一、总体运行

    1.效益分析

    2006年前4月，由于煤炭价格总体保持平稳，没有出现2005年初期的大幅上涨情况，因此，电力生产行业效益继续呈恢复走势，由于去年同期基数相对较小，因此利润同比增长有较大程度的攀升，同比增长72.6％，增速比去年同期上升超过百个百分点，比去年全年末水平也快速上升近60个百分点。业内亏损企业亏损额继续减少，同比下降26.9％。不过，尽管电力生产行业2006年前4月利润比2005年同期有较大程度的增加，但绝对值仍没有达到2004年同期的水平，行业总体上仍处于对前几年煤炭价格快速上涨的消化过程当中。

    供电企业4月份仍保持良好的效益增长趋势，利润同比增长34.84％，尽管增速比2005年底有所下滑，但这一增速水平是在去年同期高达105.63％的增速基数水平下取得的，且前4个月以来增速一直稳步上升。

    2006年1－4月份规模以上电力行业工业企业效益情况 单位：亿元，％

    2.成本费用

    电力生产最主要的成本是电煤，电煤价格2006年以来受供求关系缓和的影响走势较为稳定，因此，2005年初发电成本大幅上升的情况在2006年前两个月中没有出现，成本增长明显下降，且较大程度上慢于收入增长的幅度，保证了利润的快速增加。另外，1-4月份，全国供电煤耗率为361克/千瓦时，比去年同期下降6克/千瓦时。煤耗下降降低了行业成本，前4月累计，电力生产行业规模以上企业销售成本同比增加14.05％，增幅比去年同期下降超过一倍。

    不过，值得注意的是，随着电力装机容量的快速增加，2006年以来发电企业的各项费用增加较快，前4月，规模以上电力生产企业三大费用增长全面上升，销售费用增长更是达到40.07％，管理费用和财务费用同比增长分别比去年同期上升6个和10个百分点。规模的扩大，必然要求各电力企业加强管理，提高运营能力。

    2006年1－4月份规模以上电力行业工业企业成本费用情况 单位：亿元，％

    3.资本资产

    2006年前4月，电力生产行业平均负债率为65.7％，比2005年底有所上升，电力供应负债率为48.07％，与2005年水平相当。

    电力生产行业负债率的提高与资金周转放慢存在一定的关系，前4月，电力生产企业应收帐款增加较快，截至到4月底，应收帐款达到936.48亿元，比2005年底增加超过100亿元，增长较为迅猛，资金周转放慢。相对来说，电力供应行业对应收帐款的控制明显要好，前4个月累计仅增加4亿元，这对它降低负债率，减少债务成本和费用作用明显。

    2006年4月底规模以上电力企业负债率和应收帐款变化 亿元，％

    二、电力供需情况

    1-4月份，全国规模以上工业累计完成增加值24611.11亿元，比上年同期增长16.7％。其中，4月份完成增加值6819.78亿元，同比增长16.6％。工业特别是高耗能产业增长有所减速，加之发电能力增加较多，主要水库蓄水情况较好，前4月全国电力供需形势继续缓解，电力供需特点主要表现为区域性、时段性缺电。电力供需形势比去年同期明显缓和，缺电范围明显减少，缺电程度也明显减轻，拉限电条数同比大幅下降。

    1、用电市场情况

    1-4月份，全国全社会用电量8466.59亿千瓦时，同比增长12.33％。第一产业用电量215.75亿千瓦时，同比增长9.65％；第二产业用电量6371.64亿千瓦时，同比增长12.35％；第三产业用电量870.52亿千瓦时，同比增长10.87％；城乡居民生活用电量1008.68亿千瓦时，同比增长14.09％。

    1-4月份，全国工业用电量为6291.11亿千瓦时，同比增长12.37％；轻、重工业用电量的同比增长分别为8.88％和13.24％。

    从各区域的用电量增长情况来看，用电量同比增长超过全国平均水平（12.33％）的省份依次为：内蒙古（27.53％）、贵州（24.95 ％）、四川（18.54％）、青海（16.65％）、江苏（16.11％）、山东（15.58％）、海南（15.54％）、浙江（14.97％）、江西（14.54％）、福建（13.46％）、重庆（13.40％）、山西（13.24％）、宁夏（13.08％）、广东（12.53％）新疆（12.50％）、河北（12.41％）。

