专业性
责任心
高效率
科学性
全面性
一、2007年一季度主营净利润增长分析
电力行业自2007年以来表现突出，自2007年1月5日提高电力行业评级以来，行业累计涨幅达到160.41%，最高涨幅168.53%，超越上证综指17.28%。行业较好的表现是对电力行业相关公司资产注入、整体上市实质性进展、煤电联动作为电力市场化改革之前过渡性机制的确立，关停小火电力度加大，即将推出的新型调度政策有利大型先进机组较多的龙头火电公司等因素综合作用的表现。
整体上市从朦胧走向清晰。整体上市是电力行业主流上市公司股价与估值同升的重要原因，而其他低价电力公司股价大幅上涨更多的与业绩回升以及低价股的普涨有关。我们认为，随着目前相当多公司的资产注入和整体上市逐步兑现，市场对于有资产注入预期的电力公司也已经给了不低的溢价。股价上升幅度在一定程度上预支了行业景气回升程度和幅度，反映了资产注入对于现有上市公司的业绩增厚程度。
成本压力仍可能增加，煤电联动或将迟滞，行业电力供需形势缓和背景下，由于CPI指数的压力及发改委的工作重点在于关停小火电，煤电联动政策的推出可能迟于市场前期预期，行业利润同比大幅上升的现象将难以延续。
利率上浮将增加财务费用压力。2007年5月19日，央行年内再一次上调存贷款利率。电力行业上市公司目前负债率偏高，根据2006年年报数据统计，19家重点电力公司资产负债率平均水平达到56％，而净资产收益率平均水平为11％，加息将造成财务费用增加，预期年内仍可能再有一次加息，财务费用有进一步加大的可能。
基于资产注入主线的投资基本告一段落，行业未来投资价值将主要取决于近期即将出台的电煤价格指数涨幅、煤电联动政策推出的可能性，时机，幅度。我们认为除非有煤电联动明朗前，行业估值已然合理，下调行业评级至中性。
07年上半年电力行业表现强劲电力行业前期较好表现是一系列利好因素与预期的综合作用。电力行业自2007年以来表现突出，自我们于2007年1月5日推出行业报告《能耗新政提振电力行业信心与估值》提高行业评级以来，行业累计涨幅达到160.41%，最高涨幅168.53%，期间内上证综指涨幅143.13%，超越上证综指17.28%。电力行业走势超越大盘是电力行业基本面预期回暖、相关公司整体上市实质性进展、煤电联动作为电力市场化改革之前过渡性机制的确立，关停小火电机组力度加大及即将推出的新型调度政策对先进机组较多的大火电公司构成利好等因素综合作用的表现。
1、外延式注资是行业表现直接驱动因素
2007年2月9日，我们推出电力行业报告《整合带来价值提升》，指出电力行业上市公司投资价值最重要的促发因素之一是电力行业相关上市公司资产注入和整体上市对于盈利的增厚作用和估值的提升作用。国资委明确指出电力行业属于国家支持整体上市的7大行业之一，行业内深能源、国投电力、国电电力，建投能源，桂冠电力等公司的整体上市以及资产注入的实质性进展进一步刺激了市场对于相关电力公司的整体上市和资产注入预期。对前期电力行业的投资主线资产注入市场已经有较为充分的预期，相关公司的估值亦较为合理的反映了注入资产可能的规模和盈利提升水平。
06年行业经营分析：外延扩张伴随火电景气回暖主营业务收入增幅与行业平均水平相当。从2006年年报数据分析，我国电力行业销售收入20808亿元，同比增长20％。上市公司中，15家主要火电公司2006年年报数据显示，除广州控股以外，其余14家火电公司的主营业务收入都有不同幅度的上升，包括广州控股在内的火电公司的主营业务收入平均增长18％，主营业务收入增幅与行业平均水平相当。
五大集团下属旗舰上市公司主营业务收入的增长对于行业的景气度尤其具有风向标意义。其中，大唐发电主营业务收入同比增长幅度达到38.02%，华能国际和华电国际主营业务收入同比增长10.10％和19.83％，国电电力主营业务收入同比增速达到19.83%。
2、下游需求持续旺盛
火电行业上市公司主营业务收入、主营业务利润以及净利润同比大幅增长的主要原因有以下几个方面：
下游旺盛的电力需求对于火电行业的主营业务收入的高速增长构成了强大的拉动作用。2006年全社会用电量达到28248亿千瓦时，同比增长14.0%，增幅比2005年上升0.4个百分点。其中，第一产业用电量为832亿千瓦时，同比增长9.9%；第二产业用电量为21354亿千瓦时，同比增长14.3%，其中轻、重工业用电量分别为4133亿千瓦时和17021亿千瓦时，同比增长11.9%和15.4%，轻、重工业增幅比2005年分别上升1.87和下降0.14个百分点；第三产业用电量为2822亿千瓦时，同比增长11.8%；城乡居民生活用电量为3240亿千瓦时，同比增长14.7%。
用电量的高速增长对发电量起到了直接的拉动作用。2006年，全国发电量达到28344亿千瓦时，同比增长13.5%。其中，水电发电量4167亿千瓦时，约占全部发电量14.70%，同比增长5.1%；火电发电量23573亿千瓦时，约占全部发电量83.17%，同比增长15.3%；核电发电量543亿千瓦时，约占全部发电量1.92%，同比增长2.4%。分地区看，发电量同比超过20％的省份依次为：内蒙（33％）、青海（25.6%）、贵州（23.6%）、云南（23.4%）、浙江（20.8％）、江苏（20.2%）。
上市公司资产规模的增长也为对上市公司的主营业务收入和主营业务利润增长作出了重大贡献。从电力行业口径来看，截止2006年底，全国发电装机容量达到62200万千瓦，同比增长20.3%。其中，水电达到12857万千瓦，约占总容量20.67%，同比增长9.5%；火电达到48405万千瓦，约占总容量77.82%，同比增长23.7%；水、火电占总容量的比例同比分别下降了2.03和上升了2.15个百分点。分地区看，发电装机同比增速超过30%的省份有：内蒙（45.4%）、云南（42.2%）、山东（33.6%）。
二次煤电联动也带来电力行业主营业务收入，主营业务利润以及净利润的增长。
2006年5月1日国家发改委公布第二次煤电联动方案，全国销售电价从5月1日起平均每度提高2.52分钱，各个火电公司的上网电价也纷纷根据煤炭的涨幅进行了上调。二次煤电联动对行业销售收入的贡献约为6％，这是火电行业上市公司主营业务利润大幅增长的重要原因。
3、资产盈利能力略有提升
主营业务利润平均增速、营业利润增速以及净利润增速分别超过主营业务收入增幅6.82%、6.41％和7.82%，火电行业盈利质量有明显提升。
15家电力上市公司中，主营业务利润增速前三甲分别是宝新能源、漳泽电力和大唐发电，分别增长119.66%，53.41％和39.59％。华能国际和大唐发电的主营业务利润增速均超过主营业务收入增幅，分别达到18.58%和39.59%。
需要新的促发因素支撑现有估值15家火电上市公司净利润的平均增幅达到25.82%，其中，较具代表意义的是华能国际、大唐发电。华能国际净利润同比增长16.54%，大唐发电净利润同比增长14.68%，火电龙头公司的净利润的增长显示行业景气的确有稳步复苏态势。
从毛利率和净资产收益率来看，15家火电公司毛利率平均上升了1.08个百分点，但是撇除宝新能源大幅提升的毛利率之外，其余14家公司的毛利率仅有0.55个百分点的提升。15家公司中，ROE水平由于国投电力增发注入资产导致水电火电比例大幅变动导致ROE同比有大幅下降之外，其他14家火电公司的ROE水平略升0.51个百分点。
