电力供求形势缓解，发电设备利用率下降：根据中电联《2005年电力工业统计快报》，2005年全国有6700万发电机组投产，2005年末全国电力装机容量达到5.08亿千瓦，比2004年增长15.27％；2005年全国发电量24747亿千瓦时，同比增长12.8％。2005年全社会用电量24689亿千瓦时，同比增长13.45％，增速比2004年回落2.4个百分点。2005年全国发电设备利用小时数为5411小时，比2004年下降44小时。

　　2006年电力供需预测：预计2006年全国有7500万千瓦机组投产，年末总装机容量将达到5.8亿千瓦。预计2006年全国用电量为2.75万亿千瓦时，比2004年增长11.8％。2006年全国发电设备利用小时数将继续下降，约比2005年5%。

　　煤电之争　煤电二次联动可期：2006年全国重点煤炭产运需衔接会上煤电双方价格博弈，无果而终。发改委出面协调，称“适当提高重点合同电煤价格也有其合理性”，并提出“再次煤电联动”建议。我们预测电价上涨幅度在0.01～0.02元/千瓦时，最早在下个季度开始执行。

　　投资策略：鉴于全国电力市场正在由紧缺走向过剩，电力设备利用率下降已成必然趋势，而电煤价格和上网电价的上涨幅度还存在不确定性，煤电联动电力企业要自行消化30%的煤价上涨因素，电力企业利润空间被挤压，但市场已提前予以反映，因此我们给予电力行业“中性”评级。我们依然看好具有长期竞争优势和成长能力的公司，如国电电力（600795）、G华靖（600886）等。建议关注股改为电力上市公司带来的投资机会。 

　　2005年电力工业形势

　　根据中国电力企业联合会发布的《2005年全国电力工业统计快报》，中国电力行业在2005年继续快速发展，电力供应紧张局势有所缓解。截止2005年底，全国发电装机容量达到50841万千瓦，同比增长14.9%，其中火电装机容量增长速度16.6％，高于水电装机容量增速5.9个百分点。2005年全国发电量达到24747亿千瓦时，同比增长12.8％，由于2005年全年来水情况较好，水电发电量同比增长19.4％，而火电发电量同比增长11.5％。

　　从用电情况来看，2005年，我国全社会用电量为24689亿千瓦时，增速为13.45%，比2004年回落2.4个百分点，这主要是受宏观经济调控的影响，工业用电，特别是重化工业增长减缓所致。长期以来，钢铁、化工、建材、有色金属等高耗能行业的快速发展对全社会用电需求增长的拉动作用巨大。随着宏观调控效果显现，工业用电增长放缓，2005年工业用电量为18056亿千瓦时，同比增长12.48%，比2004年回落4.27个百分点。其中轻、重工业用电量分别为3689亿千瓦时和14368亿千瓦时，同比增长7.93%和13.85%，增幅分别回落5.87和3.48个百分点。

　　大批电源项目的建成投产，电力供需矛盾相对缓和，使得发电设备利用小时数有所回落。2005年累计平均利用小时数为5411小时，同比降低44小时。其中，水电设备利用小时数为3642小时，同比增加180小时（主要原因是2005年来水情况比较好）；火电设备利用小时数为5876小时，同比降低115小时。

　　2006年电力供需预测

　　根据国家发改委发展研究中心预测，2005～2007年我国有大量发电机组投产。

　　继2005年我国新投产机组6770万千瓦后，2006年、2007年还将分别有7500万、7000万千瓦投产，2006年末全国电力装机容量将达到5.8亿千瓦，2007年达到6.5亿千瓦。

　　从电力需求来看，2006年，宏观调控政策的效果将进一步显现，钢铁、有色金属、化工等高耗电行业增速放缓，使得电力需求的增速减缓。据国家发改委预测，2006年全国的用电量约为2.75万亿千瓦时，比2005年增长11.8％。其中，钢铁行业用电量增速约为11.4％，有色金属行业用电量增速约为14.8%，非金属矿物制品业用电量增速约为13.8％左右，化工行业用电量增速约为9.4%。

　　从总体上看，2006年全国的供电形势将有缺电转向电力供需基本平衡，除局部地区、高峰时段会出现不同程度的缺电外，（国家电网公司预测夏季全国总体最大电力缺口在1000万千瓦以内），我国电力供需形势将出现总体平衡。

