电力行业分析报告

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第1章电力行业发展环境分析1.12007年国内宏观经济运行情况分析经初步核算，2007年，全年国内生产总值246619亿元，比上年增长11.4%，加快0.3个百分点，连续五年增速达到或超过10%。分季度看，一季度增长11.1%，二季度增长11.9%，三季度增长11.5%，四季度增长11.2%。分产业增加值情况见下表，第二产业增加值占三次产业增加值总量的49.22%。表1-12007年各产业增加值情况产业产业增加值（亿元）同比增长率（％）同期增长加快情况第一产业289103.7回落1.3个百分点第二产业12138113.4加快0.4个百分点第三产业9632811.4加快0.6个百分点1、工业生产增长加快，企业效益提高全年规模以上工业增加值比上年增长18.5%（12月份增长17.4%），加快1.9个百分点。其中，国有及国有控股企业增长13.8%；集体企业增长11.5%；股份制企业增长20.6%；外商及港澳台投资企业增长17.5%。重工业增长19.6%，轻工业增长16.3%。规模以上工业企业产销率达到98.1%。1-11月份，全国规模以上工业实现利润22951亿元，比上年同期增长36.7%，增幅同比上升6.0个百分点。39个工业行业全部实现盈利。其中，交通运输设备制造业增长68.7%，专用设备制造业增长61.4%，化工行业增长51.5%，煤炭行业增长49.1%，钢铁行业增长47.2%，电力行业增长39.0%。2、固定资产投资快速增长，房地产开发投资明显加快全年全社会固定资产投资137239亿元，比上年增长24.8%，加快0.9个百分点。其中，城镇固定资产投资117414亿元，增长25.8%，加快1.5个百分点（12月份16809亿元，增长19.6%）；农村固定资产投资19825亿元，增长19.2%。在城镇投资中，分产业看，第一产业投资1466亿元，比上年增长31.1%；第二产业51020亿元，增长29.0%；第三产业64928亿元，增长23.2%。分地区看，与上年同比，东部地区投资增长21.0%，中部地区增长34.0%，西部地区增长28.2%。全年房地产开发投资25280亿元，比上年增长30.2%，加快8.4个百分点。对外贸易快速增长，外商直接投资继续增长全年进出口总额21738亿美元，比上年增长23.5%，回落0.3个百分点。其中，出口12180亿美元，增长25.7%，回落1.5个百分点；进口9558亿美元，增长20.8%，加快0.8个百分点。进出口相抵，贸易顺差2622亿美元，比上年增加847亿美元。全年实际使用非金融机构外商直接投资748亿美元，比上年增长13.6%。年末国家外汇储备余额达到1.53万亿美元，比上年增长43.3%。货币供应量增长较快，贷款增加较多12月末，广义货币（M2）余额40.3万亿元，比上年末增长16.7%，回落0.2个百分点；狭义货币（M1）余额15.3万亿元，增长21.0%，加快3.5个百分点；流通中货币（M0）余额30334亿元，增长12.1%，回落0.6个百分点。金融机构人民币各项贷款比年初增加36323亿元，比上年多增4482亿元。各项存款比年初增加53878亿元，比上年多增4599亿元。全年投放现金3262亿元，比上年多投放221亿元。当前我国经济运行中的主要问题是，经济增长由偏快转为过热的风险依然存在，价格上涨压力加大，结构性矛盾仍较突出，经济发展方式比较粗放，体制机制不够健全等。新的一年，要坚定不移地贯彻落实党的十七大和中央经济工作会议的战略部署和总体要求，按照控总量、稳物价、调结构、促平衡的指导思想，实施稳健的财政政策和从紧的货币政策，加快转变经济发展方式，着力促进结构调整，加快推进改革开放，力争实现国民经济又好又快发展。1.2电力产业政策概述1、输变电设备方面根据我国“北煤西水”的一次能源资源分布格局和地区间社会经济发展水平不平衡的状况，实施“西电东送、南北互供、全国联网”的战略；加强国家级、区域级、省级电网主干网架、跨区域送电通道和负荷中心受端电网建设，提高安全、稳定供电水平；加强城乡电网规划，与主电网同步建设，形成安全、可靠的配电网络；重视电网无功的合理配置和分层分区平衡，同步建设二次系统。根据长距离西电东送的需要和受端电网的技术要求，积极研究、科学论证更高一级电压、特高压的交直流输电技术，适时启动建设。优化输配电网络结构，逐步简化电压等级。鼓励电网新技术的研究和应用，支持更高一级电压、特高压交直流输电技术和设备研制，支持研究和掌握具有世界先进水平的交直流输变电关键技术，积极采用先进成熟的技术与装备，提高电网输电能力，节约线路走廊和占地，减少输电过程中的损失，促进电网技术优化升级。实行电网统一规划设计、分层控制、信息逐级传送，不断提高电网自动化水平，保证电网安全可靠运行。支持开展电力系统分析与联网、大电网互联调度与运行技术的研究，支持研究和掌握先进的电力系统控制和保护技术及电力系统信息技术、电力市场支持系统技术、输变电设备运行技术、电力超导技术、电工新材料技术。