行业季度分析报告 39页

'中国行业季度分析报告电力行业（2005年3季度）要点提示Ø3季度电力工业整体发展环境良好——国民经济、工业经济继续呈现平稳较快的发展态势，为电力工业的稳定、快速发展提供了条件；高耗能行业产能过剩导致的发展速度减缓，对于缓解电力供需矛盾起到了一定作用；电煤供应形势进一步好转，供应量及库存增加，价格整体回落；宏观政策在继续推动电力工业快速发展的同时更加集中于对电力建设的规范和调控，对抑制电力项目无序、盲目建设起到了良好的作用。Ø全国电力供需紧张形势于3季度得到较大程度缓解，缺电由全局性转变为季节性和区域性。从生产方面看，截止9月底，全国装机容量增加为4.8亿千瓦左右，其中6-9月份全国共新增发电设备容量2854万千瓦，占今年前3个季度投产总量的71%。3季度总发电量达到6394亿千瓦时，比去年同期增长12%。从需求方面看，3季度电力需求整体上仍处于高速增长期，1-3季度全国全社会用电量18238.79亿千瓦时，比去年同期增长13.95%。Ø煤电联动、电价上涨带来的收益增长在3季度得到进一步体现，发电企业转移了部分成本压力，获利能力得到提升，亏损面继续减小。供电企业由于销售电价全面上涨及夏季高峰时期售电量的增加，获利能力也呈现稳中有升局面。1-3季度，电力生产和供应业共计实现利润总额683亿元，与去年同期相比增长20.6%。Ø由于电力紧张，近年来我国各电力投资主体对电源建设投注了极大的热情，五大发电集团争相跑马圈地，在全国各地出现了电力建设罕见的高增长。与此同时，业界对于电力过剩的担忧也从未停止过。本文对我国出现的电力短缺——过剩的循环进行了分析，并对下一阶段我国的电力供需形势进行了预测，提出了避免电力短缺——过剩的循环对国民经济和社会发展造成危害的措施。Ø预计4季度，我国经济平稳较快发展的基本面不会改变，经济发展的良好态势仍会持续。受宏观经济增长的拉动，4季度电力需求仍将保持较高增速，但是随着国家对固定资产投资和高耗能工业发展的宏观调控效果的进一步显现，用电增速将低于夏季和秋季，逐渐有所回落。随着新增机组的大量投产，4季度电力供需紧张形势将进一步缓和。电煤价格可能出现的局部、小幅上扬对电力企业生产成本影响不大，同时第二次煤电联动可能在4季度实施，并带来电价的再度上涨，受其影响，电力行业整体获利能力将有进一步提升。39 目录1.3季度电力行业发展环境31.1宏观经济带动电力工业平稳较快增长31.2电力上游行业——电煤供需矛盾逐步缓解31.3电力下游行业——工业经济继续高速增长31.4政策导向集中于电建宏观调控32.3季度电力行业运行分析32.1供需矛盾逐步缓解行业景气指数走高32.2生产能力增强发电量继续快速增长32.3电力需求高速增长高耗能用电高位回落32.4固定资产投资增幅回落电网投资进一步加强32.5电价整体水平维持稳定定价机制酝酿变革32.6行业逐步走出利润低谷获利能力增强33.电力短缺与过剩的博弈33.1电力短缺与过剩的交替33.1.1电力行业发展具有周期性33.1.2历史上电力短缺与过剩的简单回顾33.2本轮电力短缺33.2.1对本轮电力短缺的描述33.2.2本轮电力短缺的原因分析33.3对电力过剩预期的探讨33.3.1业界对于电力过剩的担忧33.3.2对未来几年电力过剩预期的探讨33.4应对电力短缺——过剩的恶性循环33.4.1电力短缺和过剩带来的后果33.4.2减少电力短缺——过剩危害的措施34.4季度电力行业发展预测34.1年底电力供需紧张形势将有明显好转34.2电价再度上涨可能性较大34.3预计4季度电煤价格出现短期小幅上扬34.4行业总体获利能力将进一步提升339 图表目录图12004-2005年各季度国内生产总值的变化趋势3图22004-2005年各月原煤产量3图32004-2005年各月累计原煤产量3图42004-2005年电力行业景气指数3图52004-2005年各月总发电量及增长变化趋势3图62004-2005年各月水、火电发电情况比较3图72004-2005年各月水、火电发电占总发电量比重3图81-3季度各产业用电量情况3图92004-2005年各季度各产业用电量增速比较3图102004-2005年各月电力固定资产投资情况3图112004-2005年电力生产业工业总产值增长变化情况3图122004-2005年电力生产业产品销售收入及增长变化趋势3图132004-2005年电力生产业利润总额及资金利润率增长变化情况3图142004-2005年电力生产业亏损企业个数及占比情况3图152004-2005年电力生产业亏损总额及增长变化情况3图162004-2005年电力供应业工业总产值及增长变化情况3图172004-2005年电力供应业产品销售收入及增长变化趋势3图182004-2005年电力供应业利润总额及资金利润率增长变化情况3图192004-2005年电力供应业亏损企业个数及占比情况3图202004-2005年电力供应业亏损总额及增长情况3图212000-2005年我国GDP及用电量增长率比较3图222000年-2005年上半年用电量与装机容量增长率比较3图232002-2005年上半年电力投资增长情况3表12005年前3季度国内生产总值3表21-3季度工业增加值3表31-3季度总发电量及增长情况3表41-3季度水、火电发电情况3表51-3季度各产业用电量增长情况3表62005年各月电力累计固定资产投资及占全社会固定资产投资比重3表71-3季度电力生产业工业总产值及增长情况3表81-3季度电力生产业销售收入及利润情况3表91-3季度电力生产业亏损企业情况3表101-3季度电力供应业工业总产值3表111-3季度电力供应业销售收入及利润增长情况3表121-3季度电力供应业亏损情况3表131981-2001年发用电设备容量比较3表142000-2005年我国GDP及用电量增长情况3表152000年-2005年上半年电力消费与生产能力比较3表162002-2005年上半年电力投资情况339 1.3季度电力行业发展环境1.1宏观经济带动电力工业平稳较快增长电力行业作为提供经济发展和人民生活最重要的二次能源的基础产业，其行业走势与宏观经济形势密切相关。一方面，宏观经济的发展要依赖电力行业提供可靠的能源支持；另一方面，电力的发展需要其它经济部门的用电需求拉动。因此，宏观经济发展态势对电力工业的稳定、健康发展具有重要的影响作用。今年3季度，我国国民经济继续呈现出平稳较快发展的良好态势。前3季度我国国内生产总值106275亿元，同比增长9.4%，增速比上年同期及今年上半年都降低0.1个百分点，但仍处于较高水平。其中，第一产业增加值13510亿元，增长5.0%；第二产业增加值60440亿元，增长11.1%；第三产业增加值32325亿元，增长8.1%。表12005年前3季度国内生产总值产业类型国内生产总值（亿元）同比增长（%）上季度增速（%）去年同期增速（%）总量1062759.49.59.5第一产业135105.05.05.5第二产业6044011.111.210.9第三产业323258.17.88.5数据来源：国家统计局绝对额按现价计算，增长速度按不变价计算。图12004-2005年各季度国内生产总值的变化趋势数据来源：国家统计局，国研网整理数据显示，国民经济各产业类型中用电比例最大的第二产业仍然保持最高的增速，这也决定了电力需求的持续增长趋势。由于经济总量和工业经济的持续走强，经济增速的放缓对电力供应紧张局面的缓解作用不十分明显。第三产业的加速发展带动商业及非居民用电的发展，将使得低电压等级、小容量用电设备的比例有所增加，用电分散程度提高，对电网和配电设施建设提出更高的要求。第一产业增速的减缓使经济不发达地区的电力供应达到平衡，减少了农村地区输电和供电压力，同时也为一直以来的农村和偏远地区电网建设赢得了时间。在总量稳定发展的同时，国民经济发展中固定资产投资、出口、消费这“三驾马车”39 的拉动作用没有出现大的变化。近年来，我国固定资产投资增速较快，在经济发展中占有重要地位。由于固定资产投资的增加必然带来项目建设所需的原材料需求的增加，带动生产原材料的高耗能工业的发展，因此，固定资产投资的变化态势对电力需求也具有重要影响。1-3季度我国完成固定资产投资57061亿元，比去年同期增长26.1%，增速同比下降3.8个百分点；固定资产投资占国内生产总值的比重为53.7%，占比比去年同期增长12.8个百分点。虽然固定资产投资增速呈现了同比下降的趋势，但是对经济的拉动作用却在增强。因此，固定资产投资对原材料产业、建筑工业的拉动仍对电力需求的持续高增长起到重要作用。1.2电力上游行业——电煤供需矛盾逐步缓解煤炭是我国最重要的一次能源，我国的电力生产能力中燃煤火电占七成以上。随着电力紧缺形势的一步步加剧，煤炭供应问题及价格问题成为制约电力生产能力提高的重要因素。因此在研究电力上游行业对电力行业发展的影响时，主要分析电煤的供求状况及价格变动趋势。1-3季度，全国原煤产量完成130377万吨，其中，3季度三个月的煤炭产量累计46679万吨，累计产量同比增长10.2%，增速比去年同期下降了2.3个百分点。图22004-2005年各月原煤产量数据来源：国家统计局，国研网整理图32004-2005年各月累计原煤产量数据来源：国家统计局，国研网整理数据显示，虽然今年3季度各月煤炭产量增速明显低于去年同期，39 但是绝对产量仍维持较高水平并逐月有所增加。而去年以来国家采取的宏观调控使过热行业得到抑制，GDP增速减缓，国民经济对能源增量的需求降低，相应的占能源消费总量大约70%的煤炭的需求增速也大幅度减缓。供给的增加及需求的减少使得煤炭供需矛盾逐步得到缓解。同时，社会煤炭库存攀升。上半年，经历了长时间的煤荒之后，我国的煤炭库存开始上升，煤炭市场持续了近3年的供不应求局面现在已逐渐改变。到7月末，国内电厂煤炭库存达到了2357.7万吨，为2003年以来的最高水平，社会库存也达到了两年来的最高水平－－1.25亿吨，库存量从最紧张时的不到3天，增加到17天。据发改委统计，到9月末，全社会煤炭库存达到1.35亿吨，比年初增长30%。大量的煤炭储备降低了煤炭供应再度紧张的风险，为火电行业的持续、可靠生产提供了保障。随着供需矛盾的缓解，一直居高不下的煤价也出现了下降趋势。从6月份开始，局部地区就出现煤价下跌的现象，7月中旬，煤炭价格出现了自2004年以来的大范围下滑。降价的影响面积逐步扩大，降价品种也不断增多。6月份降价限于劣质煤，7月焦煤、精煤也开始下调。降价的主体不再局限于地方煤矿，7月份已经波及到重点煤矿。对当前煤炭市场出现的煤价波动，主要有三个方面的原因：其一，煤炭需求增速放缓。去年煤炭供需矛盾导致煤价飙升，国家出台了一系列宏观调控政策，抑制了下游行业的煤炭需求。同时，2005年电力需求增幅低于2004年，再加上今年南方水电好于去年，前3个季度全国水电增长比火电高出8.8个百分点，减少了火电对煤炭的需求，因而煤炭市场需求增长开始放缓。其二，国家调控进出口政策，控制出口，增加进口，消减市场对煤炭的需求压力。由于国外进口的煤质较好，而澳大利亚、越南等国的煤价也较低，国内不少用煤企业选择进口煤炭，也不排除通过进口手段来抑制国内的高煤价。其三，煤炭行业投资加大，产能增长迅猛。今年1-3季度，开采及洗选业固定资产投资增长了76.8%。低水平新建、扩建矿井层出不穷，使得产能大幅增加。产量增加、需求减少的综合作用，使得煤炭价格出现回落。从2004年开始，煤价持续高位运行，火电企业生产成本一路攀升。但是由于电价变动要经过政府的行政审批，因此上涨幅度有限，电力企业亏损情况日益严重。本次煤炭价格的下滑给电力企业，特别是燃煤火电企业带来了利好。但是，近期煤炭价格的下跌幅度并不足以弥补近年来火电企业的成本增加带来的损失，据国家发改委统计，截至到9月末，电煤价格比去年底每吨上涨35元左右，涨幅仍然达到了15%。