水电：来水不均v.s.成长性预期2006年多数水电公司受全国多数流域来水情况不佳的影响，盈利能力受到了相当的影响。长江来水偏少3~4层，松花江、辽河等地偏少5~6层，辽河偏少7层；同时广西来水相对正常，加上华南地区西电东送，广西水电公司依旧取得不错的业绩。06年火电利用小时数超大部分研究员预期，也因为整体来水的超预期偏枯，水电靠天吃饭的风险特点明显。尽管面临来水波动的特征，但水电公司的成长性逐步显现，水电龙头公司长江电力在2006年收购了广州控股11.24%的股权，并入股45％湖北能源。桂冠电力，岷江水电，川投能源等都有进一步收购资产的进展。
07年1季度分析：煤价高调开门，行业利润升幅趋缓07年1季报情况显示，即使在一季度煤炭价格上涨的压力下，电力行业上市公司业绩同比仍有一定提升。
统计了同比可以比较的19家电力上市公司，同比净利润增幅最显著的是国电电力和国投电力，国电电力是由于2006年二次煤电联动受益程度较大，而国投电力最主要的促动因素是公司增发项目对于净利润的增厚作用。
总体而言，19家电力公司净利润的同比增幅为12.39%，较2006年净利润的增幅有所下滑。
071Q供需形势：需求保持旺盛，重工业特征明显1-3月份，全社会用电量7189.12亿千瓦时，同比增长14.92%，增速比去年同期提高3.11个百分点。第一产业用电量151.21亿千瓦时，同比增长3.5%；第二产业用电量5470.08亿千瓦时，同比增长16.86%；第三产业用电量733.80亿千瓦时，同比增长10.77%；城乡居民生活用电量834.03亿千瓦时，同比增长8.85%。
07年一季度电力消费弹性系数为1.34，略高于2006年全年的1.31，部分重工业产业的加快发展对电力生产和消费的影响巨大。用电结构重型化趋势明显。一季度轻、重工业用电量分别同比增长11.49%和18.10%，分别比去年同期提高2.09和6.31个百分点。工业用电量占全社会用电量的比重已经从2000年的71.75%上升到2006年的74.89%，今年一季度又提高到75.12%，用电结构的重工业化趋势十分明显。
部分高耗能行业增长过快，节能减排形势严峻。据测算，钢铁、有色、化工、电力、石油加工及炼焦、建材等六个高耗能行业的增加值占规模以上工业的33%左右、用电量占工业用电量的64%左右、能耗占全国工业能耗的70%左右。一季度，这六个行业增加值增长20.6%，比规模以上工业增速快2.3个百分点；用电量增长18.2%，比工业用电量增速快1.4个百分点。
供需形势：供需逐步缓和，产能有序释放随着装机容量增速的快速释放，电力供需形势将进一步缓和。06年四季度火电装机大幅增长不是常态，2006年全国基建新增投运的发电装机10117万千瓦，发电设备累计平均利用小时数为5221小时，同比降低203小时。07年一季度全国新投产机组1312.82万千瓦。其中水电32.26万千瓦，占2.46%。一季度全国发电设备累计平均利用小时为1174小时，比去年同期降低64小时。其中，水电设备平均利用小时为570小时，比去年同期降低34小时；火电设备平均利用小时为1302小时，比去年同期降低84小时。
预期2007年全国新增电力装机容量9200万千瓦，火电利用小时将在5278小时左右，2008年新增装机容量6200万千瓦，火电利用小时重新恢复到5500小时以上。
产业结构：调整优化加快，资产质量提升当前发改委工作重点是关停小火电以达到节能降耗减少排的目标。发展改革委数据显示，全国6.22亿千瓦电力装机中，小火电占1.15亿千瓦。小火电产生的二氧化硫和烟尘占整个电力工业三分之一和一半。1月至4月份，全国关停小火电机组342.785万千瓦，完成全年关停计划的约三分之一。
2007年4月5日，国家发展改革委下发《关于降低小火电机组上网电价促进小火电机组关停工作的通知》，要求逐步降低小火电机组上网电价。《通知》要求，2004年及以后投产的小火电机组，一律降低到标杆上网电价水平。2004年以前投产的小火电机组，分步降低到标杆上网电价水平。同时，为促进小火电机组提前关停或按期关停，《通知》提出小火电可向高效率机组转让发电量指标，对转让发电量指标并确保关停的小火电机组不再降价。
在节能降耗的政策目标指引下，电力行业的资产质量在不断提升，我们对于电力行业上市公司资产质量的提升而引致的增长非常看好。
行业内外压力下，电力行业上市公司的管理提升对于盈利能力的提升的作用也会非常显著。在表四的假设前提下，表5所示的不同功率和造价的火电机组的盈利能力差异。
在不同的内部管理效率和不同的机组类型下，高效管理的大功率火电会有较好的盈利能力。这部分解释了大唐发电等管理效率比较突出，新建大型火电机组较多的大唐发电等公司的较好的盈利增长的状况。
估值与盈利：估值合理，盈利提升需促发因素在目前的市场估值水平下，电力行业上市公司的估值均较为合理的反映了产业结构优化和资产质量提升的预期。电力行业盈利水平对于电价具有极高的敏感性，在目前的估值水平下以及煤炭成本变动趋势下，除非煤电联动有较为明确的进展，行业并不存低估，投资价值亦不明显。
未来，行业景气回升和成长性的体现将是电力行业更长时期内的投资主线，重资产行业利用率回升对于利润水平的拉动作用将会在08年开始逐步体现。
煤炭成本压力仍可能增加，煤电联动政策推出的时滞将使得电力行业预期的景气提升成为一个缓慢和逐步的过程，目前的电力行业平均市盈率水平为2007年25－35倍动态市盈率，尽管与全市场的平均2007年的动态市盈率相比，电力行业的动态市盈率并不高估，但是考虑多数电力行业上市公司2007年的业绩成长性在10％－20％之间，我们认为行业内多数公司目前并不低估。
未来6个月内我们认为行业基本面逐步改善，使目前25－35倍左右的市盈率逐步合理化，但除非煤电联动时间进一步明朗，行业未来难有促发因素使行业超预期表现。
4、主要电力上市公司评级
国电电力：收购中国国电集团公司持有的国电内蒙古东胜热电有限公司50％的股权、国电建投内蒙古能源有限公司50％的股权，浙江北仑发电公司2％的股权、浙江北仑第一发电有限公司70%的股权、国电石嘴山第一发电有限公60%的股权，国电大渡河流域水电开发公司18%的股权的议案。公司收购完成后权益电力装机容量将从2006年底的710.37万千瓦增加到2007年底的986.58万千瓦，2008年的1211.58万千瓦，权益装机容量增速分别达到38.8%和22.8%，增速远远超过电力行业平均水平。考虑国电电力目前股本25.56亿，增发不超过4亿股，对于股本的摊薄比例在15.64％以内。
国电电力此次注入资产质地较为优良，但其中部分项目属于在建项目，且涉及到股本的摊薄，我们预期公司200因此我们再看好公司长期价值的同时，作为五大集团下属的国电集团下的旗舰企业，公司的资产规模目前仅仅为集团公司的20％，公司从2007年开始将进入收购资产和自建项目成熟的高速成长阶段。未来公司的资产结构中，一次能源的投资比重如优质水电，煤炭资源投资，风电等的比重将在五大集团上市公司的旗舰企业中凸现优势，公司长远竞争力较为突出，公司火电项目亦有坑口运输条件便利的优势。我们看好公司的长期前景，预计07，08年公司每股业绩将在0.51元，0.62元，我们给予公司短期中性，长期增持的评级。
国投电力：2006年公司通过增发实现了规模的大幅扩张，并且资产分布区域进一步多元化。2006年末，公司总装机容量627万千瓦，权益装机容量272.3万千瓦，分别较上年同期增长75.63%和84.86%。
公司目前已经跻身电力二线蓝筹公司行列，大股东的雄厚实力使得市场对于后继的资产注入等有进一步的预期。集团国家开发投资公司拥有的电力资产达到2000万千瓦左右，且国投电力作为唯一资本市场平台的定位非常明确。