供电侧应优化输配电网络路径、结构、简化电压等级，实行经济调度，合理配置无功补偿装置，降低电压网损耗；鼓励采用节能型输变配电设备，提高电网装备的技术水平和科技含量。依法开展电力生产过程中产生的电场、磁场、电磁场、噪音对环境影响的预防和治理。发电设备方面加快电源结构调整，优化电源布局，提高绿色电力的比重。坚决贯彻开发与节约并重的方针，在电力建设及生产全过程要高度重视节水、节地和节能工作。努力提高机组效率和安全生产水平，加大老电厂技术改造力度，鼓励电厂实施节能管理，降低发电能耗和厂用电率。大力推进清洁燃烧技术和清洁生产，提高污染治理水平，减少污染排放，促进电力与环境的协调发展。大力发展水电，优化发展煤电，积极推进核电发展，适度发展天然气发电，加快新能源与可再生能源发电。电力用户方面鼓励推广高效用电设备，采用节电型生产技术、生产工艺。国家将定期公布产品电耗标准及高电耗设备的目录，适时推行节电产品标签制。努力降低单位产值能耗，各行业要加快制定降低能耗的措施和目标，缩小与世界先进水平的差距。增强用户节能意识，开展能源使用状况调查和节能政策研究，国家鼓励和支持节能技术和产品研发和推广应用。电力行业税收政策现行税制对于电力行业发展的税收优惠政策分布在不同的税种中，既有行业的优惠政策，也有区域优惠政策和企业特定优惠政策。（1）增值税优惠政策提供电力的县以下小型水力发电单位作为一般纳税人，不按照17%的税率缴纳增值税，而依照6%的征收率计算缴纳增值税，并可由自己开具专用发票。从1998年1月1曰起，对农村电管站在收取电价时一并向用户收取的农村电网维护费（包括低压线路损耗和维护费以及电工经费）给予免征增值税的照顾。对农村电管站改制后由县供电有限责任公司收取的农村电网维护费应免征增值税（见财政部、国家税务总局《关于免征农村电网维护费增值税问题的通知》，财税字[1998]47号规定）。供电工程贴费。对供电企业向用户收取的用于建设110千伏及以下各级电压外部供电工程建设和改造等费用，包括供电和配电贴费，不征收增值税。对电力产业部分资源综合利用的项目实行减征，免征增值税政策：一是利用城市生活垃圾生产的电力，自2001年1月1日起，实行增值税“即征即退”的政策。利用城市生活垃圾生产电力，城市生活垃圾用量（重量）占发电燃料的比重达到80%以上（含80%），也可享受增值税“即征即退”的政策。二是利用煤矸石、煤泥、油母页岩和风力生产的电力，自2001年1月1曰起，可享受按增值税应纳税额减半纳税的政策。三是对利用石煤生产的电力，自2004年1月1日按增值税应纳税额减半征收。四是自2004年1月1曰起，对燃煤电厂烟气脱硫副产品实行增值税“即征即退”的政策，享受政策的具体产品包括：二水硫酸钙含量不低于85%的石膏；浓度不低于15%的硫酸；总氮含量不低于18%的硫酸铵。国家出台鼓励风力发电税收优惠政策，对风力发电实行按增值税应纳税额减半征收的优惠政策。除上述规定之外，关于电力企业的增值税优惠政策还有以下四个方面：第一，财政部、国家税务总局《关于继续对秦山核电站实行增值税先征后返政策的通知》（财税[2001]48号）：在“十五”期间，对秦山核电站实行增值税先征后返逐年递减政策，返还比例每年减少5%。即：从2001年1月1日至12月31日，增值税先征后返85%；从2002年1月1日至12月31日，增值税先征后返80%；从2003年1月1日至2005年12月31日，增值税先征后返75%。第二，财政部、国家税务总局《关于三峡电站电力产品增值税政策问题的通知》（财税[2002]24号）：三峡电站自发电之日起，其对外销售的电力产品按照增值税的适用税率征收增值税，电力产品的增值税税收负担超过8%的部分实行增值税即征即退的政策。第三，财政部、国家税务总局《关于岭澳核电站增值税政策问题的通知》（财税[2002]95号）：对岭澳核电有限公司自2002年7月1曰至2007年6月30日生产销售的电力产品，实行增值税先征后返政策，返还比例为已入库税款的80%。城市维护建设税和教育费附加照章征收。第四，财政部，国家税务总局《关于二滩电站及送出工程增值税政策问题的通知》（财税[2002]206号）：对二滩电站生产销售电力产品缴纳的增值税，税负超过8%的部分实行先征后返。返还的税款按照58：42的比例分别作为中央和地方的资本金投入，其中中央投入的资本金部分，再按照国家开发投资公司和四川省电力公司在二滩电站中的股份比例分别增加各自的资本金。对四川省电力公司通过二滩电站送出工程销售的二滩电站电力产品缴纳的增值税，税负超过8%的部分实行先征后返。返还的税款作为国家对企业追加的资本金。要分别核算二滩电站送出工程销售二滩电站电力产品和其他电力产品的销售额和增值税应纳税额，不能分别核算的增值税应纳税额，不得享受增值税先征后返政策。二滩电站享受增值税的优惠期是2003年1月1日至2007年12月31日。为进一步扩大利用外资，引进国外的先进技术和设备，促进产业结构的调整和技术进步，保持国民经济持续、快速、健康发展，国务院决定，自1998年1月1日起，对国家鼓励发展的国内投资项目和外商投资项目进口设备，在规定的范围内，免征关税和进口环节增值税。