因此，要真正解决电力企业的成本上涨压力，不能依赖煤炭市场的短期变化，还要加快电力的市场化改革，特别是电价定价机制的市场化改革，使电价能够真正反映电力的生产成本。1.3电力下游行业——工业经济继续高速增长电力作为国民经济的基础性能源行业，其下游产业遍布国民经济的各个部门。但是我国各部门用电量中，工业用电量占60%以上，而工业用电量中高耗能用电量又占有绝对优势比重，因此对于电力下游行业，着重分析工业经济的运行态势对电力需求的影响。1-9月份，工业生产仍然保持快速增长势头。前3季度全国工业完成增加值50449.87亿元，同比增长16.3%，增速比去年同期下降了1个多百分点。其中，分类型工业增加值情况如下：表21-3季度工业增加值39 指标名称累计（亿元）本月（亿元）比去年同期增长%累计本月工业增加值50449.876275.2516.316.5其中：轻工业15621.961964.3014.915.6重工业34827.914310.9516.917.0数据来源：国家统计局数据显示，轻重工业增速差距有所缩小。前3季度，轻、重工业增加值分别为15622亿元和34828亿元，同比增长14.9%和16.9%，增速同比减缓0.5和1.6个百分点。两者增速相差2个百分点，与去年同期和去年全年相比（重工业增速分别快于轻工业3.1个和3.5个百分点）差距有所缩小，但是与今年上半年相比（重工业增速快于轻工业1.5个百分点）差距有所增大。总的来说，重工业增长仍然快于轻工业增长而继续作为工业发展的主要拉动力量。由于重工业企业多为高耗能的原材料生产企业，其单位产品电耗高于其它类型工业产品，因此重工业比重的增加将继续使电力需求维持高速增长。除此之外，3季度工业经济运行还呈现出如下特点：1、部分行业盲目扩张的后果已经显现，产能过剩的压力越来越大。今年以来，钢铁行业由于产能集中释放，供大于求的矛盾更加突出。前3季度，全国粗钢、钢材产量分别为25529万吨和26882万吨，同比增长27.4%和25.8%，增速同比加快5.8和3个百分点；全国水泥产量73463万吨，平板玻璃产量26106万重量箱，同比分别增长10.6%和15.2%。冶金和建材行业产能的高增长带来市场价格的回落。钢材价格自4月份开始呈下滑之势，部分建筑用钢材价格已接近或低于生产成本，8、9月份利润连续下降。9月份，重点建材企业水泥混合平均价278元/吨，平板玻璃混合平均价66元/重量箱，同比分别下降9元/吨和7元/重量箱，降幅为3.1%和9.6%。产能过剩必将带来行业景气指数下降，获利能力降低，受利益驱动，资本流向发生转变，行业增速减缓。这种情况一方面能够抑制此类行业的继续盲目投资，维护稳定的经济秩序，另一方面，冶金建材等高耗能行业的减缓发展为电力需求的降低提供帮助，有利于加快电力供需平衡的进程。2、工业企业利润增幅提高，但亏损企业亏损额上升较快，部分企业生产经营困难。工业企业利润总额从5月份开始扭转了年初以来增幅不断回落的趋势，逐月稳步提高。前8个月，实现利润8643亿元，同比增加1481亿元，增长20.7%，增幅比上半年提高1.6个百分点。但同时受能源、原材料价格持续上涨等因素影响，下游相关行业生产成本大幅上升，企业盈利能力下降，亏损户数增加，亏损额扩大。前3季度，亏损企业亏损额同比上升57.6%，亏损上升幅度同比扩大50.4个百分点，其中新增亏损主要集中在石化、电子、电力、机械、冶金等行业，五个行业新增亏损额占全部规模以上工业新增亏损额的80%。下游用电行业的亏损将给供电企业的收益带来不利的影响。供电企业的收益主要来自于电力产品销售收入。下游行业的盈利能力下降直接导致企业的偿付能力不足，电力购买能力的不足将使得供电企业产品销售收入出现回落，影响企业的获利能力。同时，由于我国电力行业长期形成的政策性供电局面，很多工业企业特别是用电大户存在电费欠账，工业企业盈利能力的下降也增加了供电企业的坏账风险。39 1.4政策导向集中于电建宏观调控近年来的缺电局面带来了电力建设热潮的涌动，在众多的电力建设项目中，盲目建设、无审批建设的现象大量存在。为了整顿电力投资建设秩序，避免因过度投资和不合理建设给经济、社会和生态造成损失，国家发改委下发公告对电力建设市场进行宏观调控。总量控制决心凸显7月15日，国家发展改革委、国土资源部、水利部和国家环保总局四部门联合发出公告，要求一批违规电站项目必须立即停止建设，并停止项目各项前期工作。第一批公告要求停止建设的违规电站项目涉及内蒙古、河南、河北、山东、江苏、安徽、广东、贵州、宁夏等9省区的32个项目，装机容量总计为1711.4万千瓦。其存在的问题主要包括：项目布局不合理，不符合产业政策，未执行国家用地规定、环保规定、取水规定和水土保持规定，经论证评议未列入规划等。在电荒出现之时发出的“叫停”公告表明了国家抑制电力过度投资、打击违规建设和维护电力建设市场秩序的决心。而公告中叫停的违规项目强调了“第一批”，更表示有关部门在接下来将对违规电站建设有进一步的动作。公告叫停的违规电站项目装机容量总计为1711.4万千瓦，其中有符合产业政策而未获得审批提前建设的项目，也有不符合国家产业政策的违规项目。从政策角度看，电站项目的叫停是由于行政审批和产业政策的原因，而从经济角度看，这些项目的叫停也存在必然性。32个违规项目中，河南有11个项目，内蒙古有10个项目，成为名副其实的违规“重灾区”。内蒙古是产煤大省，发展火电是当地能源开发的必然选择。随着近年来内蒙古地区高耗能企业的迅速发展，当地的火电建设也遍地开花。然而盲目开发不符合环保和资源要求的低技术含量、小火电项目，将给当地的土地、地下水和生态环境带来不可逆转的伤害。而河南的叫停项目有一个相似之处——大多是小火电项目，最小的单机容量仅1.2万千瓦。装机容量在13.5万千瓦以下的小火电机组一般来说，多数是为电解铝等高耗能行业进行热电联产而建的。其被叫停的原因，在于不符合产业政策。虽然目前我国处于电力紧缺阶段，对电力生产能力的需求很大，但是现阶段的电力紧缺很大一部分来源于产业结构的不合理，即高耗能工业的超常发展。随着国家宏观调控逐步发挥作用，高耗能工业发展速度已经逐步回落，并且这一趋势将在较长时间内持续。而这部分叫停电站项目有相当一部分是为了满足当地的高耗能工业的用电需要而建设的。一旦电站项目投产运行，而高耗能工业用电需求减少，将会在该地区出现局部的电力过剩，电厂机组开工不足，给当地造成巨大的经济损失。结构性调整思路逐渐清晰“叫停”公告发出时隔不久，9月7日，国家发展改革委下发57号公告，对2004年到2005年7月国家核准的电站建设项目进行了公示。公示称，2004年至2005年7月，国家新核准电站项目168项，建设总规模为12100.15万千瓦，其中：水电13项，建设总规模为1153.85万千瓦；火电144项，建设总规模为10859万千瓦；其他11项，建设总规模为87.3万千瓦。57号公告采取对于审批的电力建设项目进行公示的做法，增加了市场信息的透明度，有利于金融企业和电力设备制造企业调整生产和投资，体现了政府的服务职能。同时，从57号公告核准的电站项目列表中可以看出，国家对于电源建设的结构性调整思路逐渐清晰起来。39 57号公告特点是新核准项目紧靠电力“十一五”规划。未来五年我国电力工业发展的重点是：大力开发水电，优化发展煤电，积极推进核电，加快新能源开发，提高能源效率。我国水电装机目标是占总装机容量的25%，而缺电时期火电建设的激增，使水电比重只占到不足23%。按照国家规划，到2010年和2015年我国水电装机将分别达到1.25亿千瓦和1.5亿千瓦。所以，57号公告中对水电项目审批进行了明显的倾斜。优化发展煤电在此次新核准的电站项目中体现得也很充分。在大电网覆盖范围内的许多项目，机组单机容量多为60万千瓦及以上，体现了“十一五”规划中对机组高参数、大容量、高效率的要求；57号公告放行了30万千瓦及以上循环流化床锅炉的煤矸石电厂项目，对许多热电联产机组也亮起绿灯，而这些正是国家鼓励火电发展的方向。对应“十一五”规划中“加快新能源开发”的政策，本次公告核准项目中凸显风电项目的优势。核准建设10万千瓦容量的风电场8个。其中：吉林两个、内蒙古两个、江苏两个、福建和广东各1个。这样多的风电齐上国家核准的电源建设项目目录，还是第一次。由此可以看出，国家对上风力发电项目的决心。同时，秸秆生物质能发电项目首次出现在国家核准的项目目录上。尽管秸秆发电项目仅有7.3万千瓦容量，意义非同一般。我国一直要在寻求新能源发电，秸秆发电对农业大国来说，发电原料将取之不尽，利民利国，一举多得。继续关注农村、偏远地区电力建设一直以来，在发展城市用电，实现电力对城市化和工业化的促进作用的同时，国家也在关注农村及偏远地区的电力建设，力争使全国各地人民都能够得到充足的电力供应。7月11日，国家发改委办公厅发出《关于无电地区电力建设有关问题的通知》，提出进一步加快无电地区电力建设的构想。通知指出：今后国家将逐年安排资金，支持偏远无电地区电力建设；进一步提高对解决无电地区用电问题重要性的认识；做好无电地区电力发展和规划工作；建立和完善建设及运行管理体制；多种渠道筹集建设和维护资金。同时，适应国家对能源建设的结构性调整的要求，《关于无电地区电力建设有关问题的通知》对无电地区电力建设结构提出了要求：根据具体条件和情况，分类解决，有水能资源的地方，要优先通过开发小水电资源、建设小水电站的办法解决用电问题；对于没有水能资源的，可以利用太阳能光伏发电方式或风光互补发电方式进行解决。充分体现了大力发展可再生能源，建设分布式能源，减少能量输送损失的调控方向。39 2.3季度电力行业运行分析2.1供需矛盾逐步缓解行业景气指数走高3季度，随着大量机组的投产，电力生产能力增加。同时，我国大部分地区的夏季用电高峰平稳度过，电力需求增速逐步减缓，电力供需矛盾得到较大程度缓解，全国电力缺口不足2500万千瓦，低于年初的预测水平。从总体情况看，缺电的范围已由全国性转为区域性，时间由全年缺电转为季节性缺电。尽管今年夏季用电高峰比往年来得早，特别是居民空调负荷上升很快，由于应对措施有力，华东、华中、华南等地电煤库存一直保持在较高水平，即使是在强台风连续登陆期间，也保证了正常发供电，实现了夏季用电高峰平稳度过。前3季度，全国发电量17740亿千瓦时，同比增长13.4%，其中火电、水电分别增长12.2%和21%。用电需求增势趋缓，前8个月全社会用电量增幅同比回落0.8个百分点。供电紧张状况有所缓解，全国夏季用电高峰时期，电力最大缺口低于2500万千瓦，比去年减少约1000万千瓦。迎峰度夏的6-8月，国家电网公司系统拉限电条次和损失电量同比分别减少61%和66%。得益于5月份起实施的煤电价格联动政策，全行业利润从7月份开始扭转年初以来下降的局面，前8个月实现利润585亿元，同比增长4.2%。电力行业景气指数继今年1季度出现131.6的最低点后也逐步上升，3季度景气指数达到139.9，比2季度上升1.5，但低于去年同期1.6，与去年4季度基本持平。图42004-2005年电力行业景气指数数据来源：国研网整理2.2生产能力增强发电量继续快速增长3季度，全国电力生产继续保持快速增长。从生产能力上看，截止到9月底，全国装机容量达到4.8亿千瓦。1-3季度中，3季度生产能力增加迅速，6-9月份全国共新增发电设备容量2854万千瓦，占前3个季度投产总量的71%。总量增加的同时，新增电源结构也有所改善——1至9月份，全国新增发电装机容量3997.94万千瓦。其中，水电556.59万千瓦，火电3394.32万千瓦，风电11.82万千瓦，其他35.20万千瓦。新增装机中，单机30万千瓦及以上机组容量2554万千瓦，占今年新投产容量的63.88%。