虽然2007年宏观经济高位运行拉动全社会用电需求增长14.4%，但近期出炉的运行数据还是引发了业界对电力行业2008年运行环境和发展趋势的担忧。

　　 电力改革实施6年来，发电行业的性质已大不一样。由于体制改革后电力分为发电和电网，发电已成为市场独立竞争主体。同时，发电行业利润增长与规模增长同步，且在水、火电上有所区分。

　　 据国家统计局公布的经营数据，2007年前11个月，电力行业收入增速超过20%，利润总额增速却从前5月61%的高位回落至39%。扣除规模增长，电力行业实际利润增长仅为4.3%。其中，火电利润总额虽然增长13.3%，但规模同时增长14.4%，火电利润实际为负增长。

　　 在目前CPI处于高位，全面通胀初现端倪的背景下，作为为数不多可被政府调控价格的产品，电力被迫与成品油等行业一起承担起了社会责任。受成本上涨、煤电联动或将短期受阻等因素影响，预计2008～2010年我国用电需求增速将呈下降趋势，但仍继续保持两位数增长，分别达13.1%、11.7%和10.2%。在五大集团等发电主体投资冲动仍高涨的背景下，新投产绝对量仍将保持在10万MW/年的高位，不过由于基数原因，相对增速将回落至10%以下。

　　 供需基本平衡耗能行业用电增速略降

　　 2007年，全社会用电量32485亿kWh，同比增14.4%，较前三季度降低0.7个百分点；全国发电量32559亿kWh，同比增长14.4%。其中，火电增长13.8%，水电增长17.6%，核电增长14.1%。

　　 需求方面，分产业来看，与2006年相比，第二、三产业增速分别提高1.4和0.3个百分点，第一产业和城乡居民增速分别降低4.7和4.2个百分点。

　　 受原煤、平板玻璃以及生铁等高耗能行业产量增速小幅下降影响，2007年1～12月，重工业用电增速略有降低，较上半年回落1.5个百分点，较前三季度回落0.9个百分点，带动全社会用电增速平稳回落。其走势印证了此前全年前高后低的判断，但总体增速略低于14.8%的预期。

　　 从更细分的行业来看，化工、非金属、黑色、有色、电力五大传统高耗能行业用电占比47.9%，对增速贡献度达56.6%。采矿、黑色、有色金属行业效益以及产能维持高位，行业用电增速同比均提高5个百分点以上，是造成2007年整体用电增速提高的主因。但从1～11月的数据来看，化工、非金属及黑色金属的近几月累计增速比上半年略有下降。

　　 供给方面，华北、东北维持平衡，华中、南方上升明显，华东、西北则有所下降。2007年全国基建新增装机100090MW。其中，火电81854MW（占比81.5%），水电13065MW（占比13.1%），位于此前预测的下限。

　　 此外，行业节能减排成效明显。2007年共关闭14380MW，超额完成全年1万MW的关停任务，并在600MW以上高效新机组的共同带动下拉低供电煤耗10克/kWh至357克/kWh，降幅约达2.7%。

　　 电源建设负增长电网投资延续高增长

　　 在经历2004～2005年30％～60%的高增速后，电力行业2006年的投资回落至10％～20%，2007年则在10％～15%波动。按照火电2～3年投产周期推断，意味着2008～2009年新机组投产增速将下降。与此同时，煤炭行业投资在2004～2005年增速高达60%以上，2006年维持在30%左右，2007年则在一季度末降至4%后开始反弹，11月已升至24.1%。

　　 2007年，全国共完成电力基建投资5492.9亿元，增长5.1%。其中，电源投资连续第二年负增长，占比也由2003年高点的65.0%降至2007年的55.4%，而电网投资则继续保持高速增长，达16.4%，占比也跃升至44.6%的合理水平。

　　 机组利用小时处于高位发生全国性缺电的可能性不大

　　 截至2007年底，全国总装机达713290MW，增速14.4%。其中，火电占比77.7%，增长14.6%；水电占比20.4，增长11.5%；核电及风电等清洁能源占比虽小，但增速分别高达29.2%和94.4%。

　　 与此同时，2007年全国水火电利用小时累计为5011小时，同比下降187小时，降幅3.6%；火电受水电多发抑制同比降296小时至5316小时，降幅为5.3%；5月份后水电来水良好，反而同比提高139小时，涨幅为4.1%。

　　 综合考虑供求因素，预测2008～2010年全国机组利用小时将基本稳定，分别变动0.1%、1.4%和1.1%，其中火电变动为0.0%、1.6%和1.3%。总体而言，由于利用小时本来就处于高位，未来大幅反弹的可能性不大。

　　 目前，行业内流行一种观点：不上项目等死、上项目是集体找死。近几年来，国家发改委新批项目大都为高效的超临界和超超临界大机组，效益都很好。但各大集团争抢项目的个体理性，导致了群体的无理性，致使每年新投产规模都超出年初预计。