第一，对符合《外商投资产业指导目录》鼓励类和限制乙类、并转让技术的外商投资项目，在投资总额内进口的自用设备，除《外商投资项目不予免税的进口商品目录》所列商品外，免征关税和进口环节增值税。外国政府贷款和国际金融组织贷款项目进口的自用设备、加工贸易外商提供的不作价进口设备，比照上款执行，即除《外商投资项目不予免税的进口商品目录》所列商品外，免征关税和进口环节增值税。第二，对符合《当前国家重点鼓励发展的产业、产品和技术目录》的国内投资项目，在投资总额内进口的自用设备，除《国内投资项目不予免税的进口商品目录》所列商品外，免征关税和进口环节增值税。第三，其他免税项目。对符合上述两条规定的项目，按照合同随设备进口的技术及配套件、备件，也免征关税和进口环节增值税。在上述规定范围之外的进口设备减免税，由国务院决定。第四，对利用外国政府贷款或国际金融组织贷款通过国际招标由国内企业中标的机电产品恢复退税。（2）土地使用税方面的优惠政策为了促进电力行业的发展，国家对于电力行业开征土地使用税方面实行优惠政策：对火电厂厂区围墙内的用地，均应照章征收土地使用税。对厂区围墙外的灰场，输灰管、输油（气）管道。铁路专用线用地，免征土地使用税；厂区围墙外的其他用地，照章征税。对水电站的发电厂房用地（包括坝内、坝外式厂房），生产，办公、生活用地，照章征收土地使用税；对其他用地给予免税照顾。对供电部门的输电线路用地、变电站用地，免征土地使用税。5、新出台产业政策的重点内容火电政策门槛提高在目前拟定的《电力产业政策（征求意见稿）》中，“西电东送、南北互供”的大原则不会变，但“水火”将不再是“互济”关系，而转向“大力发展水电、降低火电比重”。今后我国的能源中长期规划中强调调整能源结构，其中电力方面要大力发展水电,加快发展核电。而那些发电成本高、规模小、机组性能差的小火电由于市场竞争力较弱，市场份额将会逐步缩小。加上国家有关部委在“十五”期间将严格执行关停小火电机组的规定以及受国家环保总局刮起的“环保风暴”影响，未来小火电面临被淘汰出局的境地。清洁能源迎来发展契机与火电发展受限相比，在水电、核电及可再生能源和新能源发电领域，《电力产业政策》也将提出促进其发展的一系列经济优惠政策和措施，如税收政策等。资本市场也将向水电类公司倾斜，水电类企业将获得更好的融资机会，如长江电力上市受投资者追捧就是不争的事实。对大型河流水电项目开发，提出应贯彻“流域、梯级、综合、协调”的开发方针组建流域开发公司，实行流域梯级电站的统一建设、统一管理。鼓励流域开发公司积极吸收其他投资主体投资入股。中小型河流水电项目开发，应充分发挥各方面的积极性，可以采取灵活的开发管理模式。鼓励开发风能、太阳能、生物质能和海洋能等可再生能源和新能源发电技术，并将其列为科技发展和高技术产业化发展的优先领域，纳入国家科技发展规划和高技术产业发展规划。重点研究和应用风力发电技术，特别是兆瓦级及以上容量风力发电机组的设计、制造与应用，加快实现产业化发展与本土化制造。支持发展太阳能光伏发电技术。支持利用生物质能（包括垃圾）发电的技术研究。鼓励电源项目投资主体多元化非国有资本及外资参与电力建设和市场竞争享受平等待遇，其合法权益受法律保护。专用网络电网项目投资主体可以实行多元化，也可以引入竞争，授予特许经营权。在电网企业管理配套设施完善后，电网的公用网络投资也可采用竞争性招标的方式，实现投资主体多元化。电源和电网项目资本金占项目总投资的比例应不低于20%。在区域电力市场内，单一发电集团所占份额不应超过20%。第2章2007年全国电力供需形势分析2.1电力供应情况1、发电装机容量超过七亿千瓦，增速回落基建新增装机规模继续保持较高水平。根据全国电力工业统计快报(2007年)统计，2007年全国基建新增发电设备容量（正式投产）10009万千瓦，是中国电力工业发展史上继2006年后第二个基建新增规模超过1亿千瓦的年份。其中，水电1306.5万千瓦，火电8158.35万千瓦，风电296.17万千瓦。新增发电装机保持很大规模是在需求依然旺盛、“关小”规模巨大情况下，保证全国电力供需形势进一步缓解的关键因素。2007年各月基建新增装机情况见下图。继2006年底全国电力装机容量突破6亿千瓦，在短短一年的时间内，全国电力装机再上新台阶，突破了7亿千瓦。截止2007年底，全国发电装机容量达到71329万千瓦，同比增长14.36%，增速比2006年降低6.2个百分点，这也是2002年以来发电设备容量增速实现首次下降。其中，水电达到14526万千瓦，同比增长11.49%；火电达到55442万千瓦，同比增长14.59%，增速比2006年降低9个百分点，增速开始明显放缓；水、火电装机容量占总容量的比例分别为20.36%和77.73%，同比分别下降0.53和上升0.16个百分点；核电达到885万千瓦，同比增长29.2％；并网生产风电设备容量达到403万千瓦，同比增长94.4％，也就是说，2007年风电并网生产的装机容量实现了翻番，一年的发展规模相当于2007年之前所有年份的发展成果。