2003年之前，我国电力工业长期以来实行垂直一体化垄断经营管理。2002年3月国务院颁布《电力体制改革方案》，电力工业垂直一体化经营被打破，原国家电力公司被分为五大发电集团和两大电网公司，以“厂网分开、主辅分离、输配分开”为主要目标的电力体制改革取得阶段性改革成果。尤其是2003年，全国大面积的缺电为我国电力工业的快速发展提供了良好契机。从电力基本建设来看，“十五”是我国电力工业发展最快的时期，同时我国电网建设也取得快速发展。而从电力技术来看，我国发电设备和输配电设备也在快速升级。

    二次能源利用特点明显

    “多煤、少气、贫油”的能源特点决定了我国的能源结构必须以煤炭利用为主。2006年，煤炭、石油、天然气分别占我国能源消费总量的69.7%、21.1%和3%，因此以煤电为主的二次能源结构是我国一个鲜明的特色。

    “十五”期间，由于2003年全国大面积缺电，火电因建设周期短的优势，新增火电装机迅速增加，火电装机占比由2002年的73%增加到2006年的78%。尽管我国以火电为主的电源结构不尽合理，但这种电源结构却将在我国长期存在。今后，随着水电、核电和新能源发电装机增加，我国火电占比预计到2020年将逐步下降到70%以下。

    根据“积极开发水电、优化发展火电、推进核电建设、大力发展可再生能源”的能源开发政策，到2010年，全国水电装机容量达到1.9亿千瓦，其中大中型水电1.4亿千瓦、小水电5000万千瓦；到2020年，全国水电装机容量达到3亿千瓦，其中大中型水电2.25亿千瓦、小水电7500万千瓦。

    在清洁能源和可再生能源利用中，核电和风电将是我国今后电源建设的重点。由于两者在我国发电装机中所占比重很小，即使根据中长期规划，到2020年核电和风电装机容量分别到4000万千瓦和3000万千瓦，届时核电和风电占全国发电总装机容量仍不到5%。

    电力需求仍然高速增长

    由于宏观经济的加速增长，造成全社会用电需求也成加速增长态势。全国经济的加速增长，带动电力需求的加速增长。根据中国电力企业联合会公布的数据显示，2007年1～10月全国全社会累计用电量26726.77亿千瓦时，同比增长15%。从我国用电结构来看，工业用电比重最大，占全社会用电的75.25%。其中，重工业用电占61.45%，而钢铁、有色、化工、电力、石油加工及炼焦、建材六大高耗能行业占工业能耗的近70%。

    随着宏观调控力度的加大，这些高耗能行业的固定资产投资将得到遏制，但为保持宏观经济的平稳过渡，业内认为2010年之前这些行业在经济中仍处于重要的地位，电力消费弹性系数仍将高于1。根据电力弹性系数法预测，到2010年我国用电需求4.6万亿千瓦时，年均增长12.6%。

    未来电力需求另一大看点，是我国城镇化水平在逐年提高。根据我国城镇化建设目标，在2010年前后，我国城镇化水平将接近45%，2020年前后将超过50%，2050年前后将达到70%左右，初步完成我国城镇化过程。根据国际能源署(IEA)统计，发达国家居民用电占全社会用电总量30%左右，而我国居民用电2007年1～10月只占11.21%，较前几年居民用电比例有所下降。2006年我国人均用电量2149千瓦时，低于2005年世界人均用电量2596千瓦时的平均数。

    产能释放进入高峰期

    据统计，我国“十五”后三年新增发电装机容量2.31亿千瓦，在电源建设上实现了前所未有的跨越式发展，为迅速缓解我国2003年出现的全国大面积缺电做出了历史性贡献。截至2006年，我国发电总装机容量达6.22亿千瓦，居世界第二位。2006年全国新增发电能力1.14亿千瓦，发电总装机容量同比增长22.34%，达历史最高单年增幅，新增装机90%以上来自火电机组。

    2007年1～10月，全国新增生产能力7270.05万千瓦。1～11月，全国关停小火电机组365台，共计1110万千瓦，提前两个月完成2007年关停1000万千瓦的任务。

    根据国家发改委相关政策，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，这些新建项目相继在2007～2008年投产。

    同时，出于宏观调控压力的加大与对发电装机过剩的担忧，国家发改委对原本在2007年10月份批复的“十一五”后三年新建电源项目至今没有审批。

    业内人士认为，审批新建项目的收紧，极有可能使“十一五”后三年新增装机急剧下降。根据“十一五”电力规划，到2010年全国发电总装机容量达到8.4亿千瓦，而2007年全国发电总装机容量有望达到7.1亿千瓦，那么2008～2010年后三年每年新增发电容量不到5000万千瓦。

