下半年火电运营环境将好于上半年，本年度电力需求预期增幅将达12%，总装机容量增幅维持在14.7%，火电设备利用小时同比降幅收窄至4.6%。南方、华东和华北仍是电力缺口最大的地区。预期3季度用电高峰过后，煤价可能小幅下跌。若年内国内贷款利率上调，则对电力企业财务成本构成较大压力。总体而言，火电企业业绩表现将好于年初预期，但要警惕2007年电力市场由供求平衡走向供过于求后所引发的市场竞争加剧、成本控制难度增大的风险。
下半年电力运营环境好于上半年
今年以来全国电力供需形势继续朝着缓和的方向发展，表现在发电量增幅继续放缓，电力设备利用小时下降，缺电省份大幅减少。2006年上半年，全国发电量12687亿千瓦时，比去年同期增长12%。其中火电发电量10647亿千瓦时，同比增长12.2%%。全国投产装机3241万千瓦，其中火电2868万千瓦。利用小时方面，上半年全国平均利用小时2544小时，同比下降5%，火电降幅6.5%。火电设备平均利用小时高于全国平均水平的沿海省份仅有浙江、天津、广西三地，其余均为内陆省市。
但从各月电力供需走势看，电力需求正在增长，因此全年表现应较年初预期的要乐观。预测2006年全年发电量增长12%，其中火电发电量增长11.8%。年底总装机容量增长14.7%，电力缺口收窄至1700亿千瓦。全年发电利用小时较上年下降110小时，其中火电下降276小时。
支持下半年电力需求向好的依据在于：
第一，宏观经济整体趋好。上半年中国经济增长10.9%，全年保守估计可保持在10%，按此估计全社会用电需求可保持在27700亿千瓦时，而火力发电量可在27000亿千瓦，增幅分别较年初官方预测为高。
第二，投资、重化工业短期难以降温。当前内地正进入重化工业高速发展时期，产业升级、城市化进程使固定资产投资增幅居高不下；下半年受出口增长及外来投资的强劲拉动，工业用电增幅可以维持在高位；宏观调控对钢材、水泥等高耗能产业的影响估计在4季度末方可显现。因此，有重化工业用电需求的强力支撑，电力需求总量可望维持在较乐观水平。
第三，大部分区域需求增长理想。全国缺电省份由2005年年初的25个减少到今年6月份的4个，但仍保持着区域性、时段性电力供应紧张的基本走势。电监会预测电力供应的缺口主要集中在华东、华北和南方地区。高峰时段缺电约1200千瓦，其中华北320万千瓦，华东400万千瓦，南方450万千瓦。从以往经验来看，内地用电高峰期主要集中在3、4季度，月份则集中于7月、8月和12月。从时段看，目前进入夏季空调负荷高峰季节，迎峰度夏之际，商业和居民用电需求大增，则有助用电需求在高位保持稳定。根据以上分析，预测全年缺电程度虽然减弱，但用电需求仍可维持双位数字增长。
第四，新机投产进入高峰期。预计下半年将有近5000亿千瓦的机组投入运营，占全年新增装机总量的66%。虽然全国电力需求增幅较大（全年预计增12%），但装机容量增幅比用电增幅高2.8个百分点，供需形势将得到进一步缓解，发电小时数也随之下降。
电煤供求缓解，煤价小幅走低
预计2006年原煤总产量约23.2亿吨，但总需求量在22.5亿吨，3季度后煤价可能小幅下跌。事实上，6月中下旬，市场煤炭价格打破了半年来相对稳定运行局面，出现小幅度、较大范围的下挫。秦皇岛港的平仓价格下降了3元/吨，山西优质动力煤下降了5元/吨。
统计显示，上半年煤炭产量增长12.8%，全国库存煤炭已达1.39亿吨，从总体来看，过剩局面已经初步显现。从煤炭运力看，随着今年大秦线、侯月线改造后的新增运力以及秦皇岛港“煤四期”扩能工程竣工，将增加6,500万吨吞吐能力，运力增加有助于抑制运价上扬。今年以来运价涨幅不大，铁路运价平均每吨公里上涨0.44分，沿海海运价格基本保持平稳。
虽然供求缓和，但不存在着煤价大幅走低的可能。其一，由于煤矿灾难频发，国家下决心在今明两年关闭7,000个小煤矿，有助减低供过于求的压力；其二，大量新电厂投入服务，其中火电占七成，带动对煤炭的需求；第三，国际煤价高位支持。其四，煤炭企业欠账多，各方面投入增加情况下使成本走高，亦对煤价构成稳定基础。
上网电价调升企业盈利空间加大
6月30日，国家发改委公布调整电价总体方案，全国平均上网电价上调1.174分/千瓦时，销售电价平均上调2.494分/千瓦时，水电价格不作调整。随后，各省调整的细节陆续公布。调价后发电企业营业额将有明显提升，加之电力市场需求较预期为好、新增机组市场投放量变化不大，设备利用小时降幅不如预期般大等利好因素，下半年火电企业经营利润将好于年初预期。
未来行业风险因引起重视
电力企业虽无近忧，但有远虑。
一是预期四季度国内贷款利率可能上调，这对电力企业财务成本构成较大压力。此外，加息及汇率上升将使中国出口受阻，用电需求将进一步放缓。
二是2007年电力供求拐点出现后，电力运营环境将不如以往。如银行对电力的贷款可能收缩，电力装机快速增加的地区的发电小时数将受到限制，政府关停小火电的力度将进一步加强，外资对电力投资热情下降等等。
三是火电企业面临的成本压力越来越大，表现在煤价居高难下、利率趋升、环保和技改支出增加等。
四是市场竞争进一步加剧。以华能为首的5大电力集团的市场地位进一步巩固，在行业整合中占据有利地位，华润电力、国投电力、国华电力、中广核等独立发电商正在强势崛起。此外，可再生能源及新能源加快蚕食火电市场份额，高参数大机组在火电建设中所占比重提升，以及大企业谋求煤电运一体化经营的趋势，这些变化将使得处于行业跟随者之列的电力企业在未来将遇到日益严重的挑战。