2、发电量高速增长，火电发电量增长尤为明显全国发电情况。根据全国电力工业统计快报(2007年)统计，全国电力生产依然保持高速增长，全年全口径发电量完成32559亿千瓦时，同比增长14.4％，比上年同期提高0.3个百分点；其中水电4867亿千瓦时，约占全部发电量14.95%，增长17.6%，比去年同期提高13个百分点；火电26980亿千瓦时，约占全部发电量82.86%，增长13.8％，比去年同期降低2.4个百分点；核电626亿千瓦时，约占全部发电量1.92%，增长10.8％；风电56亿千瓦时，增长95.2％，比去年同期提高22个百分点。8月1日，全国日发电量首次突破100亿千瓦时，为102.76亿千瓦时，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2007年，全国6000千瓦及以上发电设备利用小时为5011小时，同比下降了187小时，比去年同期下降幅度少了40小时。火电、水电设备利用小时表现出不同的发展趋势，其中火电设备利用小时5316小时，同比下降296小时，下降幅度比2006年下降幅度多43小时；水电设备利用小时3532小时，同比增加139小时；核电设备利用小时7737小时，降低69小时。4.大部分地区电煤供应基本正常2007年，全国6000千瓦及以上发电生产耗用原煤12.82亿吨，增长10.7%，低于同期火力发电量增长3.1个百分点，这是发电企业设备结构优化、企业节能降耗管理和优化调度方式等综合作用的结果。2007年，直供电网全年累计供煤6.21亿吨，同比增加7413万吨，日均供煤170.1万吨，同比增加20.3万吨，增幅13.6%；累计耗煤6.23亿吨，同比增加7458万吨，日均耗煤170.6万吨，同比增加20.5万吨，增幅13.7%；年底库存2415万吨，同比增加4万吨，较12月初减少413万吨，较年初增加13万吨。南方电网电煤供应短缺情况比较严重。云南最为突出，年末缺煤停机容量250万千瓦，全年除7-9月份外均需实施计划用电。贵州电煤汛末库存不足100万千瓦，在进入12月份后因电煤供应不足，缺煤停机逐步增多，12月至今年1月份仍不断恶化，最高达680万千瓦。进入12月份，直供电网煤炭库存继续下降。电煤耗用量一直保持在高位，当月日均耗煤量201万吨，直供电网煤炭库存以13万吨/天的速度下降。年底电煤库存低于三天耗用的电厂有42个：华北地区14个；东北地区1个；华东地区16个；华中地区6个；西北地区5个。元旦期间电煤供应平稳，直供电网没有出现缺煤停机现象。但电煤耗用量一直处于高位，电煤库存始终呈下降趋势，难以应对电煤供应中可能出现的应急情况或问题。2.2电网输送情况电网建设速度明显加快，规模不断扩大电网建设速度明显加快。2007年，全国新增220千伏及以上电网输电线路41462公里，比2006年增加6618公里；变电容量18848万千伏安，比2006年增加3500万千伏安。电网规模不断扩大。截至2007年底，全国220千伏及以上输电线路回路长度达32.71万公里，比上年增长14.21％；220千伏及以上变电容量达11.44亿千伏安，比上年增长18.71％。江苏、湖北、河北三省拥有的500千伏电压等级输电线路回路长度分别达到7706、6685和5856公里；拥有500千伏电压等级变电容量前三位的省份为广东、浙江和江苏，分别是4600、3726和3175万千伏安。“西电东送”规模和能力继续扩大2007年，贵广二回±500kV直流输电线路投运，“西电东送”南通道共形成“六交四直”1650万千瓦的输电能力；中通道包括三峡送华东的三回±500kV直流输电线路，加上阳城电厂送江苏的500千伏交流输电线路，以及“皖电东送”东通道输电能力450万千瓦，总输送能力达到1450万千瓦；北通道由山西、内蒙古送京津唐和河北的17回500千伏交流输电线路组成，总输送能力达到1650万千瓦。“西电东送”总输送能力已经达到4750万千瓦，“西电东送”输送规模的不断扩大，将西部能源通过南、中、北三大通道源源不断的输送到东部负荷中心，实现了能源资源在更大范围内的优化配置，支撑着东中西部经济平稳快速发展。跨区送电量保持平稳增长2007年以来特别是8、9月份以后，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。全年全国跨区送电量共完成949.00亿千瓦时，同比增长16.35%，与1－6月份和1-9月份比较，分别增长19.28和4.15个百分点（1－6月份同比降低2.93％）。8、9、10、11、12月当月，全国跨区送电量同比分别增长39.43%、36％、35.80％、10.18％和47.74％。12月当月跨区送电量的增加较好地实现了区域之间的资源调剂和互补作用,其中阳城电厂送江苏同比增长181.25％，华东通过龙政直流送华中、华中通过葛南直流送华东分别增长50.13%和119.63%,鲤鱼江电厂送广东同比增长159.35%。三峡电厂送出611.42亿千瓦时，同比增长24.53％。