从2003年开始，全国大面积缺电现象导致装机增长速度迅速提升，2004年、2005年总装机增速分别达到13％和 17％，2006年更是达到20％，增量为1亿千瓦，远超市场预期。根据预测，2007年全国新增装机达到9500万千瓦，2008年为8000万千瓦左右。到“十一五”末，全国装机总量约为9亿千瓦，比“十五”末增加4亿千瓦，而前三年增量将超过2.75亿千瓦，2009和2010年的年均增长量应该在6500万千瓦以内。

　　虽然预计2007年、2008年全国新增装机容量绝对值仍保持在相对高位，但从增长速度来看，2006年的20％已然成为历史高点，未来也很难超越。基数绝对值的提升和新增装机逐步下降，都将使2007年～2010年的电力行业产能扩张速度逐步下降。如果考虑正常的淘汰速度，装机增速的下降趋势将勋口显著。

　　因素一：电力需求增速不会出现大幅下降

　　工业和民用成为电力需求两大引擎

　　决定电力行业小时数的重要因素为需求增长状况。从目前的电力需求结构来看，工业企业仍是主要的电力需求拉动方。2006年，电力总需求增速为14％，第二产业和居民用电比重分别达到14.30％和14.70％，第二产业中重工业增长速度达到15.4％，远超过其他行业。

　　工业企业增加值仍将保持稳定增长

　　从各月度的工业企业增加值增长状况来看，剔除1季度的节假日影响，同比增速基本保持在15％～20％之间。根据预测，“十一五”期间，国内工业企业增加值仍将保持稳定增长。第二产业特别是重工业仍是电力的主要需求方。

　　城市化进程和家电保有率上升拉动居民用电需求

　　除工业用电以外，居民用电也对电力需求的影响作用逐步加大。从美国的用电需求来看，基本呈现工业、商业、民用三分天下的格局。随着中国经济结构的逐步优化，居民用电的比重也有上升的趋势。从中长期来看，家电保有量和城市化率是促进居民用电量增长的两大动因。以家用空调为例，上世纪90年代后期开始，保有量进入快速增长阶段。从城乡的比较来看，两者的家电保有量差距仍然显著。而2005年末，我国的城市化率为43％左右，2025年的目标为55％。未来的城市化率将会是一个持续的过程，而平均家电保有率也将随着城市化进程逐步提升。从人均发电量来看，中国现阶段仍处于相对较低的水平，与发达国家相比，增长空间依然广阔，未来发电量的持续增长趋势不会改变。

　　因素二：发电量增速将呈现平稳回归

　　在工业和民用对电力需求的双重拉动下，笔者认为，电力需求仍将保持在相对高位。2003年～2006年，电力需求增长速度始终保持在13％～15％的区间。考虑到国家在节能降耗方面的综合措施，可能会使电力弹性系数略有下降。保守预测，2007年需求增速为12.25％，到2010年逐步下降到9.90％，电力弹性系数也将从1.25下降到1.1。

　　2007年预计达阶段性小时数低点

　　装机容量增速和发电量增长速度决定了利用小时数的波动趋势。根据预测， 2007年～2010年，发电量增长速度仍将延续小幅下降的趋势，但波动幅度将会小于装机增速。2006年，装机增速创下20％的历史新高，使得平均小时数下降 200小时左右，2007年预计将继续下滑 250～300小时左右。2008年开始，发电量增速将超过装机增速，小时数有望出现小卿帐。2009年、2010年，装机增速的回落将促进小时数的显著回升。

　　在以上预测中，未考虑小机组淘汰对装机增长速度的影响。根据日前国务院发布的关于加快关停小火电机组若干意见的通知，“十一五”期间关停小机组5000万于瓦以上。理论上，小机组淘汰速助口快，有利于行业小时数的恢复。假设游口分增量未包含在装机预测中，即小机组淘汰与作为替代的大机组基本抵消，对笔者上述小时数的判断不构成实质性影响(如果已经包含在内，2007～2010年的新增装机年均约下降1250万于瓦左右，小时数也相应高于以上预测数据)。

　　因素三：燃料成本压力短期将持续

　　电煤供需仍然偏紧

　　2006年4季度以来，市场煤炭价格出现明显上涨，平仓价格同比上涨幅度超过10％。虽然季节性因素对煤炭价格的突然上涨有一定的解释作用，但并不完全。从同比来看，电厂的煤炭库存并未创出新高，而煤炭价格却刷新记录。因此，不同年份间供求关系变化决定了煤炭价格的近期走势。

　　2006年8月份开始，火电发电量增长速度始终保持在20％以上。2006年水电来水不足，导致单月发电量出现下降，火电比重上升。同时，电力行业的产能在4季度高速扩张，也使得拉闸限电的现象减少，原先被压制的需求得到充分释放。在火电发电量快速增长的过程中，煤炭月度供应量始终保持在8％～9％的区间。供需的不匹配导致短期煤价出现快速上涨。

　　从2007年来看，电力企业合同煤价格上涨幅度约8％。从市场煤的角度来看，受到发电量继续增长、运力瓶颈制约和煤炭企业成本上升的综合影响，虽然会出现季节性波动，但全年均价同比上升幅度应该在5％～8％左右，对火电企业仍然形成压力。