39 发电量仍保持快速增长今年3季度，全国发电量6394亿千瓦时，比去年同期增长12%，增速低于今年上半年1.7个百分点；1-3季度总发电量达到17740亿千瓦时，比去年同期增长13.4%，增速低于今年上半年0.8个百分点，低于去年同期1.1个百分点。其中，1-3季度水电发电量2736亿千瓦时，同比增长21%；火电发电量14506亿千瓦时，同比增长12.2%；核电发电量406亿千瓦时，同比增长9.7%。表31-3季度总发电量及增长情况月份1月2月3月4月5月6月7月8月9月本月发电量(亿千瓦时)191516011940189219252007217921622053同比增长%27.3-0.613.412.713.513.614.912.012.7累计产量(亿千瓦时)1915350154497300925511286134881566417740同比增长%27.312.113.012.613.413.213.613.413.4数据来源：国家统计局国研网整理图52004-2005年各月总发电量及增长变化趋势数据来源：国家统计局国研网整理数据显示，发电量的季节性变化比较明显。夏季发电量绝对值及增速呈平稳上升态势，到7月份达到最高点，从8月份开始我国部分地区高峰负荷开始逐步走低，发电量绝对值及增速均有所下降。3季度内，各月的发电量绝对值均高于去年同期，发电量增速除8月份低于去年同期外，均略高于去年同期水平。水、火电共同快速发展发电比例稳定3季度，特别是进入8月份以来，随着夏季来水的逐渐消退，水电发电量的增速逐渐减缓，但发电量绝对值仍高于去年同期，增速仍高于火电发电量增速。从6月份开始，火电占总发电量的比重逐步下降，水电发电量所占比重逐步增加，在3季度内，水、火电发电比例没有大的变化，保持稳定，水电发电比例整体高于去年同期和今年上半年水平。39 表41-3季度水、火电发电情况月份1月2月3月4月5月6月7月8月9月本月总发电量（亿千瓦时）191516011940189219252007217921622053.同比增长%27.3-0.613.412.713.513.614.912.012.7累计总发电量（亿千瓦时）1915350154497299925511286134881566417740同比增长27.312.113.012.613.413.213.613.413.4本月火电发电量(亿千瓦时)16501377167615871521155417171712162同比增长%27.8-2.212.911.911.011.113.011.312.7累计火电发电量(亿千瓦时)165030294731627978299406111481287514506同比增长%27.811.212.211.712.211.812.112.112.2本月水电发电量(亿千瓦时)181166210254347399404390374同比增长%24.114.017.116.924.324.925.815.215.8累计水电发电量(亿千瓦时)18134755480811571557196023502736同比增长%24.119.919.219.220.721.822.521.321.0数据来源：国家统计局国研网整理图62004-2005年各月水、火电发电情况比较数据来源：国家统计局国研网整理图72004-2005年各月水、火电发电占总发电量比重数据来源：国家统计局国研网整理39 对今年水、火电发电增速进行比较可见，从去年开始，除去年1、2月份及今年1月份受冬季枯水期的影响外，水电发电量的增速均高于火电发电量增速和总发电量的增速，且今年2季度，水电增幅上升明显。除了受到今年来水偏丰的影响外，这种水电快速增长的趋势也体现了我国在电源结构性调整中大力发展水电策略的实施成果。我国的电力生产结构以火电为主，其次为水电，核电和其他能源发电在电力生产中所占的比重很低。因此，如上图显示，水、火电发电比重呈现规律的互补趋势。对于燃煤电厂比例的控制必然带来水电建设和水电生产的快速增长。由于近年来电煤供应紧张，致使火电厂成本上升，生产能力不足，经济性无法保证；同时电煤质量急剧下降，造成燃煤电厂的低效率生产和高排放。因此，国家为了提高电力生产的经济性和可持续性，对火电生产和燃煤电厂的建设加强了控制，从政策上偏向于扶持清洁水电的建设和生产。在今后很长的一段时间内，虽然电力生产仍将以火电为主，但水电生产的比重将加快增长速度。核电发展提速今年3季度核电发电量达到190.57亿千瓦时，远远高于今年1季度的129.34亿千瓦时和2季度的85.79亿千瓦时的水平，而今年1-3季度405.7亿千瓦时的水平也高于去年同期，核电发展明显提速。能源的匮乏为核电的发展带来契机。我国能源领域面临三大挑战，第一，能源需求增长与资源人均拥有量不足之间存在矛盾。中国的石油和天然气人均可开采量分别为世界人均值的8%和6%，煤炭储量虽比较丰富，但人均可开采量也仅为世界人均值的55%；第二，以煤炭为主的能源结构不合理，大量燃煤造成严重的环境污染，产生大量的温室气体；第三，能源利用效率不高，中国每生产单位产品所消耗的能源为发达国家的6倍左右。综观能源不足和结构不合理的问题，惟有大力发展核电和可再生能源才能满足日益增长的能源需求。改革开放以来，我国工程科技和经济发展虽然取得了显著的进步，劳动生产率不断提高，但核能利用方面一直没有达到较高水平，核电发电量在全国总发电量中所占比重维持在2%左右。而国际上核电的发展已经发生了日新月异的变化，全世界核能发电量占世界总发电量约16%，其中法国核能发电的比重更高达78%，日本亦超过35%，相比之下我们还有很大差距。发展核电需要强大的装备制造业和技术支持。我国已具备较成熟的核电技术。目前，我国已经具备了以我为主的设计和建设百万千瓦级压水堆核电站能力。我国从20世纪70年代开始筹建核电站，现有2座核电站在运行，即大亚湾核电站和秦山核电站。在建的核电站有4座，包括秦山二期核电站、岭澳核电站、秦山三期核电站、连云港核电站。目前正在建设的核电站有4座共8台机组，总装机容量660万千瓦。我国目前的核电装机总量为870万千瓦，而根据国家的核电发展目标，到2010年，核电装机要达到1200万千瓦，占全部装机容量的1.7%；到2020年，核电装机容量达到4000万千瓦，占全部装机容量的4%。为了达到这一目标，今年以来，国家将核电发展方向由“适度发展”转向了“积极推进”，核电在我国电力生产结构中将发挥日益重要的作用。2.3电力需求高速增长高耗能用电高位回落据中国电力企业联合会的统计，1－9月份，全国全社会用电量18238.79亿千瓦时，比去年同期增长13.95%，增速略高于今年上半年同比增速，低于去年同期增速0.97个百分点，总体来看仍处于高速增长期。3季度全国电力需求呈现四大特点：三次产业用电增长速度均出现回落，居民生活用电比重39 有所提高；行业用电增长出现回落，除地质普查业外，各行业用电增长均出现不同程度的下滑；轻、重工业用电增长速度均出现回落，高耗能行业用电增长高位回落，但各行业用电增长表现不一，宏观调控措施对高耗能行业用电的影响已逐步显现，并带动工业及全社会用电增长速度出现连续回调；主要电网最大负荷增长低于发、售电量增长，各电网的负荷率普遍提高。各产业用电增长不均国民经济各产业类型中，第一产业用电量563.94亿千瓦时，同比增长8.09%；第二产业用电量13645.26亿千瓦时，同比增长14.19%；第三产业用电量1912.42亿千瓦时，同比增长11.07%；城乡居民生活用电量2117.16亿千瓦时，同比增长16.74%。表51-3季度各产业用电量增长情况用电量增长率(%)2004Ⅲ2004Ⅳ2005Ⅰ2005Ⅱ2005Ⅲ第一产业1.902.703.297.088.09第二产业16.4416.4013.2314.1714.90第三产业16.0115.2011.109.1311.07城乡居民9.058.2018.8019.1116.74数据来源：中国电力企业联合会图81-3季度各产业用电量情况数据来源：中国电力企业联合会从各产业用电比重来看，第二产业用电量在全社会用电中呈绝对优势，所占比重过半，仍然是用电增长的主要拉动力量。而从各产业用电增速来看，则显现出增长不均态势。39 图92004-2005年各季度各产业用电量增速比较数据来源：国研网整理数据显示，国民经济各产业用电增长趋势不均。第一产业用电增速一直以来处于较低水平，从2004年3季度开始稳步增长，今年2季度起增长提速，3季度增速高于去年同期6.09个百分点。这主要是受夏季农业生产中排灌用电的增长所致，同时也体现出了国家制定的农业税收减免和扶持农村经济发展的宏观调控政策的实施效果。第二产业用电作为用电的主要拉动力量其增速一直居高不下，虽然今年第二产业电力需求增速的整体水平低于去年同期，但是年内仍呈稳定增长态势，3季度增速分别高于1季度和2季度1.67和0.73个百分点。第三产业用电增速继今年上半年出现大幅度下滑之后，3季度略有回升，增速高于2季度1.94个百分点，但仍低于去年同期水平将近5个百分点，这与迎峰度夏期间各地对于商业照明和空调用电、非居民照明用电的调控措施密不可分。今年以来，全国城乡居民生活用电量始终保持高速增长态势，各月增速均高出全社会用电量增速4个百分点左右，这是今年电力需求呈现出来的一个新特点。特别是6-8月的三个月中，由于夏季空调负荷的带动，居民用电增速更是维持了很高的水平，到9月份增速稍有回落。出现城乡居民生活用电新特点的原因有：生活水平整体提高后，人均住房面积提高，生活用电需求增加；城、农网改造使得居民用电需求能够得到满足，在农村地区尤为明显；一户一表改造使得城镇居民用电计量更加显性化；安徽、上海等地一些地区在居民中实施分时电价政策，增加了低谷用电量；城镇化趋势加快，促进人均用电水平提高。 重工业用电仍是主要拉动力量高耗能用电开始回落据中国电力企业联合会统计，1-3季度，我国工业用电量达到13474.32亿千瓦时，同比增长14.27%，高于全社会用电增长速度。工业中轻工业增速放缓为9.24%，重工业增速达到15.62%，虽然低于去年同期增速1.56个百分点，但仍高于轻工业用电增速、工业用电增速和全社会用电增速，是用电的重要拉动力量。重工业中的高耗能工业3季度用电减速明显，1至9月份，黑色金属、有色、化工和非金属矿物制品业等四个高耗电的行业用电量增速总体比去年同期有明显回落。主要原因是：一方面国家继续对过热行业实施宏观调控政策，如对电解铝出口进行限制，使其主要面向国内市场进行生产以及取消出口退税等政策；另一方面高耗能工业产能过剩的趋势开始显现，粗钢和钢材制品价格大幅下滑。高耗能工业用电的回落对于我国电力供需矛盾的缓解和用电结构的调整都具有重要意义。39 2.4固定资产投资增幅回落电网投资进一步加强     从投资总量上看，今年1-3季度，受国家宏观调控政策及大力查处违规电站举措的影响，电力、热力的生产与供应业共完成固定资产投资4201.19亿元，同比增长35.7%，增速比去年同期下降了14.8个百分点，比今年上半年下降了1.7个百分点；电力、热力的生产与供应业固定资产投资总额占全国各行业固定资产投资额的8.9%，所占比重比去年同期上升了0.7个百分点，比今年1季度下降了0.6个百分点。表62005年各月电力累计固定资产投资及占全社会固定资产投资比重月份1-2月1-3月1-4月1-5月1-6月1-7月1-8月1-9月累计投资额(亿元)434.30858.821321.281797.322484.803047.203579.554201.19同比增长(%)62.746.039.535.337.437.136.035.7所占比重(%)10.39.59.49.18.98.88.78.6同比增长(%)7.98.28.58.58.28.28.18.1数据来源：国家统计局国研网整理图102004-2005年各月电力固定资产投资情况数据来源：国家统计局国研网整理数据显示，从去年开始，电力固定资产投资增速一直呈下降趋势，到今年2季度降幅加大，3季度又比2季度略有下降。