权威报告破解2006年电力煤炭供需形势
2005-11-24 00:00 来源： 我的钢铁 作者：mysteel
国务院发展研究中心产业部“中国产业发展跟踪研究”课题组
课题负责人:刘世锦 冯飞 课题协调人:杨建龙
□2006年电力需求增长虽然强劲，但较2004和2005年将趋缓和，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，电力供需紧张局面整体将有大幅缓解。
□2006年煤炭需求增速继续减缓，生产供给能力进一步提高，供需形势总体继续好转，但季节性及区域性压力仍然存在。煤价将继续高位运行，优质煤、电煤价格有上涨潜力，短期供需与价格将相互影响，市场敏感度更高。
电力供需紧张局面大幅缓解
需求增速进一步放缓2005年1－9月，全国发电量共计17739亿度，同比增长13.4％，预计全年的发电量将达23931亿度，同比增长12.4％。电力需求继续保持了快速增长，但低于03年14.8％和04年13.6％的增速。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06年全年电力需求为26637亿度，同比增长11.3％，较2005年进一步放缓，但与2006年GDP预期增速8.6％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1.31。
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、化工、水泥、机械六大行业用电占总用电量的49.9％(见图2)，较05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％。钢铁行业因产出景气回落，用电增速较慢，而水泥、冶金等行业用电增速有所恢复，机械、化工等行业增长稳定。电力供需形势的缓和使生活消费用电增长的影响继续凸显，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、西北电力需求增速总是低于全国平均水平。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，认为06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。
供需紧张总体有较大好转
2005年1－8月，电力供应仍呈现紧张局面，但较去年同期大幅好转。电力缺口大大缩小，普遍”电荒”的局面已改善为局部紧张。电力需求增速放缓、发电能力增长较快、电网输电能力提高、水电厂来水充足和电煤供应充足是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，供需情况得到缓解。2004年底我国发电装机容量达到4.47亿千瓦，并有2.8亿千瓦电站项目在建。按建设周期平均四年计(有关资料显示，火电建设周期一般2－3年，水电3－4年，而新建项目中火电占有绝对比重，这里采用的估计偏保守)，05、06年投产的发电装机容量为1.4亿千瓦左右，06年年底将形成5.87亿千瓦的装机容量。全年来看，06年全国平均发电设备年利用小时数下降到4890小时，明显低于2004年的5460小时和2003年的5250小时，与2002年基本持平。一般来说，发电设备利用5000小时是一个判断电力供给是否紧张的标志，因此，我们认为06年电力供需紧张局面将有大幅缓解。季度上看，06年1－3季度发电利用小时数低于03－05年同期，但仍高于02年同期。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02年同期。
在电力供需形势整体好转的背景下，06年各区域电力供需形势更加值得关注。从2005年1－7月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。从05年1－8月份电网运行情况来看，电力缺口主要都集中在华北电网，华北电网的最大电力缺口占到国家电网的50％以上。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05年的情况，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。从电力跨区域调度来看，国家电网公司今年1－8月跨区域输电快速增加，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。从国家发改委今年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12100万千瓦，其中:水电13项，建设总规模1154万千瓦；火电144项，建设总规模为10859万千瓦；其他11项，建设总规模为87.4万千瓦。分布情况为，东北22项，华北36项，华中32项，华东42项，南方20项，西北14项。
