發電行業夾縫求生 區域電價上調性大
2003年之前，我國電力工業長期以來實行垂直一體化壟斷經營管理。2002年3月國務院頒布《電力體制改革方案》，電力工業垂直一體化經營被打破，原國家電力公司被分為五大發電集團和兩大電網公司，以“廠網分開、主輔分離、輸配分開”為主要目標的電力體制改革取得階段性改革成果。尤其是2003年，全國大面積的缺電為我國電力工業的快速發展提供了良好契機。從電力基本建設來看，“十五”是我國電力工業發展最快的時期，同時我國電網建設也取得快速發展。而從電力技術來看，我國發電設備和輸配電設備也在快速升級。
二次能源利用特點明顯
“多煤、少氣、貧油”的能源特點決定了我國的能源結構必須以煤炭利用為主。2006年，煤炭、石油、天然氣分別占我國能源消費總量的69.7%、21.1%和3%，因此以煤電為主的二次能源結構是我國一個鮮明的特色。
“十五”期間，由于2003年全國大面積缺電，火電因建設周期短的優勢，新增火電裝機迅速增加，火電裝機占比由2002年的73%增加到2006年的78%。盡管我國以火電為主的電源結構不盡合理，但這種電源結構卻將在我國長期存在。今后，隨著水電、核電和新能源發電裝機增加，我國火電占比預計到2020年將逐步下降到70%以下。
根據“積極開發水電、優化發展火電、推進核電建設、大力發展可再生能源”的能源開發政策，到2010年，全國水電裝機容量達到1.9億千瓦，其中大中型水電1.4億千瓦、小水電5000萬千瓦；到2020年，全國水電裝機容量達到3億千瓦，其中大中型水電2.25億千瓦、小水電7500萬千瓦。
在清潔能源和可再生能源利用中，核電和風電將是我國今后電源建設的重點。由于兩者在我國發電裝機中所占比重很小，即使根據中長期規劃，到2020年核電和風電裝機容量分別到4000萬千瓦和3000萬千瓦，屆時核電和風電占全國發電總裝機容量仍不到5%。
電力需求仍然高速增長
由于宏觀經濟的加速增長，造成全社會用電需求也成加速增長態勢。全國經濟的加速增長，帶動電力需求的加速增長。根據中國電力企業聯合會公布的數據顯示，2007年1～10月全國全社會累計用電量26726.77億千瓦時，同比增長15%。從我國用電結構來看，工業用電比重最大，占全社會用電的75.25%。其中，重工業用電占61.45%，而鋼鐵、有色、化工、電力、石油加工及煉焦、建材六大高耗能行業占工業能耗的近70%。
隨著宏觀調控力度的加大，這些高耗能行業的固定資產投資將得到遏制，但為保持宏觀經濟的平穩過渡，業內認為2010年之前這些行業在經濟中仍處于重要的地位，電力消費彈性系數仍將高于1。根據電力彈性系數法預測，到2010年我國用電需求4.6萬億千瓦時，年均增長12.6%。
未來電力需求另一大看點，是我國城鎮化水平在逐年提高。根據我國城鎮化建設目標，在2010年前后，我國城鎮化水平將接近45%，2020年前后將超過50%，2050年前后將達到70%左右，初步完成我國城鎮化過程。根據國際能源署(IEA)統計，發達國家居民用電占全社會用電總量30%左右，而我國居民用電2007年1～10月只占11.21%，較前幾年居民用電比例有所下降。2006年我國人均用電量2149千瓦時，低于2005年世界人均用電量2596千瓦時的平均數。
產能釋放進入高峰期
據統計，我國“十五”后三年新增發電裝機容量2.31億千瓦，在電源建設上實現了前所未有的跨越式發展，為迅速緩解我國2003年出現的全國大面積缺電做出了歷史性貢獻。截至2006年，我國發電總裝機容量達6.22億千瓦，居世界第二位。2006年全國新增發電能力1.14億千瓦，發電總裝機容量同比增長22.34%，達歷史最高單年增幅，新增裝機90%以上來自火電機組。