这主要是由于今年国家叫停了一部分违规电站的建设，同时加强了新增电源项目的审批力度，投资增速减缓。同时，业内对于电力生产能力再次出现过剩的担忧也降低了企业的投资热情。从投资结构上看，3季度国家进一步加大了电网投资力度，投资数百亿元加强电网建设。截至9月底，跨区电网共建成投运500千伏及以上的输电线路10400公里，变电容量3412万千伏安，业已形成的1226万千瓦的跨区送电能力和今年前9个月553亿千瓦时的跨区送电量，既有效地缓解了华东、华北、广东地区的缺电局面，为电力迎峰度夏和社会经济发展提供保障 ，也有力地诠释了跨大区优化配置电力资源的作用。随着三峡电站的建设，我国跨区送电不断扩大，全国已组成了跨区联网，东北、华北、华东、华中、西北五大区域电网已联为一体，西电东送，南北互供的格局已经形成，为在全国范围内进一步优化配置电力资源奠定了坚实的基础。在电网建设中，特高压输电线路建设在今年成为投资的新热点。特高压输电建设是39 针对我国能源布局与经济发展不平衡的状况提出的一项宏伟工程。我国能源资源大部分在西部，而电力需求则集中在东部。现有电网主要以500千伏交流电和正负500千伏直流系统为主，最远电力输送距离为500公里，使电力输送能力和规模受到严重制约。而特高压电网输电距离可达1000公里至1500公里，可更好地满足经济发展对电力的需求。特高压电网建成后，可以减少发电装机需求容量2000万千瓦，每年减少发电煤耗2000万吨，年综合节电效益可达1000亿千瓦时以上。有电网中的“高速公路”之称的特高压电网，被认为是加快我国电力建设的必由之路。建设特高压电网受到国务院领导和政府主管部门的高度关注。国家发改委为此在今年下发了《关于开展百万伏级交流、正负800千伏直流输电技术前期工作的通知》；在国家能源领导小组第一次会议上，加快特高压技术的研究和特高压试验示范工程建设，也被纳入今明两年全国能源工作的重点。在这种趋势下，我国特高压电网工程的建设给输变电行业带来新商机。我国电力设备制造水平不断提升，现在已基本具备了研制特高压设备的能力。据预计到2020年，全国特高压及跨区电网的输送容量约为2.1亿千瓦，其中800kV直流约为5600万千瓦，另外约1.5亿千瓦由交流构成。从投资角度看，2020年，特高压交流加直流的市场空间巨大，投资需求总额约为4060亿元，其中交流2560亿元，直流1500亿元。2.5电价整体水平维持稳定定价机制酝酿变革为缓解电煤价格持续上涨给电力行业带来的成本压力，年初国家出台了煤电联动政策。煤电联动虽然不能彻底改变电能计划审批的定价方式，达到由市场供求关系定价的高度市场化程度，但是使电力行业有了一定的电价浮动空间，使电价能够在一定程度上反映燃料市场的供求变化。在上网电价方面，根据各地煤价上涨情况，从5月1日起各省电价水平都做了调整，全国上网电价上调，销售电价也平均上浮2.52分/千瓦时。但是按照规定煤电联动周期应不少于6个月，3季度内不再实施煤电联动，因此到9月底为止，全国电价整体水平保持稳定。在电价水平保持稳定的同时，电价定价机制的变革却已走向全面试点阶段。继东北电力市场实行竞价上网试点后，10月，华东电力市场正式进入综合模拟运行阶段，与此同时，南方和华中电力市场也酝酿年内实现部分竞价运行。从进入模拟运行开始，华东电力市场将建立统一的电能交易平台，实行竞价交易。此电能交易平台将支持长期合约市场、月前市场、日前市场、实时平衡四种模式。按照规定，华东电力市场拥有单机额定容量100兆瓦及以上常规燃煤机组的发电厂必须参加月度竞价交易和日前竞价交易，月度竞价交易和日前竞价交易执行最高限价（含增值税），暂定为471元／兆瓦时。考虑到市场各方的承受能力，综合模拟运行初期竞价比例控制在计划电量的10%左右。在市场推进过程中逐步增加参与竞争的发电企业范围，加大合约交易市场化的比例。明年1季度，华东电力市场将正式进入试运行。而国家发改委表示，在华东电力市场化运营的基础上，国家发改委将进一步选择华东进行输配电价和销售电价改革试点。到那时，华东电力市场将是一个在统一平台上进行日前全电量报价，按竞价结果合理处理落实年度合同、双边交易、月度中标和日前竞争中标电量的关系，以合约交易为基础竞价交易与合约交易相结合，多方参与，协调运作，公平透明，并从电网实际出发分期实施，逐步增强竞争力度的综合电力市场。按照竞价上网原则，成本控制较好的企业，可能获得优先上网，终端用户也可能获得“低电价”的实惠。但竞价上网可能带来多大的降价幅度，目前尚无法准确预测，主要取决于市场供求。同时，由于电力商品的特殊性，上网价格变动中将比其它商品更多地考虑成本因素。无论如何，电力行业从过去的完全39 垄断运营到现在的模拟市场化运营，毕竟带来了更为公平的竞争环境。东北、华东、南方、华中电力市场都进入或即将进入模拟运行，是继今年初发改委发出《电价暂行管理办法》后电力体制改革迈出的实质性步伐。按照新的《上网电价管理暂行办法》，实行竞价上网后，上网电价应分为容量电价和电量电价两个部分，也就是实施两部制电价。容量电价由政府根据发电成本和市场供求关系测算制定，以维护电力市场正常的竞争秩序，电量电价完全由市场竞争形成，最大程度的体现市场供求关系。已经实施试点的东北电力市场就实施了两部制电价。但是此次华东电力市场试点要实施单一制电价，全部费用从发电量中回收，为此必须规定最低发电小时，在最低发电小时内电力公司根据“照付不议”的原则收购电量。这种两部制和单一制竞价上网并行的试点模式，分别从上网电价和输配电价为主的角度出发，摸索电价定价机制的不同方式，进行比较，以期达到最佳的改革效果。各大区域电力市场实施电价改革试点运行或模拟运行后，我国电力体制改革的步伐将进一步加快，以电价作为杠杆，市场对于电力供求关系的调节作用将逐步发挥出来。同时，在试点过程中鼓励大用户直购电，即用电大户通过电网与电力生产企业签订合同直接购电，电网只收取输电维护费用即过网费，这种模式也使打破电力销售市场单一卖家的局面成为可能，进而降低电力销售市场的垄断程度，为下一步的销售市场改革作出铺垫。　按照国家电监会规划，区域电力市场的启动将分为模拟、试运行和运行三个阶段，即从初期模拟月交易阶段，随后将逐步演进至日前交易，最终实现实时交易。2005年南方电力市场、华中电力市场经过模拟运行进入运行阶段，将会改变全国电力市场的运行格局。局部电力吃紧时，可以通过市场手段购买多余的电量，拉闸限电的情况可望减少。东北、华东、华中、南方电力市场将形成全国电力市场的雏形。2.6行业逐步走出利润低谷获利能力增强3季度，受煤炭价格整体回落及5月份煤电联动后电价上涨的拉动，电力行业连续亏损局面稍有缓解，进入景气上升通道。但煤价虽有回落，却仍处于高位，据国家发改委统计，截至9月底，电煤价格比年初上涨了15%，火电企业的成本压力并未完全解除，完全复苏时期尚未到来。综观电力生产业与电力供应业的各项主要经济指标，3季度电力全行业走出年初的利润低谷，获利能力较上半年稳步上升。电力生产企业获利能力提升亏损面减小受经济平稳较快增长的拉动，同时受7-8月份夏季高峰用电的影响，今年3季度，全国发电量持续增长，电力生产企业总体经济运行也呈现稳定增长，1-9月份，电力生产企业全体实现工业总产值4957亿元，比上年同期增长21%，增速比上年同期提高了4个百分点，比今年上半年提高了1个百分点。从各月增长趋势来看，今年年初开始，电力生产企业一直呈现稳定增长，6-8月迎峰度夏期间出现高速增长平台，从9月开始提速，与去年行业增长趋势呈现较大反差，显示出行业经历了长期的低迷和亏损状态后，新一轮增长机遇正在到来。表71-3季度电力生产业工业总产值及增长情况月份1-2月1-3月1-4月1-5月1-6月1-7月1-8月1-9月累计工业总产值（亿元）9571499201925683147375743534957同比增长（%）1716171820202021数据来源：国研网财经数据库39 图112004-2005年电力生产业工业总产值增长变化情况数据来源：国研网财经数据库发电量快速增长，带动电力生产企业的产品销售收入随之增长。1-3季度，电力生产企业的产品销售收入达到了4917.38亿元，比上年同期增长20.44%，增速比上半年提高了3.17个百分点，比去年同期提高了1.58个百分点。由于煤电联动使得上网电价水平整体提升的效果开始逐步显现，同时受电煤价格下跌的影响，电力生产企业获利情况较上几个季度有所好转。1-3季度电力生产企业完成利润总额达到4709.18亿元。利润变化趋势与销售收入变化趋势基本一致，资金利润率从4月开始稳步提升，但整体仍低于去年同期水平。1-3季度电力生产企业的总体资金利润率为8.04%，比去年同期下降了0.6个百分点左右，但比今年上半年上升了1个百分点。表81-3季度电力生产业销售收入及利润情况月份1-2月1-3月1-4月1-5月1-6月1-7月1-8月1-9月累计产品销售收入（亿元）9441489199025473123373343254917同比增长%15.8215.4414.0116.5817.2119.6819.6320.44累计利润总额（亿元）5681114169242328408471资金利润率%6.335.996.036.527.047.637.948.04数据来源：国研网财经数据库图122004-2005年电力生产业产品销售收入及增长变化趋势数据来源：国研网财经数据库39 图132004-2005年电力生产业利润总额及资金利润率增长变化情况数据来源：国研网财经数据库电力生产企业获利能力的提高在3季度表现明显，电力生产企业亏损面迅速减小，亏损企业个数和亏损总额均呈下降趋势。但是由于成本上涨压力并没有随煤电联动全部转嫁出去，而需要电力企业负担30%，因此3季度电力生产业亏损面虽然有所减少，但仍有大量企业处于亏损状态，亏损面仍大于去年同期。1-3季度，全国2996个电力生产企业中，有1181个企业处于亏损状态，亏损企业占企业总数的39.42%，占比较上半年降低5.25个百分点，比去年同期降低了3.17个百分点。企业亏损总额达到108.51亿元，比上年同期增长了43.02%，增速比上半年骤降了37.49个百分点，但还是比去年同期上升将近20个百分点。表91-3季度电力生产业亏损企业情况月份1-2月1-3月1-4月1-5月1-6月1-7月1-8月1-9月累计企业单位数（个）27802909287528962944292829362996累计亏损企业单位数（个）14501503145213981315121911771181亏损企业个数占比%52.1651.6750.5048.2744.6741.6340.0939.42累计亏损企业亏损总额（亿元）43668191949499108同比增长%90.7115.9122.8118.580.562.847.343.0数据来源：国研网财经数据库图142004-2005年电力生产业亏损企业个数及占比情况数据来源：国研网财经数据库39 图152004-2005年电力生产业亏损总额及增长变化情况数据来源：国研网财经数据库电力供应业整体获利能力提升亏损企业单位亏损额度增大进入3季度，5月煤电联动带来的销售电价上涨的影响开始逐步显现，电力供应业稳定发展，增速较上半年有所提升。1-3季度电力供应企业总体实现工业总产值6572.05亿元，比上年同期增长26%，季度内连续3个月增速保持不变，整体水平高于上半年1个百分点，高于去年同期2个百分点。表101-3季度电力供应业工业总产值月份1-2月1-3月1-4月1-5月1-6月1-7月1-8月1-9月累计工业总产值（亿元）11501855253832614117492957536572同比增长%2825252525262626数据来源：国研网财经数据库图162004-2005年电力供应业工业总产值及增长变化情况数据来源：国研网财经数据库6-8月的夏季用电高峰带来了电力供应企业供电量的高速增长，从而使得产品销售收入有所增加。