3)电煤供应，特别是缺煤省份的煤炭运输保障能力。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20.86亿吨，同比增长7.5％，煤炭供需形势总体继续好转，但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％。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。
电力企业效益走出低谷
由于煤价自2004年以来持续走高，同时电煤质量却不断下降，今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％，同时实现利润200.7亿元，同比却减少了23％，利润率为4％，远低于去年同期。五月份，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景气走出低谷。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％。成本压力的缓解将使行业效益走出低谷，从5－8月行业效益情况来看，形势尤为乐观，预计今年电力行业平均利润率能够与04年持平。
2006年煤价和电价整体都将趋于稳定，电力行业效益将走出低谷。根据对电力需求、煤价、电价的预测分析，我们预测06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，利润率0.065，略高于05年利润水平。
在整体呈现恢复增长的背景下，各子行业也都有各自的增长特点。火电发电企业由于05年基数较低，06年效益水平同比会有较快增长，收入和利润都会有恢复性增长。水电与核电未受煤价上涨影响，反而受益于电价的提升。而且，水电、核电尚未进入电力市场竞争环节，发电量按照容量核算，因此将继续保持相对稳定的利润水平。电力供应企业效益水平相对稳定，并将从电力改革中受益。
市场化改革背景下的投资建议
06年电力行业效益将走出低谷，稳步回升。影响电力行业发展和企业效益的主要因素包括国家对电力的巨额投资进而对行业发展的拉动，电力市场化改革的不断深入对行业利益结构和各环节企业行为的深远改变。竞价上网将改变企业的盈利方式，从而影响企业的投资、管理和决策行为，大型发电集团由于行业本身规模效益的特点在竞争中占有一定优势，但也必须积极适应这些变化做出调整，从而占据主动。
新电价决定体制下，竞价上网主体暂限定为火力发电，但在国务院发布的《电价改革方案》中明确提出将在适当时候建立专门的竞争性新能源和可再生能源市场，届时水电生产企业将自主决策其丰枯期生产策略，发挥其出色的快速调节能力，在市场中抢占有利位置，其他新能源发电企业也将由于其环保高效的特性不同程度受政策倾斜，保持较高的效益水平。
2006年行业的风险主要有:电力供需的缓和带来的发电设备利用小时数下降会削弱电力行业的收益水平，在电价改革加速的背景下，竞争加剧势必引发电力行业内部的结构调整，一些技术水平落后、成本缺乏规模优势和不适应电力市场化运作的企业会面临较大压力。行业的其他风险还包括证券市场电力板块股改的系统性风险，冬夏季的异常气候对火电的影响和来水量对水电生产的直接影响等。撰稿:杨建龙(国务院发展研究中心产业部)王剑(清华大学)梁卓(清华大学)
煤炭 行业利润率将稳定在高位
煤炭消费进一步集中
根据国务院发展研究中心完成的“中国煤炭需求(国内)预测模型”的分析，2006年国内煤炭需求为208573万吨，同比增加14515.1万吨，增长7.48％。国内煤炭需求增速继续减缓。
煤炭需求量按季度递增，一季度最小，为48962万吨，四季度最大，为55628万吨。煤炭需求增速则成按季度递减态势，一季度最大，达8.7％，四季度最小，仅为6.6％。
国内煤炭需求增速放缓与宏观经济的”软着陆”密切相关，另一方面，煤炭利用效率的不断提高、天然气等替代能源使用的增多以及交通运输、建筑和居民生活等领域用煤的减少也导致了煤炭需求增速的减缓。与06年GDP的预期增速8.6％相比，06年煤炭需求弹性系数将低于1。