　　从长期来看，2007年和2008年，煤炭行业的产能投放速度将逐步加快，2008年开始铁路运能也将有明显提升，电力行业的煤耗水平下降，电力集团自建的煤炭项目逐步投产，对煤炭的储存度下降，煤炭价格继续上涨的动力不足。从2007年下半年开始，电力企业盈力能力对煤炭价格的敏感度将下降。

　　煤电联动机制缓解成本压力

　　2006年12月，按照国家统计局数据显示，火电行业的毛利率水平已经恢复到了20％以上，基本达到2003年煤价大幅上涨之前的水平。考虑到2006年末新投产机组从2007年开始对小时数形成压力，而2006年4季度煤炭价炭价格上涨更有可能从2007年体现出来，笔者认为2007年行业毛利率环比将出现明显回落。即便如此，两次煤电联动对小火电行业的毛利率仍然影响重大。

　　从目前的合同煤和市场煤价格涨幅来看，无论合同煤还是市场煤，比上一联动周期的涨幅都超过5％。但2季度市场煤价走势还是会对调价幅度造成较显著的影响。

　　总体来看，煤炭价格的上涨很难持续，而煤电联动机制的存在在很大程度上降低了成本变动风险。在未来火电机组结构优化，能耗水平下降的大背景下，火电行业盈利状况对煤炭价格的敏感度将会下降、但2007年，煤炭成本仍对火电行业的毛利率形成压力。

　　因素四：节能降耗提升核心企业价值

　　发电环节对节能降耗意义重大

　　由于数据统计口径的问题，2000年之前的数据与之后的存在一定差异，但从总体趋势可以看出，“十五”期间，能耗水平下降并不明显，2006年甚至还出现小幅上升。“十一五”规划所制订国民经济和社会发展的主要目标中有两个重要量化指标：“国内生产总值年均增长7.5%，实现2010年人均国内生产总值比2000年翻一番”、“单位国内生产总值能耗比‘十五’期末降低20％左右”。国家把节能降耗的目标与经济增长的速度基本放在同样的高度。

　　从产业链的角度而言，煤炭开采、发电、重工业及居民用电这三个环节中，下游的重工业和居民用电需求主要只能通过价格措施调整结构，但对节能降耗的影响程度不大，且难度较高。对于上游的煤炭开采领域，国家未来将继续提高综合生产成本，增加一次能源成本，但对节能降耗而言也属于间接影响。

　　通过分析，发电环节中不同火电机组的能耗水平差异显著，而火电占发电量的比重仍超过70％，占煤炭总需求量的60％。发电环节能耗水平的下降对整个产业链乃至宏观节能降耗目标的实现意义重大。而从可行性来看，短期内水电、风电、核电比重的迅速提升并不现实，降低火电能耗水平无疑是最理想的选择。从发电煤耗、厂用电率、供电效率等指标来看，不同容量火电机组的差异十分显著。加快小机组的淘汰速度，增加大机组的发电量将会成为短期内实现节能降耗目标的主要手段。

　　降低煤耗对发电企业而言一举两得

　　从火力发电企业的角度来看，通过“上大替小”和提高效率的方式降低煤耗，对企业和行业都有着重要意义。首先．在未来竞价上网的大背景下，煤耗水平的下降，有利于提升企业在市场化环境中的竞争力。其次，在市场煤价高位运行的情况下，煤炭成本占不同机组总成本的比重差距拉开，大型机组的竞争优势愈加明显。因此，火电企业对于节能降耗有着来自自身的动力。随着“十一五”后4年火电行业机组结构的调整，单位发电煤耗水平将明显下降，整个行业对煤炭行业的依赖度降低，在一定程度上将缓解煤炭供应瓶颈，也有利于火电行业的持续健康发展。

　　因素五：政策影响力度加大

　　从2006年4月以来，优化电力结构的相关政策不断出台，特别是2007年1月发布的关于加快关停小火电机组若干意见的通知。根据最新规划，将“十一五”规划关停总量增至5000万千瓦，与原规划相比力度已明显加强。小机组淘汰速度加快将有效缓解大型机组电力小时数下降的趋势。

　　2007年，关于电力行业节能降耗的政策仍将陆续出台，其中影响最大的应该是节能调度和竞价上网细则变动。新的发电调度方式将改变过去对每台发电机组平均分配发电量的做法，重新按照节能、环保、经济的原则对机组进行排序，确定年发电量。虽然具体方案未出台，但河南、山东等部分地区已开始试点，对区域内大型火电机组构成利好。 2007年，部分进入试运行的区域可能进一步优化竞价方式，将能耗、排放量标准加入竞价体系。2007年仍是相关政策密集颁布的重要时间段，而2季度最有可能成为政策发布的敏感时期。

　　截止到2006年末，全国电源结构中，中小火电所占比重仍然较高。在主流火电企业中，除内蒙华电和上海电力以外，平均单机容量都在20万千瓦以上，申能股份、国电电力、华能国际、大唐发电和广州控股的单机容量都超过了30万千瓦。在未来节能降耗的大环境下，大型火电企业的单机规模优势逐步显现，将享受行业结构调整及节能调度所带来的收益。