7月上旬，河北南部、河南发电量受益于钢铁业复苏，分别同比大幅增加22%和12%，内蒙古、甘肃、青海多数高耗能产业集中地区，降幅有所收窄。7月中旬，南方五省电力需求增速再次明显上升。其中，广东省电力需求增速较上旬微升2个百分点。而广西、云南、贵州、海南四省合计用电量增速也骤升至10%左右。
　　业内人士认为，天气炎热不可能如此大幅促发用电增长10%，工业电力需求、外向型经济好转应是主要因素。随着6月新增固定资产投资同比增长68.1%，远高于上半年的33.6%，以及放贷、投产之间时滞的消除，下游高耗能行业步入复苏周期，用电量转暖可持续。另外，鉴于煤炭产能释放、国际煤价压力等因素，煤价小幅回落或持平的概率较大，对发电量复苏的影响不可小觑。
　　回暖超预期日均发电量节节攀升
　　国家电网公司统调中心最新数据显示，7月上旬，全国日均发电量同比增长3%，虽然增幅较6月末有所收窄（由于2008年端午假期在6月份，全国日均发电量增幅较6月下旬高达7%），但远好于今年以来大部分旬度的增幅。这说明，发电量转正已经企稳整固。
　　数据显示，6月以来，华东、华中、南方发电量恢复较快。7月上旬，华北跃居全国首位。具体来看，7月上旬河北南部、河南发电量分别同比大幅增加，山西、宁夏、云南等高耗能地区发电量也持续好转，并于7月上旬分别实现正增长7.5%、7%、3.4%。业内人士认为，河北、河南发电量的增长受益于钢铁复苏，云南省则与对高耗能企业的支持政策有关。值得关注的是，内蒙古、甘肃、青海等高耗能产业集中的地区，发电量仍同比下降，但降幅有所收窄。东南沿海地区，广东省用电量6月中旬以来持续走高，7月上旬同比达8.10%，高于全国平均水平，反映出外向型经济在逐步好转。
　　到7月中旬，发电量更显乐观，这可从直供电厂的日均耗煤量得到体现。截至7月15日，该指标由4月末的144万吨上升到210万吨，接近2008年的峰值，预计用电量也将创今年新高。
　　转暖可持续下游产业步入复苏周期
　　6月份，钢铁、有色、建材及化工四大行业虽然在GDP贡献值占11%，但占全国用电量的42%。因此，分析人士认为，未来的用电趋势将高度依赖于高能耗工业的恢复情况。
　　从最新数据来看，6月钢铁、水泥单月产量均创近三年新高，单月产量同比增幅也分别高达6%、21%；而电石、有色也基本恢复至近三年来高位运行，增速自6月以来显著回升。
　　从后期来看，钢材价格已经出现回升迹象，有助于刺激钢材生产的积极性。有色金属方面，随着电解铝价格的上涨，预计有100万吨的产能重启。伦敦金属交易所（LME）铜库存大幅下降将有效支撑铜价的高位运行，也将刺激铜生产企业的开工率。另外，受益于4万亿元投资计划，预计水泥行业可维持两位数的增长。
　　此外，6月我国新增固定资产投资同比增长68.1%，远高于1～6月的33.6%。有专家认为，由于汽车、地产等对钢铁、建材等高耗电行业需求增大，因此项目审批、资金到位至真正开工等环节之间可能会有三四个月的时滞。所以从今年下半年开始，钢铁、建材等耗电量较高的工业产品需求才真正开始反弹。而在固定资产投资将高增速的情况下，高耗电行业仍将有望较快增长。
　　专家指出，电力下游高耗能行业逐月复苏迹象的显现，及固定资产投资增速、全国制造业采购经理指数（PMI）指标的良好态势，预计发电量需求回暖的趋势将在下半年延续并有望超出预期。
　　利润提升水电火电分享回暖蛋糕