2006年煤炭消费将进一步集中，电力、钢铁、石油加工、水泥、化学原料五大行业用煤比重将达到79.8％，其中电力(火电)用煤比重继续稳步增加，将达到50.5％，增长贡献高达57.5％，电力用煤依然是煤炭需求增长的最主要动力。
煤炭、焦炭的出口将继续实行配额管理。2006年国际煤炭市场供应良好，价格预计在50美元/吨波动，煤炭出口继续走低，全年预计低于8000万吨；焦炭价格继续低位徘徊，焦炭出口将稳定在1500万吨的水平。同时，煤炭进口稳步增加，动力煤进口关税的下调及国际煤炭价格的走低，促使动力煤进口成为主要增长动力，但炼焦煤和无烟煤仍是主要进口煤种，预计06年煤炭进口量将达3000万吨。
综合国内需求和进出口的预测结果，预计2006年我国煤炭的总需求量(总需求量=国内煤炭需求＋煤炭出口量＋焦炭出口折合量－煤炭进口量)将达到215073.1吨，同比增加13415.1万吨，增长6.65％，增速同比进一步减缓，也低于GDP增长速度。
规模企业产量增长相对较快
近年来，煤炭产量增长迅速，但规模企业产量增长相对缓慢，小煤矿在平衡快速增长的煤炭需求中发挥了重要作用。随着煤炭行业投资建设的加快，规模企业产量比重逐渐增加，2005年规模企业产量将达到17.8亿吨，同比增长13.8％；2006年继续稳步增长，预计产量将达到19.5亿吨，同比增加1.7亿吨，增长9.2％。06年规模企业产量的增长就已超过煤炭需求的增长，继续加强对小煤矿的治理整顿不会对保障煤炭供应造成影响。
从煤炭企业类型看，目前乡镇小煤矿的产量比重已超过1/3强，增长贡献接近50％。乡镇煤矿近年来在保障我国煤炭供应中扮演了重要的角色，但其持续快速增长也伴随着较大的资源浪费及安全问题。随着国有煤矿产能快速增加，06年应继续加强治理整顿规模较小、安全隐患较大、开采方式不合理的乡镇煤矿，保证煤炭产业的合理、健康、稳定运行。综合对各类煤炭企业生产的分析，预计06年煤炭总产量将达21.6亿吨，同比增长4.9％，能够有效满足需求。
分季度看，一季度乡镇煤矿往往受春节影响，开工不足，产量相对短缺，但由于目前规模企业已成主要增长力量，06年一季度供应形势较05年同期应有所好转；二季度后，各类煤矿均大量投入生产，煤炭供应将能充分保证。
煤炭运输结构性问题值得关注
2003、2004年煤炭供应紧张的局面很大程度上在于输运能力不足，2005年煤炭输运能力大幅提高，大大缓解了煤炭产业链中输运的压力；2006年煤炭输运量将继续稳步提高，输运紧张状况进一步缓解。预计2006年铁路运煤能力将增加9000万吨，达到12.1亿吨，同比增长8.13％，继续高出煤炭需求增速。预计06年水路运煤将达到4.41亿吨，同比增加0.5亿吨，增长12.78％，考虑外贸运煤保持在8000万吨左右不变，则内贸水路运煤将达到3.61亿吨，同比增长17.97％，远高出煤炭需求增速。与此同时，山西大同、内蒙古等地均加快公路运煤通道的建设，06年公路运煤也将有长足的发展。
2006年煤炭水路与铁路运输的协调即煤炭运输的结构性问题值得关注。05年铁路运煤通道运往北方7港的煤炭较港口煤炭下水量高出5000万吨，港口和水运能力存在较大缺口，造成较严重的压港局面。考虑到铁路运输增长进一步集中于大秦线的情况以及水路运输的季节特点，06年铁路与水路运输的不协调将是煤炭运输环节的主要问题，会增加煤炭输运的季节性及区域性压力。
季节性、地域性供需压力仍存
2005年下半年起，国家进一步加强煤矿安全治理工作，但煤炭产量增幅依旧高于需求增速，煤炭库存继续增加，预计05年底社会总库存将超过1.4亿吨，为2006年煤炭供应打下一个好的基础。同时，2006年国内煤炭需求增速进一步趋缓，出口继续受限，进口进一步增加；煤炭产量继续稳步增加，规模企业产量增长已超出煤炭需求增幅；煤炭输运能力仍有较大提升，终端企业库存水平继续改善。综合分析，2006年煤炭供需形势总体将继续好转，不同季节供需形势与2005年相似，但整体水平同比均有所改善。
2006年煤炭供需的季节性和区域性压力依然存在。分季度来看，一季度因春节因素，小煤矿开工不足，煤炭总产量较少，电煤需求却很大，同时铁路运煤受到春运的影响，水路运力又不足，仍需消化去年库存及抢运，形势最为严峻；二季度水电增长迅速，电煤需求环比增长不大，而煤炭产量和铁路水路运力都大幅提高，供需最为舒缓；三、四季度，煤炭产量足够保证需求，铁路、水路整体运输能力较低仍是煤炭供需环节的瓶颈，预计仍需组织煤炭抢运。分区域来看，煤炭生产消费格局的差异显著，短期内难以消除，地域性供需压力将长期存在。东北、华北及西北地区供需状况较好；华东、华南地区输运压力依然较大，要保证供需平衡仍需抢运；华中地区对火电依赖程度较小，但产煤主要集中在河南、四川两地，且由于地形复杂运输不便，供需形势仍比较严峻；此外05年山西、四川产煤大省因电煤价格过低出现电煤短缺局面，电煤双方的价格分歧06年会继续存在，给电煤供应带来很大不确定性。