未来可能进一步注入的资产包括：控股的云南大朝山水电、国投钦州、国投宣城、天津国投津能、晋城国投华实热电，以及参股的甘肃张掖。集团公司拥有65％股权的大朝山水电为6台22.5万千瓦水电机组，2005年ROE达到18.1%，净利率34%；，未来资产收购预期以及成长性极为突出，复合目前市场"小公司，大集团"的审美标准。
2007年5月公司公布了进一步的配股计划，用于收购国网公司920项目中涉及到公司控股的三个项目，分别是厦门华夏一期、甘肃小三峡大峡电站和国投曲靖的部分股权。
假设公司的配股在2008年实施，则公司2007年，2008年的每股收益为0.58元，0.65元，建议14元以下增持。
深能源：集团整体上市业已实施，权益装机容量从153万千瓦增加到415.57万千瓦，增长1.71倍，总装机容量达到573.7万千瓦。集团在建的机组和筹建的项目较多，有东部的LNG二期6X39万千瓦、河源2X60万千瓦、深圳东部4X100万千瓦、内蒙煤电一体化项目和深圳抽水蓄能电厂等诸多项目。对公司估值构成困扰的成长性和公司在集团中定位的问题在一定程度上得以解决。但是我们认为公司的整体上市已经完成，相应的业绩增厚作用并不特别明显。
预计公司07年，08年每股收益为0.69元，0.78元，从相对市盈率的角度来看在电力上市公司中并不高，但是从绝对估值的角度而言，公司股价低估亦不明显。我们给予中性评级。
桂冠电力：公司是大唐集团下属红水河流域的大型水电公司，优质资产注入预期较为明确。大唐集团将公司作为广西红水河流域的唯一水电运作平台、未来逐步将岩滩、龙滩发电资产注入公司。已建成岩滩电站装机容量达121万千瓦，建设中龙滩电站总装机容量达到630万千瓦，公司未来将跻身一流水电公司行列。
公司06年未能对四川项目进行并表，导致业绩低于市场前期预期，但由于四川项目收购2007年已经得到证监会批准，相应资产对于EPS的增厚作用将会在0.06-0.07元。公司的现金流情况极为良好，每股经营性现金流达到0.90元，同比增长55%显示公司的实际经营情况有实质性改善与增长。
相对于行业内其他资产注入预期的电力公司而言，公司注入资产的预期明确，资产质地优良，后继盈利能力提升潜力较大。目前我们对于公司的盈利预测未包括资产注入的预期，建议13.5元以下增持。
漳泽电力：漳泽是中电投在华北的旗舰企业。公司投资40％的华泽铝业28万吨电解铝项目是国内铝电联营的典范，生产规模在08年达到35万吨，规模效应将进一步显现。一体化的产业链在体现成本优势的同时，分享着电解铝行业的高涨景气。06年华泽铝业对漳泽电力的投资收益贡献在1.3亿元。2007年，预期华泽铝业的净利润贡献有望增长到2.9亿。
增发使电力主业重启扩张，权益发电装机容量将增长45％，主业的优化和提升为发挥漳泽的电力生产运营优势提供空间。增发资金收购中电投蒲光漳泽电力95％股权、秦皇岛秦热漳泽电力40％股权，开展内蒙古达茂旗风电项目建设。
漳泽电力有望持续受益于人民币升值，目前漳泽电力有185亿日元贷款，人民币相对日元每升值1％将为漳泽电力带来1250万元的净利润。折合每股EPS0.01元。07，08年预期公司实现每股收益0.41元，0，49元，12.5元以下增持。
华电国际：华电国际集团公司目前装机容量已经超过5000万千瓦，上市公司2006年底管理装机容量858万千瓦，权益装机容量617万千瓦。
集团资产与上市公司的资产规模相差较大，但集团资产质量一般，30万千瓦级及以上火电机组的比重为55.31%，集团公司06年供电煤耗预计可降低到356.5克/千瓦时，仅比全国水平低10克左右，相对于集团公司，上市公司的资产质量更为优质。
但是由于煤炭价格较高，电价偏低，2006年上市公司的ROE水平仅有8.39%。
相对于公司2007年，2008年0.21元，0.30元左右的业绩，07年，08年动态市盈率分别已经达到53倍，37倍。
公司的总股本达到60.21亿，除非投资者对于公司的整体上市的方案或者进展有比较明确的预期，否则目前的价格没有参与的价值，维持中性评级。
长江电力：长期竞争力以及龙头地位将重获市场认可，整个三峡26台机组的发电效益相当于年产5000万吨的大型煤矿和年产2500万吨的大型油田，环保和减排效益显著，三峡机组上网电价加上过网费的落地电价价格均低于受电地区的火电脱硫标竿上网电价，未来电价竞争力明显。战略投资者地位以及财务投资能力将持续为长江电力创造价值。长江电力作为央企整体上市的可能性极大；对业绩稳定增长的权重蓝筹的配置和投资价值的重新认识以及整体上市的预期将给公司带来合理的溢价。预计2007年，2008年每股收益为0.52元，0.60元，07年动态市盈率29倍，增持评级。华能国际：火电行业龙头公司，截至2006年底，公司拥有权益发电装机容量为2818.7万千瓦，十七家营运电厂、控股十二家营运电力公司，参股五家营运电力公司，是国内目前最大的电力上市公司。
2006年公司权益装机容量增长超过20％，2006年公司全资及控股企业完成发电量1598.97亿千瓦时，售电量1508.92亿千瓦时，分别较去年同期增长了6.24%和6.20%。07年，08年公司新投产装机容量增速将达12％，9％。公司成本控制方面逐步显效，2006年完成供电煤耗335.60克/千瓦时，比2005年同期下降1.46克/千瓦时。行业景气已在逐步回升，火电机组利用小时07年将触底回升，作为龙头公司华能将受益于行业景气回升。预期公司07，08年年每股收益将在0.51元，0.67元以上，我们给予短期中性，长期增持的评级。
大唐发电：06年发电量增幅居于五大集团旗舰企业的首位，以坑口和负荷中心高功率火电，水电，风电以及行业上下游的煤炭、铁路运输为主，地理和产业链布局进一步优化。2006年度累计完成发电量934.59亿千瓦时，同比增长31.65%。07，08年公司的权益装机容量增长分别达到39.6%及17.5%。
财务费用过快增长将通过综合的融资方式得到缓解。2006年公司财务费用为人民币14.26亿元，相比上年同期增长约112.84%。在电力行业未来景气有望不断从低谷回升的背景下，高速优质扩张的大唐发电一直享有较高估值。
预计公司07年实现净利润可以实现15％以上的增长，公司的优良业绩是公司前瞻性战略和优质管理的结果，但是目前股价已经远远超越我们当初推荐买入的目标价，给予中性评级。
2007年上半年，电力需求保持旺盛增长，同时新增发输电能力也快速增加，发用电量继续保持高速增长。电力供需总体平衡，但个别省区也局部偏紧。预计下半年将继续呈现较快增长态势。
1、电力运行情况
1）发用电快速增长。1-6月，全国发电量14850亿千瓦时，同比增长16%。其中，水电1752亿千瓦时，增长1.7%；火电12777亿千瓦时，增长18.3%；核电265亿千瓦时，增长3.7%。同期，全社会用电量达到15150亿千瓦时，同比增长15.6%。其中，一、二、三产业和居民生活用电分别增长2.7%、17.2%、12.2%和11%。
2）用电呈现“三快”特征。一是需求增长较快。今年以来全社会用电量累计增幅一直维持在15-16%左右，为近三年来最高。由于去年用电增长呈逐月加快之势，07年上半年累计增幅同比又高出2.7个百分点，表明电力需求非常旺盛。二是中西部电力需求增长较快。从各地区用电量增长情况来看，同比增长超过全国平均水平的有：内蒙古、云南、宁夏、山西、海南、河南、新疆、河北、青海、广西、贵州、福建、陕西、江苏、安徽，中西部省区占据了80%。三是重工业用电需求增长较快。第二产业用电增幅达到17.2%，占全社会用电比重进一步上升到79%，较2000年提高了约4.3个百分点，二产对电力消费增长贡献率达到83.8%。其中，重工业用电增幅为18.8%，高于轻工业8.4个百分点，其中，超过工业平均用电增速较多的行业主要是有色金属冶炼加工业和黑色金属冶炼加工业等。重工业用电比重上升到62%，达到近年来最高水平。