　　 与此同时，在国资委限定国企家数的预期压力下，各电力集团均把规模扩张作为首要目标，投资冲动异常强烈。2006～2007年，投产均在10万MW以上，2007年全国电力供求首次恢复平衡。综合以上分析，由于目前利用小时已处高位，2008~2010年再度发生全国性缺电几无可能。

　　 电、煤价格矛盾加剧可能出现地区性电煤短缺

　　 进入2007年以来，国内外动力煤价格继续高位运行，而火电利润之所以呈负增长，原因也在于规模增长的利润空间被煤价上涨所吞噬。

　　 统计显示，2008年1月份，国际煤价的风向标澳大利亚动力煤BJ动力煤价与2007年11月底基本持平，达90美元/吨的历史高位；秦皇岛大同优混煤的车板价较11月上升约70元/吨至585元/吨（涨幅约14%）；山西优混煤则上升约55元/吨至530元/吨（涨幅约12%），均创出历史新高。从库存看，2007年11月末，全社会库存达1.58亿吨，同比增加800万吨（增速5.3%），环比减少约500万吨。

　　 短期库存下降也是近期煤价上涨的原因之一。而国内煤炭出口的减少，以及进口数量的大幅度增长是近期海外煤价上涨的重要原因。2007年1~11月，全国动力煤出口量为4015万吨，同比下降17%；进口量为1251万吨，同比增长35%。此外，美元兑澳元贬值也是煤价上涨的主要影响因素。

　　 与此同时，运费上涨对于发电企业的成本冲击愈发明显。今年1月份，煤炭海运费维持高位运行，较2007年11月底而言，秦皇岛—广州运费上涨60~147元/吨，涨幅近4%；秦皇岛—上海运费则上涨16~109元/吨，涨幅近17%。

　　 从上海地区到厂煤价来看，在港口车板价和运价上涨的背景下，较2007年11月下旬而言，1月份5800、5600及5000大卡煤价均上涨25元/吨，分别至583、565及525元/吨，涨幅约为5%。

　　 综上预计，2008年电煤价格将在2007年的基础上稳步上升，局部地区运力和地区性电煤短缺也会在一定程度上影响电力供应，电、煤的价格矛盾问题将进一步突出。

　　 电价调整短期无望发电企业利润增速下降成定局

　　 国务院近期召开常务会议提出，要严格控制政府定价和政府指导价的调整，包括电力价格以及地方管理的供电等公用事业价格近期一律不提高，这使得2008年半年内的电价调整计划落空。

　　 国家发改委价格司司长曹长庆就此指出，目前我国煤炭价格有所上涨，按照煤电价格联动的机制，煤炭价格上涨以后应该相应调整电价，但是目前没有进行调整，主要是考虑今年价格总水平上升幅度较大。煤电价格什么时候联动，国家需要认真研究。电价的调整既要考虑煤炭成本上升的影响，也要考虑电力企业消化煤炭涨价的能力，还要考虑电力企业的发展等因素。另外，还要考虑整个工业企业的承受能力，居民家庭的承受能力，对价格总水平的影响等。

　　 在今年上半年再度实施煤电联动市场预期基本落空的情况下，近日华银电力收到湖南省物价局下发的2007年度电煤上涨补贴函，内容为华银公司2007年将通过湖南省电价方案的溢余资金等方式获得补贴10000万元（含税）。业内据此推断，这将成为电力行业降低成本压力的一种方式。但分析人士表示，这属于上市公司中的特殊情况，电力行业通过补贴缓解成本上涨压力将难以成为常规手段。

　　 作为资本密集型行业，电力行业的资产负债率一直比较高。2007年第三季度末，电力行业平均资产负债率为59.74％。目前，人民币一年期贷款利率已上调到7.29％，五年期以上贷款利率为7.83％，使得电力企业财务成本迅速升高。2007年第三季度，电力行业平均财务费用占主营业务收入比重为5.34％，比上年同期的4.51％提高0.83个百分点。

　　 综上，即使在2008下半年上调电价4%（折合全年2%）及企业债等融资方式抵消利率上涨，多数企业2008～2009年的业绩增速仍然将比原预测有20％～30%的下降空间。

　　 相关分析表明，电网端在收入保持20%左右增速的情况下，利润增速高达近70%，其利润占比也由2006年的36.1%上升至42.1%；而火电企业在成本冲击下，利润增速由2006年的45.7%逐季大幅下降至目前的13.5%，占比也由46.3%降至39.1%。如果考虑到火电全年装机14.6%的规模增长，2007火电行业可比口径利润全年下降约1.1%。

　　 在此基础上，2008年主要火电企业合同电煤价格已上涨8％～12%。在煤电联动短期受阻、政府补贴无望的情况下，如果考虑煤价和财务费用增加，而不考虑电价上调，2008年火电全行业利润总额将仅达250多亿元，下降幅度高达60%，个别老厂将因无钱买煤而停发。而按照电煤价格平均上涨10%计算，由国家统一控制价格的发电企业，2008年将面对420亿元新增成本如何化解的问题。