煤价持续高位运行
2006年煤炭供需形势进一步好转，规模企业产出成为主要增长力量，煤炭品质也将相应提高，有利于促进煤炭价格的稳定。小煤矿产量能否得到控制，将对煤炭市场有着重要的影响，目前来看，坚定且合理的治理整顿小煤矿是趋势所在，将促使重点煤炭企业坚定当前煤炭价格。煤炭进出口总量将达1.1亿吨，国内煤炭价格受国际市场影响加大，而国际煤炭价格持续低于50美元/吨，也有助于维持国内煤价稳定。05年下半年开始征收的”煤炭价格调节资金”和煤炭资源税的调整将能一定程度推动06年煤炭价格上扬。综合分析，预计2006年煤炭出厂价格仍将继续高位平稳运行，优质煤将有上涨潜力。电煤方面，价格”双轨制”矛盾依然突出。2005年山西、四川等产煤大省因电煤价格过低，供应异常紧张，直接促使电煤价格有较大增长。预计2006年电煤价格整体趋稳，但一些价格过低地区电煤价格会有所上涨。
2006年市场煤炭价格将继续在高位运行。但要注意，短期供需与价格将相互影响，市场煤炭价格继续受到季节性及区域性的供需状况的影响，导致价格将在高位波动，市场敏感度更高。一季度市场煤炭价格仍有缓慢上涨潜力，二季度后随着终端企业库存的增加，预计价格将略有回落，下半年铁路、水路协调性问题将凸现，促使市场煤炭价格转而上涨。区域性方面，华中地区煤炭价格继续不断上涨态势，华东、华南地区煤炭价格受到运输协调能力、水电充足与否及煤炭进口等影响，预计仍有上涨空间。
行业利润稳步提升
2006年规模企业煤炭产量继续稳步增长，行业增长景气及效益景气将持续平稳运行。综合规模企业煤炭产量及价格预测分析，预计2006年煤炭行业规模企业收入将达到6031亿元，同比增长10.6％，而利润将达到594亿元，同比增长11.6％，利润率为9.85％。煤炭行业利润率将稳定在高位，具有很高的投资回报率，值得关注。中长期来看，“十一五”期间我国煤炭需求仍然会稳步增加，价格稳定也将是大势所趋。作为基础能源行业，煤炭行业将处于一个相对稳定的增长期，投资价值偏好。
撰稿:杨建龙 王剑 苏铭 （中证网）
课题负责人:刘世锦 冯飞 课题协调人:杨建龙
□2006年电力需求增长虽然强劲，但较2004和2005年将趋缓和，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，电力供需紧张局面整体将有大幅缓解。
□2006年煤炭需求增速继续减缓，生产供给能力进一步提高，供需形势总体继续好转，但季节性及区域性压力仍然存在。煤价将继续高位运行，优质煤、电煤价格有上涨潜力，短期供需与价格将相互影响，市场敏感度更高。
电力供需紧张局面大幅缓解
需求增速进一步放缓2005年1－9月，全国发电量共计17739亿度，同比增长13.4％，预计全年的发电量将达23931亿度，同比增长12.4％。电力需求继续保持了快速增长，但低于03年14.8％和04年13.6％的增速。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06年全年电力需求为26637亿度，同比增长11.3％，较2005年进一步放缓，但与2006年GDP预期增速8.6％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1.31。
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、化工、水泥、机械六大行业用电占总用电量的49.9％(见图2)，较05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％。钢铁行业因产出景气回落，用电增速较慢，而水泥、冶金等行业用电增速有所恢复，机械、化工等行业增长稳定。电力供需形势的缓和使生活消费用电增长的影响继续凸显，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、西北电力需求增速总是低于全国平均水平。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，认为06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。
