一、2007年我国电力行业运行情况
（一）供需紧张形势明显缓解
2007年，全国电力呈现供需两旺的局面。从电力供应能力来看，发电量增速较前两年明显加快。2007年1~8月份，全国规模以上电厂发电量20860.94亿千瓦时，同比增长16.3%，较2005、2006年同期分别加快2.9和3.5个百分点。从电力供给结构来看，火电一直在我国电力供给中居主导地位，1~8月份，火电发电量17638.58亿千瓦时，同比增长17.5%；水电2771亿千瓦时，同比增长9.1%；核电发电量扭转了2006年以来的负增长状况，1~8月累计发电量390.52亿千瓦时，同比增长9.3%，增速较上年同期加快9.6个百分点。在发电增速屡创近年新高的情况下，由于装机集中投产，全国发电设备利用小时数出现回落态势。1~8月份，全国发电设备累计平均利用小时数为3358小时，比上年同期降低136小时。其中，火电设备平均利用小时数比上年同期降低173小时，水电设备平均利用小时数比上年同期降低47小时。
从电力需求情况看，受工业增长加快尤其是重工业增速加快的影响，全社会用电需求增长较快。2007年1~8月，全国规模以上工业完成增加值同比增长17.5%，比上年同期加快0.2个百分点，其中重工业完成增加值同比增长18.8%，比上年同期加快0.5个百分点。由于工业、特别是耗电量比较大的重工业增速回升，电力需求增速有所加快。2007年以来全社会用电量累计增幅一直维持在15%~16%左右，为近三年来最高。由于上年用电增长呈逐月加快之势，2007年1~8月累计增幅达到15.2%，较上年又高出1.5个百分点，表明电力需求非常旺盛。其中，全国工业用电量为15997.88亿千瓦时，同比增长16.7%，占全社会用电量的75.5%，工业用电仍然是全社会用电的主要部分；在工业用电中，重工业用电增幅为18.2%，高于轻工业7.8个百分点，用电结构重型化趋势明显。与此同时，受居民消费结构升级的推动，我国生活消费用电平稳增长，1~8月份城乡居民生活用电量2331.61亿千瓦时，同比增长10.3%。从各区域的用电量增长情况来看，用电量同比增长超过全国平均水平的省份共有16个，其中内蒙古、山西、海南、云南、宁夏等省份用电量同比增长超过20%。
随着新增机组的不断投产和发电增速的加快，我国电力供应紧张的局面明显缓解，全国仅个别地区、个别时段出现拉闸限电的现象，未出现大规模电力供应不足现象。2004年，全国城市用户由于缺电原因造成的停电时间平均达到9小时25分钟，2005年下降为6小时55分钟，2006年继续降为18分钟，2007年前三季度全国城市用户拉闸限电平均仅为七分半钟，表明全国性供电紧张形势得到了有效和明显的缓解。
（二）行业盈利能力稳步提高
2007年，规模以上电力企业效益稳定增长，实现利润增速达到2003年以来同期最高水平。2007年前8个月，全国电力行业实现利润总额1099.29亿元，同比增长41.9%，较2006年同期加快4.7个百分点。其中，电力生产业实现利润674.39亿元，同比增长24.2%；电力供应业实现利润443.58亿元，同比增长76.4%，较2006年同期加快34.1个百分点。
近两年电力行业利润的回升主要得益于2005年5月和2006年7月实施的两次煤电联动政策。加上2006、2007年煤价涨幅低于2005年煤价涨幅，也对这两年电力行业企业盈利能力的提高起到了一定的作用。
（三）投资增速低位平稳增长
2004年以来，电力热力生产与供应业投资增速呈现高位回落的态势，2006~2007年，行业投资增速的波动幅度逐渐缩小，2007年前8月，各月投资增速基本稳定在11%~15%之间（见图2）。1~8月份，全国电力热力生产与供应业累计完成固定资产投资4607.26亿元，同比增长11.5%，比增速较快的2004年同期（48.8%）下降37.3个百分点。与同期全国城镇固定资产投资26.7%的平均增速以及第二产业投资29.5%的增长水平相比，电力热力行业前8月的投资增幅处于相对较低的增长水平，其占城镇固定资产投资的比重由2006年的7.9%下降到6.9%。
（四）节能减排取得明显成效
