发电量创年内新高；水电受来水较差影响，同比仅增长7%，较1-5月19.6%的累积增速大幅下滑。

　　1-6月全国全部机组利用小时为2106小时，同比减少265小时(-11.1%)。上半年，受用电增速下滑和装机容量持续高增长的影响，全国全部机组利用小时下滑明显，尤其火电企业同比下降12.2%，这使得在点火价差基本恢复至07年水平情况下，制约了盈利能力的同步回升。随着08年下半年利用小时基数的快速下降，预计09年下半年利用小时将略高于08年下半年水平，09年全年全部机组利用小时下滑约254小时，火电下滑约297小时。

　　7月份，国内煤炭市场呈现出量升价跌的局面。一方面随着用电需求的上升，电厂耗煤增加导致秦皇岛调出量上升，并促使沿海运煤市场触底反弹，反映了国内经济的全面回升。另一方面，山西小煤矿的部分复产和迭创新高的进口量使得煤价出现了一定的下跌。我们预计随着经济复苏和夏季用煤高峰期的持续，需求的回升将会对煤价产生较大的支撑作用，煤价预期企稳。但考虑整体供给能力、山西省小煤矿的复产进程以及进口冲击，煤价上涨空间不大。我们维持前期对于煤价小幅波动的判断。

　　直供电试点通知出台，我们认为对于发电企业、电网企业和大用户三方主体影响各异。对于电网企业，输配电价按电网企业平均输配电价扣减电压等级差价后的标准执行，影响中性；对于大用户，其可直接与发电企业谈判，以获得低电价，影响正面；而对于发电企业，特别是参与的火电企业负面影响较大，在目前电力过剩的背景下，竞争激烈的后果可能导致利用小时提高难以覆盖电价降低影响，实际盈利提高有限。

　　我们维持前期观点：在目前的利润率水平下，主要上市公司09年的市盈率在20～30倍，而市净率平均在3.1左右，并不具备估值优势。在目前市场环境下，投资者将更多关注房地产、煤炭、金融等弹性更大的行业，因此电力行业不存在行业投资性机会，维持“同步大市-A”评级。