1-3季度电力供应业累计完成产品销售收入7516.83亿元，同比增长23.09%39 。季度内7、8两月的销售收入增长稳定，9月随着夏季用电高峰的结束销售收入也略有减少。与产品销售收入变动趋势不同，受电价上涨的拉动，电力供应企业的利润增长在3季度内一直呈上升趋势。1-3季度电力供应业累计利润总额212.26亿元，资金利润率为7.3%，呈现稳步上升态势，高于去年和今年上半年的整体水平。表111-3季度电力供应业销售收入及利润增长情况月份1-2月1-3月1-4月1-5月1-6月1-7月1-8月1-9月累计产品销售收入（亿元）14632167303938424726562566087516同比增长%26.0519.7920.4621.9922.4923.6324.1223.09累计利润总额（亿元）355786108126146177212资金利润率%6.196.067.117.077.156.797.097.3数据来源：国研网财经数据库图172004-2005年电力供应业产品销售收入及增长变化趋势数据来源：国研网财经数据库图182004-2005年电力供应业利润总额及资金利润率增长变化情况数据来源：国研网财经数据库电力供应行业整体获利能力提升，亏损企业个数也随之减少，但亏损总额在3季度却呈现了上升趋势，表明单位企业亏损额度逐步增加。39 1-3季度，电力供应企业中亏损企业的亏损总额达到了17.8亿，同比上升了21.1%。单位企业亏损额度从今年上半年的356万元上升到488万元。这主要是由于农网改造后，实施城乡电网同价后，农村电价降低，县级供电企业收入减少，但农村电网远距离、分散输电带来的输电损失却没有减少，导致县级供电企业经营压力骤增，亏损额逐步加大。从整体上看，局部亏损额的加大并未影响行业整体利润的增长。表121-3季度电力供应业亏损情况月份1-2月1-3月1-4月1-5月1-6月1-7月1-8月1-9月累计企业单位数（个）15641587159216081622161716141627累计亏损企业单位数（个）497530471437412409370365亏损企业个数占比%31.7833.4029.5927.1825.4025.2922.9222.43累计亏损企业亏损总额（百万元）675850104011721366168816561783同比增长%-11.3-31.6-17.3-15.9-4.317.215.921.1数据来源：国研网财经数据库图192004-2005年电力供应业亏损企业个数及占比情况数据来源：国研网财经数据库图202004-2005年电力供应业亏损总额及增长情况数据来源：国研网财经数据库39 3.电力短缺与过剩的博弈3.1电力短缺与过剩的交替3.1.1电力行业发展具有周期性经济发展过程中存在繁荣与衰退的交替是自从市场经济出现以来就有的现象。经济周期性变动的本质就是社会总供给与总需求均衡关系的变动过程。按照西方市场经济学的基本理论，在一个完全竞争的市场当中，各市场主体出于追求自身利益最大化的考虑，调整自己的生产和购买，最终能够达到经济的长期和完全的均衡状态。但是在实践中，不论是对于单个产业还是整体的宏观经济来说，完全竞争只能是理论假设，并不能真正实现，因此在经济运行过程中就存在着很多外部因素，影响了经济的持续稳定运行，造成经济发展的波动。对于我国来说，我国现阶段的社会经济仍然处于向完善的社会主义市场经济转型的过程中，影响我国宏观经济形势的主导因素是政治、经济、社会的全面转型，而不仅仅是常规的宏观经济周期性波动。这更增加了宏观经济波动的不确定性。与经济周期理论相适应，电力行业的周期性变动的本质就是电力总供给与总需求的均衡关系的变化。电力是我国现阶段最重要的二次能源，电力行业是国民经济发展的基础产业，因此，电力行业供需形势的变化与宏观经济的周期性发展密切相关。理论上讲，当宏观经济发展加快时，电力需求相应快速增长，行业获利能力提升，资金大量流入，电力行业进入快速发展阶段；反之，宏观经济增速放缓，电力需求降低，资本流出，投资减少，电力行业步入发展低谷。但实际上，电力行业的发展周期不能达到与经济周期同步的状态。由于电力项目的建设期较长，当经济发展加速时，新增的电力投资和电源建设并不能在短期内满足快速增长的电力需求，而至少要在3-4年以后才能提供足够的电力供给，这样就会造成经济快速发展阶段的电力短缺。另一方面，由于在经济快速发展阶段，电力行业获利能力的增强吸引了大量资本进行电源建设，在项目建成投产后，经济发展增速往往减缓，电力需求增速降低，则又会造成电力生产能力的过剩。可见，即使在竞争性的电力市场中，电力行业的周期性波动也很难与经济周期同步，具有很大的不可预测性。而在我国电力市场化改革的初级阶段，电力建设项目的规模仍在很大程度上取决于政府的规划和审批，电力调度仍由电网部门进行垄断操作，电价的确定也要经过行政审批。这就更增加了影响电力市场中供需均衡的外部效应，也就增加了电力短缺——过剩的循环发生的可能性。3.1.2历史上电力短缺与过剩的简单回顾新中国成立以来，我国曾经历过大规模的电力短缺和过剩。从近年来的发电设备容量与用电设备容量的比例，可见电力供需的对比形势。从电力市场运行特点来看，当比值为1：2.2左右时，电力供需能够达到基本平衡。用电设备容量比例较高，则电力出现短缺，用电设备容量比例较低，则电力出现过剩。表中数据显示，1980年代以来，电力短缺的情况占了大部分的时间。39 表131981-2001年发用电设备容量比较年份发电设备容量（万千瓦）用电设备容量（万千瓦）比值年份发电设备容量（万千瓦）用电设备容量（万千瓦）比值19816913160401：2.32199216653398581：2.3919827236172401：2.38199318291429831：2.3519837644186351：2.44199419989460171：2.3019848012198461：2.48199521722490471：2.2619858705212581：2.44199623654526451：2.2319869382234111：2.50199725424553101：2.18198710090260951：2.54199827729593951：2.14198811550286141：2.48199929877644491：2.16198912664308591：2.44200031932729351：2.28199013789347411：2.52200133861831481：2.46199115147367261：2.42　　　　数据来源：国家电力信息网1、1950年代，我国电力供需基本平衡。建国初期，我国经济发展处于起步阶段。农业在当时的三大产业里占主要地位，工业和第三产业基础薄弱。相应的，农业用电比例较大而工业用电比例较小且增长不大。而当时的农业生产处于以人力为主的初级生产状态，机械化程度低，用电量少。从居民用电角度来看，建国初期我国大部分人口集中在农村，电气化程度低，用电也较少。因此，当时的电力生产基本能够满足社会用电需求，电力供需基本平衡。2、从1960年代中后期开始，我国经历了长期的电力短缺。1986年，电力缺口超过了总发电量的20%，此后短缺局面稍有缓解，直到九十年代中后期才再次达到平衡。1960年代，我国迎来了社会主义建设的高潮，其中最典型的是“大炼钢铁”、“大跃进”等带有明显政策导向的盲目工业建设。在粗放型的工业发展路线下，电力需求弹性系数由60年代初期的小于1，发展到1965年的1.37、“四五”时期的2.01和“五五”时期的1.75，用电需求高涨，电力浪费严重。在这种情况下，电力工业已有的生产能力和建设速度不能满足工业和经济建设的快速发展，因此出现了长期的电力短缺。改革开放以后，我国逐步确立了以经济建设为中心的发展路线，经济建设和城市化进程逐步加快，电力需求明显增加，缺电形势持续。为了满足经济建设对电力的需求，1985年，国家开始实施还本付息电价，鼓励集资办电，允许多种渠道融资建设电厂，电力建设进程加快，电力短缺局面逐步有所缓解。3、1997年我国的电力供需再次达到平衡。之后不久，随着宏观经济的增速放缓，电力开始出现过剩，到1999年，电力过剩约10%。1996-1999年期间，我国经济处于调整阶段，经济增长减速。同时受亚洲金融危机的影响，1998年开始，电力消费的增长速度出现较大幅度的下降，增长幅度连年低于10%，甚至出现了2.8%的极低增长率。这一期间，电力消费的弹性系数小于1，表明电力需求的增长速度低于经济的增长速度。39 加之80年代和90年代前期为改变缺电状态而进行的大量电源建设在这一阶段的投产，在1997年、1998年、1999年连续三年投产了4000多万千瓦的装机，使得电力出现了一定程度的过剩。2000年后，中国经济克服了亚洲金融危机的影响，政府采取了积极的财政政策和稳健的货币政策，为经济的增长注入了活力，使GDP重新出现了高增长。用电需求也由此摆脱了低迷状态，逐步趋向平衡。4、从2002年下半年开始，局部电网出现电力短缺，并在两年内迅速扩散到全国大部分电网。到2004年，终于出现了全国范围内的“电荒”。2000年以后我国经济持续高速增长，产业结构发生改变，重工业发展加速。由于重工业中大部分属于高耗能工业，生产过程中电耗较高，电力浪费严重，使得近年来电力弹性系数一直维持在1以上，电力需求的增长重新超过了经济的增长速度。同时，由于前一阶段的电力过剩对电力投资积极性产生的影响，以及对“十五”期间宏观经济和重工业突然加速增长的估计不足，国家减少了电力建设项目的审批，使得近年来电源投资建设相对不足，新增装机容量低于同期的电力需求增长，从而加剧了供需矛盾。而2000年以来我国城市化加速趋势也使得居民用电迅速增加，也是造成电荒的重要原因。3.2本轮电力短缺3.2.1对本轮电力短缺的描述本轮电力消费的增长开始于2000年的经济快速增长，从2002年下半年开始，电力需求增长提速，电力短缺迅速蔓延，到2004年达到了最高峰。从全国范围内来看，2002年全年电力缺口为2035万千瓦；2003年达到3000万千瓦左右；2004年达到3500万千瓦左右。今年电力缺口虽然大幅减少，但也达到了2500万千瓦左右，电力短缺依然存在，只是程度稍有缓和。逐年来看，2002年，随着夏季用电高峰的到来，电力短缺形势开始显现。下半年，先后有12个省出现电力供应紧缺，但是主要出现在夏季和冬季枯水期，表现为季节性和时段性的缺电。进入2003年，用电量增速从02年的11.6%猛增到15.4%，用电缺口显著增加。随着重工业的发展，重工业用电增速一改过去多年低于轻工业增速的局面，高出轻工业0.56个百分点，重工业用电的拉动作用开始显现。全年共有24个省市出现了拉闸限电。到了2004年，我国缺电状况最为严重，全年最大电力缺口达到3500万千瓦左右，先后有26个省区出现了拉闸限电。电荒从季节性、时段性、区域性的缺电演变到了全国范围内的全面缺电。今年上半年，用电量增速较前两年下降2-3个百分点，电力供需形势整体紧张，但紧张程度较去年有所缓解，且呈现出“前紧后松”态势——1季度全国共有26个省级电网出现拉闸限电现象，2季度减少为18个。从地区来看，近年来我国最缺电的是经济发展速度较快的华东地区。华东电网从2003年7月到2004年年中，只有03年10月1日和04年春节7天没有拉闸限电，其它时间一概拉闸限电，拉闸限电量前三名依次为浙江、江苏、福建。华东电网缺电是全年性的、非季节性、非时段性的，既缺负荷、又缺电量。仅2004年一年就缺电260多亿千瓦时，占全国拉闸限电的60%，拉闸限电的损失超过200个亿，占全国拉闸限电损失的50%。