电力行业：07寒流与梦想共舞 08行业回暖

    全国电力需求分析
 
    电力需求回顾：我国连续五年用电保持两位数增长根据中国电力企业联合会公布，2006年1-10月，全国全社会用电量23183.24亿千瓦时，同比增长14.05%。我国已连续五年用电增长率保持两位数的高速增长。 
    工业用电仍旧是拉动全国电力消费快速增长的主要动力。1-10月份，全国工业用电量为17208.89亿千瓦时，占全国用电的74.23%，同比增长14.30%；轻、重工业用电量的同比增长分别为10.65%和15.22%。

    从各区域情况来看，重工业基地和用电负荷中心用电增速仍领先全国。1-10月份，用电量同比增长最快的三个省份依次为：内蒙古(33.26%)、宁夏(25.24%)、青海(19.16%)；山东、江苏和浙江等其他几个省的负荷中心增速也高于全国平均水平。

    电力需求展望：经济强劲发展促使电力消费继续保持高速增长在“十一五规划”中提出我国“十一五”时期将保持8%左右的年均GDP增长率。按照目前国内外的经济发展形势，综合考虑2008年奥运会和2010年世博会的举办对经济的拉动，我们保守认为“十一五”期间GDP平均增长将在8.5%以上。经济的强劲发展拉动我国电力的旺盛需求。

    尽管国家提出了2010年单位国内生产总值能耗降低20%的硬性指标会部分降低工业用电的增长速度，但是，我们看到占用电结构11.7%的城乡居民生活用电在以15.11%的增长速度快速发展。2007年以后我国电力消费弹性系数将逐步降至1。我们预测2006-2008年我国GDP增长率分别为10.5%、9.85、9.2%，电力消费增长率分别为12.97%、11.52%、9.81%。

    全国电力供给分析

    电力生产能力回顾：产能扩张迅速，逐步缓解发电装机不足始于2002年全国大面积的电力供需紧张形势促使我国加快电力工业投资，使电力工业得到飞速发展，“十五”后三年我国新增发电能力1.52亿千瓦。截至2005年，我国发电总装机容量达5.08亿千瓦，其中火电装机容量3.84亿千瓦，总装机容量同比增长高达14.92%，创我国装机容量增速的历史新高。

    2006年1-10月份，全国电力装机继续保持高速增长，新增生产能力(正式投产)6693.75万千瓦。其中水电738.27万千瓦，火电5914.54万千瓦。新建机组的迅速投产改善了我国过去几年发电装机明显不足的现状，有力地缓解了我国电力供需矛盾。

    电力供应展望：2006-2007年历史投产高峰过后平稳发展根据国家发改委2006年14号文，继2004年国家核准和开工电站项目建设规模超过6000万千瓦后，2005年国家共核准电站建设项目139项，建设规模1.18亿千瓦。2006年6月，国家电网公司预测2006、2007年全国新增发电装机规模9000万千瓦和8000万千瓦，而国家发改委预测值为8600万千瓦和7600万千瓦。从目前情况看，全国2006-2007年发电装机投产高峰已成定局。

    电力施工技术的提高导致电厂建设周期普遍缩短半年左右，因此，预计2007年投产的机组将提前投产。据此，我们预计2006年全国投产新机组将达9000万千瓦，2007年为8000万千瓦。由于国家发改委2006年开始加紧电力项目的审批，预计2007年以后我国每年新投产机组将在6000万千瓦左右。到2010年全国发电装机容量将达到8.5亿千瓦。

    发电核心要素分析

    机组利用率：2008年见底，2009年恢复电力需求和电力装机容量两者的关系在很大程度上决定了发电机组利用率的高低，而发电利用小时数能较直观地反映出机组利用率情况。

    尽管我国电力需求从2001年以来一直保持10%以上的增速，但2005-2006年发电装机容量的迅速增长，使得全国发电机组平均利用小时数从2004年开始下降。2005年全国发电设备平均利用小时数比2004年下降44小时，而2006年1-10月全国发电设备平均利用小时数同比下降177小时，其中，水电下降207小时，火电下降210小时，三者降幅分别为3.90%、6.53%、4.20%。2006年下半年我国主要江河来水偏少，造成水电利用小时数降幅最大。

    新建机组2006-2007年集中投产，是造成发电设备利用率下降的直接原因。按照我们前面的投产测算，预计2006-2008年全国发电设备利用小时数分别比上年下降261小时、199小时和41小时，降幅分别为4.8%、3.8%和0.8%。2008年后新投机组减少，全国总装机容量增速率略低于电力需求增速，发电利用小时数将缓慢回升。

    在全国经济发展不出现意外停滞的情况下，我国发电设备利用率将不会出现1999年发电利用小时数只有4400小时的情形。而从我国电力行业10年左右的周期来看，2008年前后，我国电力行业将进入新一轮的景气周期。

    煤炭价格：煤炭产能释放，煤价2007年将面临回调。从2006年8、9月份开始，全国煤炭价格呈不同程度的上涨趋势。其中，秦皇岛大同和山西优混动力煤中转价格到12月中旬分别涨到495元/吨、457元/吨，较9月初分别上涨12.8%、11.8%；秦皇岛煤炭平仓价较9月初平均上涨10.8%。在这轮煤电博弈中，我们认为供煤方希望在2007年年初的全国煤炭订货会上提高谈判筹码。从2007年全年来看，我们认为煤炭价格在二季度将出现回调。

    电价：2007年变动概率较小煤电联动方案实施以来，我国分别在2005年5月和2006年7月实施了两次煤电联动，全国上网电价平均分别上涨2.52分/千瓦时、1.174分/千瓦时。

    方案规定以电煤综合出矿价格(车板价)为基础，实行煤电价格联动。

    电力企业要消化30%的煤价上涨因素。燃煤电厂上网电价调整时，水电企业上网电价适当调整，其他发电企业上网电价不随煤价变化调整。

    对于煤电价格联动的周期及区域，文件规定原则上不少于6个月为一个煤电价格联动周期。若周期内平均煤价比前一周期变化幅度达到或超过5%，相应调整电价；若变化幅度不到5%，则下一周期累计计算，直到累计变化幅度达到或超过5%，进行电价调整。

    电价改革一直是我国电力体制改革中核心敏感的部分。在“竞价上网”前面实施之前，煤电联动只是过渡的权益之计。而从目前情况来看，“竞价上网”在未来一两年内难以形成，煤电联动仍将在一定时期内继续维持。

    从上面分析来看，煤炭价格波动在2007年内难以再次启动煤电联动。因此，2007年我国全国性的电价上涨概率将很小。

    电力政策分析“920”电力项目变现促进电力体制改革国务院常务会议2006年11月审议并原则通过的《关于“十一五”深化电力体制改革的实施意见》(以下简称《实施意见》)是对我国2002年提出的《电力体制改革方案》继续推进。实施意见指出“十一五”期间电力体制改革的首要任务是抓紧处理厂网分开遗留问题，逐步推进电网企业主辅分离改革。

    《实施意见》将加快实施920万千瓦发电权益资产(简称“920项目”)。