电力行业作为能源转换行业和污染物排放大户，在能源转换过程中，转换效率的高低和污染控制的好坏，对资源和环境有重要影响。2007年以来，电力行业积极落实党中央、国务院关于节约能源、减少污染物排放的工作部署，节能减排取得明显成效。根据《关于加快关停小火电机组若干意见的通知》要求，“十一五”期间将关停5000万千瓦小火电机组，2007年要关停1000万千瓦。1~9月，电力工业已关闭253台高耗能、高排放的燃煤小火电机组，合计关闭装机容量903万千瓦，完成2007年关停任务的90%。小火电机组关停后，同等电量由大机组代发，对减少原煤消耗和二氧化硫、二氧化碳等污染物的排放起到了重要作用。加之火电厂烟气脱硫设施建设及投运速度明显加快，电力行业二氧化硫排放量的增长势头得到有效遏制。2007年上半年，在火电发电量增长18.3%的情况下，二氧化硫排放量同比下降了5.2%。与此同时，节能降耗取得显著成效，1~8月份，全国供电煤耗率为354克/千瓦时，比上年同期下降10克/千瓦时。
二、影响我国电力行业可持续发展的问题
（一）电源结构不合理，火电比重过大
我国电力供给结构不合理的状况没有根本性改善。火电发电量的比重自2000年以来一直保持在80%以上的水平；水电由于受自然条件影响波动较大，供给处于不稳定状态；由于建设周期较长，核电发电量占全部发电量的比重上升缓慢，在2003、2004年达到2.3%后又出现了回落的态势；可再生能源主要是风电和太阳能发电，总量微乎其微。
从目前在建规模的结构来看，火电比重过大的局面今后可能进一步加剧。2007年1~8月份，全国电源建设新增生产能力（正式投产）5976.57万千瓦，其中火电4905.19万千瓦，比重为82%。预计“十一五”期间，将有1.4亿千瓦以上的火电项目开工。而且，由于核电、水电建设周期长，今后5年投产的机组绝大多数是燃煤火电机组。所以经过这一轮电站建设以后，电源结构中火电比重有可能进一步上升。这将给煤炭生产、运输和大气排放带来很大压力。
（二）电网建设相对滞后成为制约电力发展的瓶颈
最近几年，经济发展加大了对电力的需求，在巨额利润的吸引下，全国建立了大量规模不一的电厂，但是电网建设和改造速度相对不足，在新机组集中投产的情况下，电网建设滞后于电源点建设的问题更加突出。
电网建设和发展落后已经成为制约我国电力行业发展的瓶颈，其弊端正日益显现。
1.电网建设与电源点建设不协调使得电网所承载的压力越来越大
目前我国很多区域的电网都在靠牺牲电网的安全性和设备的可靠性艰难维持运行，各级电网都靠超负荷运载来满足市场的供需平衡关系，这种超负荷运行存在巨大的安全隐患。
2.电网建设滞后限制了电网对电力资源的调配能力，造成大量资源的浪费
由于电网建设和发展相对滞后，网间交换能力明显不足，造成水火互济和跨流域补偿作用不强。我国现有的交流500千伏跨省、跨区同步互联电网联系薄弱，系统稳定水平低，输电能力严重不足，不但难以满足西部和北部能源基地大规模、远距离电力外送的需要，而且造成了许多输电“瓶颈”，制约了跨省、跨区电网综合效益的发挥。
（三）与市场机制相配套的价格形成机制尚未理顺
价格改革是电力市场化改革的核心，目前我国的电价体系、电价联动机制都不健全，电价信号对电力消费和生产的市场引导作用远没有发挥出来。
1.对输配电环节的定价缺失不利于电网建设和发展
厂网分开后，我国的电价形成了由发电侧的上网电价和供电侧的销售电价两个环节组成的体系，却没有独立的输配电价，输配电价空间依赖于电网企业的购售电价格差。尽管国家已经出台了电价改革中有关输配电价的实施办法，但是独立的输配电价体系还远没有形成。当上网电价上涨而销售电价无法上涨时，势必压缩输配电价格而影响电网公司利润，从而加剧电网建设不足的压力。有比较显示，我国的发电电价水平中等偏上，而输配电价水平则偏低。就发电电价和输配电价在销售电价中的比例而言，我国发电电价占销售电价的比例达75.3%，为所比较的国家之最，而输配电价的比例（24.7%）则为这些国家之末。较低的输配电价不仅影响了电网行业的投资回报率，也使得电网企业难以引进必要的投资资金，造成电网发展后劲不足。
2.销售电价与上网电价的联动机制尚未建立，市场机制的作用受到限制
“十五”期间我国建立了煤电联动机制，并于2005年和2006年实行了两次煤电联动，在一定程度上反映了发电成本和能源紧缺的信号。但是，与电力市场机制相适应的价格联动机制还没有建立，发电侧通过竞价形成的市场价格波动，还不能通过销售电价传递到用户侧。电价信号没有及时反映供需关系和资源的稀缺程度，不利于促进用户节能。
3.销售电价模式缺乏弹性，峰谷调节能力差