而今年华东电网仍然是我国最缺电电网，预计全年最大缺电负荷将达到1700万千瓦，占全国缺电负荷的一半以上。南方电网覆盖了广东、广西、云南、贵州和海南。由于包括了全国最缺电省份之一的广东39 ，南方电网近年的电力缺口也不容小窥。但是，由于区域电网中的其它四省份经济发展速度相对较慢，用电增长不高，同时，贵州和云南是我国西南最大的水电基地，依赖这两个省区的西电东送能力的不断增加，广东的缺电形势也得到了一定程度的控制，因此，南方电网的缺电局面好于华东电网。今年是南方电网电力紧缺最严峻的一年，上半年南方电网最大电力缺口出现在4月份，负荷缺口为900万千瓦左右，电量缺口约30亿千瓦时。华中电网内部电源建设分布不均，在本轮缺电中，华中电网多次出现窝电与缺电并存的现象。其中，南部的江西、湖南两省因电网结构的原因出现窝电现象，北部的河南、湖北两省因缺煤少水电力供应不足。在缺电最严重的2004年，华中电网最大负荷缺口300万千瓦左右，随着今年水电来水情况的好转，四川、重庆的水电发挥了作用，缺电程度逐渐减轻。华北电网覆盖京津地区，在电力安全供应上有着一定的特殊性。凭借内蒙，山西等煤电大省的支持，华北电网力保京津用电，并全力支持地方经济建设。2004年，华北电网最大负荷缺口达到600万千瓦以上，今年迎峰度夏期间，最大负荷缺口达到420万千瓦，较去年有所缓和。西北电网与东北电网在全国各大电网中缺电程度较轻。这一方面是由于西北与东北地区经济发达程度低于东南沿海和中部地区，用电量增长相对较慢；另一方面是由于北方地区气候凉爽，夏季负荷高峰带来的影响较小，季节性大量缺电的可能性也相对较小。但是由于西北地区的宁夏、甘肃等省区近年来大力发展高耗能的化工、冶炼工业，耗能较高，因此，西北地区的缺电程度又高于东北地区。到今年上半年为止，西北电网中的陕西电网因缺煤停机及装机不足，存在一定的缺口；青海及宁夏受限于电力不足、电网瓶颈及机组非计划停运，存在一定的限电负荷；甘肃和新疆基本平衡。东北电网中的辽宁电网年初受煤电价格及外送电量影响存在一定限电负荷，总体基本平衡。吉林电网基本平衡，黑龙江电网相对富余。3.2.2本轮电力短缺的原因分析1、经济的加速发展、消费的结构升级以及经济增长方式的转变需要更多的电力支撑近年来，我国经济持续加速增长，GDP增速从2000年的7%到2002年的8%又到2004年的9.5%。甚至在国家实施防止经济过热的宏观调控政策之后，今年前3个季度的GDP增速仍然达到了9.4%的高位。电力作为我国社会最重要的二次能源，是社会经济发展的基础性行业，对经济的发展具有支撑作用。因此，经济发展的加速必然带来电力需求的加速。在1999年还处于6.6%的用电量增速，到了2003年已经达到了15.4%，增速是1999年的两倍多。表142000-2005年我国GDP及用电量增长情况 年份200020012002200320042005（上半年）GDP总产值（万亿元）8.89.410.211.6713.656.74增长率7.0%7.3%8.0%9.1%9.5%9.5%用电量用电量（亿千瓦时）134661468316386189102173511487增长率11.4%9.0%11.6%15.4%14.9%13.9%数据来源：国家电力监管委员会网站图212000-2005年我国GDP及用电量增长率比较39 数据来源：国家电力监管委员会网站在经济加速发展的同时，经济增长方式和居民消费结构也发生了转变。近年来，我国的固定资产投资均维持在较高水平，成为带动经济增长的主要力量。各产业固定资产投资的强劲增长必然带来化工、冶炼、建材等高耗能的原材料生产业的增长，这也是致使电力弹性系数在近年来一直保持在1以上，电力需求增速长期大于国民经济增长速度的主要原因。而随着居民劳动收入相应增加，消费结构逐渐升级。城乡居民对于住和行的消费需求，带来了房地产、汽车行业的发展，使之逐步成为国民经济的支柱产业。而这些产业的发展对钢材、水泥等原材料的消耗是巨大的，又从市场需求层面推动了高耗能工业的发展。2、面对加速增长的用电需求电力生产能力相对不足电力短缺的出现，除了源于需求的加速增长外，还源于电力生产能力的相对不足。建国以来，我国的电力工业发展蒸蒸日上，电力建设也从来没有停止过。在1997年以前，国内电力投资建设的规模，平均每年都在2000万千瓦以上。但是，1997年之后不久，我国经济增速放缓以及电力弹性系数降低，电力供给出现了过剩。到了1998年，由于对经济增长及电力需求估计不足，当年开工规模陡然下降为1021万千瓦，1999年和2000年，更是进一步下跌，连续两年只有600万千瓦。其中主要还是建设期较长的水电，火电几乎没有，短期内投产的可能性不大。2000年后，加速增长的电力需求很快消化了前两年的10%的过剩生产能力，电力出现紧缺。2000年到2005年上半年的用电量及电力生产能力的增长情况对比如下列图表所示：表152000年-2005年上半年电力消费与生产能力比较年份200020012002200320042005（上半年）用电量（亿千瓦时）13466.214682.516386.318910.021735.011279.9增长率%11.49.011.615.414.912.4年底装机容量（亿千瓦）3.193.383.573.844.44.6增长率%6.96.05.37.614.64.6数据来源：国研网整理图222000年-2005年上半年用电量与装机容量增长率比较39 数据来源：国研网整理数据显示，从2000年开始，除了2004年电力装机容量的增长率接近于用电量增长率外，其它年份的装机容量增长速度都大大低于用电量增长，造成了电力生产能力的不足。尽管在电力短缺出现以后，国家增加了电力建设的审批数量，电力生产企业也争相增加电源投入，但是由于电力建设周期较长，大多数新建机组还没有投产，对近年来缓解缺电局面鞭长莫及。3、电力相关流通渠道建设滞后造成电荒的另一个原因是我国的电力和煤炭资源在较大区域内还无法实现优化配置，煤炭运不进来，电力送不出去已经成为制约电力工业发展的瓶颈。输电方面，我国的电力建设多年来存在着重电源建设、轻电网建设的问题，致使电网建设滞后，电力输送能力不足。在电力最短缺的2004年，在湖南、四川等地，甚至出现了因电网通道不足，水电厂发电无法外送而不得不弃水的情况。同时，电网建设技术水平低，输电损耗高，造成了大量的浪费，也加剧了电力短缺。电煤供应不足也是造成本轮电力短缺的重要原因之一，而影响电煤供应的重要因素之一就是煤炭的运输。由于运力不足，近年来我国多数省份电厂出现了煤荒，电煤库存不足降低了电力的生产能力和机组运行的可靠性。4、电荒凸现体制漏洞由于电力行业本身具有的自然垄断特征及其在国民经济中的重要基础性地位，建国以来一直由国家直接所有和经营。为了打破垄断，克服垄断产生的诸多弊端，使电力工业健康持续的发展，我国以2002年的厂网分开为标志开始了电力体制改革。厂网分开后，国家电力公司拆分为五大发电集团，并允许各种资本投资电力建设，在电力生产阶段首先引入了竞争，但是在电力的输送和销售上仍然实行垄断，并且在电力项目建设和电力价格制定方面仍沿用了国家行政审批的方式。在这种体制下，电力建设规模完全取决于国家的整体规划，电力生产能力是否充足依赖于规划的准确性。电力作为一种商品，其市场需求变动与市场经济本身的发展趋势一样具有不确定性，很难进行人为的准确预测。一旦对电力需求的预测低于实际水平，就将带来电力的紧缺，并且由于电力建设工期的原因很难在短期内解决。39 同时，由于厂网分开后，电厂成为自主经营、自负盈亏的经济实体，电力生产成本和价格就在很大程度上决定了企业的经济效益。作为我国火力发电燃料的煤炭行业已经完成了市场化改革，价格由市场供求决定，并且已连续几年维持上涨趋势；而电价却由政府行政审批决定，电厂没有定价权，且电价水平一直偏低。这样就造成了发电成本增加而销售收入不变的状况，使大量的电力生产企业出现亏损。虽然从今年5月份开始实施了煤电联动，电价可以随着煤炭价格的上涨而相应上调，但是由于上调幅度难以弥补数年来煤炭价格上涨带来的成本增加，对电力企业扭亏的帮助不大。在这种情况下，电力生产企业失去了生产的积极性，部分企业甚至选择停产以减少经济损失，加剧了电力的紧缺。5、季节及来水情况等外部因素也是造成缺电的重要原因除了经济上和体制上的原因，外部环境的影响也是电力紧缺的重要原因。近年来随着全球变暖和气候异常，我国大部分地区夏季高温升高且时间延长，夏季降温负荷成为电力负荷季节性高峰的主要来源。在我国的一些大中城市和经济发达省份，空调负荷已占到夏季高峰负荷的30%，有些地区甚至已经达到了40%。并且随着人民生活水平的不断提高，该比例还在继续上升。而与空调负荷的不断上升相对应的却是水电来水的缺乏。2003年和2004年，我国遭遇了全国范围内的严重的枯水年，占电力生产能力百分之十几的水电在夏季来水期无法实现满发，甚至部分停运，加剧了电力供应不足。直到今年，来水情况好转，电力生产供应能力增加，缺电形势也相对好转。3.3对电力过剩预期的探讨3.3.1业界对于电力过剩的担忧由于电力紧张，近年来我国各电力投资主体对电源建设投注了极大的热情，五大发电集团争相跑马圈地，在全国各地出现了电力建设罕见的高增长。从2002年开始，电力固定资产投资从11.9%的增速到2003年的19.1%，再到2004年的45.5%，翻倍增长。电力投资增速由低于国民经济总的固定资产投资增速转变为大大高于总投资增速。直到今年，在国家控制投资增速防止经济出现过热的宏观调控政策下，电力投资增速才稍有下降，但是仍高于总投资增速。而电力固定资产投资在总投资中所占的比重在近年内都处于8%以上的高水平。具体数据如下列图表所示。表162002-2005年上半年电力投资情况年份电力固定资产投资（亿元）总固定资产投资（亿元）电力投资增长（%）总投资增长（%）电力投资占总投资比重（%）20023047.5532941.7611.917.49.320033658.3742643.4219.128.48.620044808.9758620.2845.527.68.22005（1-6）2484.82796737.427.18.9数据来源：国家统计局国研网整理图232002-2005年上半年电力投资增长情况39 数据来源：国家统计局国研网整理由于电力紧缺显露出电力生产能力的不足，近年来持续高涨的电力固定资产投资中的绝大部分用于电源建设。随着电源开工建设规模的破纪录增长，业界对于电力过剩的担忧也愈加强烈。之所以存在电力过剩的担忧，主要有以下几个原因：一是非理性投资，在电力紧张时期，投资主体对电力市场存在过分乐观的市场预期，一部分投资者认为只要建电站就能获利，只要形成发电能力就会有市场，对电力市场需求空间缺乏理智的预期；二是超前投资，电源建设本身的选址非常重要，在水源、土地、燃料供应都充足的地方，电源建设的投资者存在着“圈地”心理，认为先占先得，造成了部分电源的超前建设，投资期间相对集中；三是电力建设周期较长，火电项目至少要3-5年才能建成投产，水电项目工期则更长，因此在大规模的一窝蜂的电站项目投产时，将可能形成过大的生产能力剩余，而电力作为一种即时性产品，基本上不能储存，这样就会致使一部分生产能力和设备闲置，造成资金和资源的严重浪费。3.3.2对未来几年电力过剩预期的探讨以上分析可见，由于近年来电力建设，特别是电源建设集中高速增长，电力过剩的可能性是存在的。但是要判断电力是否过剩或过剩程度有多大，要从电力工业发展本身的特点来进行分析。电力作为一种商品，其供应是否存在过剩，可以从经济学的相关理论入手进行研究。西方经济学的观点认为，在完全竞争市场条件下，通过价格机制对商品供给与需求的自动调节可以使整个社会商品的供给和需求达到均衡状态，市场上既没有过剩，也没有短缺。然而，现实的经济运行并不能满足均衡所需的完全竞争条件，因此在经济学界就存在着众多的非均衡理论。