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 2006年全年发电量将达 2.78 万亿千瓦时，增长约 12.1% 。随着宏观调控的政策效果进一步显现，重工业等高耗电行业的用电需求将有所减弱，与此同时，居民生活用电的贡献将有所提高， 2006年全国电力供需形势将趋于缓和，缺电范围和时段将大为减少。

1 、电力供给预测

截至 2005年 7 月底，发改委新批了 7400 万千瓦的电厂建设项目，已开工 7200 万千瓦，投产机组 2730 万千瓦。按照权威部门预计， 2005年至2007年将投产装机 6500 、 7400 和 7050 万千瓦，装机容量增速 14% 左右 ( 实际投产进度将超过预计 ) ， 2005年全国电力装机总量将突破 5 亿千瓦，到 2006年底时，将达到 5.8 亿千瓦， 2020年达到 9.5 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 2005年全年发电量可达 2.48 万亿千瓦时左右，同比增长约 13.4% 左右。 2006年，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 2.78 万亿千瓦时，增长 12.1% 。由于未来几年的装机容量有比较快的提高，在局部地区进而全国电力供求达到基本平衡之后，未来三年的发电机组利用率有可能下降。

2 、电力需求预测

受国家宏观调控的影响， 2005年下半年四个重点耗电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。据预测，下半年钢铁产量将继续保持较快增长态势，但增速将有所放缓；有色金属协会的资料显示，下半年有色金属的增幅将继续回落，导致有色金属行业用电将出现较大的下降，总体增长速度大约保持在 12% 左右；化工行业的用电增长速度将出现比较明显的回落，预计增速在 10% 左右；建材行业用电将保持在 15% 左右。由于 2005年国家对信贷和土地的调控政策得到较好落实， 2006年，宏观调控的政策效果将进一步显现；同时，中央将继续加强对固定资产投资的调控力度，受房地产调控政策的影响，房地产投资将继续呈现平稳回落的态势，其对钢铁、建材等高耗电行业需求的减少将使电力需求有所减弱。

与此同时，生活消费用电增长的影响将开始凸现。进入 20 世纪 90年代后，受居民消费结构升级的推动，我国生活消费用电平稳快速增长，居民生活用电占总用电量比重由 1990年的 7.5% 上升至 2001年的 12.6% 。 2002年以后，由于工业用电增长迅猛，生活用电又一定程度上因电力短缺受到抑制，居民用电所占比重有所下降。但从长远发展看，与发达国家相比，我国居民生活用电水平还很低，增长潜力较大，其比重逐步上升的趋势是可以预期的。 2005年居民生活用电占总用电量的比例预计将回升至 12.1% ，对用电总量增长的贡献率达到 14.3% 。 2006年居民生活用电量将在此基础上有所提高。

综合以上两方面因素，预计 2005年全国电力需求增速为 13.2% ，全社会用电量将达到 24600 亿千瓦时， 2006年全社会用电量将达 27500 亿千瓦时，增速 11.8% 。

3 、供需缺口预测

由于 2005年全国新增加的 6500 多万千瓦产能中上半年只投产了 2000 万，大多在四季度投产，预计未来几个月供需缺口将明显缩小，由夏季的 2500 万千瓦下降一半至 1000 万千瓦左右。经过电力电量平衡分析，预计 2005年全年电力供需形势依然紧张，但比 2004年有所缓解。 2006年，全国电力供需形势将趋于缓和，缺电范围和时段将大为减少，可能表现为季节性、时段性缺电的特点，供需紧张可能出现在华东、华北、南方区域电网的局部地区，部分地区可能出现电力过剩。夏季全国总体最大电力缺口在 1000 万千瓦以内，其中国网公司范围电力缺口在 600 万千瓦左右。分地区看，华东、华北电网的供需紧张形势将得到基本缓解，仅浙江、山西、蒙西等地区供需仍较为紧张，华中电网和西北电网供需基本平衡，仅宁夏存在少量缺口，东北电网的辽宁地区以及南方电网供需偏紧。

4 、电价走势预测

随着电力市场化改革的推进，电价的调整将更多地反映市场供需形势和发电成本的变化，从这些因素的分析来看，未来电价仍存在上涨压力。短期来看，实施煤电联动后，四季度电价有可能上涨。由于 2005年大规模的煤矿安全整治扼制了小煤矿过度增产、冬季储煤期到来和下半年火电机组大批投产扩大了煤炭需求以及市场心理预期向好等因素影响，四季度电煤价格有可能止跌反弹。煤电联动原则上只解决电煤涨幅的 70% ，电力企业仍要承担 30% 的煤价上涨。这就意味着四季度电煤价格的回升可能带来电价上涨的压力。但需要指出的是，由于目前电价调整面临应对发电企业亏损和控制物价上涨 ( 尤其是动力、原材料价格上涨 ) 的双重挑战，因此销售电价的调整有可能要小于或滞后于上网电价的调整。