目前我国的电价模式仍然缺乏弹性，还没有推出有效的峰谷差别电价来调节用电时间，使得用电过于集中在峰时，提高了峰时负荷载量，从而不得不在用电高峰期实行拉闸限电，切平峰值。应该说我国现有的电力装机容量，足以满足大部分时间的用电需求。如果加大装机容量只为短时间内满足高峰负荷、而绝大部分时间存在过多富余容量的话，显然增加数十亿投资是没有效率的。经济有效的办法是改进现有的电价模式，进行有效的电力需求管理，实行峰谷差别电价。
三、2008年电力行业发展趋势预测及对策建议
（一）2008年电力供需形势预测
截止到2006年底，全国发电装机容量达到6.24亿千瓦，装机容量和发电量已经连续十二年位列世界第二位。
2007年前三季度全国新增装机6000万千瓦，预计全年新增发电装机容量将超过9000万千瓦，到年底装机总容量将达到7亿千瓦。随着大量新增机组的投产，全国电力供给能力将有较大提高，预计2007年全年发电量可达3.32万亿千瓦时左右，同比增长约15.8%左右。2008年，全国新增发电装机约8000万千瓦，随着前几年投资形成的生产能力陆续投产，全年发电量将达3.75万亿千瓦时，增长13%。由于装机容量提高较快，电力供应能力增强，未来几年电力供需形势将进一步缓和，发电机组利用率有可能继续下降。
2007年，钢铁、有色、化工、建材四大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，成为带动全社会用电量快速增长的主导力量。预计2007年全国电力需求增速为15%左右，全社会用电量将达到3.3万亿千瓦时。受国家宏观调控的影响，2008年高耗能行业的增长将进一步放缓，对全社会用电增长的拉动作用将逐步减弱。预计2008年全国全社会用电量将达到3.7万亿千瓦时，增长12.5%左右。预计2008年全国性供电紧张局势将基本得到解决。
（二）促进电力行业可持续发展的对策建议
为了促进我国电力行业的可持续发展，满足经济发展对电力的需求，保证电力的稳定、充足供应，必须坚持电力适度超前发展的原则，优化电源结构，加快电网建设，全面推进电价改革，同时要采取多种措施，进一步巩固电力行业节能减排效果，建立资源节约型、环境友好型的电力行业。
1.坚持电力适度超前发展的原则
一方面，我国目前相对缓和的电力供需状况仍然是一种低水平的平衡，考虑到电力结构、备用容量和电力建设周期等特征，在供需相对缓和的情况下，适度发展仍然是我国电力行业的首要任务。另一方面，目前我国人均用电水平仍然较低。2006年，我国人均用电量约2149千瓦时，大致相当于美国的1/7，日本的1/4，韩国的1/3；人均生活用电量仅为246千瓦时，大致相当于美国的1/20，日本的1/10。预计到2020年，我国年人均用电量将达到3000~3500千瓦时，年人均生活用电量为600~700千瓦时（这一人均用电水平仍然低于发达国家在类似发展时期的水平）。因此，未来很长时间内我国的电力仍需要保持较快的发展速度。电力适度超前发展，包括电源超前发展，要有必要的备用容量；电网超前发展，保证电网有足够的输电和配电能力；电源和电网协调发展，保证整个系统的供电可靠性。
2.大力发展水电、风电、生物质能发电等可再生能源，进一步优化电源结构
世界上不论发达国家还是发展中国家在能源资源利用上，一般都优先考虑开发本国的水能资源。发达国家境内水能资源已基本开发完毕。尽管我国已多次提出“大力发展水电”、“优先发展水电”的方针，但由于种种原因，我国目前的水能资源开发程度依然很低。我国水电资源有3.7亿千瓦可利用开发，目前已开发的仅1亿千瓦，预计到2020年水电可达2.45亿千瓦，建议政府积极推进水电建设流域梯级综合开发，大幅度提高水电开发率，在西部建设大型水电基地，通过强大的电网将西部水电基地的电力电量输送到东部负荷中心地区。
风能作为可再生资源，具有很好的开发前景。
中国的发电量居世界第2位，但风电仅为57万千瓦，居世界等9位，不及印度的1/3。国家应加大对风力发电的政策支持，从融资、税收、电价上对可再生能源的开发实行优惠政策。
核电是一种长期战略性能源，是可以大规模代替化石燃料的清洁性能源。在国内优质能源（石油和天然气）短缺的形势下，加快发展核电是优化能源结构，解决国内环境问题，缓解我国中期能源供应安全压力的必然选择。世界上多数发达国家都将发展核电作为能源供应的重要内容，油价的高涨也促使世界范围内掀起核电建设的高潮。我国应通过国产化、规模化提高建设和运行管理水平，降低投资成本和运行成本；对核电投资体系进行改革，实现投资多元化，吸收国内外各方面的投资，加快核电的建设。
