２００５年电力需求旺盛，最高负荷屡破纪录，但在多种因素作用下，供需形势总体趋于缓和。电力企业受到原材料价格影响，成本有较大增长，但在煤电联动政策帮助下逐步走出低谷。２００６年电力需求增长虽然强劲，但较２００４、２００５年已经缓和，重化工业和生活消费依然是拉动电力需求增长的主要力量。随着装机容量的持续快速增长，电力供需紧张局面总体将有大幅缓解。  

一、２００６年电力需求仍然强劲，重化工业和生活用电是主要推动力量

２００５年全国发电量共计２４１４６亿度， 同比增速为１３．３％，低于２００３年１４．８％和２００４年１３．６％的增速，但仍保持了较快增长，电力需求弹性系数为１．３４。全年电力需求增速呈现出逐步放缓的走势。根据国务院发展研究中心“电力短期需求预测模型”的分析，预计２００６年全年电力需求为２６９７２亿度，同比增长１２．０％，较２００５年进一步放缓，但与２００６年ＧＤＰ预期增速９．５％相比，电力需求增长仍然强劲，电力弹性系数电力需求增速与ＧＤＰ增速之比为１．２７。

从月度用电量来看见图１，７、８、１２月份为用电需求高峰，分别为２４３４、２４０８、２４５０亿度。季度上看，三季度和四季度仍是全年高峰，用电需求分别为７１４３和７０５６亿度。

从各个行业对电力需求的增长贡献上看，重化工业和生活消费依然是拉动电力需求增长的主要力量，电力、钢铁、有色金属、化工、水泥、机械六大行业用电占总用电量的４９．９％见图２，较２００５年增加０．８个百分点。增长速度快于整体增速，增长贡献达５６．７％。钢铁行业调整产出，用电增速较慢，而水泥、有色金属行业用电增速有所恢复，机械、化工等行业增长稳定。在电力供需形势放缓情况下，生活消费用电增长的影响继续凸现，过去两三年中受到抑制的一些用电需求将会释放，使电力需求仍然保持较快增长。

电力需求的增长在我国不同区域有所区别，从１９９９－２００３年各地区用电需求来看，华东、南方、华北区域电力需求增速始终高于全国平均水平，而东北、华中、西北电力需求增速仍是低于全国平均水平（见图３）。

这种情况，一方面与各地区不同的经济增长水平有关，另一方面也与各地区产业结构所处的发展阶段有关。总的来看，近几年各地区经济增长和产业结构的格局还没有太大变化。基于这样的判断，我们根据各地区电力需求增速与全国平均水平的弹性关系，对２００６年全国电力需求进行了区域分解见表，认为２００６年电力需求增长较快的地区仍然是华东、南方和华北区域，东北、华中和西北地区需求增速低于全国平均水平。

二、２００６年电力供应能力提高较快，供需紧张总体有较大好转

２００５年电力供应仍呈现紧张局面，但较２００４年同期大幅好转。用电缺口大大缩小，普遍“电荒”的局面已改善为局部性和季节性短缺，电力需求增速放缓、发电能力增长较快、电网改造提高输电能力、水电厂来水充足和电煤供应充足是促成电力供需紧张形势缓和的主要原因。

２００６年电力生产能力将有大幅提高，供需矛盾将会进一步缓解。２００４年底我国发电装机容量达到４．４２亿千瓦，并有２．８亿千瓦电站项目在建，２００５、２００６年投产的发电装机容量为１．４亿千瓦左右，２００６年年底将形成５．８２亿千瓦的装机容量。照此估算，２００６年全国平均发电设备年利用小时数将下降到５１９２小时，明显低于２００４年５４６０小时和２００３年的５２５０小时。因此，我们认为 ２００６年电力供需紧张局面将有大幅缓解。季度上看，２００６年１－３季度发电利用小时数低于２００３－２００５年同期，但仍高于２００２年同期见图４。二季度起由于工业生产加速，用电将趋于紧张，到三季度形成全年高峰。四季度由于发电能力的增长，供需紧张情况将得到缓解，发电设备利用小时数将低于２００２年同期。