2006年电价仍然存在上涨的动力。从需求方面来看，在中央有关调控措施的作用下，我国经济运行的稳定性和协调性逐渐增强，预计 2006年经济增长率将达 8.8% 左右，对能源的需求仍比较旺盛。从供给方面看，由于我国目前的电价水平总体偏低，电力企业积蓄了较大的涨价动力。目前我国供电企业仍然以国家大型企业为主导力量，同时也有不少民营的中小发电企业。大多数国家大型供电企业成本高、电价也高，而民营企业成本低、电价也比较低。现在电力供应短缺，大企业有着较强的涨价预期，而以低成本、低价格参与竞争的中小发电企业，也势必“跟风”涨价。需要指出的是，正在实施的竞价上网并不意味着上网电价的下降。这是因为，竞价上网的实施是一个循序渐进的过程，目前只在东北进行了试点，而且，竞价之初参与竞价的电量比例仅在 10%-20% ，对全国电价水平影响不大。

至于居民用电，由于有“居民用电价格调整必须通过听证会来进行”的强制措施，因此居民用电价格将在百姓承受能力限度内调整。

实现电力工业可持续发展的对策建议

为了促进我国电力工业的可持续发展，满足经济发展对电力的需求，保证电力的稳定、充足供应，必须解决电力发展过程中的结构性问题，加快电网建设，优化电力资源配制；同时要加快电价形成机制改革，抑制电力需求的过快增长，鼓励节约，提高电能利用效率。

1 、建立资源节约型国民经济体系，改变高消耗、高污染的粗放型经济增长方式

促进经济增长方式由粗放型向集约型转变是我国现代化进程中长期追求的目标，要力争在经济高速增长的同时，努力提高经济增长质量和效益。首先，要加快发展能源消耗少的第三产业特别是现代服务业，控制电力密集型产业的投资，严格限制高耗电行业的盲目发展，促进一、二、三产业形成新的发展格局；其次是提高产品的附加值，使得单位电能消费所创造的 GDP 有明显的增长。

2 、解决电力结构性问题，加大水电、核电和可再生能源的比重

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。今后要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。在优化火电的同时，加快发展水电，积极发展核电，大力发展可再生能源。

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特别是亚洲地区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。

3 、加强电网建设，促进电力资源在全国范围的优化配置

加大跨区、跨省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。我国 2/3 以上的经济可开发水能资源分布在四川、西藏、云南，煤炭资源 2/3 以上分布在山西、陕西和内蒙古。东部地区经济发达，能源消费量大，能源资源却十分匮乏。 2004年全国的跨区送电达到了 706 千瓦时。 2005年全国跨区域电量交换将超过 760 亿千瓦时，增长 8% ，区域内跨省电量交换将达到 1800 亿千瓦时左右，同比增长 15% 。

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，保证跨区送电的顺畅进行，加大力度进行电网建设和改造优化势在必行：首先，要重点突破电网企业目前仍是单一投资主体的格局，实行投资主体多元化。从电源项目的投资主体多元化的实践来看，地方政府的投资是主要力量，而且我国国有资产管理体制改革是从中央和地方两个层面上落实出资人制度。因此，电网建设投资主体多元化的首要目标就是创造条件使地方政府的投资主体能够成为电网公司的投资者，这也符合电网的基础产业性和区域垄断性的基本要求。其次，要拓宽融资渠道。应尽早启动大型电网企业的股份制改组和上市的研究和试点工作，推进大企业、集团进入资本市场融资。第三，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。第四，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 、加快输电与配电环节的分离，建立双向选择的直购制度

输配一体的电网垄断企业，对独立发电公司来讲，是单一买方；对最终用户来讲，又是单一卖方，这种垄断的市场结构集买方与卖方于一身，不可能形成真正的市场竞争，也就不可能传递真实的市场信号。要通过电价反映电力市场真实的供求关系，必须培育多家购电主体，通过输电与配电环节的分离，赋予配电公司、大的工业用户与发电公司双向选择的直购权。只有在多买、多卖的条件下，才能形成反映市场供求关系的真实价格，通过价格信号调节电力供求，实现发电与售电价格的有效联动，推动电力市场化改革的深入。同时，大用户直购打破了电网的垄断地位，也有利于推动电网经营企业规范经营，降低成本，提高生产效率。

另外，为保证电网公司的独立性，保证竞价上网的公平性，国家应采取进一步的措施剥离电网公司与其附属发电企业之间的产权关系，让不同所有制性质的企业在电力市场公平竞争。

5 、加快电价形成机制改革

第一，改革电网电价形成机制，增强电网自我积累能力。要结合区域电力市场的建立，完善电网电价形成机制。厂网分开后，输电网同样面临发展的问题，因此，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。

第二，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。

6 、改革电力运营机制，提高电能利用效率

通过提高电能的利用率，可以有效减轻经济发展对一次能源和电力的依赖。世界各国在发展电力工业时都特别注重提高运营效率，包括提高发电效率、输配电效率和终端用电效率，同时减少电力工业污染物排放对环境的负面影响。这种“可持续发展”已成为发展的主流。国外节能经验表明，节能工作要得到电力公司的大力支持，甚至主动推动，关键是解决电力运营体制上的问题，让电力公司通过节能获得收益。为此，政府要设计出一套行之有效的电力运营新机制，让电力公司能够通过支持电力用户提高利用效率，获得自己的必要收益；制定从电力回报机制到电价标准确定、税收返还、节能效益分享等一系列措施，促进电力公司真正成为提高电能效率的主要责任者。另外，实施能源效率标识制度，通过制定实施工业耗电设备、家用电器、照明电器等的能效标准，把好市场准入关，不断扩展节能产品认证范围，规范节能产品市场。