    机组利用率将见底回升

    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水平的高低，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2005～2007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年高位开始回落。2005年，全国发电设备平均利用小时数比2004年下降30小时，2006年全国发电设备平均利用小时数同比下降203小时。2007年1～10月，全国发电设备平均利用小时数同比下降162小时。

    业内人士认为，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。据测算，预计2007～2008年全国发电设备利用小时数分别为5040小时和5020小时，同比下降181小时和20小时，降幅分别为3.47%和0.4%。2008年后新投机组减少，全国总装机容量增速低于电力需求增速，发电利用小时数将缓慢回升。

    据统计，1981～2006年全国发电设备平均利用小时数，平均值在5057小时，因此目前全国发电小时数下滑只能算是合理回归。只要全国经济增长今后不出现像1997年那样意外大幅下滑的情况，我国发电设备利用率在电力需求高增长情况下就将不会出现严重过低的情形。

    发电行业在夹缝中求生存

    “十五”期间，我国基本完成“厂网分开”的电力体制改革阶段性目标。到2003年，我国形成了以华能集团、大唐集团、国电集团、华电集团、中电投集团五大中央发电集团以及数十家地方发电集团为主体的发电市场，其中国有控股发电集团占90%以上比重。

    从发电集团的国内市场占有率来看，2006年五大发电集团的装机容量和发电量在全国发电市场的份额尚没有一家超过10%。五大发电集团2006年装机容量合计占全国的39.13%，发电量合计占全国的39.90%。

    从上下游产业链来看，电力行业属于一次能源转化利用的过程，即属二次能源。我国70%以上发电装机属于火电，电煤消耗占全国煤炭消耗50%以上的份额，因此煤炭行业成为我国发电行业至关重要的上游行业。

    2007年初，国家发改委取消电煤合同价，采取完全市场定价机制，全国电煤平均价格上涨10.7%。在国家逐步提高资源类价格的背景下，在电煤价格谈判方面，煤炭企业相对于发电企业更具优势。

    而在下游方面，发电企业则要面对更加强势的国家电网公司。由于发电企业的年发电量和上网电价均由电网公司代表国家控制，只有被动地接受电网公司发电调度指令和上网电价，因此发电企业在上游面临着自由市场定价的一次能源企业，下游则要面对具有国家垄断色彩的电网公司，发电企业在电力体制改革后可谓在夹缝中求生存。

    2008年电煤价格上涨10%

    2007年，国家发改委取消了维持半个世纪的煤炭订货会，同时取消了国家指导的电煤合同价，改为由市场自由定价。电煤价格的“松绑”使得2007年全国电煤合同价平均上涨了10.7%。

    国家发改委日前下达的《做好2008年跨省区煤炭产运需衔接工作的通知》进一步巩固了2008年电煤价格市场定价的原则。并指出，“煤炭价格要反映市场供求关系、资源稀缺程度和环境损害成本”，特别指出“任何部门、机构和单位不得干预企业自主签订合同”。

    在当前供求和资源类价格上涨的形势下，电煤价格谈判的天平在向煤炭企业倾斜，火力发电企业在确保电力供应安全的前提下更多地只有被动地接受煤价上涨。

    2008年，全国煤炭供需基本平衡，“西煤东运”部分线路运力仍可能紧张。而从2008年煤炭供应协调会上传出，2008年电煤价格平均上涨30～40元/吨，涨幅达10%。

    提高区域电价的可能性大

    由于猪肉、粮食等农产品价格的上涨使得我国2007年居民消费价格总指数(CPI)逐步走高，因此，2008年中央经济工作会议提出要“双防”的调控首要任务，即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。

    电价上涨必将带来工业成本的全面上涨，从而可能短期内导致工业品价格的全面上涨，进一步加剧通胀压力。出于宏观调控的压力，国家一直没有在全国实行第三次煤电联动。

    经测算，电煤价格上涨10%，电价需上涨5%～7%，即提高电价0.015~0.02元/千瓦才能完全消纳煤价上涨带来的发电成本上涨。根据煤电联动政策，即使实行煤电联动，发电企业也要承担30%的煤炭价格涨幅。

    2007年全国合同煤价平均上涨10.7%，市场对三次煤电联动充满了憧憬。业内人士认为，面对电煤价格进一步上涨的现状，国家出于对宏观调控压力的谨慎考虑，2008年上半年可能对山西、云南、贵州等煤炭价格上涨幅度较大的省份实行区域提电价。同时，视2008年通货膨胀压力的大小，再全面实施三次煤电联动。