目前我们的电力结构当中，燃煤的机组占了75%左右，对环境保护、电力发展的压力比较大。为了着力提高可再生能源、清洁能源和新能源在整个电力装机当中所占的比例，要尽快形成比较完善、配套的支持可再生能源发展的政策体系，并重点解决好一些阻碍水电、风电开发的突出问题。一是通过建立节能、环保、经济的发电调度方式，优先调度可再生能源、核电等清洁能源发电，鼓励高效、环保机组多发电。二是制定合理的、有利于水电和风电开发的水电、风电上网电价形成机制。三是尽快调整水电的增值税率，解决水电的实际税负远高于火电的问题。四是加快推进风电设备国产化的步伐，提高风电设备的国产化率。
3.加强电网建设，促进电力资源在全国范围的优化配置
加大跨省、跨区电力交易是缓解电力供应压力的有效途径。我国能源资源和生产力发展呈逆向分布，能源丰富地区远离经济发达地区。目前用电需求的增长态势对电网的输配电能力提出了严峻要求，为了实现更大范围的资源优化配置，提高区域内电力电量互济能力和城乡配网供电能力，加大力度进行电网建设和改造优化势在必行。建议从以下四方面入手，加强电网建设，促进电网电源协调发展。（1）加快研究电网与电源协调发展的比例关系，保持电源与电网、输电与配电的协调同步发展，实现电力的适度超前发展。（2）将电网规划纳入当地发展总体规划中，在征地、拆迁等环节对线路走廊、站址占地予以优先安排。（3）在未来电价体系的制定上应保证电网企业能够获得足够的利润空间、具备再投资能力、进行设备的更新改造，避免出现长期投资能力不足导致电网资产缺乏更新改造而出现的停电事故，确保发电能力和输配电能力的协调均衡发展。（4）要注重电网改造与优化并举，把电网建设成布局结构合理，供电能力强，运行、调度灵活，安全可靠，电能质量好，网损低的优化电网。
4.全面推进电价改革
（1）建立有利于促进电网健康发展的输配电价格机制。输配电价格机制的建立应该有利于促进电网的可持续发展，以合理成本、合理利润的原则核定好电网输配电价，适当调高输配电价的比重。尤其是大区、跨区送电输电电价，力争电网还本付息电价在电价方案中得到全面体现。
（2）逐步建立销售电价与上网电价的联动机制。
（3）实行峰谷差别电价，增强电价的结构性调整。实行峰谷差别电价是发达国家普遍采取的管理措施，美国电价的季节性变化就体现了这一点。为了缓解时段性的用电紧张压力，我国实行峰谷差别电价已经势在必行。
峰谷电价差的确定必须能够弥补企业调整生产时间所付出的成本，这样才能有效调动企业调整生产时间的积极性，避免出现集中的用电高峰。尤其是对高耗电企业，推出有效的峰谷差别电价更有意义。通过具体调查安排合理的生产时间，减少高峰的用电负荷，现有的发电能力才能充分利用，减少峰时发电能力严重不足、谷时发电能力过于闲置的情况所造成的损失。
5.进一步巩固电力行业节能减排成果
节能减排是电力行业发展的永恒主题。只有加快发展清洁能源和可再生能源，加强脱硫设施建设，建立电力需求侧管理的长效机制，才能建立起资源节约型、环境友好型的电力行业。
（1）建立节能减排目标责任制和评价考核体系，规范政府行为。要实行严格的目标责任制，将能耗和排污指标纳入各地经济社会发展综合评价和考核体系。只有将节能减排当作硬指标，才能充分调动地方政府的积极性。
（2）通过电源结构调整促进电力行业节能减排。合理的电源结构和机组结构是电力节能、环境保护的基础，是解决电力能耗高、排放高的治本之道。因此，一方面，要大力发展水电、风电等可再生能源和清洁能源，促进电力产业优化升级，真正走出一条节约、清洁的电力发展之路。另一方面，要加快优化燃煤发电结构，严格贯彻执行关停小火电的规定，提高大容量机组比重。目前，国内一台5万千瓦的燃煤小火电机组，供电煤耗高达450克标煤/千瓦时，而一台60万千瓦高效超临界机组，供电煤耗只有270克标煤/千瓦时。因此，贯彻执行国家关于关停小火电的规定，对于降低单位国内生产总值能源消耗和二氧化硫排放总量具有非常关键的作用。
（3）加强脱硫设施建设，确保实现二氧化硫减排目标。一是完善烟气脱硫技术规范，根据《火电厂烟气脱硫标准体系》，加快制定火电厂烟气脱硫相关行业标准。二是加强烟气脱硫后的评估工作。
（4）完善差别电价配套政策，确保差别电价政策执行到位，防止高耗能行业抬头。
（5）进一步加强电力需求侧管理工作，出台相关政策措施，建立电力需求侧管理的长效机制，促进节能降耗。力争到2010年实现节省发电装机约6000万千瓦、标煤1亿吨的目标。