在电力供需形势整体好转的背景下，２００６年各区域电力供需形势更加值得关注。从２００５年各区域电网的月度发电设备利用小时数看，电力供应最为紧张的仍是华北电网、华东电网和南方电网。华北和华东区域的电力紧张主要还是由于发电能力不足如河北、山西、蒙西电网以及设备检修如浙江、河南、京津唐电网等因素。而南方电网则主要是受电煤供应不足的影响，特别是广东、云南、贵州等缺煤省份。参照２００５年情况，我们判断影响各区域电力供需形势的因素主要有：

１．各地区电力需求增速不均衡。从电力跨区域调度来看，国家电网公司２００５年跨区输电快速增加，特别是三峡上网电量和华东电网调入电量。南方电网的西电东送由云南、贵州调入广东也增长迅速，表明目前电力需求增长快速的地区仍然集中在东南部沿海经济发达地区。

２．电力建设的速度。电源建设重点集中于华北、华中和华东地区。从国家发改委２００５年５７号公告公布的１６８个已核准项目看，２００４年１月至２００５年７月，国家新核准电站项目共１６８项，建设总规模为１２１００．１５万千瓦，其中：水电１３项，建设总规模为１１５３．８５万千瓦；火电１４４项，建设总规模为１０８５９万千瓦；其他１１项，建设总规模为８７．３万千瓦。分布情况为，东北地区项目２２个，华北地区项目３６个，华中地区项目３２个，华东地区项目４２个，南方地区项目２０个，西北地区项目１４个。

３．电煤供应，特别是缺煤省份的煤炭运输保障能力，将会影响电力的有效供给。根据国务院发展研究中心“中国煤炭需求国内预测模型”的分析，２００６年国内煤炭需求量为２１０３７３．１万吨，同比增长８．４１％。预计２００６年煤炭供需形势将继续好转，而区域性和季节性的紧张因素继续存在。

４．电网的输电能力，在发电设备利用小时数有所降低的情况下，当前电网月均负荷率仍然高居不下。２００５年１－８月各主要区域电网月均负荷率都在８５％以上，华东、东北、华北、西北电网接近或超过９０％，显示电力供应仍然十分紧张。电网输电能力的增长能否跟上电源建设的速度，也是保证电力供需特别是平衡不同区域电力供需的关键。

三、煤电价格稳中有升，价格联动将帮助电力企业走出效益低谷

２００５年上半年电力企业成本压力较大，一度陷入困境，但在煤电联动方案帮助下，下半年逐步走出低谷。２００５年１－４月，电力行业全行业实现销售收入５０２９亿元，同比增长２８．６％，增长景气指数大幅上扬。然而煤价自２００４年以来持续走高，同时电煤质量不断下降，在两种因素共同作用下，２００５年上半年国有及国有控股电力企业生产成本达６３５５．１７亿元，同比增长２２．１６％。成本大幅增长严重削弱了企业的效益，１－４月全行业实现利润２００．７亿元，同比减少了２３％，利润率为４％，远低于２００４年同期。在此背景下，２００５年５月煤电价格联动方案首次实施，全国销售电价水平平均每千瓦时提高２．５２分钱。电价上调和煤价趋稳，使得电力行业特别是电力生产行业的效益走出低谷。电力生产行业５－８月实现销售收入２３３４．４亿元，同比增长１４．９％，实现利润２９３．８７亿元，同比增长５１．５％。电力企业利润下半年扭转负增长局面，亏损面不断缩小，全年规模以上企业累计实现利润１０３８亿元，同比增长２１．４１％。

２００６年电力行业效益将整体走出低谷。煤电价格联动的第二个调整周期已经到来，新一轮电价调整，将有助电力企业利润保持相对平稳。根据对电力需求、煤价、电价的分析，我们预测２００６年电力行业销售收入为１９０２９亿元，同比增长１４．８％，全年利润１１７７亿元，略高于２００５年利润水平。

（国务院发展研究中心产业经济研究部 “中国产业发展跟踪研究”课题组；杨建龙 王剑 梁卓 执笔）