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175.60亿千瓦时，增长14.32％；同时由于河北南网发电生产能力的快速增长，京津唐电网向河北南网输出电量仅为2.07亿千瓦时，同比降低88.71%，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，南方电网公司加大了西电东送和区域调剂的力度,西电送广东累计完成786.77亿千瓦时，同比增长29.10%,三季度以来,西电送广东增幅较快；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76.16亿千瓦时，同比增长17.01%。2.3电力消费情况2007年，在工业生产特别是重工业继续快速增长情况下,电力消费保持了高速增长态势,但是受部分高耗能行业产品产量增幅回落作用,全社会用电量在7月份之后呈现增速持续回落的趋势，全年全社会用电量增速高位回落。全社会用电量增速高位回落2007年，全国电力消费延续了2006年的强劲增长态势,到5月份达到两年来的最高增速。进入6月份，国家加大宏观调控力度的作用逐步显现出来，当月用电消费开始小幅稳步回落，这是工业用电特别是重工业消费增长发生变化的主要影响因素。全年全社会用电量完成32458亿千瓦时，同比增长14.42％，增幅比2006年上升0.26个百分点，比上半年回落了1.26个百分点。第一产业用电量完成860亿千瓦时，增长5.19％，增幅比去年同期降低4.99个百分点；第二产业用电量完成24847亿千瓦时，增长15.66％，增幅比去年同期提高1.05个百分点，比上半年回落了1.52个百分点；第三产业完成3167亿千瓦时，增长12.08％，增幅比去年同期提高0.40个百分点，比上半年降低了0.08个百分点；城乡居民生活消费完成3584亿千瓦时，增长10.55％，增幅比去年同期下降3.94个百分点，比上半年降低了0.42个百分点。用电结构重型化趋势更加突出全国工业用电量为24566亿千瓦时，同比增长15.84%，比上年同期提高了1.23个百分点，比上半年回落了1.36个百分点；轻、重工业用电量分别为4502亿千瓦时和20064亿千瓦时，同比增长9.81%和17.34%，轻、重工业增幅比2006年分别下降0.78和上升1.72个百分点；与上半年相比，轻工业、重工业用电分别降低了0.58和1.50个百分点。工业增速明显高于其它产业和居民生活用电增速，重工业增速也远远高于轻工业用电增速，说明我国用电结构重型化趋势更加突出。重点行业用电过快增长的势头有所缓和2007年上半年特别是一季度，钢铁、有色、化工、建材、机械设备制造以及建筑业等六大用电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，从而带动全社会用电量快速增长，除建材行业和建筑业上半年增速与2006年增速基本持平或略有增长外，其它重点行业用电增速基本都比2006年增速高4个百分点以上。针对重化工业超快发展的问题，国家陆续出台了一系列政策和宏观调控措施，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已经逐步显现。各地区用电增长不平衡的问题得到一定改善，中西部用电增速开始回落2007年，从电力消费方面来看，省间电力消费发展不平衡的问题已经出现明显改善。用电量同比增长超过全国平均水平（14.42%）的省份依次为：内蒙古（29.80%）、山西（18.99%）、河南（18.61%）、青海（16.78%）、广西（16.58%）、贵州（16.01％）、新疆（15.96%）、河北（15.69%）、福建（15.36%）、江苏（15.20%）、安徽（15.04%）、海南（14.94%）、浙江（14.81%）、江西（14.60%）、湖南（14.48％）、甘肃（14.44％）。增速超过20％的省区已经由2006年的内蒙古、海南、宁夏三个省份减少到2007年的内蒙古一个省区，尤其是宁夏自治区用电增速下降10.81个百分点，海南、重庆也分别下降了5.12和5.42个百分点；有20个省份的全社会用电量增速在12％到17％之间。第3章2008年全国电力供需形势分析预测3.1影响因素分析国民经济增速在高位水平上稳步回落2007年，针对经济运行中出现的较为突出的一些体制性、机制性和结构性矛盾和问题，国家采取了一系列调控措施，重点遏制固定资产投资增速过快、新开工项目规模过大、货币与信贷投放过多、贸易顺差过大以及高耗能、高污染产业过快发展，如国家10次上调银行存款准备金率，6次上调银行存款利率，还取消了553种高耗能、高污染和资源性产品的出口退税，降低2268万项商品的出口退税率，对钢坯、焦炭等142项两高一资产品加征或开征出口暂定关税，出台二手房贷政策等措施，从下半年经济运行和电力消费来看，宏观调控措施的作用已经初步显现出来，取得了一定的效果。