    2、电力生产和销售情况

    全国1-4月份共完成发电量8175.29亿千瓦时，同比增长11.1％，增速比去年同期略有下降。1-4月份，全国电网供电量7133.46亿千瓦时，售电量6728.00亿千瓦时，分别比去年同期增长11.25％和11.54％。

    2006年4月份规模以上发电企业发电情况

    3、发电设备利用及煤耗情况

    1-4月份，全国发电设备累计平均利用小时为1674小时，比去年同期降低78小时。水电设备平均利用小时达884小时，比去年同期增加37小时。火电设备平均利用小时达1861小时，比去年同期降低118小时。火电设备平均利用小时高于全国平均水平的省份依次为宁夏、云南、甘肃、贵州、重庆、山西、河北、吉林、内蒙古、辽宁、广西、青海、天津和浙江。

    前4月全国供电煤耗率为361克/千瓦时，比去年同期下降6克/千瓦时。全国发电厂用电率6.02％，其中水电0.59％，火电6.65％。线路损失率5.68％，比上年同期下降0.25个百分点。

    4、电网生产情况

    1-4月份，全国主要电网最高发电负荷合计32458万千瓦，与去年同期27705万千瓦相比，提高17.16％。主要电网发电量7093.48亿千瓦时，同比增长12.51％。

    5、跨区域送电情况

    1-4月，华北送华东29.48亿千瓦时，同比下降23.03％；东北送华北8.18亿千瓦时，同比下降17.16％；华东送华中0.63亿千瓦时，同比增长141.29％；华中送华东53.28亿千瓦时，同比下降2.35％，其中葛南直流17.96亿千瓦时，同比增长209.30％；华中送南方58.27亿千瓦时，同比增长148.42％；西北通过灵宝变电站送华中8.88亿千瓦时；贵州送湖南2. 19亿千瓦时，同比增长27.13％。

    1-4月份南方电网的西电送广东124.97亿千瓦时，同比增长123.53％；西电送广西21.04亿千瓦时，同比增长4.07％。

    1－4月份在电量进出口方面，广东送香港24.62亿千瓦时，同比下降20.17％；广东送澳门0.90亿千瓦时，同比增长64.25％，广东购香港15.26亿千瓦时，同比下降6.95％。

    三、投资

    据全国电力联合会的统计，1－4月份，全国新增生产能力（正式投产）2069.51万千瓦。其中水电164.058万千瓦，火电1896.98万千瓦。全年预计全国将新增生产能力7000万千瓦，大部分在下半年投产。随着电力紧张形势的缓解以及大规模在建装机容量的陆续投产，2006年以来，电力行业投资明显降温，增速呈稳中回落走势。1－4月份，全国电力热力生产与供应业累计完成固定资产投资1527.93亿元，同比增长15.6%，比2005年同期（40）较大程度下降。

    电力热力生产与供应业投资额月度变化情况    

    四、行业内主要企业经营情况

    1.市场前10企业经营

    发电企业前10大企业2006年前4月呈现出如下特点：一是10大企业销售利润率水平较大程度上快于行业平均，二是10大企业毛利率呈小幅上升，而行业总体相对较为平稳。三是从集中度来看，2006年1－4月份10大企业市场集中度和利润集中度继续呈下降势头。

    供应企业前10大企业前4月呈现出如下特点：一是10大企业的销售利润率水平落后于行业平均，二是10大企业和行业平均毛利率都呈逐步上升趋势，三是从集中度来看，2006年1－4月份，供电前10大企业的市场集中度略有下降，但利润集中度较大程度上升。

    总体来看，电力生产和供应前10大企业2005年效益增长与所属子行业景气走势具有较高的一致性，但生产企业前10企业的市场以及效益集中度较大程度上低于供电企业，有较大提高的空间和要求。