3）电力供需呈紧平衡。尽管1－6月大部分地区供需形势总体保持平衡，但受电力需求增长强劲、来水偏枯以及电网输送能力不足等因素影响，部分地区出现时段性、季节性供应紧张，主要集中在广东、海南、京津唐、山西、江苏、浙江、河南、湖北、湖南、四川、云南和西藏等省级电网。其中，湖北、湖南、四川、广东、云南、海南等地区，因来水偏枯、天气湿冷、电煤和天然气供应紧张等因素而不得不采取错峰避峰、甚至短时间拉闸限电措施；西藏电网因供应能力不足，出现电力缺口；其他地区出现电力短时紧张则主要是源于电网输送能力受限、机组临时故障或检修等因素影响。
此外，辽宁南部、云南普洱以及湖南、广东、广西、江西、福建、云南、贵州的个别地区，因受温带风暴潮、地震和暴雨等自然灾害的影响，出现局部停电，经及时抢修，较短时间内就恢复供电。
4）汛期灾情对电力运行造成一定影响。7月份以来，淮河流域、长江流域汛情严峻，江苏、山东、重庆、四川等省市大部分地区连降暴雨，部分地区江河陡涨，发生山洪、泥石流、山体滑坡等，影响相关地区电网运行，尤其是低压配电网和农村电网损失较严重。灾情发生后，电网企业积极实施抢修，迅速恢复了供电。截止7月20日，尽管洪水尚未完全消退，除安徽和重庆电网的局部10千伏及以下低压线路外，其他受灾地区已全部恢复供电。
5）发电设备利用小时整体回落。1-6月份，在发电屡创近年新高的情况下，全国发电设备利用小时数却同比下降100小时。其原因就在于装机集中投产。但下降幅度低于预期。其中，火电设备利用小时数下降102小时，且逐月增加。因江河来水同比偏枯，水电设备利用小时普遍减少，全国平均同比下降158小时。
6）发电煤耗进一步下降。随着一批大型高效机组相继投产，各地发电生产结构不断优化，火力发电供电标准煤耗继续下降，这已经是连续第三年连续下降。07年1－6月，全国平均发电供电标准煤耗356克/千瓦时，同比下降8克/千瓦时，比2002年下降27克/千瓦时。
7）电力企业效益稳定增长。前5个月，全国电力行业实现利润总额637亿元,增长57.6%。电力生产业实现利润359亿元，增长40.8%，其中水力发电企业增长5.8%，火力发电企业55.4%；电力供应业实现利润278亿元，增长86.3%。
2、迎峰度夏采取的主要措施
207年6月8日，国家发展改革委会同铁道部、交通部、电监会和有关行业协会召集电力、煤炭、交通运输等相关企业召开全国电力迎峰度夏电视电话会，在深入细致分析电力运行形势基础上，对今年全国电力迎峰度夏工作做出周密部署，明确要求：确保居民生活用电，确保农业生产以及医院、学校、金融机构、交通枢纽、重点工程等重点单位用电；努力减轻灾害、事故损失；积极推进节能清洁发电，进一步强化电力需求侧管理，提高电能利用效率，促进节能减排，为促进经济平稳较快发展和党的“十七大”召开创造良好的环境。
各地区和企业对迎峰度夏工作高度重视。各省区市主管部门、各电网公司和中央发电企业，通过召集会议、下发文件，进行迎峰度夏工作部署、狠抓措施落实。在各地发用电负荷屡创新高的情况下，今年各地电网总体保持运行平稳。7月18日，全国日最高用电量突破100亿千瓦时，较去年最高值增长12.2%，华北、华东、华中3个区域电网和17个省级电网用电负荷均创历史新高。但由于准备充分，各地电网运行均比较平稳。
3、全年走势预计
从需求看，下半年国民经济将持续较快增长，电力需求也将维持在较高增长水平。从供给看，近几年新上的发输电能力均集中在下半年投产，加之电煤生产、运输条件的进一步改善，电力供应能力显著增强。初步预计，全年发用电增幅为15%左右。
从分地区供需平衡看，南方电网相对较紧，尤其是广东和海南两省仍有一定供电缺口，需要实施有序用电；云南、贵州两省因煤炭供应不足，供电缺口较大。国家电网区域内，由于华北地区用电增幅高，京津唐、山西两电网在高峰时段将出现少量缺口；华东地区基本平衡，个别省市在高峰时段备用不足；华中地区整体平衡，但受天气、来水等因素影响较大。东北地区主要是辽宁南部受网络制约，高峰时段用电偏紧。西北地区基本平衡。新疆、西藏两自治区均为独立电网，无法互相支援，若负荷过大，将不得不采取一定范围的限电措施。
三、2007年前三季度全国电力供需与经济运行形势分析预测
2007年前三季度，受经济快速增长因素影响，电力消费高速增长，电力供应能力持续增强，全国范围内电力供需形势总体继续缓和。但是受需求增长强劲、电网建设相对滞后等因素影响，仍有14个省级电网出现时段性、季节性供电紧张，其中广东较为突出。
2007年四季度，电力消费需求将稳中略有回落,新投机组规模将与去年同期相当，在全国电力供需形势基本平衡大格局下，局部地区还会因来水、电煤等因素，出现时段性、局部性的电力结构性短缺。
1、2007年前三季度全国电力供需与经济运行形势分析
前三季度，虽然电力消费快速增长，但是电力供应能力持续增强，以及通过更加频繁有效的跨区跨省电能交易，全国电力供需形势表现为全国总体基本平衡，缺电范围明显减少，缺电程度也明显减轻，受装机不足、来水不足、电煤（气、油）供应紧张、机组检修或非计划停运、电厂送出工程受阻、电网“卡脖子”等因素引起的缺电多样性特点更加明显。全国共有京津唐、山西、江苏、浙江、河南、湖北、上海、四川、湖南和广东、云南、海南、西藏等14个省级电网的局部地区和部分时段出现短时紧张或拉限电情况，且主要集中在1-2月份，春节期间全国未发生拉限电情况；3月份全国仅有南方电网部分省区出现短时拉限电或电力缺口，二季度以来广东地区缺电比较严重。前三季度，全国尖峰负荷最大电力缺口在500万千瓦左右。
1）电力供应情况
（1）发电装机稳步增长，“关小”工作提前实现全年目标。1-9月份，全国电源建设新增生产能力（正式投产）6544.15万千瓦，处于历年同期最高投产水平。其中水电804.24万千瓦，火电5422.19万千瓦，核电212.00万千瓦，火电新增生产能力占全部新增生产能力的82.86%。截至9月30日，全国已关停小火电机组903万千瓦，完成今年关停任务的90%。10月26日，全年全国关停1000万千瓦高耗能、高污染小火电机组的目标提前两个月实现。
（2）发电量高速增长，火电发电量增长尤为明显。前三季度，规模以上电厂共完成23702.41亿千瓦时，同比增长16.4%，增速比去年同期提高3.5个百分点，比上半年提高了0.4个百分点。其中，水电增速“前降后升”，共完成3307.01亿千瓦时，同比增长14.6%，增速比去年同期提高8.2个百分点,比上半年增加12.9个百分点；火电19873.70亿千瓦时，同比增长16.7%，增速比去年同期提高2.2个百分点，随着入讯以来来水渐丰、水电出力增加，火电生产比上半年降低1.6个百分点；核电受机组检修及田湾核电机组新投（5月和8月各新投一台）影响，从六月起恢复较快增长452.08亿千瓦时，同比增长12.4%，比上半年提高8.7个百分点。8月1日，全国日发电量102.76亿千瓦时，全国日发电量首次突破100亿千瓦时，创我国电力工业历年最高记录。