2007年1～10月，全國新增生產能力7270.05萬千瓦。1～11月，全國關停小火電機組365臺，共計1110萬千瓦，提前兩個月完成2007年關停1000萬千瓦的任務。
根據國家發改委相關政策，繼2004年國家核準和開工電站項目建設規模超過6000萬千瓦后，2005年國家共核準電站建設項目139項，建設規模1.18億千瓦，這些新建項目相繼在2007～2008年投產。
同時，出于宏觀調控壓力的加大與對發電裝機過剩的擔憂，國家發改委對原本在2007年10月份批復的“十一五”后三年新建電源項目至今沒有審批。
業內人士認為，審批新建項目的收緊，極有可能使“十一五”后三年新增裝機急劇下降。根據“十一五”電力規劃，到2010年全國發電總裝機容量達到8.4億千瓦，而2007年全國發電總裝機容量有望達到7.1億千瓦，那么2008～2010年后三年每年新增發電容量不到5000萬千瓦。
機組利用率將見底回升
電力需求和電力裝機容量兩者的關系，在很大程度上決定了發電機組利用率水平的高低，而發電利用小時數能較直觀地反映出機組利用率情況。
盡管我國電力需求從2001年以來一直保持10%以上的增速，但2005～2007年發電裝機容量的迅速增長，使得全國發電機組平均利用小時數從2004年高位開始回落。2005年，全國發電設備平均利用小時數比2004年下降30小時，2006年全國發電設備平均利用小時數同比下降203小時。2007年1～10月，全國發電設備平均利用小時數同比下降162小時。
業內人士認為，新建機組2006～2007年集中投產，是造成發電設備利用率下降的直接原因。據測算，預計2007～2008年全國發電設備利用小時數分別為5040小時和5020小時，同比下降181小時和20小時，降幅分別為3.47%和0.4%。2008年后新投機組減少，全國總裝機容量增速低于電力需求增速，發電利用小時數將緩慢回升。
據統計，1981～2006年全國發電設備平均利用小時數，平均值在5057小時，因此目前全國發電小時數下滑只能算是合理回歸。只要全國經濟增長今后不出現像1997年那樣意外大幅下滑的情況，我國發電設備利用率在電力需求高增長情況下就將不會出現嚴重過低的情形。
發電行業在夾縫中求生存
“十五”期間，我國基本完成“廠網分開”的電力體制改革階段性目標。到2003年，我國形成了以華能集團、大唐集團、國電集團、華電集團、中電投集團五大中央發電集團以及數十家地方發電集團為主體的發電市場，其中國有控股發電集團占90%以上比重。
從發電集團的國內市場占有率來看，2006年五大發電集團的裝機容量和發電量在全國發電市場的份額尚沒有一家超過10%。五大發電集團2006年裝機容量合計占全國的39.13%，發電量合計占全國的39.90%。
從上下游產業鏈來看，電力行業屬于一次能源轉化利用的過程，即屬二次能源。我國70%以上發電裝機屬于火電，電煤消耗占全國煤炭消耗50%以上的份額，因此煤炭行業成為我國發電行業至關重要的上游行業。
2007年初，國家發改委取消電煤合同價，采取完全市場定價機制，全國電煤平均價格上漲10.7%。在國家逐步提高資源類價格的背景下，在電煤價格談判方面，煤炭企業相對于發電企業更具優勢。
而在下游方面，發電企業則要面對更加強勢的國家電網公司。由于發電企業的年發電量和上網電價均由電網公司代表國家控制，只有被動地接受電網公司發電調度指令和上網電價，因此發電企業在上游面臨著自由市場定價的一次能源企業，下游則要面對具有國家壟斷色彩的電網公司，發電企業在電力體制改革后可謂在夾縫中求生存。