　　由于需求增速提前返正，火电开工率降幅迅速收窄，盈利明显回升。1～6月，全社会用电量同比降2.2%，单月增速为4.3%，自2008年10月以来首次实现正增长。除经济回暖因素外，高温天气及工作日因素也是用电增速提前返正的重要原因。受需求回升作用，火电利用小时单月降幅仅为3.2%，环比明显收窄。
　　前五个月，电力行业实现利润总额168.8亿元，同比增长14.6%，其中供电亏损60.4亿元，发电则实现利润251.8亿元。火电销售利润率由前两个月1.0%提升至前五个月的3.4%，3~5月实现盈利101亿元，较前两个月大增，已恢复至2007年同期58%的水平。主要火电企业二季度业绩环比明显提高，增幅多在50%~100%。
　　业内人士分析认为，发电与用电量的回暖效应可为两个阶段：回暖初期，由于电力增量有限而水电等清洁能源优先上网且成本低廉，因此增量蛋糕往往由水电优先分享。自今年3～5月，水电吃掉新增电量蛋糕的占比由12%逐月递增至15%。
　　在电量回暖的第二阶段，由于水电靠天吃饭历年平均电量相对稳定，水电扩张能力有限，因此火电将尽享第二阶段的增量蛋糕。直接反应就是火电平均利用小时数的企稳回升，目前火电行业利用小时已经大幅回升，接近去年同期水平。
　　未来走势不明煤价影响不可小觑
　　今年以来，煤炭进口大量增加、出口骤减与政策指导密不可分。近年来，国家多次调整煤炭进出口政策，取消了煤炭出口退税，征收出口关税，并几次上调了出口税率，因此，煤炭出口积极性下降。日前，国家发改委下发2009年第二批煤炭出口配额2500万吨，其增发的程度超过业内预料。据悉，今年全年的煤炭出口配额达到5100万吨，比去年增加7%。据预测，出口配额增加会冲击煤炭进口数量，七、八月煤炭进口将下降，国内煤价将得到进一步的支撑。
　　国内市场方面，6月份以来，我国日均发电量增速逐步由负转正，直供电厂日均耗煤从5月中下旬的160万吨增加至7月初的195.4万吨。6月下旬到7月上旬，秦皇岛港煤炭调出量快速增加，由55万吨增至61万吨。
　　进入5月后，山西小煤窑陆续复产效应，导致7月国内动力煤丰产区大同坑口煤价下滑逾10%。秦皇岛基本稳定，沿海到厂市场煤价有所回落。同时，国际煤价受油价影响上涨逾13%，海运费略有反弹。进入用煤旺季后，秦皇岛港库存回落至572万吨，电厂存煤可用天数也微降至17天，均处合理水平。
　　业内人士认为，鉴于煤炭产能释放、国际煤价压力等因素，下半年煤价小幅回落或持平的概率较大。7月20日，秦皇岛港5500大卡动力煤平仓价在560元/吨，与上半年中枢值570元/吨相比回落2.7%。而7月20日，坑口5500大卡动力煤平仓价已经跌至400元/吨，较上半年均值的445.7元每吨下降10.2%。尤其是近半月来，坑口煤价有加速下跌趋势，预计这一回落将逐步传导至秦皇岛等中转地以及东南沿海等消费地。业内人士认为，即使煤价没有超预期回落，虽然在利用小时回升或企稳在一定高位时，电力企业对于煤价微涨的承受力也较强，但煤价对未来电量复苏的影响不可小觑。

　　连日来，湖北及华中电网用电负荷和日均发电量屡创历史新高，尤其是华中地区用电负荷已逼近1亿千瓦。为减轻华中电网负荷，国电长源荆门热电厂检修人员通宵达旦工作。7月19日，荆门热电厂4号机组顺利并网发电。至此，该厂4台机组全部高负荷运行，力挺湖北和华中电网迎峰度夏。图为国电长源荆门热电厂一角。