（3）.发电设备累计利用小时下降幅度小于去年同期。由于今年以来的电力需求旺盛导致发电量高速增长，尽管1－9月份新增生产能力高于去年同期，而发电设备利用小时累计下降幅度却小于去年同期。前三季度，全国发电设备累计平均利用小时为3777小时，比去年同期下降幅度少了35小时。其中火电设备平均利用小时为3984小时，比去年同期下降了214小时，下降幅度同比多了4小时；水电设备平均利用小时为2759小时，比去年同期降低68小时。
（4）电煤供应基本正常，但价格上涨压力很大。前三季度，全国发电耗用原煤83354.51万吨，同比增长14.58%，供热耗用原煤9376.60万吨，同比增长18.96%。，发电和供热生产共耗用原煤占原煤产量的58.25%，比上半年下降了2.75个百分点。截至9月底，直供电网库存3073万吨，用天数为19天,与上半年比较增加了两天。
07年前三季度，电煤合同价格又有大幅度上涨。根据国家煤炭安全监督总局的统计，全国发电用煤平均售价233.57元/吨，同比增加18.17元/吨，增长8.4%，给电力企业生产经营带来较大的压力。
2）电网输送情况
（1）电网建设速度明显加快。前三季度，全国新投产220千伏及以上输电线路21341千米，比上半年增加11411千米；变电容量10199万千伏安，比上半年增加5058万千伏安。500千伏等级新增线路占220千伏及以上的37.73%，新增变电容量占220千伏及以上的43.78%,特别是其新增变电设备容量与去年全年比较增加了5.26个百分点。
（2）跨区送电量保持平稳增长。今年以来特别是8、9月份，主要由于华中地区水电增发引起华中与其它区域跨区交易增加，促进了全国跨区域送电量保持平稳增长。1－9月份，全国跨区送电量共完成703.20亿千瓦时，同比增长12.20%，与1－6月份比较，增加了15个百分点。8、9月份各月，全国跨区送电量同比分别增长了39.43%和36％。随着水电进入丰水期,华中自5月份开始逐月增加向华东送电，累计达254.47亿千瓦时，同比增长34.65%；今年以来广东省出现电力供需形势比较紧张,华中送南方特别是鲤鱼江电厂送广东增幅急剧加大,三季度各月送电同比增长分别为112.4%、117.95%和163.22%，1－9月份累计送电9.69亿千瓦时,同比增长53.15%。
（3）区域内西电东送电量稳步增加。在华北电网区域内，京津唐电网从山西、内蒙共受进电量133.95亿千瓦时；同时由于河北南网发电生产能力的快速增长，京津唐电网一季度向河北南网输出电量仅为1.20亿千瓦时，同比降低90.20%，二、三季度，河北南网网内平衡能力增强，未向京津唐电网购电。
在南方电网区域内,为弥补广东电力供需缺口，西电送广东累计完成561.08亿千瓦时，同比增长23.85%,三季度以来特别是8、9月份,西电送广东当月同比增幅分别为30.04%和55.29%；受龙潭水电站6月投产运行的作用，西电送广西电量自7月以来也增加较快,累计完成53.60亿千瓦时，同比增长19.16%,7、8、9月各月分别同比增长了42.75%、92.24%和36.01%。
（4）省间电量交换情况。07年前三季度，全国共完成跨省电量输入2819亿千瓦时，同比增长13.67％。典型受端大省北京、河北、辽宁、上海、广东前三季度由外省区净输入电量均在180亿千瓦时以上，同比分别增长7.93%、43.67%、23.15%、21.76%和25.56%。。其中上海、广东的净输入量及其高增长率反映了该省（市）对外部电力的强劲需求和外部省份对其供应能力的增强现状；浙江电网受自平衡能力增强影响，今年以来受电量同期下降不少，但数量仍然较大，累计达到129.31亿千瓦时，值得一提是该省下半年输入输出灵活调剂能力有了很大提高，与上半年比较受电量同期增长了12.99个百分点，而输出电量同比增长更是加快了75.68个百分点；隶属于京津唐电网的河北北部地区对输入电量的需求引起河北省净输入电量比较大，河北南网自平衡能力比较强，输入电量不大。天津、湖南今年以来对外省电力需求量增加较快，净输入电量同比增长达到30.74%和232.45%，但是比上半年减少了很多。山西、内蒙古、湖北、贵州则是典型的电力输出大省，前三季度净输出电量均在240亿千瓦时以上，同比分别增长了-0.71%、35.41%、27.38%、19.91%。其中，内蒙古电量净输出增长率高达31.87%，主要是满足京津唐地区电力需求，其余部分是向东北送电。吉林、江苏、甘肃三省输入和输出电量都比较大，一定程度上反映了这些省级电网在跨省、跨区电能交易中的突出作用。
3）电力消费情况
（1）全社会用电量继续保持高速增长。前三季度，全社会及分产业用电量继续保持高速增长，8、9月份明显回落。全国全社会用电量23952.87亿千瓦时，同比增长15.12%，增速比去年同期提高1.42个百分点，比上半年回落了0.44个百分点。第一产业用电量660.11亿千瓦时，同比增长5.40%，增幅比去年同期降低4.46个百分点；第二产业用电量18239.59亿千瓦时，同比增长16.77%，增幅比去年同期提高2.89个百分点，比上半年回落了0.41个百分点；第三产业用电量2367.28亿千瓦时，同比增长12.15%，增幅比去年同期提高0.37个百分点，比上半年降低了0.01个百分点；城乡居民生活用电量2685.90亿千瓦时，同比增长9.63%，增幅比去年同期下降5.68个百分点，比上半年降低了1.34个百分点。前三季度，电力消费弹性系数呈现先升后降的趋势，一季度为1.34，上半年为1.35，前三季度回落到1.31。
（2）用电结构重型化依然十分明显。前三季度，全国工业用电量为18012.87亿千瓦时，同比增长16.78%，比去年同期提高了2.89个百分点，比上半年回落了0.42个百分点；轻、重工业用电量同比增长分别为10.04%和18.42%，增速分别比去年同期提高0.01和3.55个百分点，与上半年相比，轻工业、重工业用电分别降低了0.35和0.42个百分点，但是用电结构重型化特征依然十分明显。但从6月当月用电情况分析工业用电似有回落迹象，6月以来各月工业用电累计增长分别为17.20%、17.14％、16.72％和16.78％，其中重工业用电同比累计增长分别为18.84％、18.58％、18.23％和18.42％。
工业用电量占全社会用电量的结构比重已经从2000年的71.75%上升到2006年的74.89%，今年一季度、上半年分别提高到75.12%、76.05%，进入三季度回落到75.20％。
（3）重点行业用电过快增长的势头有所缓和
07年上半年，钢铁、有色、化工、建材四大行业呈现加快发展态势，产品产量、价格、出口和利润增长都比较高，是带动全社会用电量快速增长的主导力量；针对这种情况，国家出台了一系列政策，在全国范围内开展了产业、土地、环保、价格等政策落实情况的专项大检查，从运行情况看，这些政策措施的成效正在逐步显现。三季度，四大重点行业过快发展的势头有所缓和，全国主要耗能产品产量增幅较大，在三季度有一定程度的回落，用电量增速也随之有所放缓;但是在九月份部分产品产量又略有反弹。
07年一季度是各主要耗能行业用电增长波动比较大的时期，四月份以后这些行业用电增长率逐步趋于平稳，六月份以后又有所下降。有色金属行业用电量增长比去年增长率有一定的提高，基本稳定在30%左右的水平上；钢铁行业用电量增长率持续下降，但仍高于去年同期增长率水平；化工行业用电量增长率与去年同期用电量增长率相比也有2-3个百分点的提高；建材行业已基本恢复到去年的增长水平上；建筑业用电增速回落到16％左右。