2008年電煤價格上漲10%
2007年，國家發改委取消了維持半個世紀的煤炭訂貨會，同時取消了國家指導的電煤合同價，改為由市場自由定價。電煤價格的“松綁”使得2007年全國電煤合同價平均上漲了10.7%。
國家發改委日前下達的《做好2008年跨省區煤炭產運需銜接工作的通知》進一步鞏固了2008年電煤價格市場定價的原則。并指出，“煤炭價格要反映市場供求關系、資源稀缺程度和環境損害成本”，特別指出“任何部門、機構和單位不得干預企業自主簽訂合同”。
在當前供求和資源類價格上漲的形勢下，電煤價格談判的天平在向煤炭企業傾斜，火力發電企業在確保電力供應安全的前提下更多地只有被動地接受煤價上漲。
2008年，全國煤炭供需基本平衡，“西煤東運”部分線路運力仍可能緊張。而從2008年煤炭供應協調會上傳出，2008年電煤價格平均上漲30～40元/噸，漲幅達10%。
提高區域電價的可能性大
由于豬肉、糧食等農產品價格的上漲使得我國2007年居民消費價格總指數(CPI)逐步走高，因此，2008年中央經濟工作會議提出要“雙防”的調控首要任務，即防止經濟增長由偏快轉為過熱、防止價格由結構性上漲演變為明顯通貨膨脹。
電價上漲必將帶來工業成本的全面上漲，從而可能短期內導致工業品價格的全面上漲，進一步加劇通脹壓力。出于宏觀調控的壓力，國家一直沒有在全國實行第三次煤電聯動。
經測算，電煤價格上漲10%，電價需上漲5%～7%，即提高電價0.015~0.02元/千瓦才能完全消納煤價上漲帶來的發電成本上漲。根據煤電聯動政策，即使實行煤電聯動，發電企業也要承擔30%的煤炭價格漲幅。
2007年全國合同煤價平均上漲10.7%，市場對三次煤電聯動充滿了憧憬。業內人士認為，面對電煤價格進一步上漲的現狀，國家出于對宏觀調控壓力的謹慎考慮，2008年上半年可能對山西、云南、貴州等煤炭價格上漲幅度較大的省份實行區域提電價。同時，視2008年通貨膨脹壓力的大小，再全面實施三次煤電聯動。
二次能源利用特點明顯
“多煤、少氣、貧油”的能源特點決定了我國的能源結構必須以煤炭利用為主。2006年，煤炭、石油、天然氣分別占我國能源消費總量的69.7%、21.1%和3%，因此以煤電為主的二次能源結構是我國一個鮮明的特色。
“十五”期間，由于2003年全國大面積缺電，火電因建設周期短的優勢，新增火電裝機迅速增加，火電裝機占比由2002年的73%增加到2006年的78%。盡管我國以火電為主的電源結構不盡合理，但這種電源結構卻將在我國長期存在。今后，隨著水電、核電和新能源發電裝機增加，我國火電占比預計到2020年將逐步下降到70%以下。
根據“積極開發水電、優化發展火電、推進核電建設、大力發展可再生能源”的能源開發政策，到2010年，全國水電裝機容量達到1.9億千瓦，其中大中型水電1.4億千瓦、小水電5000萬千瓦；到2020年，全國水電裝機容量達到3億千瓦，其中大中型水電2.25億千瓦、小水電7500萬千瓦。
在清潔能源和可再生能源利用中，核電和風電將是我國今后電源建設的重點。由于兩者在我國發電裝機中所占比重很小，即使根據中長期規劃，到2020年核電和風電裝機容量分別到4000萬千瓦和3000萬千瓦，屆時核電和風電占全國發電總裝機容量仍不到5%。
電力需求仍然高速增長
由于宏觀經濟的加速增長，造成全社會用電需求也成加速增長態勢。全國經濟的加速增長，帶動電力需求的加速增長。根據中國電力企業聯合會公布的數據顯示，2007年1～10月全國全社會累計用電量26726.77億千瓦時，同比增長15%。從我國用電結構來看，工業用電比重最大，占全社會用電的75.25%。其中，重工業用電占61.45%，而鋼鐵、有色、化工、電力、石油加工及煉焦、建材六大高耗能行業占工業能耗的近70%。
