□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
.