2008年中央经济工作会议确定了“控总量、稳物价、调结构、促平衡”的指导思想，要采取稳健的财政政策和从紧的货币政策，加强宏观调控政策的协调配合，把防止经济增长由偏快转为过热、防止价格由结构性上涨演变为明显通货膨胀作为2008年宏观调控的首要任务。2008年是全面贯彻落实十七大战略部署的第一年，是新一届政府换届的第一年，是2008年奥运会在我国举办的一年，国家将进一步加强和改善宏观调控，大力推进结构调整、自主创新和节能减排，严格控制新开工项目防止投资反弹，严格控制货币信贷总量，将节能减排作为促进科学发展的重要抓手；坚持稳中求进，好字优先，保持经济平稳较快发展。目前由固定资产投资、消费和出口“三驾马车”共同带动下经济增长势头短期内不会有大的起落，经济增长速度加快的态势将趋于回稳，价格调控措施将初见成效，结构调整将取得积极进展，地区发展的协调性将有所增强，固定资产高速增长但房地产投资增速将在高位上有所回落，进出口总额高速增长的势头将在高位放缓特别是黑色、有色冶金行业的出口增速受到抑制。国际经济环境特别是美国经济走势继续疲软的态势对我国经济运行形势也将有一定的影响。新投产装机规模略有回落，电网投资稳步增长从初步调查统计的数据来看，2008年，全国电源投资和投产规模预计将在去年的高水平上略微回落，投资完成规模保持在3000亿元左右，基建新增装机在9000万千瓦左右，全年计划安排关停小火电机组1300万千瓦。电网基本建设投资规模预计将进一步扩大到3000亿左右，与电源基本建设投资规模基本持平，电网基本建设投资重点解决电厂配套送出、跨省跨区主干电网、城市配电网及其他不协调电网的建设，促进电源、电网协调发展。由于华东、华中、南方地区灾后电网的恢复建设和重新评估加固建设，需要在年初确定的电网投资规模基础上追加较大的资金投入，这将进一步加大对电力设备制造业及其原材料的需求。电煤供应矛盾比较突出，电煤价格上涨压力继续加大据各发电企业上报合同签订情况统计，在2008年煤炭产运需衔接合同汇总会议上与煤炭企业共签订电煤合同59349万吨，已超出运力框架方案配置58515万吨。其中五大发电公司共签订34471万吨，占总订货量的58.1%。电煤价格较2007年平均上涨35～45元/吨，涨幅11～14%。从年初以来的电煤供应形势看，存在的问题主要有：部分新增机组燃煤资源没有完全落实。今年全国新增电煤需求10701多万吨，但是全年电煤运力增长不足，除大秦线外，其他地区新增机组燃煤资源和运力未得到很好落实，特别是华中、山东等铁路运输比较困难地区新增机组的电煤合同供应量与实际需求量相差较大，给安全、可靠、充足地满足正常发电生产用煤需求留下了较大的不确定性隐患，也导致了部分地区电煤供应将处于全年较为紧张的状态。电煤价格上涨幅度过高，发电企业成本增加幅度较大。年初各发电企业基本按照煤炭企业提出的涨价要求签订了合同，据签约合同情况初步测算，此次电煤价格平均上涨35～45元/吨左右，按照5.85亿吨重点电煤计划计算，发电企业增加成本约205～265亿元，给电力企业生产经营带来很大压力。此外，今年初由于部分地方矿区停产整顿，日均电煤供应量减少，供需矛盾加剧，引起了电煤价格的进一步攀升，环比上涨幅度接近15—20％；南方沿海部分发电企业为了保电生产，已不计成本高价采购电煤发电。（3）前期电煤库存同比下降，形势仍然不容乐观从1月份电煤供耗情况看，电煤库存急剧下降，供需矛盾非常突出。入冬以来，水电进入枯水期，火电出力增加引起电煤消耗增加，以及寒冷气候和工业用电等因素也增加了对电力的需求，导致电煤耗用量一直保持在高位；与此同时，由于年初伊始部分省区煤矿停产整顿电煤供应量偏少，从而导致全国不少电厂煤炭库存下降很快。根据我会燃料分会的统计，今年1月上旬，日均供煤180.9万吨，日均耗煤202.3万吨，直供电网煤炭库存日均减少20.6万吨；1月中旬，日均供煤180.1万吨，日均耗煤212.1万吨，直供电网煤炭库存日均减少31.7万吨，库存下降速度明显加大。截至1月22日，根据国家电监会公布的信息，全国电煤库存只有8天。当天，直供电网内低于三天耗用的电厂有80个，告急电厂总容量达到7112万千瓦，为近期告急电厂个数和告急容量最为严重的一天，其中华东地区告急电厂个数最多（38个）。4、主要河流流域来水不理想，水电发电不确定性增加2007年，主要河流来水时空分布不均，上半年偏枯，来水主要集中在夏季，秋冬季多数河流水量为多年偏枯，给冬季和今春水电出力以及电力平衡增加了不小的难度。2008年，全国主要河流来水分布不均和水库调节能力不足的问题依然存在，水情相对去年依然不容乐观，水电出力较去年情况预计偏紧，水电发电不确定性增加。3.2全国电力供需形势分析预测目前我国正处于工业化中期的重化工业化阶段，重工业保持快速增长的势头在短期内不会发生根本改变，对电力需求的拉动依然强劲。因此，2008年我国电力需求仍将保持较快增长。另一方面，由于国家不断加大宏观调控力度，严控固定投资过快增长、加大差别电价执行力度、取消部分高耗能产品出口退税等调控措施将有效的遏制高耗能行业过快增长的势头，高耗能行业用电增长将会出现一定回落；而且，随着对各地区“十一五”节能降耗目标考核力度的加大，各地区都将更加重视节能降耗工作，淘汰落后生产能力，对电力需求的增长有一定的抑制作用。