核心提要: 电力需求仍将随经济强势出现持续高速增长，预计2006～2008年发电量增速分别为12.8%、11.3%和9.7%左右，持续超出预期的需求增长使得2006年机组利用率回落到5%以内，水电来水不足对火电利用率的提升为1%左右。 

   机组投产提前使得2006年投产装机超出预期，但严格的新项目调控使得2007下半年机组投产大幅减速，加之对小机组关停力度的加大，机组利用率将见底回升，高效的大组将在政策调整中受益。   
   相对宽松的供需、运能使得电煤价格将保持基本平稳，煤炭政策性成本上升虽可支撑煤价但在非坑口煤价中已有反映，电煤价格市场化抬升合同煤价格同时亦将提升仍存折价的合同煤比重、提升合同兑现率，预计2007年火电综合燃料成本小幅回落，即便煤价出现预期外的上涨，煤电联动政策仍将帮助电力企业抵御成本的波动。 
   2006年电力行业利润30%增幅得益于电价上调和燃料成本下降，外延扩张亦抵消了利用率的下滑，整个行业的毛利率水平明显恢复并将持续回升，成为电企外延扩张和利润增长的核心基础，预计2007年、2008年行业利润仍将保持20%和15%以上的增长。 
   另外，随着行业资产整合的展开，“920项目”、“647项目”的处置，将使得电力企业资产注入和整体上市的盛宴在2007年有实质性变化，电力行业占比70%以上的资产有望注入证券市场，央企和优质地方电力集团将在这场盛宴中唱主角。 
   一、数  据 
   发、用电增速高位运行 
   日前从中国电力企业联合会了解到，2006年1～11月全国电力行业规模以上企业累计完成增加值77890.99亿元，同比增长16.8%；全国全社会用电量25627.5亿千瓦时，同比增长14.15%；第一产业用电量750.24亿千瓦时，同比增长9.71%；第二产业用电量19356.55亿千瓦时，同比增长14.61%；第三产业用电量2565.30亿千瓦时，同比增长11.59%；城乡居民生活用电量2955.40亿千瓦时，同比增长14.58%。另外，2006年1～11月全国工业用电量为19116.18亿千瓦时，同比增长14.62%；轻、重工业用电量的同比增长分别为10.34%和15.70%。 
   1～11月，全国发电量24897.94亿千瓦时，同比增长13.5%。全国发电设备累计平均利用小时为4805小时，比上年同期降低191小时。其中，水电设备平均利用小时达3186小时，比上年同期降低258小时；火电设备平均利用小时达5166小时，比上年同期降低202小时。全国发电厂用电率5.94%，其中水电0.46%，火电6.75%。线路损失率6.45%，比上年同期下降0.13个百分点。 
   1～11月，全国新增生产能力（正式投产）8117.41万千瓦，其中水电848.39万千瓦、火电7213.79万千瓦。 
   二、运行特征之一 
   区域与结构性缺电特征依然明显 
   据中国电力企业联合会统计信息部主任薛静介绍，从2006年1～11月的统计数字分析，2006年全国电力供需紧张形势继续明显缓解，但呈现出各区域电力供需的不同特点，特别是区域性、时段性、电源或电网结构性缺电特征比较明显。由于发电生产能力增加较多，虽然用电需求仍然比较旺盛、大部分流域水量严重不足，但是供需形势比上年同期明显缓和，缺电范围明显减小，缺电程度也明显减轻，拉限电条数和损失电量比上年大幅下降。 
   据了解，当前电网输送跨区送电保持平稳增加，区域间电力电量灵活调剂更加频繁，但跨区送电交易在供需缓和地区的消纳受阻现象已见端倪。

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