各地区用电增长的结构差别较大，中西部用电增速较快，但增速开始回落。前三季度，用电量同比增长超过全国平均水平（15.12%）的省份主要集中在中西部地区或华东等经济活跃地区。但是从6月份开始，西南、西北地区部分省区用电增速有一定回落。重庆、四川、贵州、云南、陕西、宁夏、新疆用电增速分别由上半年的14.63％、12.19％、16.66％、25.28％、16.00％、24.78％、19.40％下降到前三季度的9.93％、10.56％、14.64％、18.41％、12.09％、19.18％、17.60%,其中尤其是宁夏的下降幅度达6.1个百分点。
广东、江苏、山东、浙江、河北、河南六个用电量大省约占全国总用电量的46％左右，增速为15.64％，高于全国平均水平（15.12％）0.52个百分点，对全国全社会用电增长的贡献率为47.62％，略高于六省所占用电比重，可以说，虽然西部用电增速高于全国平均水平，但是主要用电大省对用电增长的贡献依然更大。
4）电力生产及输送环节能源利用效率有较大幅度提高
07年前三季度，全国6000千瓦以上电厂发电生产供电煤耗率为355克/千瓦时，比去年同期下降10克/千瓦时，今年以来一直维持在360克/千瓦时以内，结构调整和节能生产管理成效十分明显。
全国发电厂用电率5.96%，其中水电0.40%，火电6.79%。线路损失率6.23%，比上年同期减少0.19个百分点。
2、2007年四季度及2008年全国电力供需形势预测
07年迎峰度冬期间，全国电力供需形势总体平衡，部分地区、部分时段电力短缺局面仍然难以完全避免。全国尖峰负荷电力缺口估计在300万千瓦左右，电力相对紧张地区主要集中在广东、云南、浙江、西藏等局部省份，由于缺煤少油短气、电网“卡脖子”、水火装机结构、电源临时停机等引起的缺电多样性特征更加明显。
预测：2007年全社会用电量增长率将在15%左右，全年电力消费弹性系数将在1.31左右，发电设备平均利用小时数将持续下降到5000小时左右。
2008年全社会用电量增长率将在13％左右，全年电力消费弹性系数将在1.25左右，发电设备利用小时数将在5000小时的水平上略有下降。
电力建设。考虑全年关停高能耗、高污染的小火电机组，年底前全国发电设备装机容量将突破7亿千瓦。全国电网投资规模将达到2500亿元左右。
2008年，全国电源投产规模将在今年的水平上回落到8500万千瓦以上，电网投资规模进一步扩大到3000亿左右。
电煤供应总量较为充足，但部分地区电煤价格上涨压力加大。目前，直供电厂煤炭库存总体充足，处于比较合理的水平，总量上基本可以满足迎峰度冬的电煤需求。但是，部分地区电煤供存耗还很不平衡，如京津唐电网的电煤供应矛盾仍然比较突出，电煤库存较去年水平又有较大幅度的下降，且部分电厂一度告急，进行专项协调后，才有所回升；华中地区由于今年迎峰度夏期间来水比较好，电煤压力较小，但是进入四季度水电进入枯水期，火力发电将有较大幅度的增加，电煤供需矛盾可能凸显出来。同时，电煤价格受政策影响越来越大，山西开征可持续发展基金，贵州放开煤炭市场，以及其它一些省区出台的关于电煤的政策、整顿煤矿安全生产致使煤炭产量大幅减少等因素，都对电煤价格造成极大的影响，对电煤的稳定供应影响加大。
2008年，煤炭行业产能进一步释放，煤炭供需矛盾更加缓和，但是煤炭价格矛盾将进一步突出。运力和地区性电煤短缺也会一定程度上影响电力供应。
主要水库蓄水与去年持平，水电进入枯水期。截至10月下旬，主要水电厂可调水量和去年同期基本持平，低于2005年水平10％左右，随着水力发电进入枯水期，四季度水电发电量基本维持在去年的水平上，导致火电发电量的增幅将比较明显。
3、对当前电力供需一些问题的认识与建议
1）做好迎峰度冬各项准备工作，确保系统安全稳定运行和电力供应
目前，电力行业在生产和运行中仍然存在着许多值得重视的问题，如电网峰谷差继续拉大，电网调度和运行的难度也相应增加；新机投产较多、某些地区小火电关停比较集中，对电网安全稳定运行可能造成一定影响；部分地区、部分线路负载过重、电网卡脖子现象比较突出；来水、电煤等不确定性因素对电网安全稳定运行带来新的考验；迎峰度冬期间全国负荷将可能超过夏季高峰负荷，水电出力减少也会导致火电增发较多，这些都对电网安全稳定运行和电力供应造成一定的压力。
针对上面存在的问题和不确定因素，当前要重点抓好以下几个方面的工作。一是要认真贯彻国务院关于《国家处置电网大面积停电事件应急预案》，全面落实各级安全生产责任制，加强对新投机组安全运行的管理；二是加强负荷预测，实施优化调度，发挥水火互济，实现更大范围内的资源优化配置；三是继续做好需求侧管理，采用综合措施，引导用户合理用电，保障电力有序供应；四是加快电网建设，确保各项工程按期投产，努力消除电网“卡脖子”现象；五是有节奏的稳步推进小火电机组集中地区的关停工作，确保负荷中心区的电网支撑和安全稳定供电；六是加强对电煤市场的监控和管理，打通电煤运输瓶颈，确保电煤供应。
2）疏导电价矛盾，推动发电上网电价形成机制的完善
07年煤炭产运需衔接进一步把电煤供应推向了市场。年初，大部分电力企业签订的电煤供应合同每吨平均比去年上涨25-30元左右。在合同实际执行过程中，优质煤种价格仍在不断上涨，据统计，2007年电煤订货会合同价格比2006年实际结算价格上涨了30元/吨左右；今年二季度，一些地区（如山西）借征收可持续发展基金，导致煤炭市场价格再一次上涨；贵州省政府决定从2007年1月放开电煤价格后，三季度电煤价格月比上涨幅度达到119元／吨，已经影响到了电力供应；内蒙古、山西、东北等地火电厂上网电价矛盾比较突出。据国家煤炭安全监管总局统计，前三季度全国电煤价格总体上涨8.4％。同时，水资源收费、脱硫价格补偿不足、脱硫热价无补偿、排污费上涨、空冷机组无补偿等因素对发电企业经营造成很大的影响。
建议政府进一步分地区梳理火电厂上网电价，逐省解决电价矛盾，理顺上网电价与销售电价，特别是关注内蒙古、山东、贵州、云南等矛盾比较突出的省区的实际情况；根据电煤价格测算汇总结果，可在适当时机考虑对电煤价格涨幅大的重点地区、省份实施煤电疏导；同时建议在电价疏导过程中能够反映资源收费、脱硫、空冷等因素，做到价格补偿逐步到位，尽快建立适应市场环境的电价形成机制。
3）通过电网供电手段促进国家实现节能减排目标
节能减排工作电力行业已经带了好头。电力行业在保证供电的前提下，提前两个月实现了关停小火电机组1000万千瓦的目标，供电煤耗持续下降，二氧化硫排放水平和耗水量持续降低。同时，电力行业要坚决严格执行国家差别电价政策，按照国家政策法规规定，发挥好电力供电对其他行业用电的引导作用，抑制不符合国家环保政策的高耗能、高污染企业的生产运行，从而促进国家实现节能减排目标。
当然，电网企业在执行差别电价过程中，要处理好国家利益和电网企业的市场服务定位之间的矛盾关系，建议当地政府部门尽快出台完善的可操作的实施细则，各级政府同时要加大对市场的监管力度，便于终端用户和电网企业和谐、健康地创造供售服务环境。
4）加快跨省跨区电网建设，实现更大范围资源优化配置
这几年来，跨区跨省电网建设力度不断加大，西电东送规模和能力也不断扩大，同时，一些水电大省（如云南、广西、福建、湖北、四川等）在大力发展水电发展电力外送的情况下，也为了加大本地的电力平衡能力，加大了本地火电机组建设和新投规模。但从目前情况看，仅仅依靠省内发挥水火互济的调剂作用是十分有限的，也不经济。现实中，部分省份在枯水期也不同程度的出现了电力供应紧张的情况。资源结构、运输能力、电网输电和电源布局，应该是统筹规划问题，必须要在更大的区域范围内，实施资源优化配置，实现跨区、跨省水火互济，才能体现电力工业和生产运行的节约发展、清洁发展。建议国家政府部门要加大对大区域规划及其实施工作的主导作用，发挥行业组织的中介和专家咨询作用，因地制宜地尽快研究各大区域电力优化发展的结构、布局指导性意见，改变省内自我平衡的行政、传统发展方式。