　　2006年我国电力供应较为紧张的地区有：

　　（1）华东电网：上海、浙江在夏季高峰时段电力较为紧张，江苏电力全年富余、安徽、福建稍有富余。
　　（2）华北电网：山西、蒙西、河北南网较为紧缺。
　　（3）南方电网：广东地区电力供应较为紧缺。
　　（4）华中电网：四川、重庆在第一季度因来水不足而电力供应紧张。 
　　煤电之争　发改委默认煤企涨价要求
　　2006年1月1日～10日，2006年全国重点煤炭产运需衔接会在济南召开。在会上煤电双方就电煤价格进行“博弈”，最终只签订了3.48亿吨有量无价的电煤合同。
　　2月8日，国家发改委、铁道部、交通部联合下发《关于继续做好部分电煤价格协商保障2006年煤炭电力生产供应的紧急通知》，要求目前尚未签订合同的部分重点煤炭、电力企业，必须在2月份之内完成全年电煤合同和运输合同签订任务。随后国家发改委起草《关于进一步做好2006年全国重点煤炭产运需衔接工作的请示》，并已上报国务院。国家发改委称，“鉴于多年形成的电煤重点合同价格与非重点合同价格存在一定差距，适当提高重点合同电煤价格也有其合理性。”在关于下一步工作的建议中，《请示》明确提出，要“继续实行煤电价格联动政策”。

　　煤电联动政策

　　国家发改委2004年年底下发的《关于建立煤电联动机制的意见的通知》，主要内容如下：

　　（1）上网电价与电煤价格联动，电力企业要消化30%的煤价上涨因素。

　　（2）联动周期：原则上以不少于6个月为一个煤电价格联动周期。若周期内平均煤价比前一周期变化幅度达到或超过5%，相应调整电价；如变化幅度不到5%，则下一周期累计计算，知道累计变化幅度达到或超过5%，进行电价调整。

　　（3）燃煤电厂上网电价调整时，水电企业上网电价适当调整，其他发电企业上网电价不随煤价变化调整。

　　上网电价调整的计算公式：上网电价调整标准=煤价变动量×转换系数转换系数=（1-消化比例）×供电标准煤耗×7000/天然煤发热量×（1+17%）/（1+13%）
　　2005年5月1日，我国首次执行煤电价格联动，全国销售电价平均上调了0.0252元/千瓦时。在随后的一个周期内，虽然煤价上涨幅度超过5%，但考虑到下游行业的承受能力，国家发改委未实施第二次煤电联动。
　　根据2005年全国平均供电煤耗374克/千瓦时，电力企业自行消化30%，普通电煤发热量5500大卡计算，电煤价格每上涨29元电价可提高0.01元。但对于电力企业来说，电煤价格每上涨20元，燃料成本将增加0.01元/千瓦时。
　　根据国家发改委预测，今年国内煤炭需求21.7亿吨，其中发电用煤12.1亿吨，加上出口8000万吨，总需求22.5亿吨。煤炭供需将保持总量基本平衡、比较宽松的格局。
　　国家发改委对于煤炭价格实施“放开、监督、稳定”的原则。由于煤炭资源税改革、提高安全措施、关停中小煤矿等，使得煤炭价格下降的空间不大。预计煤炭价格在2006年保持高位运行态势。
　　从历史来看，电煤重点合同价格一般都低于电煤市场价格。目前，电煤重点和同价格比市场价格低50~100元/吨，电煤重点合同价格与市场价格的接轨是不可改变的趋势，但由于电力工业是国民经济的基础产业，电价的大幅上调将对全社会经济的发展产生负面影响，因此考虑到下游行业的承受能力，电价不可能大幅度上调，而电煤重点合同价格与市场价格的并轨也是渐进的。我们预测此次电价上调的幅度在0.01～0.02元/千瓦时之间，最早从下个季度开始执行。
　　从煤电联动的效果看，2005年5月第一次煤电联动后，电力企业的业绩有明显的回升，但煤电二次联动将是电价与煤价的同步上涨，电力公司的业绩难有显著提高。待二次联动政策正式出台后，我们将对其进行详细测算。
　　煤电联动的最大受益者将是水电企业。根据《关于建立煤电联动机制的意见的通知》，水电的上网电价也将有适当的调整，由于水电企业的成本不受煤价影响，上网电价的提高将转化为实实在在的利润。