非均衡分为两种类型：一种是资源约束型，即相对于需求，供给不足；另一种是需求约束型，即相对于需求，供给过剩。所有商品的供给的不足与过剩都是相对于需求而言的，但是能源作为一种有限资源，由于其供给的有限性，在市场供求关系中存在着潜在的供给不足风险。电力如果出现过剩，与经济生活中其它商品出现过剩的原因相同，主要包括需求原因、供给原因和价格原因。1、需求原因商品的过剩是由于需求相对于供给不足引起的，因此需求不足就是过剩的主要原因之一。电力作为经济发展和人民生活水平提高必不可少39 的基础性能源，其需求量一直是逐年递增的。尤其是现阶段，我国国民经济以高于9%的速度发展，工业及重工业增量的加速都促使电力总需求持续增加。但是今年以来，在国家抑制经济过热的宏观调控政策下，经济增速出现了趋缓态势，重工业、高耗能工业增速放缓，将可能成为降低电力需求增速的主要原因。同时，随着国家建设节约型社会的战略构想的逐步实施，党的十六届五中全会通过的《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十一个五年规划的建议》提出了2010年单位国内生产总值能源消耗比“十五”期末降低20%左右的目标，电力利用效率将大大提高，浪费减少，电力弹性系数将改变近年来的增长趋势而逐步下调。如果保持现在的电力需求程度不变，仅考虑能耗降低因素，且假定电力在能源消耗中的比重不变，以今年上半年13%的电力需求增速来计算，到2010年能耗降低20%，电力需求增速在2010年就将降到10.4%，而考虑经济放缓因素及“十一五”期间经济结构的调整，则电力需求增速可能降到10%以下。但是，在存在上述降低电力需求的因素的同时，也存在着致使电力需求增速加快的因素。在我国社会主义市场经济建设的进程中，生产自动化、生活电气化已经成为提高社会生产力和人民消费水平的重要标准。因此清洁、方便、容易利用的电能在我国能源消费结构中所占的比重不断提高，并且在“十一五”期间，将随现代化和城市化进程的深入而增长。因此，在GDP能耗降低的同时，电力的需求增速的下降将低于能源消费的整体增速的下降程度。综合以上因素，“十一五”期间的电力需求增速预计略高于10%，不会出现大幅度的需求不足。2、供给原因在上文的分析中，描述了近年来的电力紧缺所带来的大规模的、集中的电力建设。2004年底，我国总的电力装机容量达到了4.4亿千瓦，而在建工程为2.8亿千瓦，准备开工建设工程约1.3亿千瓦，也就是说，在“十一五”期间，全国投产运行的电力装机可能达到8.5亿千瓦，甚至某些业内专家认为，算上未审批而私自开工建设和补充审批手续的电力建设工程。我国将在2010年前后达到10亿千瓦的装机容量，提前将近10年完成本应在2020年完成的电源建设目标。并由此推断，与国家的发展规划相比，电力在未来3年左右出现过剩已成定局。但是从生产能力的实际水平上看，我国的人均装机在2004年底达到0.34千瓦，到2005年估计不会超过0.4千瓦，即使总装机达到预计的8.5亿千瓦，人均装机也不过0.65千瓦左右。这一水平不仅低于世界上发达国家的人均电力装机水平，而且也低于其他发展中国家1千瓦的人均装机水平。可见我国的电力生产能力在相当长的时间内仍然不足，所谓的过剩只是相对于我国较低的电能使用比例而言的。即使存在供给过剩，也应是局部的、短期的、相对的过剩，而不是长期的绝对过剩。随着社会经济的发展和居民生活水平的提高，这种过剩将被高速增长的电力需求逐步消化，并不会维持较长时间。3、价格原因在社会经济生活中，一种商品的过剩往往不是商品的产量绝对大于社会需求的总量而造成的绝对过剩，而是由于社会有购买力的需求低于社会实际需求而造成的相对过剩。由于我国长期的计划经济体制的影响，能源商品长期以来价格偏低，没有体现出能源商品本身所具有的资源稀缺性。煤炭在长年的计划价格体制后，完成了市场化改革，之后煤价一路攀升，直到今年3季度才出现短期稳定；石油价格在国际油价的持续高涨的带动下也在缓慢的实现其与市场接轨的改革；而电力体制改革仍处于初级阶段，电价的确定还实行完全的行政审批制度，电价无法发挥调节市场供求的杠杆作用。随着我国电力体制改革的不断深入，电价定价机制将逐步向市场定价转移。但是由于现阶段出现了电力短缺，如果完全放开电价，将造成电价快速高涨，不利于经济和社会的稳定。在“十一五”39 期间，随着电力供求形势的好转，电价定价机制市场化的可能性增加。一旦电价由市场机制来决定，价格就会受到煤炭价格涨落的影响，涨价可能性很大。电价的上涨将会在一定程度上减少有购买能力的电力需求，特别是对于耗电较高、电费成本占生产成本比重较大的企业，这一趋势将更加明显。而这种相对绝对需求的有购买能力的需求的不足，将可能导致短期需求的缺乏和供给的相对过剩。随着经济的发展和市场购买能力的增强，这一相对过剩局面将逐步转变。对以上各因素的分析可见，在未来一段时间内，无论从需求、供给还是价格方面，我国的电力供给都存在着出现过剩可能，而由于电源规划布局的不平衡，局部电力过剩的局面将肯定出现。从历史上看，我国在1997-1999年就曾经出现过短期的电力过剩，这是宏观经济周期性发展过程中的正常现象，这种情况也一定会在今后的经济周期过程中重演。但是由于经济发展中同时存在着扩大需求的因素，因此这种过剩应该只是短期的和相对的。在未来几年内我国出现大规模、长期电力过剩的可能性不大，但也要注意防范，避免长期的，大规模的电力过剩占用资金和资源，造成巨大的浪费，并影响经济的稳定发展。3.4应对电力短缺——过剩的恶性循环3.4.1电力短缺和过剩带来的后果电力行业具有随经济波动而产生波动的特性，小范围的、季节性的短缺和少量的过剩是电力行业发展过剩中的正常现象，但是大规模的电力短缺与过剩的循环，则会带来巨大的经济损失和不利的社会影响。1、电力短缺的不利影响从1960年代开始的电力短缺，持续了30年左右，而在电力达到平衡，供应充足之后的5年后，我国又迎来了本轮的严重电力短缺，对经济发展产生了严重的负面影响。我国的电力消费80%以上用于生产，在本轮电力短缺开始的2002年，仅有12.2%的电力用于居民生活，缺电使得政府和电力部门不得不对生产企业进行限产，经济增长速度和市场秩序都受到相应的影响。以缺电最严重的省份之一浙江省为例，2003年的电力短缺使浙江省的GDP增速降低了0.7—1个百分点；2004年，随着生产的快速发展，电力短缺已成为浙江省社会经济发展的最大制约，各地普遍采取了停三开四或停二开五的措施，严重影响了企业的正常生产，部分行业如安吉的化纤产业已陷入困境，另外，由于企业大量使用自备柴油发电机，导致企业用电成本大大增加，据杭州市初步测算，自发电成本每度高于网上供电成本0.6元左右，仅此一项工业企业全年将增加成本26亿元；2005年6月，浙江一省的电力缺口就达到了800万千瓦，大量企业处于停工或半开工状态，经济增长速度受此影响也出现减缓趋势。同样的情况在全国大部分省区发生着，只是影响程度不一。从2000年到2004年，全国由于缺电导致的GDP损失达1万亿人民币，而今年这种状况还在持续。在造成经济损失的同时，电力短缺也对居民生活和社会安定造成影响。虽然国家为了保障人民的正常生活，规定各地在进行限电工作的同时优先保证居民用电，但是部分地区由于电力短缺程度过大还是出现了对居民用户的限电情况。同时，国家近年来十分重视偏远地区的电力建设，努力做到使全国各地人民都能得到充足的电力供应，减少城乡差别和地区差异，电荒的出现明显阻碍了这一建设进程，阻碍了全国人民生活水平的共同提高。2、电力过剩的不利影响39 如市场经济中其它商品的供给过剩一样，电力过剩也将对电力行业以及相关行业的发展产生不利的影响。首先，电力建设投资巨大，两台30万千瓦的火电机组的建设投资至少要25亿人民币，而水电由于建坝、移民等原因投资更大，一旦电力出现大范围的过剩，发电机组开机不足，电力企业的效益无法保证，将很难在投资回收期内收回相应投资，造成资本的大量浪费。而电力工程建设融资大部分来自于银行借贷，贷款数额巨大，电力过剩将给银行和其他金融机构带来巨大的经营风险，不利于维护稳定的金融和经济秩序。其次，电力过剩必将导致发电市场的激烈竞争，如果集合竞价、电力直供达到普及的程度，电力价格将发生很大的变化。虽然适度的竞争有利于电力市场的发展，但是大量的供给过剩所带来的恶性竞争，导致较多的企业停机待产、生存艰难，同时也将出现职工安置等一系列的社会问题。3.4.2减少电力短缺——过剩危害的措施为了维护正常的社会经济秩序，发挥电力工业的基础性作用，应从以下几个方面入手，尽量避免在将来继续出现大规模的电力短缺和过剩。1、在战略上保证电力工业适当超前发展随着全世界工业自动化和信息化的发展，电力作为最方便的能源在终端能源总构成中所占的比例已成为衡量一个国家现代化程度的重要标志之一。建国以来，特别是改革开放以来，中国电力工业有了很大的发展，就总量来说，已成为世界上第二电力生产大国。但是，就人均占有的电力资源来说，还远远低于发达国家人均占有电力的水平，就是离其他发展中国家人均占有电力1千瓦的水平，也还有很大的差距。因此，在中国的社会主义初级阶段，在现代化建设的过程中，电力还必须有一个与之相适应的发展。同时，电力是一种不可储存的特殊商品，其生产、输送和使用过程在瞬间同时完成，必须具有一定的备用生产能力，才能够满足负荷高峰时段的电力需求，以及应对可能出现的故障。所以，电力工业的适当超前发展也是由行业自身特点决定的。因此，对于电力工业应确立适度超前发展战略，维持稳定的电力投资增长系数，保证充足的电力生产能力和备用容量，保障社会主义市场经济的稳定发展。2、加快电力工业的市场化改革步伐我国的电力体制市场化改革进展缓慢，电力行业的行政垄断程度依然很高，主要体现在电源项目和电价的行政审批上。对于电源项目，国家按照经济发展和行业发展规划，提前设定投资规模，使得电源建设的规模完全依赖于政府部门经济预测和规划的准确性。当经济发展速度快于规划速度，将会带来电源建设的不足，造成电力短缺；而经济发展速度放缓，低于规划速度，则会造成电源建设规模过大，电力供给出现过剩。这种完全按照人为预测确定电力投资规模的方式不利于资源的优化配置。与这种行政配置资源的方式比较，市场对配置资源具有天然的优势。市场配置是指市场经济体制下，根据市场供求关系变化，按利益驱动原理将资源配置于不同的部门和地区。在一个充分竞争的市场体制中，资源总是向收益最高的部门和地区流动，市场供求比例的变化以及由此而引起的价格波动，将把资源配置于适当的部门和地区。即使是在非充分竞争的市场中，市场化程度的提高也将提高资源的配置效率。因此，应加快我国电力工业的市场化改革，逐步取消电源投资的行政审批制度，由投资者根据市场供求关系自行判断投资与否，发挥市场调节作用，降低行政规划带来的短缺和过剩风险。3、转变政府监管职能加快市场化改革，逐步取消电力投资的行政审批制度，并不意味着政府无所作为。政府的主要职能是社会管理和公共服务，在电力市场化改革中，政府的监管职能可以从两个方面体现，一是信息传递和引导，政府掌握的宏观信息通常比一个企业要全面，政府可以通过对信息进行综合分析给投资者提供指导性的意见，比如供求变化趋势，以及投资风险提示等，政府还可以利用利率等杠杆引导投资。这样可以避免由于投资者获得信息不足、盲目投资而导致的电力过剩，以及电力过剩时期由于投资者市场预期走低而造成的投资不足。二是对企业进行有效的监管，比如政府可以利用法律、经济和行政手段来监管电力投资项目的环境问题和土地资源管理等问题。这样可以保障电力建设无论在短缺还是过剩时期，都能够持续、健康的发展，避免电力工业过度发展给环境和资源造成的伤害。39 4、改革电力投融资体制我国从1980年代初开始对电力投融资体制和电价进行改革，出现了多投资主体、多资金渠道和多种办电模式，拓宽了融资渠道。