供需紧张总体有较大好转
2005年1－8月，电力供应仍呈现紧张局面，但较去年同期大幅好转。电力缺口大大缩小，普遍”电荒”的局面已改善为局部紧张。电力需求增速放缓、发电能力增长较快、电网输电能力提高、水电厂来水充足和电煤供应充足是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，供需情况得到缓解。2004年底我国发电装机容量达到4.47亿千瓦，并有2.8亿千瓦电站项目在建。按建设周期平均四年计(有关资料显示，火电建设周期一般2－3年，水电3－4年，而新建项目中火电占有绝对比重，这里采用的估计偏保守)，05、06年投产的发电装机容量为1.4亿千瓦左右，06年年底将形成5.87亿千瓦的装机容量。全年来看，06年全国平均发电设备年利用小时数下降到4890小时，明显低于2004年的5460小时和2003年的5250小时，与2002年基本持平。一般来说，发电设备利用5000小时是一个判断电力供给是否紧张的标志，因此，我们认为06年电力供需紧张局面将有大幅缓解。季度上看，06年1－3季度发电利用小时数低于03－05年同期，但仍高于02年同期。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02年同期。
在电力供需形势整体好转的背景下，06年各区域电力供需形势更加值得关注。从2005年1－7月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。从05年1－8月份电网运行情况来看，电力缺口主要都集中在华北电网，华北电网的最大电力缺口占到国家电网的50％以上。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05年的情况，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。从电力跨区域调度来看，国家电网公司今年1－8月跨区域输电快速增加，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。从国家发改委今年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12100万千瓦，其中:水电13项，建设总规模1154万千瓦；火电144项，建设总规模为10859万千瓦；其他11项，建设总规模为87.4万千瓦。分布情况为，东北22项，华北36项，华中32项，华东42项，南方20项，西北14项。
3)电煤供应，特别是缺煤省份的煤炭运输保障能力。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20.86亿吨，同比增长7.5％，煤炭供需形势总体继续好转，但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％。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。
电力企业效益走出低谷
由于煤价自2004年以来持续走高，同时电煤质量却不断下降，今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％，同时实现利润200.7亿元，同比却减少了23％，利润率为4％，远低于去年同期。五月份，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景气走出低谷。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％。成本压力的缓解将使行业效益走出低谷，从5－8月行业效益情况来看，形势尤为乐观，预计今年电力行业平均利润率能够与04年持平。
2006年煤价和电价整体都将趋于稳定，电力行业效益将走出低谷。根据对电力需求、煤价、电价的预测分析，我们预测06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，利润率0.065，略高于05年利润水平。
在整体呈现恢复增长的背景下，各子行业也都有各自的增长特点。火电发电企业由于05年基数较低，06年效益水平同比会有较快增长，收入和利润都会有恢复性增长。水电与核电未受煤价上涨影响，反而受益于电价的提升。而且，水电、核电尚未进入电力市场竞争环节，发电量按照容量核算，因此将继续保持相对稳定的利润水平。电力供应企业效益水平相对稳定，并将从电力改革中受益。