隨著宏觀調控力度的加大，這些高耗能行業的固定資產投資將得到遏制，但為保持宏觀經濟的平穩過渡，業內認為2010年之前這些行業在經濟中仍處于重要的地位，電力消費彈性系數仍將高于1。根據電力彈性系數法預測，到2010年我國用電需求4.6萬億千瓦時，年均增長12.6%。
未來電力需求另一大看點，是我國城鎮化水平在逐年提高。根據我國城鎮化建設目標，在2010年前后，我國城鎮化水平將接近45%，2020年前后將超過50%，2050年前后將達到70%左右，初步完成我國城鎮化過程。根據國際能源署(IEA)統計，發達國家居民用電占全社會用電總量30%左右，而我國居民用電2007年1～10月只占11.21%，較前幾年居民用電比例有所下降。2006年我國人均用電量2149千瓦時，低于2005年世界人均用電量2596千瓦時的平均數。
產能釋放進入高峰期
據統計，我國“十五”后三年新增發電裝機容量2.31億千瓦，在電源建設上實現了前所未有的跨越式發展，為迅速緩解我國2003年出現的全國大面積缺電做出了歷史性貢獻。截至2006年，我國發電總裝機容量達6.22億千瓦，居世界第二位。2006年全國新增發電能力1.14億千瓦，發電總裝機容量同比增長22.34%，達歷史最高單年增幅，新增裝機90%以上來自火電機組。
2007年1～10月，全國新增生產能力7270.05萬千瓦。1～11月，全國關停小火電機組365臺，共計1110萬千瓦，提前兩個月完成2007年關停1000萬千瓦的任務。
根據國家發改委相關政策，繼2004年國家核準和開工電站項目建設規模超過6000萬千瓦后，2005年國家共核準電站建設項目139項，建設規模1.18億千瓦，這些新建項目相繼在2007～2008年投產。
同時，出于宏觀調控壓力的加大與對發電裝機過剩的擔憂，國家發改委對原本在2007年10月份批復的“十一五”后三年新建電源項目至今沒有審批。
業內人士認為，審批新建項目的收緊，極有可能使“十一五”后三年新增裝機急劇下降。根據“十一五”電力規劃，到2010年全國發電總裝機容量達到8.4億千瓦，而2007年全國發電總裝機容量有望達到7.1億千瓦，那么2008～2010年后三年每年新增發電容量不到5000萬千瓦。
機組利用率將見底回升
電力需求和電力裝機容量兩者的關系，在很大程度上決定了發電機組利用率水平的高低，而發電利用小時數能較直觀地反映出機組利用率情況。
盡管我國電力需求從2001年以來一直保持10%以上的增速，但2005～2007年發電裝機容量的迅速增長，使得全國發電機組平均利用小時數從2004年高位開始回落。2005年，全國發電設備平均利用小時數比2004年下降30小時，2006年全國發電設備平均利用小時數同比下降203小時。2007年1～10月，全國發電設備平均利用小時數同比下降162小時。
業內人士認為，新建機組2006～2007年集中投產，是造成發電設備利用率下降的直接原因。據測算，預計2007～2008年全國發電設備利用小時數分別為5040小時和5020小時，同比下降181小時和20小時，降幅分別為3.47%和0.4%。2008年后新投機組減少，全國總裝機容量增速低于電力需求增速，發電利用小時數將緩慢回升。
據統計，1981～2006年全國發電設備平均利用小時數，平均值在5057小時，因此目前全國發電小時數下滑只能算是合理回歸。只要全國經濟增長今后不出現像1997年那樣意外大幅下滑的情況，我國發電設備利用率在電力需求高增長情況下就將不會出現嚴重過低的情形。