在此影响下，预计2008年我国电力需求增速将有所回落。今年年初因部分地区的冰冻雨雪灾害，在第一季度乃至半年期内受电网供电能力尚未完全恢复的制约作用，当地人民生活和工业生产用电需求会受到一定的抑制，下半年这些用电需求尤其是工业用电需求可能会有所反弹，从全年累计以及全国整体情况来看，全社会用电量不会受到较大的影响。综合考虑各方面因素判断：2008年全社会用电量增长率将在12.5％左右，全年电力消费弹性系数将继续下降到1.2左右，各月发电设备利用小时数将在上半年继续下降，下半年略上升，全年累计发电设备利用小时将在5000小时的水平上略有下降。根据中电联2008年元月对部分受灾地区供用电月度统计快报分析，统调最高用电负荷增长率远高于统调用电量增长率的省份有江苏、浙江、湖北、江西、湖南、重庆、四川、贵州，说明一月份，这些省份的统调用电量受灾情抑制影响较重，统调符合率低，随着电网逐步恢复正常供电后，将会有较大的恢复增长空间；这些省份中，除贵州、四川省、江西以外全社会用电量增速基本都远小于统调用电量增速，说明这些省份受灾期间的大电网、骨干电厂的供电保障作用十分明显。

第4章电力行业投资前景与风险分析4.1影响电力投资效益的主要因素影响电力投资收益包括：所属区域电网、发电方式、燃料成本、发电机组性能、管理水平、地理位置、市场营销等。发电方式及机组性能从发电方式看，水力发电的成本较低，火电和热电略高，油电最高。在内部收益率一定的情况下，机组年利用小时数对火电上网电价最为敏感，其次分别是煤价与总投资。我国电力装机中绝大多数是燃煤机组，日益突出的电煤供应矛盾将直接影响电厂电力供应能力的发挥。同时，电煤供应紧张将导致煤炭价格上涨，煤质下降，从而使电厂煤耗上升、设备受损，电厂发电成本上升。此外，未来随着煤炭开发过程中对生态环境和煤矿安全的重视，煤炭生产成本将保持上升态势，对电煤价格产生持续的拉动作用。《排污费征收办法》的实施，对火电厂尤其是对尚未建设脱硫设施的火电厂影响很大。按照该办法的收费标准，若电厂尚未建设脱硫设施，2005年以后发电企业的排污费将达到2003年的4～5倍；燃煤机组安装高效脱硫装置，则使上网电价增加约30元/兆瓦时。区域间电价差异电价水平是决定电力企业收益情况的最重要的因素之一，2003年我国平均终端售电电价为0.43元/千瓦时，发电企业平均上网电价为0.326元/千瓦时。在2004年的电价调整方案中，各地新机组的价格有逐步靠拢趋势，但经济发展水平的差异和资源特性的差异决定了各地的上网电价水平仍将保持一定的差距。2005年4月22日，国家发改委公布了煤电价格联动实施方案，自5月1日起全国销售电价水平平均每千瓦时提高2.52分，同时适当调整了电力企业的上网电价水平。但在我国现行的电价机制下，各区域的电价水平仍有一定的差异，从而在一定程度上决定了电力企业收益的不同。水电与气电的互补关系我国水能主要集中于西部地区，水电站建设有利于实现水能资源开发，有利于地区经济发展，符合国家西部大开发和西电东送的政策。由于水电受上游来水丰枯影响较大，同时对峰谷调剂能力不足，宜在电网内建立燃气电站调剂电力供需平衡。燃气发电可有效解决地区内电力调峰能力不足问题，满足地区电力需求增长的需要，配合国家西气东输战略，改善电网运行性能，缓解地方环境压力。但是本报告对若干燃气电厂项目的财务分析表明，由于燃气电厂的发电成本较高，如果没有对燃机发电给予一定政策扶持，在“竞价上网”中燃机不具备与燃煤电厂竞争的能力。4.2电力行业投资前景分析1、电力市场前景根据美国能源信息管理局（EIA）的统计报告，1981～2000年二十年间全球发电装机容量年均增长速度为2.6%，而截止2002年底，全球发电装机容量总计达到34.65亿千瓦，人均0.56千瓦。其中火电（煤炭、石油和天然气）装机22.26亿千瓦，约占64.2%，水电装机7.24亿千瓦，约占20.9%，核电装机3.61亿千瓦，约占10.4%，其他类型能源装机1.54亿千瓦，约占4.5%。2002年全球发电厂上网电量总计为152898亿千瓦时，人均2449千瓦时，其中火电98293亿千瓦时，水电26269亿千瓦时，核电25596亿千瓦时，其他方式2740亿千瓦时，分别占合计上网电量的64.3%，17.2%，16.7%和1.8%。1981～2000年二十年间全球发电厂上网电量年均增长速度为3.0%。目前我国人均电力消费已达到1800千瓦小时，不及美国的十分之一，仅为日本的八分之一左右。不仅与世界发达国家比较仍存在巨大差距，而且与世界平均水平差距也较大。特别是2002～2004年全国范围缺电严重，拉闸限电的区域不断扩大，2002年全国12个省级电网拉闸限电，2003年23个，2004年发展到26个。电力供应不足的问题已经引起全社会的广泛关注。虽然2005年全国电力紧张的形势有所缓解，迎峰度夏期间拉闸限电的省级电网减少为20个，但从长期看，随着实现全面小康社会、工业化、城镇化的推进，电力需求将快速增长，电力需求依然旺盛。