第二节 2007年全国电力市场分析预测报告
一、2006年全国电力工业统计分析
在2005年全国电力工业快速平稳发展，电力供需形势总体有所缓和的基础上，2006年全国电力工业继续保持快速增长势头，节能降耗取得持续性进展，但是电力工业生产建设的结构性问题更加严峻。
2006年电力建设速度继续加快，新增电源机组容量创历史最高水平，电网建设取得长足进展。继2005年全国电力装机突破5亿千瓦，在不到一年的时间内，全国电力装机再上新台阶，突破了6亿千瓦。同时首批国产超超临界百万千瓦机组相继投运，标志着我国电力工业技术装备水平和制造能力进入新的发展阶段。电网建设方面，1000千伏交流特高压试验示范工程和云南至广东±800千伏特高压直流输电示范工程奠基仪式已分别举行，标志着交、直流特高压试验示范工程建设已拉开帷幕。
截止2006年底，全国发电装机容量达到62200万千瓦，同比增长20.3%。其中，水电达到12857万千瓦，约占总容量20.67%，同比增长9.5%；火电达到48405万千瓦，约占总容量77.82%，同比增长23.7%；水、火电占总容量的比例同比分别下降了2.03和上升了2.15个百分点。分地区看，发电装机同比增速超过30%的省份有：内蒙（45.4%）、云南（42.2%）、山东（33.6%）。全国220千伏及以上输电线路回路长度达到28.15万公里，同比增长10.4%，220千伏及以上变电设备容量达到98131万千伏安，同比增长15.7%。
从电力生产情况看，全国发电量达到28344亿千瓦时，同比增长13.5%。其中，水电发电量4167亿千瓦时，约占全部发电量14.70%，同比增长5.1%；火电发电量23573亿千瓦时，约占全部发电量83.17%，同比增长15.3%；核电发电量543亿千瓦时，约占全部发电量1.92%，同比增长2.4%。分地区看，发电量同比超过20％的省份依次为：内蒙（33％）、青海（25.6%）、贵州（23.6%）、云南（23.4%）、浙江（20.8％）、江苏（20.2%）。
随着大批电源项目的相继建成投产，电力供需形势进一步缓和，发电设备利用小时数较2005年大幅回落。2006年累计平均利用小时数为5221小时，同比降低203小时。其中，水电设备利用小时数为3434小时，同比降低230小时；火电设备利用小时数为5633小时，同比降低233小时；核电设备利用小时数为7774小时，同比增加19小时。
2006年，全国加快电源结构调整，优化节能环保经济调度，陆续关停凝汽式燃煤小机组和老小燃油机组，加大科学、精细和对标管理实施力度，电力行业节能降耗取得持续进展。2006年全国供电煤耗为366克/千瓦时，比2005年降低4克/千瓦时；电网输电线路损失率比去年减少0.13个百分点，降为7.08%。
2006年全社会用电量达到28248亿千瓦时，同比增长14.0%，增幅比2005年上升0.4个百分点。其中，第一产业用电量为832亿千瓦时，同比增长9.9%；第二产业用电量为21354亿千瓦时，同比增长14.3%，其中轻、重工业用电量分别为4133亿千瓦时和17021亿千瓦时，同比增长11.9%和15.4%，轻、重工业增幅比2005年分别上升1.87和下降0.14个百分点；第三产业用电量为2822亿千瓦时，同比增长11.8%；城乡居民生活用电量为3240亿千瓦时，同比增长14.7%。
电力基建方面，2006年全国基建新增投运的发电装机10117万千瓦，其中水电971万千瓦，火电9048万千瓦，风电92万千瓦；基建新增投运的220千伏及以上输电线路回路长度3.51万公里，基建新增投运的220千伏及以上变电设备容量15531万千伏安。
2006年，在党中央、国务院的正确领导下，在共创和谐电力目标的指引下，通过广大电力职工的共同努力，全国电力工业继续保持快速平稳发展，为2007年国民经济和社会又好又快的发展目标提供了坚实的基础。
二、2006年电力供需形势
1、电力供需基本情况
1）电力生产情况。
全国发电量达到28344亿千瓦时，同比增长13.5%。其中，水电发电量4167亿千瓦时，约占全部发电量14.70%，同比增长5.1%；火电发电量23573亿千瓦时，约占全部发电量83.17%，同比增长15.3%；核电发电量543亿千瓦时，约占全部发电量1.92%，同比增长2.4%。分地区看，发电量同比超过20%的省份依次为：内蒙（33%）、青海（25.6%）、贵州（23.6%）、云南（23.4%）、浙江（20.8%）、江苏（20.2%）。
2）电力消费情况。
2006年全社会用电量达到28248亿千瓦时，同比增长14.0%，增幅比2005年上升0.4个百分点。其中，第一产业用电量为832亿千瓦时，同比增长9.9%；第二产业用电量为21354亿千瓦时，同比增长14.3%，其中轻、重工业用电量分别为4133亿千瓦时和17021亿千瓦时，同比增长11.9%和15.4%，轻、重工业增幅比2005年分别上升1.87和下降0.14个百分点；第三产业用电量为2822亿千瓦时，同比增长11.8%；城乡居民生活用电量为3240亿千瓦时，同比增长14.7%。
3）电力安全生产情况。
全国发生电力人身死亡事故48起，死亡106人，同比事故起数减少3起，死亡人数减少7人。其中：电力生产人身死亡事故13起，死亡17人，同比事故起数减少3起，死亡人数减少4人；电力基建人身死亡事故35起，死亡89人，失踪3人，同比事故起数相同，死亡人数减少3人，失踪人数增加3人。2006年重大人身死亡事故15起，死亡68人，同比事故起数增加1起，死亡人数增加2人。
2006年，全国电网事故和设备事故的起数大幅度下降，其中，电网事故48起，和去年同比减少26起；设备事故238起，和去年同比减少189起。
2、主要特点
1）电力供需形势明显缓解。
随着大批电源项目的相继建成投产，电力供应能力明显增强，供需形势明显缓解，电力缺口显著减少，缺电范围明显减小，缺电程度明显减轻，拉限电条数不足上年的4%，区域性、时段性特征明显。全国最大电力缺口约1100万千瓦（出现在8月份）。国家电网公司系统最大电力缺口为772万千瓦，当日转移负荷702万千瓦。公司系统累计拉电1.54万条次，拉电累计少供电量1.55亿千瓦时，分别仅为去年同期的3.55%和3.56%。
由于装机容量的大幅扩张，发电设备利用小时数较2005年大幅回落。2006年累计平均利用小时数为5221小时，同比降低203小时。其中，水电设备利用小时数为3434小时，同比降低230小时；火电设备利用小时数为5633小时，同比降低233小时；核电设备利用小时数为7774小时，同比增加19小时。
2）工业用电仍然是拉动电力增长的最主要动力。
2006年，全国工业用电量为21154亿千瓦时，同比增长14.71%，增速比2005年提高了0.54个百分点；轻、重工业用电量增速分别比2005年提高1.81%和下降0.14%。工业用电量同比增速仍然高于全社会用电量增速，重工业用电量增速也明显高于轻工业用电量增速。
3）电力建设速度惊人。
新中国成立以后，发电装机达到一亿千瓦用了38年，而2006年一年时间，全国新增电力装机就超过一亿千瓦，发展速度相当惊人。