    电力行业按销售收入前10大企业集中度 单位：亿元

    2. 分规模企业经营情况

    从发电企业来看，2006年前4月小型企业销售收入增长加快，大型和中型企业放慢。各次规模企业利润同比都有所提高，比较而言，大型企业利润提高最为明显。从供电企业来看，大中小型企业前4月业绩增长仍保持在一定增长水平，但业绩增长都比2005年有所回落，相对来说，2006年前4月小型供电企业业绩增长最为快速，但小型企业与去年相比，增速已经有很大程度的放慢，各规模供电企业利润增长速度较为平均。

    2006年1－4月份规模以上电力企业分规模销售收入和利润 单位：亿元，％

    3.分所有制企业经营情况

    从发电企业来看，国有和外资目前是占据市场主导地位的所有制类型企业。2006年前4月，两大类型企业业绩同比都有所反弹，比较而言，国有发电企业业绩回升的程度更为明显。从供电企业来看，由于超过98％的供电企业都是国有企业，因此，国有供电企业的业绩增长与行业增长走向基本一致，利润回落走势呈逐步稳定趋势。

    2006年1－4月份规模以上不同所有制电力企业销售收入和利润 亿元，％

    五、二季度全国电力供需形势预测

    综合考虑各方面因素，并参考运用“全国电力供需分析预测软件”的结果判断：2006年上半年全社会用电量增长率将在11.5%左右。

    预计今年二季度及下半年的电力供需形势将继续得到缓解，缺电范围继续缩小，缺电程度也将继续减弱，迎峰度夏期间全国最大高峰负荷电力缺口为800万千瓦左右，主要集中在华东和华北地区，气候条件及需求侧管理的效果将最终决定负荷缺口的大小。华北、华东区域的电力供需矛盾仍然存在，华中电网供需基本平衡，东北电网供需平衡，西北电网总体平衡、略有富裕，南方电网缺口逐步减小。

    1.国民经济仍将保持平稳较快发展。

    2006年是“十一五”规划的开局之年，是国家落实科学发展观、节能降耗、继续实施“适度、稳健”宏观调控政策的关键时期。一季度，国民经济运行情况良好，为全年经济保持平稳较快发展奠定了坚实的基础。但是，当前经济中的主要问题是固定资产投资偏高，投资反弹的压力在加大，部分地区高耗能产业的发展势头依然不减，结构性调整任务艰巨，导致国家的宏观调控政策和措施的出台力度会加大。但是，我国经济平稳较快发展的宏观基本形势不会改变，二季度及下半年，预计经济增长速度将继续保持在9%以上。

    由于受产能过剩、原材料涨价、成品降价、国家宏观调控力度可能加大等诸多因素的影响，二季度黑色、有色、建材、化工等行业的投资会得到有效的控制，产品产量的增长会有一定的下降，由于节能降耗措施的实施，四个重点行业对电力的需求增长会进一步降低，对全社会用电增长的贡献也将逐步降低。

    2、发电装机预计投产规模较大。

    据初步调查了解，进入二季度，发电设备、发电建设安装工程将进入历史上的交货、验收高峰期，相应地发电装机也将进入一个投产高峰期，预计2006年上半年全国将投产装机容量在3000万千瓦左右，全年投产规模将在7500万千瓦以上，电力供应能力将得到加强，全国绝大部分地区基本可以满足迎峰度夏期间的电力需求。

    3、电网建设规模将进一步扩大，网络结构将更加合理。

    今年全国电网投资规模将在2000亿元左右，全国将投产220千伏及以上输电线路30000公里左右，220千伏及以上变电容量15000万千伏安左右，电网输送能力也有一定幅度的提高，上半年投产的输变电工程将使电网结构更加合理，输送能力有所提高，有效保证迎峰度夏高峰期的电力需要。

    4、电煤供应充足，但煤质和煤价仍是影响电力供应的主要不确定因素。

    在国务院领导及各相关部委的积极协调下，在电力、煤炭行业的共同努力下，全国电煤合同大部分已经落实，电煤从数量和库存上基本可以保证迎峰度夏期间的需要。但是，个别省份电煤落实情况不够理想，部分发电企业的缺煤停机现象、到厂煤质情况的不确定性仍然存在，这些对第二季度各地区逐步进入迎峰度夏期间的电力生产安全将造成一定的影响。预计市场电煤价格将继续保持高位震荡运行，部分地区会有下行的可能。（国家信息中心经济预测部）