另一方面，由于中等发达国家比现在又上了一个台阶，所以，实际上的发展空间比现在计算的指标还要再高出一节，这正是我国电力行业具有诱人投资前景的根本所在。2、行业效益前景1999～2003年全国电力生产行业资金利润率一直呈现上升的态势，分别为3.11%、3.98%、3.9%、3.93%和4.63%，2004年电力生产业的资金利润率下降为4.27后，2005年进一步回升为4.54。从各电源项目的效益对比看，核电的资金利润率最高，火力发电行业资金利润率较电力生产行业平均水平略高，水电资金利润率则低于电力供应业的平均水平。就电力供应业而言，从1999～2003年资金利润率一直呈现下降的态势，分别为2.64%、2.21%、1.95%、1.26%和0.96%，与电力供应业的形势正好相反，但从2004年开始，电力供应行业的资金利润率指标迅速回升，到2005年时为2.83%，为近几年来最高。从长远看，电力作为我国的基础工业，应该维持一定水平的资金利润率，虽然行业平均利润率不算太高，但比较稳定；即使个别时段会出现供需平衡，甚至供大于求的局面，影响电力行业资金利润率，但就长期而言，这种局面的出现只会是短暂的。4.3电力行业投资风险分析电源建设短期过快扩张从2003年开始，全国出现大面积电力短缺情况，2004年进一步加剧。2005年电力紧张的形势开始缓解，但电源建设的力度并未降温，继2004年全国电力装机容量达到历史新高后，2005年新增装机再创历史最高水平，当年全国新增装机6980万千瓦，接近“十五”前三年新增装机的总和。新一轮电力建设热极有可能导致新一轮电力过剩。电源新开工项目有一个建设周期，单机容量60万千瓦以上的机组，第一台机组投产要3年，第二台再投产还要2年。这意味着今年新开工建设的电站建成之时也就是电力过剩之时，出现亏损的电力企业难以偿还银行信贷。另外，在当前电力投资急剧增长的带动下，发电设备的价格也随之大幅上升，2003年以来，发电设备价格大幅上升了30%以上。这为电厂今后的还本付息增加了负担。而随着电力建设规模的扩大，投资密集度不断增加，资金缺口会日益加大，电力企业的筹融资形势将更趋严峻，经营风险迅速提高。资源的可得性及其成本我国电力装机中绝大多数是燃煤机组。未来几年我国电煤供应矛盾会更加突出，直接影响电厂电力供应能力的发挥。而且由于电煤供应紧张，导致煤炭价格上涨，煤质下降，电厂煤耗上升、设备受损，电厂发电成本上升，效益下降，会对行业盈利造成极大冲击。根据国家规划，“十一五”期间，全国需要新增煤电22568万千瓦，煤电建设需要大量煤炭的供应作为后盾，而近几年由于电力需求增长迅猛，煤炭供应、煤炭运输紧张，煤炭价格快速上升。环境保护及行业标准近年来，在抑制电力投资热中，政府综合运用了多种政策工具，尤其是环保政策。2005年1月份，国家环保总局通报并叫停30家违法开工项目，其中多数是电力项目；随后，又责令46家电厂脱硫项目限期整改，其中包括五大电力集团、地方电力公司和特大企业自备的火电厂。《排污费征收办法》实施后，对火电厂尤其是对尚未建设脱硫设施的火电厂影响很大。按照该办法的收费标准，若电厂尚未建设脱硫设施，今后发电企业的排污费将达到2003年的4～5倍。电厂的发电成本将会有大幅度的提高。按照电力工业中长期规划，我国将尽快制定更为严格的火电厂二氧化硫排放标准和实施有效的管理机制，避免二氧化硫排放随着火电发电的增加而增加，在中期内逐步过渡到广泛地强制采用脱硫技术。如政府确实严格执行环保政策，目前发电企业将面临数十亿元的环保投资压力。同行业竞争的风险目前由于电力短缺，不少投资者纷纷与地方签署了合作建设电力项目的意向书，同行竞争愈加激烈，而且电力行业客观上存在寡头垄断的局面。因此选择合适的建设时机和合适的地点进行投资显得更加重要。电力项目的竞争表现为：一是5大国有电力公司之间的竞争；二是国有公司与非国有公司之间的竞争；三是不同电源之间的竞争。电力体制和电力市场改革国家正在稳步推进电力体制改革，华东、东北区域电力市场已开始模拟运行，其他区域电力市场竞价格局也必将逐步形成。电力体制改革后，市场竞争更加有序、透明，特权保护减弱，离开了地方政府的优惠政策后，如果企业不能增强抵抗竞争风险的能力，其经营将存在较大的不确定性，对这些企业贷款即存在较高的信贷风险。

第5章电力行业投资建议对不同电源的选择受供需紧张的影响，近期小火电投产总量较多，在这几年的电力新投资项目中，火电比重较大。从目前在建规模的结构来看，到2010年末我国水电装机比重将从2004年末的25%下降到20%以内；从地区分布来看，东部地区的火电在建规模也过大。因此投资者应继续加快水电开发和建设力度，在西部建设大型水电基地；并加强中西部地区大型煤电基地的建设，除在东部负荷中心地区建设必要的支撑电源外，减少在东部地区煤电的开工规模。通过强大的电网将西部水电基地和中西部煤电基地的电力电量输送到东部负荷中心地区，为优化资源配置、加快特高压建设留出合理的市场空间。另外，火电站受煤价上涨和电价管制的双重影响，2004年在发电量大增情况下，利润不升反降，还贷能力削弱，200