發電行業在夾縫中求生存
“十五”期間，我國基本完成“廠網分開”的電力體制改革階段性目標。到2003年，我國形成了以華能集團、大唐集團、國電集團、華電集團、中電投集團五大中央發電集團以及數十家地方發電集團為主體的發電市場，其中國有控股發電集團占90%以上比重。
從發電集團的國內市場占有率來看，2006年五大發電集團的裝機容量和發電量在全國發電市場的份額尚沒有一家超過10%。五大發電集團2006年裝機容量合計占全國的39.13%，發電量合計占全國的39.90%。
從上下游產業鏈來看，電力行業屬于一次能源轉化利用的過程，即屬二次能源。我國70%以上發電裝機屬于火電，電煤消耗占全國煤炭消耗50%以上的份額，因此煤炭行業成為我國發電行業至關重要的上游行業。
2007年初，國家發改委取消電煤合同價，采取完全市場定價機制，全國電煤平均價格上漲10.7%。在國家逐步提高資源類價格的背景下，在電煤價格談判方面，煤炭企業相對于發電企業更具優勢。
而在下游方面，發電企業則要面對更加強勢的國家電網公司。由于發電企業的年發電量和上網電價均由電網公司代表國家控制，只有被動地接受電網公司發電調度指令和上網電價，因此發電企業在上游面臨著自由市場定價的一次能源企業，下游則要面對具有國家壟斷色彩的電網公司，發電企業在電力體制改革后可謂在夾縫中求生存。
2008年電煤價格上漲10%
2007年，國家發改委取消了維持半個世紀的煤炭訂貨會，同時取消了國家指導的電煤合同價，改為由市場自由定價。電煤價格的“松綁”使得2007年全國電煤合同價平均上漲了10.7%。
國家發改委日前下達的《做好2008年跨省區煤炭產運需銜接工作的通知》進一步鞏固了2008年電煤價格市場定價的原則。并指出，“煤炭價格要反映市場供求關系、資源稀缺程度和環境損害成本”，特別指出“任何部門、機構和單位不得干預企業自主簽訂合同”。
在當前供求和資源類價格上漲的形勢下，電煤價格談判的天平在向煤炭企業傾斜，火力發電企業在確保電力供應安全的前提下更多地只有被動地接受煤價上漲。
2008年，全國煤炭供需基本平衡，“西煤東運”部分線路運力仍可能緊張。而從2008年煤炭供應協調會上傳出，2008年電煤價格平均上漲30～40元/噸，漲幅達10%。
提高區域電價的可能性大
由于豬肉、糧食等農產品價格的上漲使得我國2007年居民消費價格總指數(CPI)逐步走高，因此，2008年中央經濟工作會議提出要“雙防”的調控首要任務，即防止經濟增長由偏快轉為過熱、防止價格由結構性上漲演變為明顯通貨膨脹。
電價上漲必將帶來工業成本的全面上漲，從而可能短期內導致工業品價格的全面上漲，進一步加劇通脹壓力。出于宏觀調控的壓力，國家一直沒有在全國實行第三次煤電聯動。
經測算，電煤價格上漲10%，電價需上漲5%～7%，即提高電價0.015~0.02元/千瓦才能完全消納煤價上漲帶來的發電成本上漲。根據煤電聯動政策，即使實行煤電聯動，發電企業也要承擔30%的煤炭價格漲幅。
2007年全國合同煤價平均上漲10.7%，市場對三次煤電聯動充滿了憧憬。業內人士認為，面對電煤價格進一步上漲的現狀，國家出于對宏觀調控壓力的謹慎考慮，2008年上半年可能對山西、云南、貴州等煤炭價格上漲幅度較大的省份實行區域提電價。同時，視2008年通貨膨脹壓力的大小，再全面實施三次煤電聯動。
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