2006年全国新增投运的发电装机10117万千瓦，其中水电971万千瓦，火电9048万千瓦，风电92万千瓦；新增投运的220千伏及以上输电线路回路长度3.51万公里，新增投运的220千伏及以上变电设备容量15531万千伏安。
4）电力结构不合理现象加剧。
2006年，全国新增发电装机容量10117万千瓦，其中水电1092万千瓦，占10.81%；火电8913万千瓦，占88.20%,比重不降反升；核电100万千瓦，占0.99%。在电源结构中小火电机组所占比重仍然较高，全国平均单机容量不足7万千瓦，单机10万千瓦及以下小火电机组占火电装机容量的比重接近30%。
三、2007年形势分析及预测
运用国家电网公司电力供需实验室研究成果，预计2007年全国ＧＤＰ增速将低于2006年水平，增长9.5～10.3%，全社会用电量增长11～12.5%，达到31300亿～31800亿千瓦时。其中，国家电网公司经营区域全社会用电量24930亿～25260亿千瓦时，同比增长10.7～12.2%。
预计2007年全国新增发电装机将达9500万千瓦左右，其中国家电网公司经营区域新增装机约8000万千瓦。2007年年底，全国发电装机容量将达到7.2亿千瓦。
1、电力电量平衡计算结果
2007年，通过跨区跨省电能调剂，全国各区域电网均可实现平衡。其中，华中、西北总体电力富余，东北、华北、华东、南方基本平衡。局部地区受来水、电煤供应等不确定因素影响，仍可能出现短时供需紧张。预计全国发电设备利用小时数将降至4900～5000小时，下降约220～320小时；其中火电设备利用小时数将降至5200～5300小时，下降约330～430小时。
2、各区域电网电力供需形势
1）华北区域电网
2007年，华北电网总体供需平衡。统调火电设备利用小时数约为5000小时。其中，山西电网一季度供需仍然偏紧；京津唐、河北南网电力供需基本平衡；蒙西、山东逐步出现供大于求的局面。
2）东北区域电网
2007年，东北电网总体供需平衡，二、三季度略有富余。统调火电设备利用小时数约为5600小时。其中，辽宁上半年供需较为紧张，下半年将趋于平衡，吉林、黑龙江供大于求。
3）华东区域电网
2007年，华东电网总体供需平衡，一、二、四季度略有富余，三季度供需基本平衡。统调火电设备利用小时数约为5300小时。其中，上海、浙江供需基本平衡；江苏、安徽和福建供应能力富余。
4）华中区域电网
2007年，华中电网总体供需平衡有余，各季度富余电力均超过1000万千瓦。统调火电设备利用小时约为4200小时。其中，河南、江西电力富余；湖北、四川等地区受电煤供应和来水的影响，枯水期仍然有少量缺口；重庆电力供需基本平衡。
5）西北区域电网
2007年，西北电网总体供需平衡有余，各月电力富余容量在500万～700万千瓦，全年富余电量330亿千瓦时。统调火电设备利用小时约为5500小时。其中，陕西、甘肃、宁夏电力供需基本平衡；青海富余容量较多；新疆有少量缺口。
另外，西藏地区枯水期电力供需仍然紧张，丰水期供需基本平衡。
6）南方区域电网
2007年，南方电网电力装机不足的局面将得到扭转，电力供需总体基本平衡。一季度仍偏紧张，二季度电力供需基本平衡，三季度开始略有富余。统调火电设备利用小时约为5400小时。其中，广东、广西一季度电力供应仍然紧张，二季度后可基本平衡；云南、海南电力供需基本平衡；贵州富余容量较多。
四、2008年形势展望
预计2008年全国全社会用电量将达到3.47万亿千瓦时，增长10%左右。初步统计表明，2008年，全国新增发电装机约8000万千瓦。
2008年，全国电力供需总体平衡有余。其中，华中电网富余容量较多；华北、西北、华东电网电力供需平衡略有富余；东北、南方电网电力供需基本平衡。全国发电设备利用小时数继续降至4750小时左右，下降150小时，其中火电设备利用小时数将降至5000小时左右，下降约200小时。
五、主要建议
1、优化“十一五”后三年的电源开工项目，加快电源结构调整
2005年和2006年，全国新投产机组容量分别达到7500万千瓦和1亿千瓦，初步统计，2007年新投产机组容量将达9500万千瓦左右。三年投产2.7亿千瓦，全国装机容量年均增长17%，电源项目大规模投产，电力供应能力大幅度提高。
但是，在电源结构中、小火电机组所占比重仍然较高。2006年年底，全国平均单机容量不足7万千瓦，单机10万千瓦及以下小火电机组占火电装机容量的比重接近30%。关停煤耗高、污染重的小火电机组对于电力工业节能减排意义重大。
建议国家抓住当前电力供需矛盾缓和的有利时机，加强对电源项目的统一规划和管理，加快电源结构调整：一方面加大关停小火电力度，另一方面加快“十一五”后三年的电源开工项目优选工作，加大高效、清洁发电机组的建设力度；同时，适度控制东部地区煤电建设规模，降低东部地区环保压力及环境成本，加大西部地区水电、煤电基地的建设力度，促进西电东送，实现全国资源优化配置。
2、加强电网建设，促进电网电源协调发展
近期，大量新机组的集中投运，以及新机组投运初期运行的不稳定性等问题，给电网的安全稳定运行带来很大风险，电网建设滞后的问题更加突出。在加快电网建设过程中，还存在一些困难，主要表现在：一是项目核准比较困难，尤其是在国家颁布了新的土地政策以后，电网工程项目核准难度增大；二是征地拆迁困难、赔偿标准逐年大幅度攀升、施工受阻严重，影响了部分电网建设进度，甚至造成局部电网“窝电”或“受阻”。
建议国家针对电网项目特点，研究出台电网项目核准细则，合理简化电网项目环评、用地等支持性文件内容要求和核准程序，加快电网项目核准进度；将电网规划纳入当地发展总体规划中，在征地、拆迁等环节对线路走廊、站址占地予以优先安排；同时，加强电源、电网建设的协调，对电源项目与配套电网工程采用同时核准的方式，促进电源、电网协调发展。
高度关注电煤和燃气供应情况，避免燃料供应总量不足和质量下降造成出力受阻；继续发挥大电网调剂余缺的作用，缓解局部地区可能出现的供需紧张局面
受部分地区装机不足、枯水季水电发电能力不足、局部电网受限、电煤和燃气供应以及气候等不确定因素影响，今年仍将有部分地区可能出现电力供应紧张。
建议继续密切关注电煤等发电能源供应问题，加强协调，研究应对措施，做好应急预案，努力把燃料供应对供电能力的制约影响降低到最小程度。针对辽宁、四川、湖北、广东等地区可能出现的供需紧张局面，要充分发挥大电网调剂余缺的作用，加大跨区、跨省电力互济的力度；针对西藏缺电局面，进一步做好需求侧管理，并加快直孔水电站的建设进度。
3、继续推进电力需求侧管理长效机制的建立，促进节能降耗
节能是我国国民经济和社会发展中具有战略意义的重要任务。“十一五”期间，随着电力供需矛盾的缓解，火电设备利用小时数明显下降、电网负荷率下降、峰谷差加大，客观上对电力系统经济运行产生一定影响，电力行业节能减排的任务更加艰巨。
通过电力需求侧管理，在用户侧实现移峰填谷、提高负荷率，发电侧则避免了频繁调整机组出力和启停机，可以提高发电机组运行效率，对促进电力行业节能降耗具有重大意义。当前，需求侧管理必须从过去单纯控制负荷增长、应对供需紧张，尽快转为优化用电方式、提高负荷率、提高电能转换和利用效率。建议国家在积极采取其他多种节能降耗措施的同时，进一步加强电力需求侧管理工作，出台相关政策措施，建立电力需求侧管理的长效机制，促进节能降耗。
免责申明：本文仅为中经纵横市场研究观点，不代表其他任何投资依据或执行标准等相关行为。如有其他问题，敬请来电垂询：4008099707。特此说明。
