目前的电力需求情况是：全社会用电量低迷，工业用电下降较大，三产用电成为亮点。9月全国全社会用电量4563亿千瓦时，同比下降0.2%，1-9月份合计41344亿千瓦时，同比增长0.8%，增速同比回落3.0个百分点。8月电量由于同期基数低同比增长，但由于经济低迷，工业用户开工率不足，同时产业转型减少工业用电需求，9月全社会用电量未延续上月同比增长态势。我们预计短期内电力需求无复苏转机，稳增长措施稳定经济，提升电力需求的效果具有时滞性，最早需至2016年方有可能显现。值得注意的是，第三产业累计用电量保持正增长，抵消部分工业用电需求下降。
目前电力供给情况是：长建设周期和较高盈利导致全国装机增长维持高速，火电利用小时将受需求和装机双重挤压。
1-9月全国6000千瓦以上的装机同比增长9%，其中火电增长7%，水电增长6%，风电和核电等新能源装机快速增长，分别是28%和36%，装机增速明显高于用电增速。全国装机年度累计利用小时同比下降232小时，其中火电下降265小时。未来火电利用小时将因需求下滑和新增装机的持续释放，继续承受较大下行压力。分省份看，西藏、江西、上海装机利用小时增速受需求拉动同比增加，贵州增加主要受益于送出电量提高。此外，7-9月丰水期来水不及同期，水电年累利用小时继续下降。
电价、煤价及盈利：据报道，上网电价或在2015年年底迎来年内的二次下调，全国平均下调幅度或在0.03元/千瓦时，火电收入将再次承压;煤价下降弥补收入下滑，火电预计本年保持较高毛利。截至10月21日，环渤海5500大卡动力煤指数报收384元/吨，较月初下降12元/吨，较去年同期下降113元/吨。预计2016年在稳增长效果显现之前，电力需求仍将维持下滑态势，电价下调进一步减少收入。同时，煤炭企业现金流亏损严重，将减少产能释放，煤炭价格降幅将有所缩窄。我们预计，2016年火电板块高毛利、高利润增长难以维持，但受益于煤价下降可保持约10%的利润增长水平。
新华社受权播发《中共中央、国务院关于推进价格机制改革的若干意见》，除重申之前“管住中间、放开两头”价改思路外，电力方面提出扩大输配电价改革试点范围，逐步覆盖到各省级电网。总体目标：到2017年，竞争性领域和环节价格基本放开。我们认为,高层重申电改思路，设定时间点，彰显政府加速推进电改的决心。《价改意见》提出试点将再次扩围，逐步覆盖到各省级电网;输配电成本专项监管工作也将于10月底结束。前期试点和成本摸底的基础性工作已奠定基础，预计未来输配电价核定进度明显加快，范围将显著扩大。六大电改核心配套文件预计近期出台，电改催化剂再次临近。
从以上情况看应关注电改背景下的地方电网企业整合售电机会，关注布局景气度向上产业的公司。1)关注电改和国企改革催化剂。电改方面，核心配套文件预计近期出台，重点关注已有售电牌照的地方电网公司扩大售电区域的机会;国企改革方面，重点关注打造成综合能源平台的资产注入和引入战投的投资机会。2)关注基于现金流优势，布局或转型新能源、天然气加气站等未来景气度向上的产业的公司。3)产业西移，西部电力需求增速较高，具有区域性机会。