但是，整个电力工业还是存在间接融资多、直接融资少的问题。从我国电源建设投资现状看，水电和火电投资主要来自商业银行贷款和开发银行贷款，占总投资的一半以上，其余为利用外资和企业自有资金；核电投资主要来自利用外资。我国现阶段的电源建设以火电为主，同时大力发展大型水电，核电投资增速虽然较快但总体规模不大。总体来看，我国的电源建设资金绝大部分来自于贷款，同时由于电源建设的行政审批制度和特殊的垄断地位，贷款中还有一部分是政策性贷款。按照现有的投融资渠道，当电力短缺时，由于融资渠道有限，电力投资者，特别是民营中小投资者很难获得足够的资金来源，不利于电力投资结构的多元化和在短时间内增加电力供给能力；而当电力出现过剩或存在过剩隐患时，电力寡头企业仍然能够通过获得政策性贷款继续进行电力建设，机组投产后开工不足，偿贷能力有限，金融风险加大。因此，应尽快改善电力投融资体制，减少电力资金中的贷款比例，继续拓宽融资渠道，加快发展债券、股票等企业直接融资，充分发挥资本市场对电力投资的调节作用，减少出现电力短缺和过剩的可能。39 4.4季度电力行业发展预测4.1年底电力供需紧张形势将有明显好转今年1-3季度，我国经济保持强劲增长，经济运行继续朝着宏观调控预期的方向发展，煤电油运的供求矛盾和瓶颈效应得到逐步缓解，我国经济运行的平稳态势为电力工业的健康发展创造了良好的外部环境。预计4季度，我国经济平稳较快发展的基本面不会改变，经济发展的良好态势仍会持续。从宏观经济影响上看，受宏观经济增长的拉动，4季度电力需求仍将保持较高增速，但是随着国家对固定资产投资和高耗能工业发展的宏观调控效果进一步显现，用电增速将低于夏季和秋季，逐渐有所回落。高耗能工业增速的回落将对电力供需矛盾的缓解起到作用，电能的利用效率和电能使用的环保指数都将得到提高。但是同时，由于一直以来，高耗能行业为了节省电费成本，尽量将生产时间集中在电价较低的电网负荷低谷时段，行业的用电负荷比较平稳，因此高耗能行业用电的减少将降低电网负荷的基本负荷部分，有可能带来电网负荷的峰谷差拉大，不利于电网的稳定运行，需要加以注意。从电力生产能力上看，2005年全国新增发电装机容量有可能超过7000万千瓦，其中火电超过6000万千瓦，占80%以上，年底总装机将超过5亿千瓦。而截止9月底，全国新增装机容量4000万千瓦左右，总装机容量达到4.8亿千瓦。因此4季度预计仍有超过2000万千瓦的装机容量投产，相当于今年上半年总的新增投产装机容量，将极大地增加电力供应能力。从发电结构上看，3季度部分地区水电来水量将逐步回落，到了4季度全国进入枯水期，火电的发电比重将逐步上升。核电和新能源发电虽然处于加速发展阶段，但是由于建设期开始较晚，装机容量少，地区分布比较分散等原因，在电力生产中所占比重不会有太大的提高。综观以上因素，进入4季度，电力供需形势将有明显好转，持续了将近两年的全国电荒将逐步转变为区域性、局部发生的电力紧缺。夏季用电高峰彻底结束，将使得电力缺口有较大幅度下降。进入12月份，部分地区的冬季取暖用电将带来需求小高峰，部分地区仍将出现电力紧张局面，但缺电程度较去年将有大幅度减轻。分地区来看，冬季电力缺口将主要集中在华北、南方和华中地区。其中华北将成为我国电力供需形势最紧张的地区，缺口预计为630万千瓦左右。南方地区由于电煤供应问题比较突出，再加上冬季枯水期对水电发电能力的影响，以及检修机组增多等不利因素，预计4季度用电形势的严峻程度将超过3季度。华中地区受枯水期影响，在今年12月到明年1月将存在一定缺口。近年来缺电最为严重的华东地区4季度随着新增机组的增加，电力供需的紧张局势将大为缓解，达到整体基本平衡的状态，但浙江和上海由于经济快速增长的拉动，供需形势仍将紧张。东北地区、西北地区将维持下半年以来的总体平衡态势。4.2电价再度上涨可能性较大根据去年12月发改委出台的《关于建立煤电价格联动机制的意见的通知》（以下简称通知），今年5月1日，按照2004年6~11月电煤车板价的平均涨幅，进行了第一次煤电联动，上网电价和销售电价均有不同幅度的调整，销售电价平均涨幅达到2.52分/千瓦时。根据通知规定，原则上煤电联动的测算周期不少于6个月，按照这一周期，今年4季度极有可能进行第二次煤电联动，电价将再度调整。39 通知规定，在联动周期内，如果电煤车板价平均上涨幅度超过5%，则进行煤电联动，电价随之上涨；如果电煤价格涨幅低于5%，则累计到下一周期再进行联动。今年入夏以来，虽然煤价出现下跌趋势，但是仍处于高位运行，1-9月电煤价格涨幅达到15%。而本轮煤电联动的煤价测算基础应该是去年12月到今年5月的平均电煤车板价，涨幅超过5%的可能性极大，因此，上网电价与销售电价可能进一步上调。年底输配电价也存在提价可能。长期以来，我国的电价水平和结构不尽合理，其中输配电价水平明显偏低。就发电电价和输配电价在销售电价中的比例而言，我国发电电价占销售电价的比例达75.3%，大大高于其他国家水平，而输配电价的比例（24.7%）则远低于其他国家水平。较低的输配电价影响了电网行业的投资回报率。2003年，国家电网公司的资产回报率和销售利润率分别为0.49%和1%，远远低于发电公司的7.1%和18.9%，也低于全国工业的平均水平。2003年的净资产收益率也仅为0.7%。较低的投资回报率影响了资金投向电网企业，与趋之若鹜投资电源企业形成鲜明对比的是，而电网企业则难以引进必要的投资资金。“十一五规划”中电网投资9000亿，仅靠电网公司自身积累难以完成， 改变输配电价，增强电网行业对资金的吸引力，是一条必经之路。为此，国家发改委价格司9月5日已决定对各省电网企业现行输配电价进行测算并公布。预计年底前公布各地输配电价标准。预计新的输配电价水平将有所提高。在电价整体水平有所提高的同时，为了平稳用电负荷，保障电网的安全运行，各地将进一步加大电力需求侧管理工作，充分利用价格杠杆对电力需求的调节作用，扩大峰谷分时电价、季节性电价、高可靠性电价等差别定价的实施范围，引导用户合理、避峰用电。差别定价在改变用户用电时间和用电行为的同时，也能够在一定程度上调节局部电价——用户顺应差别定价政策，改变用电习惯，合理安排用电时间，将会带来电网负荷高峰的降低，减少电网维护成本和发电侧机组出力变化带来的浪费，而用户同时享受到了低电价，节省了电费支出，局部电价水平降低；用户不改变用电习惯，在负荷较高时段用电，将增加电网负荷压力，增加电网维护成本和发电侧机组出力变化带来的浪费，而用户也相应增加了电费支出，局部电价水平升高。因此，合理差别定价不仅能够起到调节电网负荷，保障电力稳定供应的作用，也有利于促进电能实际价格水平的市场化。4.3预计4季度电煤价格出现短期小幅上扬今年以来，国家逐步加大对煤炭市场秩序的维护力度，也加强对煤矿生产安全的监管。近一段时期关于煤炭行业整顿与筹划的文件与政令可谓是最密集的。6月初国务院原则通过《关于促进煤炭工业健康发展的若干意见》，被看作是煤炭行业实行“新政”的里程碑。之后，作为采矿权有偿转让试点的山西省出台《关于推进煤炭企业资源整合有偿使用的意见》；8月国务院办公厅向全国发出《关于坚决整顿关闭不具备安全生产条件和非法煤矿的紧急通知》，同月山西省政府规定今后凡煤矿造成的死亡事故除对死亡职工家属给予不低于二十万元人民币的赔偿外，每死亡一人，还将对矿方予以一百万元的经济处罚。从今年6月份至今，国家煤矿安全监察局根据国务院的统一部署，先后四次下达了煤矿整顿关闭命令。拟关停煤矿的数量达8648个，占全国煤矿数量的40％。9月26日，国家安全生产监督管理总局局长李毅中在部署“十一”期间及今年后三个月工作时更是明确表示:“年底之前要完成8000多个煤矿矿井的整顿关闭任务，各地只能提前，不能滞后。”这些矿井从现在起都要进行停产整顿，今后达标才能复产，不达标最终被关闭。保守估计，今年煤炭产能将因此减少5000－7000万吨左右，明年减少1亿吨以上。这将占到今年全国总需求量的2.5％－5％。因此，煤炭市场很可能将出现新的供应局部偏紧的局面。从需求方面看，4季度取暖用煤需求量将大幅度增加，39 将有可能加剧煤炭市场供应偏紧的局面。在供给减少和季节性需求增长的情况下，9月下旬以来，东北、陕西、山西、贵州等分地区的煤价均开始出现反弹。进入10月后，行情上行动力明显增强，局部地区快速回升。10月10日的平均报价比9月底上涨2.21%。但是，去年的电煤价格整体、大幅度上涨的情况不太可能重现。去年的煤价上涨，是以旺盛的需求作为支撑的，今年由于宏观调控导致不少耗煤、耗电行业的需求增速放缓，因此市场煤价的上涨只是一个短期行为，随着停产整顿的煤矿安检达标复产后，煤炭供给将会迅速恢复，市场煤价也将会趋于稳定。同时，电厂高水平的电煤库存也将在一定程度上抵御电煤涨价的风险。9月末，电力直供电厂存煤2658万吨，与去年同期相比增加了1318万吨,几乎翻番。如果按日均消耗量计算存煤天数则为20.4天，比8月增加了2.5天。电力直供电厂存煤已经超过正常水平。综合以上因素，预计4季度内电煤价格出现局部、小幅上涨的可能性较大，但是电煤供应严重紧张的局面不会重现，涨价对电力企业效益的影响也将小于去年同期。4.4行业总体获利能力将进一步提升1-9月电力生产与供应业共计实现利润总额683亿元,同煤电价格联动方案实施前的1月至4月相比,利润由同比下降转为同比增长7.55%。行业整体获利能力提升明显。在煤炭价格稳定的情况下，5月份开始实施的煤电价格联动是提升火电公司毛利率水平的原因。这部分电价上调对盈利水平的提升在3季度已经得以显现，预计4季度电力行业整体业绩将继续有所提升。电煤价格的整体回落仍将是4季度火电行业获利的主要原因。虽然预计电煤价格在年底将有小幅上扬，但是相比去年同期和今年上半年，整体水平仍呈回落趋势，为火电企业扭亏提供保证。同时，第二次煤电联动若能于今年年底出台，火电上网价格有望再度上涨，企业获利能力将得到进一步提升，中期投资机会显现。今年2季度以来水电行业的利润增长一直保持稳定。4季度进入枯水期，水电发电量将较前两个季节有较大回落，企业产品销售收入下降明显。但是水电受益于煤电联动机制，在成本不变的情况下价格上升，带来利润的直接增加，在4季度这一趋势仍将持续，并可能由于第二次煤电联动而增加其获利机会。同时出于环保和资源节约的考虑，国家将进一步加大对水电和可再生能源发电的政策倾斜力度，使得这部分投资风险较小，投资机会优于火电行业。电力供应行业1-3季度业绩增长保持稳定，4季度将不会出现大起大落。但是由于目前国内最大的两大电网公司国家电网公司和南方电网公司均未上市，目前沪深两市上市的电网公司均为地方性电网公司，规模较小，未来业绩仍难出现较大的增长，投资机会并未到来。电力建设方面，电网建设落后的局面正在逐步改善。为了合理配置电力资源，增加电能的跨区域输送及减少电能输送损耗，国家加大了对电网，特别是超高压、特高压输电网建设的投资力度。由于电网建设的设备和技术已经在很大程度上实现了国产化，投资成本将迅速降低，获利空间较大，并且受建设期较长的影响，获利持续时期较长，利于中长期投资。这次行业利润的反弹将是中短期的，是否能够长期维持利好尚属未知。据预测，由于新增装机容量的巨大，电力供需将于2006年中后期到07年达到基本平衡，这将导致供需紧张带来的电价上涨局面结束。同时，39 在宏观调控的作用下，电力下游行业景气逐渐下降，电力需求的增长将受到一定的影响。重工业是拉动电力需求增长的主要力量，电力、钢铁、有色、化工、水泥、机械六大重化工业的增长贡献为51%。在宏观调控的作用下，这些行业的增长受到了明显的抑制，用电增速将趋缓，给电力行业带来潜在的过剩危机。随着电力需求增速减缓，供给不断增加，火电利用小时数下降，售电收入减少。而电力供需平衡之后，电力改革的步伐将进一步加快，推行竞价上网后，一部分火电公司由于竞争的原因上网电价将下降，影响获利能力。因此，电力行业特别是火电行业的长期投资需要谨慎。39'