市场化改革背景下的投资建议
06年电力行业效益将走出低谷，稳步回升。影响电力行业发展和企业效益的主要因素包括国家对电力的巨额投资进而对行业发展的拉动，电力市场化改革的不断深入对行业利益结构和各环节企业行为的深远改变。竞价上网将改变企业的盈利方式，从而影响企业的投资、管理和决策行为，大型发电集团由于行业本身规模效益的特点在竞争中占有一定优势，但也必须积极适应这些变化做出调整，从而占据主动。
新电价决定体制下，竞价上网主体暂限定为火力发电，但在国务院发布的《电价改革方案》中明确提出将在适当时候建立专门的竞争性新能源和可再生能源市场，届时水电生产企业将自主决策其丰枯期生产策略，发挥其出色的快速调节能力，在市场中抢占有利位置，其他新能源发电企业也将由于其环保高效的特性不同程度受政策倾斜，保持较高的效益水平。
2006年行业的风险主要有:电力供需的缓和带来的发电设备利用小时数下降会削弱电力行业的收益水平，在电价改革加速的背景下，竞争加剧势必引发电力行业内部的结构调整，一些技术水平落后、成本缺乏规模优势和不适应电力市场化运作的企业会面临较大压力。行业的其他风险还包括证券市场电力板块股改的系统性风险，冬夏季的异常气候对火电的影响和来水量对水电生产的直接影响等。撰稿:杨建龙(国务院发展研究中心产业部)王剑(清华大学)梁卓(清华大学)
煤炭 行业利润率将稳定在高位
煤炭消费进一步集中
根据国务院发展研究中心完成的“中国煤炭需求(国内)预测模型”的分析，2006年国内煤炭需求为208573万吨，同比增加14515.1万吨，增长7.48％。国内煤炭需求增速继续减缓。
煤炭需求量按季度递增，一季度最小，为48962万吨，四季度最大，为55628万吨。煤炭需求增速则成按季度递减态势，一季度最大，达8.7％，四季度最小，仅为6.6％。
国内煤炭需求增速放缓与宏观经济的”软着陆”密切相关，另一方面，煤炭利用效率的不断提高、天然气等替代能源使用的增多以及交通运输、建筑和居民生活等领域用煤的减少也导致了煤炭需求增速的减缓。与06年GDP的预期增速8.6％相比，06年煤炭需求弹性系数将低于1。
2006年煤炭消费将进一步集中，电力、钢铁、石油加工、水泥、化学原料五大行业用煤比重将达到79.8％，其中电力(火电)用煤比重继续稳步增加，将达到50.5％，增长贡献高达57.5％，电力用煤依然是煤炭需求增长的最主要动力。
煤炭、焦炭的出口将继续实行配额管理。2006年国际煤炭市场供应良好，价格预计在50美元/吨波动，煤炭出口继续走低，全年预计低于8000万吨；焦炭价格继续低位徘徊，焦炭出口将稳定在1500万吨的水平。同时，煤炭进口稳步增加，动力煤进口关税的下调及国际煤炭价格的走低，促使动力煤进口成为主要增长动力，但炼焦煤和无烟煤仍是主要进口煤种，预计06年煤炭进口量将达3000万吨。
综合国内需求和进出口的预测结果，预计2006年我国煤炭的总需求量(总需求量=国内煤炭需求＋煤炭出口量＋焦炭出口折合量－煤炭进口量)将达到215073.1吨，同比增加13415.1万吨，增长6.65％，增速同比进一步减缓，也低于GDP增长速度。
规模企业产量增长相对较快
近年来，煤炭产量增长迅速，但规模企业产量增长相对缓慢，小煤矿在平衡快速增长的煤炭需求中发挥了重要作用。随着煤炭行业投资建设的加快，规模企业产量比重逐渐增加，2005年规模企业产量将达到17.8亿吨，同比增长13.8％；2006年继续稳步增长，预计产量将达到19.5亿吨，同比增加1.7亿吨，增长9.2％。06年规模企业产量的增长就已超过煤炭需求的增长，继续加强对小煤矿的治理整顿不会对保障煤炭供应造成影响。
从煤炭企业类型看，目前乡镇小煤矿的产量比重已超过1/3强，增长贡献接近50％。乡镇煤矿近年来在保障我国煤炭供应中扮演了重要的角色，但其持续快速增长也伴随着较大的资源浪费及安全问题。随着国有煤矿产能快速增加，06年应继续加强治理整顿规模较小、安全隐患较大、开采方式不合理的乡镇煤矿，保证煤炭产业的合理、健康、稳定运行。综合对各类煤炭企业生产的分析，预计06年煤炭总产量将达21.6亿吨，同比增长4.9％，能够有效满足需求。
分季度看，一季度乡镇煤矿往往受春节影响，开工不足，产量相对短缺，但由于目前规模企业已成主要增长力量，06年一季度供应形势较05年同期应有所好转；二季度后，各类煤矿均大量投入生产，煤炭供应将能充分保证。
煤炭运输结构性问题值得关注
2003、2004年煤炭供应紧张的局面很大程度上在于输运能力不足，2005年煤炭输运能力大幅提高，大大缓解了煤炭产业链中输运的压力；2006年煤炭输运量将继续稳步提高，输运紧张状况进一步缓解。预计2006年铁路运煤能力将增加9000万吨，达到12.1亿吨，同比增长8.13％，继续高出煤炭需求增速。预计06年水路运煤将达到4.41亿吨，同比增加0.5亿吨，增长12.78％，考虑外贸运煤保持在8000万吨左右不变，则内贸水路运煤将达到3.61亿吨，同比增长17.97％，远高出煤炭需求增速。与此同时，山西大同、内蒙古等地均加快公路运煤通道的建设，06年公路运煤也将有长足的发展。
2006年煤炭水路与铁路运输的协调即煤炭运输的结构性问题值得关注。05年铁路运煤通道运往北方7港的煤炭较港口煤炭下水量高出5000万吨，港口和水运能力存在较大缺口，造成较严重的压港局面。考虑到铁路运输增长进一步集中于大秦线的情况以及水路运输的季节特点，06年铁路与水路运输的不协调将是煤炭运输环节的主要问题，会增加煤炭输运的季节性及区域性压力。
季节性、地域性供需压力仍存
2005年下半年起，国家进一步加强煤矿安全治理工作，但煤炭产量增幅依旧高于需求增速，煤炭库存继续增加，预计05年底社会总库存将超过1.4亿吨，为2006年煤炭供应打下一个好的基础。同时，2006年国内煤炭需求增速进一步趋缓，出口继续受限，进口进一步增加；煤炭产量继续稳步增加，规模企业产量增长已超出煤炭需求增幅；煤炭输运能力仍有较大提升，终端企业库存水平继续改善。综合分析，2006年煤炭供需形势总体将继续好转，不同季节供需形势与2005年相似，但整体水平同比均有所改善。
2006年煤炭供需的季节性和区域性压力依然存在。分季度来看，一季度因春节因素，小煤矿开工不足，煤炭总产量较少，电煤需求却很大，同时铁路运煤受到春运的影响，水路运力又不足，仍需消化去年库存及抢运，形势最为严峻；二季度水电增长迅速，电煤需求环比增长不大，而煤炭产量和铁路水路运力都大幅提高，供需最为舒缓；三、四季度，煤炭产量足够保证需求，铁路、水路整体运输能力较低仍是煤炭供需环节的瓶颈，预计仍需组织煤炭抢运。分区域来看，煤炭生产消费格局的差异显著，短期内难以消除，地域性供需压力将长期存在。东北、华北及西北地区供需状况较好；华东、华南地区输运压力依然较大，要保证供需平衡仍需抢运；华中地区对火电依赖程度较小，但产煤主要集中在河南、四川两地，且由于地形复杂运输不便，供需形势仍比较严峻；此外05年山西、四川产煤大省因电煤价格过低出现电煤短缺局面，电煤双方的价格分歧06年会继续存在，给电煤供应带来很大不确定性。
煤价持续高位运行
2006年煤炭供需形势进一步好转，规模企业产出成为主要增长力量，煤炭品质也将相应提高，有利于促进煤炭价格的稳定。小煤矿产量能否得到控制，将对煤炭市场有着重要的影响，目前来看，坚定且合理的治理整顿小煤矿是趋势所在，将促使重点煤炭企业坚定当前煤炭价格。煤炭进出口总量将达1.1亿吨，国内煤炭价格受国际市场影响加大，而国际煤炭价格持续低于50美元/吨，也有助于维持国内煤价稳定。05年下半年开始征收的”煤炭价格调节资金”和煤炭资源税的调整将能一定程度推动06年煤炭价格上扬。综合分析，预计2006年煤炭出厂价格仍将继续高位平稳运行，优质煤将有上涨潜力。电煤方面，价格”双轨制”矛盾依然突出。2005年山西、四川等产煤大省因电煤价格过低，供应异常紧张，直接促使电煤价格有较大增长。预计2006年电煤价格整体趋稳，但一些价格过低地区电煤价格会有所上涨。
2006年市场煤炭价格将继续在高位运行。但要注意，短期供需与价格将相互影响，市场煤炭价格继续受到季节性及区域性的供需状况的影响，导致价格将在高位波动，市场敏感度更高。一季度市场煤炭价格仍有缓慢上涨潜力，二季度后随着终端企业库存的增加，预计价格将略有回落，下半年铁路、水路协调性问题将凸现，促使市场煤炭价格转而上涨。区域性方面，华中地区煤炭价格继续不断上涨态势，华东、华南地区煤炭价格受到运输协调能力、水电充足与否及煤炭进口等影响，预计仍有上涨空间。
行业利润稳步提升
2006年规模企业煤炭产量继续稳步增长，行业增长景气及效益景气将持续平稳运行。综合规模企业煤炭产量及价格预测分析，预计2006年煤炭行业规模企业收入将达到6031亿元，同比增长10.6％，而利润将达到594亿元，同比增长11.6％，利润率为9.85％。煤炭行业利润率将稳定在高位，具有很高的投资回报率，值得关注。中长期来看，“十一五”期间我国煤炭需求仍然会稳步增加，价格稳定也将是大势所趋。作为基础能源行业，煤炭行业将处于一个相对稳定的增长期，投资价值偏好。
撰稿:杨建龙 王剑 苏铭 （中证网）
